Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Газовый фактор нефти это


Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

 Газовый фактор

Газовый фактор

Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

Wikimedia Foundation. 2010.

  • Робастное управление
  • Трекбол

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

  • Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… …   Геологическая энциклопедия

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… …   Большой Энциклопедический словарь

  • газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio …   Справочник технического переводчика

  • Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… …   Энциклопедический словарь

  • газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Газовый фактор —         отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит …   Большая советская энциклопедия

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший …   Большой энциклопедический политехнический словарь

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… …   Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

  • газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor …   Справочник технического переводчика

Книги

  • Oil&Gas Journal Russia№ 5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journal учрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее  Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

Рабочий газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Рабочий газовый фактор

Cтраница 1

Рабочий газовый фактор - это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям ( 293 К и 10Д - 104 Па) и отнесенное к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения, включая горячую и вакуумную сепарацию, с учетом газа, выделяющегося из нефти при ее стабилизации.  [1]

Средние пластовые и рабочие газовые факторы, а также составы нефтяного газа по месторождению в целом рассчитывают с использованием результатов определения этих показателей по отдельным скважинам пластов, входящих в состав месторождения.  [2]

Но рабочий газовый фактор определяется по фактическим условиям разгазирования нефти, которые при подсчете первоначальных запасов нефти и газа во многих случаях нельзя точно определить. Поэтому фактические рабочие ресурсы газа могут существенно отличаться от принятых при подсчете запасов нефти и газа, даже если эти запасы определялись на основе прогнозного рабочего газового фактора.  [3]

Гр - рабочий газовый фактор; А - коэффициент пересчета рабочих ресурсов в пластовые; В - коэффициент пересчета рабочих ресурсов нефтяного газа в промышленные ресурсы; / С - уровень использования промышленных ресурсов газа.  [4]

Гриб - рабочий газовый фактор, определенный по первоначальному составу пластовой нефти, м3 / т; т ] - коэффициент нефтеотдачи за рассматриваемый период; дг.  [5]

Для расчета среднего рабочего газового фактора по отдельным скважинам за рассматриваемый период разработки залежи на режиме растворенного газа необходимо лабораторным или расчетным методом по первоначальному составу пластовой нефти определить газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти. Газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти - это объем нефтяного газа ( приведенный к стандартным условиям), который выделяется из пластовой нефти при ступенчатом разгазировании от начальных пластового давления и температуры до давления и температуры в пласте на конец рассматриваемого периода разработки месторождения, отнесенный к массе оставшейся в пласте нефти.  [6]

В процессе изучения рабочего газового фактора компонентный состав и физико-химические свойства нефти и газа определяют по инструкциям и методическим указаниям, прилагаемым к используемым для анализов приборам, и с учетом требований соответствующих ГОСТов.  [7]

При лабораторном методе определения рабочего газового фактора достоверность выполненных исследований контролируют сравнением составов пластовой нефти, полученных при ступенчатом и однократном разгазировании одновременно отобранных глубинных проб.  [8]

Особое внимание при определении рабочего газового фактора необходимо, когда эксплуатация нефтяных скважин осуществляется компрессорным или бескомпрессорным газлифтным способом. Если в данном случае газовый фактор определяется непосредственным измерением расходов нефти и газа на стационарных или передвижных сепарационных установках, на результаты измерений влияет количество газа, поданного извне для газлифта. В подобных случаях необходимо тщательно замерять количество и состав газа, поданного в скважины по системе газлифта за время замера газового фактора. При этом газовый фактор и состав газа, извлеченного вместе с нефтью из недр, определяют как разность между суммарным количеством газа и отдельных компонентов, полученных на сепарационной установке, и количеством закачанного газа и отдельных компонентов в нем за вычетом технологических потерь газа в системе газлифта, которые составляют до 8 % объема закачиваемого газа.  [9]

Наиболее достоверные результаты при определении рабочих газовых факторов на ступенях сепарации достигаются при применении замерных установок ПЗУ-1Г. Вот почему этот метод был принят в качестве базового при выполнении комплекса исследований по определению газовых факторов, по результатам которого с применением известных приемов корреляции осуществляется практическое использование других косвенных методов. Последние применяются преимущественно на месторождениях и залежах, на которых по различным причинам использование в настоящее время прямых методов не представляется возможным ввиду отсутствия сепарационных установок. В 1984 г. в ТатНИПИнефть был разработан также графический метод определения рабочих газовых факторов, основанный на экстраполяции данных, полученных при выполнении исследований с помощью установок ПЗУ-1Г на месторождениях с аналогичными геолого-физическими параметрами и системами сбора нефти и газа.  [10]

По отдельным величинам газового фактора определяется среднеарифметический рабочий газовый фактор пласта. Если пласт разбит на изолированные блоки, то Гр определяют раздельно по каждому блоку, а затем - как средневзвешенный по пласту в целом с учетом величины добычи нефти по каждому блоку.  [11]

По отношению компонентного газового фактора к среднему рабочему газовому фактору определяют молярный состав смеси газов всех ступеней сепарации. При этом общий и компонентный газовые факторы распределяют по ступеням сепарации исходя из предположения, что газовые факторы второй и последующих ступеней сепарации остаются постоянными и равными газовым факторам, полученным при сепарации первоначальной пластовой нефти при рабочих условиях сепарации. Состав газа I ступени определяют делением компонентного газового фактора на общий газовый фактор указанной ступени.  [12]

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, увеличивается содержание в ней легких углеводородов, которые улетучиваются при снижении давления до атмосферного.  [13]

Ресурсы нефтяного газа, подсчитанные на основе рабочего газового фактора, в настоящее время рассматриваются как потенциальный объем газа, подлежащего использованию. Однако такой подход к определению возможного уровня использования нефтяного газа нельзя признать правильным, особенно в отношении планирования, так как при этом не рассматривается структура ресурсов нефтяного газа с точки зрения народнохозяйственной эффективности их использования.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

 Газовый фактор         отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Г. ф. является важнейшим показателем расхода пластовой энергии (См. Пластовая энергия) и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.

Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. 1969—1978.

  • Газовый термометр
  • Газовый якорь

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

  • Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… …   Геологическая энциклопедия

  • Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… …   Википедия

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… …   Большой Энциклопедический словарь

  • газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio …   Справочник технического переводчика

  • Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… …   Энциклопедический словарь

  • газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший …   Большой энциклопедический политехнический словарь

  • ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… …   Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

  • газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor …   Справочник технического переводчика

Книги

  • Oil&Gas Journal Russia№ 5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journal учрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее  Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

Газовый фактор - Справочник химика 21

    Факторами, способствующими интенсивному отложению парафина, являются повышенное содержание газа в нефтегазовой смеси (высокий газовый фактор), вызывающее охлаждение нефти газом при его расширении, низкая температура окружающей среды, нестабильность процесса фонтанирования, низкая скорость движения нефтегазовой смеси, шероховатость внутренней поверх- [c.42]

    Результаты анализа природного газа (в молярных долях) из газовой скважины с низким газовым фактором [c.8]

    С учетом этих дополнительных допущений, выражение (9.81) для газового фактора принимает в этом случае вид [c.296]

    Насыщенность нефти газом и количество газа, могущего быть полученным из скважины, подвержены значительным колебаниям. Показателем насыщенности служит так называемый газовый фактор, т. е. количество кубических метров газа, выходящих из сква- [c.37]

    Газовые факторы отечественных нефтей [c.48]

    Теплоемкость органической (природной) жидкости, какой является пластовая жидкость (нефть, газ и нефтегазовая смесь), при различных значениях давления и температуры, т. е. при условиях, близких к натурным, почти не изучена, если не считать несколько работ, выполненных за рубежом для газонефтяной смеси с весовым содержанием газа в потоке более 11% (при газовом факторе больше, чем 114 м 1м ) и не более 17% (при газовом факторе меньше, чем 203 м /м ) [10, 40—42, 47, 93, 94]. [c.37]

    При этом происходит адсорбция газа как на границе нефть—вода, так и на границе вода—порода. Это ведет к некоторой гидрофобизации породы, улучшая условия смачиваемости породы нефтью, т. е. разрыву пленки воды на породе [184]. Это, естественно, улучшает условия вытеснения воды нефтью и уменьшает водонасыщенность керна. Как известно, газовый фактор у туймазинской нефти более чем в 4 раза выше, чем у арланской нефти. Поэтому если полученные в результатах различия между количеством остаточной воды в газонасыщенной нефти и ее модели объяснять данными [84], то становится понятной и меньшая разность этих величин в арланской нефти, чем туймазинской. [c.173]

    Экспериментальное определение величины Ср было проведено как для пластовой (однофазной) нефти с растворенным в ней газом, так и для нефтегазовой смеси с весовым содержанием газа в потоке от 20 до 100%, т. е. до чистого пластового газа. Отметим, что в условиях месторождения Песчаный — море нефтегазовая смесь с 10%-ным содерлоднофазному потоку нефти, так как пластовый газовый фактор при этом (так же как и на поверхности) равен 105—120 м 1м . Поэтому нефтегазовая смесь рассматривается нами как двухфазная только тогда, когда содержание газа в общей смеси потока равно 20% и более, при этом не наблюдается равенства между значениями пластового и устьевого газовых факторов. [c.46]

    По известным для данной залежи газовому фактору и давлениям на границах-/ , на контуре питания и рд р ) на галерее (или забое центральной скважины)-определяют из (9.91) и (9.92) величины [c.297]

    При расчетах притока газированной жидкости к скважинам часто используют метод последовательной смены стационарных состояний. В основе этого метода и некоторых других приближенных методов расчета неустановившейся фильтрации газированной нефти лежит допущение о постоянстве в каждый момент времени газового фактора [c.298]

    МПа-давление на забое скважины = 13,2 МПа-давление на контуре питания = 1,01 10 Па к = 0,1 мкм /г = 10 м-абсолютная проницаемость и толщина пласта К= 1,53 10 м (м -Па) - коэффициент растворимости газа в нефти Г = 400 м /м -газовый фактор т) = = 1,2 мПа с Т1 = 0,012 мПа с - коэффициенты вязкости нефти и газа. [c.300]

    Результаты анализа газа (в молярных долях) иа вефтяных скважин с высоким газовым фактором [c.9]

    Очевидно, адсорбция асфальтенов на поверхность, не занятую молекулами адсорбированного газа, будет протекать иначе, чем на поверхность с молекулами адсорбированного газа. Сопоставление исследований [89] с полученными нами результатами позволяет предполагать, что меньшая величина адсорбции асфальтенов для газонасыщенной нефти является следствием адсорбции молекул газа, содержащегося в нефти. Если это предположение справедливо, то наклон прямой Л—/(Рн) должен зависеть от газового фактора нефти, который у арланской нефти примерно в четыре раза меньше, чем у туймазинской. Поэтому величина адсорбции газов при прочих равных условиях из туймазинской нефти будет больше, чем из арланской. Возможно также, что разгазирование нефти, т. е. выделение легких фракций, несколько изменяет свойства асфальтенов. [c.53]

    Цеолитсодержащие катализаторы более стойки к отравлению металлами. В одном случае при работе на аморфном катализаторе содержание ванадия было 800—1000 млн , а никеля 300— 400 млн. . При этом коксовый и газовый фактор был равен 0,8—1,0. С переходом на новый катализатор он снизился до 0,4— 0,8 [210]. Полагают, что чем выше активность катализатора, тем больше допустимо на нем отложение металлов (учитывая наличие большого числа активных центров). На одной установке, работавшей на цеолитном катализаторе, при уменьшении количества догружаемого катализатора активность его заметно не понизилась, что свидетельствует о более высокой стойкости к отравлению металлами этого катализатора, чем обычного. [c.152]

    Количество попутных газов (в м ), приходящееся на 1 т добытой н ти, называется газовым фактором. Газовый фактор зависит от условий формирования в залегания нефтяных пластов. Средний газовый фактор по нефтяным месторождениям СССР составляет 95—112 м т (табл. 2.6). [c.48]

    Под газовым фактором понимается отношение объемов газа и жидкости, поступающих в аппарат. [c.159]

    В правую часть этого выражения входят четыре переменные величины. Из них три первые могут быть получены из описанного выше опыта однократного разгазирования пробы пластовой нефти. Для определения пластовой плотности нефти требуется иной метод. В данной работе она измерялась с помощью специального прибора, позволяющего получить значения плотности выбранной пробы пластовой нефти при разных давлениях и разных температурах. При такой методике получения объемного коэффициента пластовой нефти погрешность по-л)чаемых результатов будет определяться практически двумя причинами погрешностью определения плотности нефти и погрешностью определения газового фактора. Ее можно оценить из выражения [c.47]

    На Арланском месторождении был выбран опытный участок с одной центральной нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами, расположенными на расстоянии 290—350 м. Продуктивный пласт, вскрытый на глубине 1236—1244 м, сложен слабоглниистыми пе-счаникам,и с небольшими прослойками алевролитов средняя проницаемость пласта 0,7 мкм , пористость 21,5%, начальная нефтенасыщенность 8%. Свойства пластовой нефти следующие вязкость 19 мПа с, плотность 0,88 г/см давление насыщения 7,8 МПа, газовый фактор 15— [c.127]

    В Новогрозненском месторождении газ играет в режиме месторождения второстепенную роль (газовый фактор не превышает 40 на 1 т нефти) и основным является фактор гидродинамический. При наличии здесь мош ных водоносных горизонтов при эксплуатацип идет промывка песчаника горячими (свыше 100° С) минерализованными водами высокого нанора (свыше 200 л над [c.175]

    В некоторых нефтяных месторождениях количество газа очень велико или, как говорят, в них очень велик газовый фактор . Примером может служить пласт С в Нефтяно-Ширванском нефтяном месторождении Майкопского района. В других месторождениях, наоборот, при незначительном газовом факторе наблюдается чрезвычайно большой напор крыльевой воды. В таких месторождениях главной движущей силой, гонящей нефть к забою скважины, является гидродинамическая сила, или гидродинамический фактор. Примером такого месторождения служит Новогрозненская нефтеносная площадь, где причиной фонтанов или, вернее, перели-.вания нефти является главным образом гидродинамическое давление, создающее условия истечения нефти, близкие к артезианскому режиму. Роль того и другого из упомянутых двух факторов Ч режиме нефтеносного месторождения или района является обычным предметом горячих споров. Такие длительные споры велись, в частности, и в отношении Грозненских месторождений. [c.191]

    Данным обстоятельством является наличие в подземных водах рассматриваемых горизонтов растворенных газов нефтяного ряда и азота. При этом содержание газов в подземных водах горизонта Д, и отдельных зонах горизо1Ггов ДП-1У соизмеримо с газовыми факторами нефтей и составляет от 0,3 до 20 м /м Общее содержание углеводородных газов 60 - 75%, из них этана и высших - от 4 до 38%. Тип газа - азотно-метановый. По существу это естественные водогазовые смеси, которые определяются однозначно как одно из эффективных средств для воздействия на продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Возникающие при этом трудности технологического плана по добыче водогазовой смеси и ее доставке в неизменно.м виде к. месту воздействия были успешно решены созданием жесткой системы водозаборная - нагнетательная скважина. Анализ проведенных модельных исследований показал, что применение пластовых водогазовых смесей для воздействия на остаточные запасы нефти в зависимости от геолого-физической характеристики пластовых систем, концентрации и состава газа позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи на 3,5 - 7,1%. [c.222]

    Если нефть и газ вступают в сухой песок или песчаник, то нефть будет стекать вниз по пласту, пока сила тяжести является достаточной, чтобы преодолеть силу трения и капиллярного притяжения. Газ в этом случае будет находиться в свободном состоянии и займет верхнюю часть пласта. В случае антиклинального строения газ поместится в сводовой части и действительно образует то, что называют газовой шапкой , а нефть займет или дно синклиналей или наиболее низкие крыльевые части складки, прилежащие к синклинали. В случае моноклинального залегания пласта верхняя часть его будет занята газом, а нижняя — нефтью. В случае линзообразного строения пласта нефть будет скопляться в наиболее низких частях линз, а верхние будут заняты газом. Примером подобного залегания может служить линза С в Нефтяно-Ширвансиом месторождении, головная часть которой оказалась богато насыщенной газом, а вниз по падению в ней появилась нефть с чрезвычайно большим газовым фактором. [c.192]

    Впервые возможность развития газового фактора каталитического пре-образовапия жидкого углеводородного сырья над алюмосиликатными катализаторами показана в работах по изучению каталитического крекин1 а индивидуальных углеводородов [8], таких, как н-бутены, цетен, декалин и тетралин. В дальнейшем были продемонстрированы условия управляемого развития газового фактора каталитического крекинга типичного сырья — прямогонных газойлей [9], причем основным средством управления являлось повышение температуры процесса даже с сохранением глубины превращения исходного сырья на постоянном уровне. [c.270]

    При исследовании снижения селективности у катализатора в процессе крекинга было установлено, что одной из причин старения катализатора является отравление металлами. Результаты лабораторных опытов показали [64], что железо, никель, ванадий и медь, содержащиеся в некоторых видах нефтяного сырья, адсорбируются и накапливаются на катализаторе. Даже ничтожные количества (0,007 7о) этих металлов ухудщают селективность катализаторов и снижают выход бензина. Селективность катализатора в работе [64] оценивается коксовым и газовым фактором — отноще-нием выхода кокса или газа на исследуемом катализаторе к выходу кокса или газа на исходном (стандартном) катализаторе при одной и той же степени превращения. Ухудшение селективности при содержании на катализаторе перечисленных выше металлов выражается в резком повышении коксового и газового фактора. [c.148]

    Как было показано ранее, вспенивание жидкости возрастает с увеличением газового фактора , нагрузки на единицу поперечного сечения аппарата и с уменьшением скорости скольжения газа [3, 54]. По сравнению с лабораторными условиями в промышленных масштабах степень вспенивания жидкости и относительная поверхность раздела фаз резко возрастают. Это видно на рис. 34, 35, 36, построенных в соответствии с типичными режимами гидрогенизации нефтяных остатков и тяжелых дистиллятов. Степени вспенивания и относительные поверхности раздела фаз вычислены для скоростей скольжения газа 0,5 и 0,75 м1сек. [c.159]

    При точности определения плотности газа, нефти и газового фактора соот-нетственно 3 0,1 и 2% погрешность оказалась равной 8,5%, т. е. довольно значительной. Поэтому потребовалась дополнительная обработка полученных данных. С этой целью методом усреднения [9] были построены графики, изображающие зависимость кажущейся плотности газа от его удельного веса. [c.38]

chem21.info

Промысловый газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Промысловый газовый фактор

Cтраница 1

Промысловый газовый фактор ( в м3 / т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.  [1]

Промысловый газовый фактор ( м3 / т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.  [2]

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в мЗ, приходящееся на 1 мЗ ( т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи.  [3]

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м3, получаемое при сепарции нефти, приходящееся на 1 м3 ( т) дегазированной нефти.  [4]

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м3, получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 ( т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий - за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.  [5]

Рост величины промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке пластового давления ниже давления насыщения, что является признаком отсутствия влияния от закачки воды.  [6]

Аномальное увеличение и уменьшение промысловых газовых факторов при давлениях I ступени сепарации 6 и 5 ата объясняются следующим образом. В разгазируемой нефти ( при данном компонентном составе) при давлении порядка 6 ата и температуре 6 - ь9 С происходит бурный переход бутано-пентановых фракций из жидкостного агрегатного состояния в парообразное. Нефть вскипает во всем объеме, т.е. происходит процесс, в некоторой степени подобный, например, кипению чистой воды. Резкое увеличение концентрации бутано-пентановых и более тяжелых фракций в газовой фазе резко уменьшает парциальные давления в ней перманентных газов: метана и азота. Это в свою очередь приводит к резкому диффузионному переходу метана и азота из жидкой фазы в газообразную, молекулы которых механически увлекают за собой из жидкой фазы и другие более тяжелые молекулы.  [7]

По всему фонду добывающих скважин производится регулярный замер промыслового газового фактора.  [8]

Как залежи типа В, так и залежи типа С характеризуются увеличением промысловых газовых факторов после того, как будут достигнуты давление начала конденсации или соответственно давление начала испарения, если эти газовые факторы определены по продуктам, полученным в сепараторах объемного типа. Кроме того, при эксплуатации залежи типа А газовый фактор остается почти постоянным при снижении пластового давления.  [10]

Благодаря тому, что газ обладает значительно большей подвижностью, чем нефть, промысловые газовые факторы по мере разработки залежи быстро растут, но после достижения некоторого максимума еще быстрее падают. Дебиты нефти в процессе разработки уменьшаются. Пластовая энергия в случае отсутствия напора воды, отсутствия газовой шапки и пренебрежимо малого влияния упругих сил, связанная только лишь с растворенным газом, быстро истощается.  [11]

Для большей наглядности на рис. 1.3.4 - 1.3.5 и в табл. 1.3.5 представлены промысловые газовые факторы по компонентам в зависимости от давлений I ступени сепарации.  [12]

Из графиков видно, что при давлении I ступени сепарации 4 и 6 ата первичные газовые факторы, полученные при разгазировании нефти в промысловых условиях, больше теоретических ( равновесных), а вторичные промысловые газовые факторы, наоборот, значительно меньше теоретических, особенно при Р п4 ата. Суммарные промысловые газовые факторы ( массовые) также меньше равновесных.  [13]

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную ( опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных ( пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте.  [14]

Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ определения газового фактора нефти

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. 1 табл.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз.

Эти способы трудоемки и не достаточно точны.

Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. («Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения», Тюмень, ООО «Реагент», 2000, с.5-6). По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др.

Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2).

Уравнение объемного расхода газожидкостной системы:

Уравнение критической скорости Уоллиса-Гужова:

где

Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м3/с;

d - диаметр штуцера, м;

Vк - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с;

Рк - критическое давление, Па;

ρж - плотность жидкости в критической точке, кг/м3;

β - объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ρж используются плотность разгазированной нефти и воды, плотность газа и коэффициент растворимости газа в нефти, обводненность.

Недостатком метода является ограниченная область его применения, так как при работе скважин в технологическом режиме добычи нефти критическая скорость истечения формируется на малом числе скважин, а установка критических штуцеров требует остановки скважин, что ведет к потере в добыче нефти.

Другим недостатком прототипа является сильная зависимость значения газового фактора от точности определения дебита и обводненности продукции. В частности, при дебите жидкости 30±1 м3/сут и обводненности 0,92±0,04 относительная погрешность в определении газового фактора достигает 21%. При том же дебите и обводненности 0,20±0,01 относительная погрешность определения газового фактора снижается до 6%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа определения газового фактора нефти со значительным сокращением времени остановок скважин.

Поставленная задача решается тем, что при определении газового фактора нефти добывающих скважин, включающем измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, дополнительно измеряют уровень нефти в скважине, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

На практике для реализации предлагаемого способа измеряют плотность разгазированной нефти и газа, коэффициент растворимости газа в нефти и температуру потока на устье добывающей скважины. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования.

Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня.

Поправочный коэффициент γ определяется как отношение коэффициента растворимости при температуре нефти в затрубье к стандартному значению для нефтей данного объекта разработки (см. ОСТ 153-39.2-048-2003, с.5-7, 68).

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)

где

G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м3/м3;

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

Н∂ - динамический уровень, м;

ρон - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

γ - поправочный коэффициент на растворимость газа.

Важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора по эксплутационным режимам работы скважин, по сравнению с известными промысловыми методами, является независимость получаемого значения газового фактора от обводненности продукции скважин. Это существенно повышает надежность определений.

Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей.

Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже ± 2%.

Значительная часть скважин, особенно малодебитного и обводненного фонда, эксплуатируется в периодическом режиме работы. Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Нст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Нст вместо Н∂.

Очевидно, что в пределах погрешности измерений значения газового фактора, определенные по статическому и динамическому уровням, должны совпадать.

Результаты использования предлагаемого способа определения газового фактора приведены в таблице.

Таблица
Результаты измерения газового фактора нефти
Давление, МПазатрубноеУровень, мГазовый фактор, м3/м3
Номер скважиныбуферноелинейноединамическоестатическоединамическоестатическоединамическоестатическое
4261.281.281.131.2269548625.821.8
4311.181.180.120.257984218.08.4
4300.790.790.691.6886259321.428.6
4361.081.080.911.0866349822.320.5
4381.081.080.661.0862249818.120.5
4440.590.590.611.1361059817.122.8
4572.262.261.212.0572538527.327.2

Газовый фактор определен по скважинам Рассветного, Трифоновского, Гондыревского и Сибирского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Проведено сравнение полученного значения газового фактора с принятым к подсчету запасов. Погрешность определения находится в допустимых пределах.

Способ определения газового фактора нефти добывающих скважин, включающий измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, отличающийся тем, что измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

www.findpatent.ru

Газонефтяной фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Газонефтяной фактор

Cтраница 3

Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для гипотетических пластов с режимом растворенного газа, из которых добываются нефти с различным удельным весом.  [31]

Максимумы ретроградной жидкости и газонефтяных факторов обычно не встречаются при одном и том же давлении.  [32]

Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора для пластов с режимом неполного вытеснения нефти водой.  [33]

Неудачи работ по снижению газонефтяных факторов являются типичными для механизма вытеснения нефти при режиме растворенного газа. Когда в пласте наступает критическая газонасыщенность, газонефтяной фактор становится функцией падения или истощения пластового давления.  [34]

Расчетные кривые давления и газонефтяного фактора цля гипотетических пластов с режимом растворенного газа, из которых добывается нефть с различной растворимостью газа, усадкой и вязкостью.  [35]

Добыча углеводородной жидкости с газонефтяным фактором выше 18000 нм3 / м3 обычно называется отбором сухого или тощего газа, хотя твердо признанной граничной линии между ними в общем нет. В некоторых правовых работах под термином газовые скважины американские законы рассматривают такие, у которых газонефтяной фактор превышает 18 000 нм3 / м3 нефти, или 0 0562 м3 нефти и 1000 нм3 газа.  [36]

На газоконденсатной скважине с газонефтяным фактором 2494 нм3 / м3 было проведено испытание производительности по методу создания противодавления.  [37]

Влияние спущенных фонтанных трубок на газонефтяной фактор из скважин, где открыта газовая зона, залегающая поверх нефтяной зоны [ ( 2) и ( 3), гл.  [38]

Из графиков видно, что газонефтяной фактор Г сначала плавно увеличивается, затем резко уменьшается. Это свидетельствует о постоянстве объема порового пространства, занятого нефтью, отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости.  [39]

Было много безуспешных попыток снизить газонефтяные факторы, консервации скважин, перекрытию верхних участков разреза продуктивной формации в эксплуатационных скважинах, перфорации эксплуатационных колонн только в самых нижних песчаных разностях продуктивного разреза.  [40]

Из графиков видно, что газонефтяной фактор Гп увеличивается сначала плавно, затем резко и далее он уменьшается. Такое изменение газового фактора свидетельствует о постоянстве объема перового пространства, занятого нефтью, об отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости.  [41]

Расчетные кривые - давления и газонефтяного фактора для пластов с режимом неполного вытеснения нефти водой.  [42]

Были обнаружены конденсатные месторождения с низкими газонефтяными факторами. Жидкая фаза в таких пластах принадлежит определенно к конденсатному типу. Но содержание газа в них относительно мало, а критическая температура смеси, очевидно, превышает пластовую температуру. Вместо полного испарения на точке конденсации пластовая температура и давление сохраняют жидкую фазу на точке парообразования.  [43]

Из рассмотрения графиков видно, что газонефтяной фактор Гп увеличивается сначала плавно, затем резко и далее он уменьшается. Такое изменение газового фактора свидетельствует о постоянстве объема порового пространства, занятого нефтью, об отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме газированной жидкости.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru