Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Средний газовый фактор нефти


Газовый фактор. Давление насыщения нефти газом.

Газовый фактор – отношение V газа к 1 т или 1 м3 добытой нефти, из которой он выделился при Р=1 атм.

Гф =Vг / Vд.н. → . Величина его завис от степ насыщ-ти н растворенным в ней г и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой гф может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи. Знач гф от пары м3 до неск. тыс. м3 газа на 1 т нефти.

Различают начальный, текущий и средний газовый фактор:

 начальный – отношение количеств добытого газа и нефти за первый месяц или квартал работы скважины.

 текущий – отношение добытого газа и нефти за любой ограниченный отрезок времени.

 средний – отношение количеств газа и нефти добытого с начала разработки до любой произвольной даты.

Различ компоненты нефтяного г облад неодин растворимостью в н. С увелич молек массы коэф раст-и УВ-ых газов возраст. Из неУВ-ых газов: углек газ облад весьма высок раств-ю, а азот наиб низкой.Пр-сы разгазирования: Контактный- весь выдел-ся из н газ ост в контакте с нефтью.Дифференциальный-выдел-ся из н газ постоянно отводится.

ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное. Рнас → Па, МПа, кгс/см2 . Давление насыщения зависит от кол-ва и вида раств. газа, а также состава нефти и от температуры. С увеличением кол-во раств. газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.

рисС ростом содержания АСВ в нефти при прочих равных условиях Рнас увеличивается (т.е. с ростом молекулярной массы нефтяное давление насыщения увеличивается). К этому же приводят и рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ΔV

students-library.com

Газовый фактор - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Газовый фактор - скважина

Cтраница 2

В комплекс исследований и замеров для нефтяных скважин должны входить: определение коэффициента продуктивности скважины при помощи лифтово-го манометра и построение кривой восстановления давления, замер забойного и пластового давления, уточнение дебита и газового фактора скважины путем учащенных замеров в течение 5 суток до производства разрыва. В процессе подготовки скважины для гидроразрыва производится отбивка забоя.  [16]

Если через штуцер начала выходить нефть, приступают к комплексу работ по определению количества нефти в единицу времени ( дебит скважины), количества выделяющегося из нее попутного газа в м3 на 1 тонну нефти ( газовый фактор скважины), количества выносимой из пласта воды и качества всех этих компонентов.  [17]

Исходные данные: глубина скважины Н 1320 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D 0 15 м; пластовое давление рпл 5 МПа; коэффициент продуктивности / С 80 т / сут - МПа; максимально допустимая депрессия Ар 1 2 МПа; плотность нефти рн - 900 кг / и3; средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб рс 871 кг / м3; газовый фактор скважины G 30 м3 / т; коэффициент растворимости газа в нефти а 5 1 / МПа; располагаемое абсолютное рабочее давление рр 2 85 МПа; абсолютное давление на устье ( вы-киде) Ру 0, 12 МПа. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет.  [18]

К важнейшим особенностям условий эксплуатации, специфичных для различных районов, относятся следующие: содержание и характер механических примесей в откачиваемой из скважины жидкости; процентное содержание нефти и воды в откачиваемой жидкости и склонность ее к образованию эмульсий; процентное содержание серы и сернистых соединений в откачиваемой жидкости, вызывающих коррозию агрегата; процентное содержание и характер смолистых веществ, парафинов и церезинов в нефти, склонных к осаждению на стенках каналов и рабочих органов агрегата; вязкость нефти, являющейся рабочей жидкостью, и климатические условия, влияющие на сезонное изменение ее вязкости; смазывающие свойства нефти; газовый фактор скважины ( количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1ш добытой нефти) и возможная глубина погружения агрегата под динамический уровень; температура пластовой жидкости; диаметр обсадной колонны скважины и ее состояние.  [19]

Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований.  [20]

Наблюдениями за характером эксплуатации скважин внутреннего и среднего рядов, которые испытывают влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин временно повышались до нескольких тысяч кубических метров на тонну.  [21]

В процессе закачки высоковязких водо-нефтяных эмульсий ликвидируется загазованность в прилегающей к трещинам области пласта. После такого гидравлического разрыва газовый фактор скважин снижается в 1 5 - 2 раза в течение 3 - 5 месяцев.  [22]

Схему спуска глубинного агрегата в скважину необходимо выбирать в зависимости от величины газового фактора скважины и возможного погружения глубинного агрегата под динамический уровень жидкости. В зависимости от величины газовых факторов скважины подбираются типы и производительность газосепараторов.  [23]

Авторы этого метода исходят из того, что при эксплуатации из пласта в скважину поступают углеводороды в газовом состоянии. Их состав устанавливается по газовому фактору скважины и анализу получаемых из нее газа и конденсата.  [24]

Из курса подземной гидравлики известно, что в условиях, например, режима растворенного газа величина газового фактора зависит от величины нефте - и газонасыщенности пласта. Поэтому с течением времени вследствие изменения нефтенасыщенности пласта газовый фактор скважин должен тоже изменяться.  [25]

Однако, если газ находится в пласте только в растворенном состоянии, ограниченность его ресурсов - накладывает ограничение на дебит газа и газовый фактор скважин. В первый период после падения давления ниже давления насыщения газовый фактор скважин возрастает, но затем, достигнув некоторого максимума, в связи с истощением ресурсов газа снижается.  [27]

Для оценки границ эффективного применения плунжерного подъемника были проведены расчеты для низкодебитных скважин по данным Ново-Уренгойского месторождения. Был проведен анализ влияния на добывные возможности скважин продуктивности, газового фактора скважины, глубины установки нижнего амортизатора.  [28]

Замеряя в процессе эксплуатации газовые факторы и давления в скважинах, можно определять содержание свободного газа на забое скважин или в пласте. Так, если давление на забое скважины равно 30 am, а газовый фактор скважины равен 90 м3 / м3 при удельном весе нефти 0 86, то в 1 ж3 нефти может раствориться, как видно из кривой, только 23 м3 газа.  [29]

Контроль и регулирование разработки месторождения в основном сводятся к изучению и регулированию продвижения водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на изменение обводненности нефти и на увеличение газовых факторов скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Промысловый газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Промысловый газовый фактор

Cтраница 2

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.  [16]

Методика проведения экспериментов в безртутной бомбе pVT - 1 с двумя поршнями заключается в следующем. Составляется рекомбинированная газожидкостная проба в соответствии с промысловым газовым фактором.  [18]

При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом происходит превышение промыслового газового фактора над газосодержанием пластовой нефти, что приводит к дросселированию выделившегося газа и, вследствие эффекта Джоуля-Томсона, к снижению пластовых температур в призабойной зоне пласта ( ПЗП) ниже Т нас. В этих пластах также отмечается снижение температур и выпадение парафина.  [20]

Можно рассчитать суммарные объемные коэффициенты, удельные объемы и плотности пластовых газоконденсатных систем, пользуясь рассмотренными в главе XVI газовыми законами, при условии, что жидкая фаза не занимает значительную часть объема системы. Обычно при пластовых давлениях и температурах для систем, состав которых характеризуется промысловым газовым фактором больше 1800 м3 / м3, наличие жидкой фазы в количестве 10 % от всего объема системы не дает ошибок больше 2 - 3 %, когда плотность дв5гхфазной смеси рассчитывается так, как если бы вся смесь находилась в однофазном состоянии. Это происходит потому, что парциальные объемы компонентов в жидкой фазе почти такие же, что и парциальные объемы тех же компонентов в паровой фазе.  [21]

Нетрудно видеть, что изменение равновесных газовых факторов в зависимости от давлений I ступени сепарации подчиняется определенной закономерности. При разгазировании нефти в промысловых условиях подобная закономерность не проявляется, а имеет место аномальное отклонение промысловых газовых факторов по отношению к равновесным как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения.  [22]

Зоны геодавления представляют собой пласты и блоки, залегающие на различных ( в основном более 2000 м) глубинах и содержащие в соленых насыщающих породу водах природный углеводородный газ. Несмотря на небольшую растворимость газа в воде, благодаря его подвижности и значительному снижению пластового давления в районе эксплуатационной скважины промысловые газовые факторы достигают величин, существенно превышающих значения его растворимости в воде. Основная трудность добычи газа из зон геодавления заключается в создании сложной системы трубопроводов для улавливания природного газа из рассола и сброса рассолов или соленых вод в целях сохранения экологического равновесия.  [23]

Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется промысловым газовым фактором.  [24]

Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м3 нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа.  [25]

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.  [26]

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.  [27]

В графах 13 и 14 при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов количество рабочего агента приводится по каждому компоненту ( вода, полимер, ПАВ, пар и др.) в тысячах тонн. Размерность в скобках приводится при закачке газа. В графе 12 обводненность продукции скважин приводится в массовых процентах в поверхностных условиях. Добыча нефтяного газа ( графы 16 и 17) определяется произведением промыслового газового фактора на добычу нефти.  [28]

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается ( рис. 10 / Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими - примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения ( опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Методики измерений, применяемые при определении газового фактора

Наличие информации о газовом факторе (ГФ) и количестве добытой нефти за сутки, ме­сяц и т.д. позволяет рассчитывать количество добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) и определять коэффициент его утилизации.

 

1. Вводная часть

Наличие информации о газовом факторе (ГФ) и количестве добытой нефти за сутки, ме­сяц и т.д. позволяет рассчитывать количество добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) и определять коэффициент его утилизации.

Первичные данные о величине ГФ получают из результатов исследований пластовых проб нефти, отбираемых на разведочных скважинах.

Более точно, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005, с погрешностью не выше 5 %, ГФ должен определяться при пробной разработке месторождения с применением передвижных тестовых установок.

В процессе промышленной разработки месторождения величина ГФ может меняться. Если залежь с газовой шапкой, то возможен частичный прорыв газа в скважину и резкое уве­личение ГФ. В случае, когда разработка ведется при давлениях на забоях скважин ниже дав­ления насыщения, то вначале идет увеличение величины ГФ, а затем его снижение.

В связи с отмеченным, регулярное определение величины ГФ по скважинам обусловле­но не только необходимостью оценки полноты его утилизации, но и потребностью контроля за правильным ведением процесса разработки месторождения.

2. Определение ГФ и дебита скважин по ПНГ с использованием АГЗУ

Обычно в замерных установках используется сепарационный метод измерения дебитов. При этом, величина ГФ рассчитывается как соотношение суммы поступившего на АГЗУ сво­бодного и остающегося в нефти растворенного газа к количеству добытой нефти. В этом случае объем выделившегося свободного газа измеряется счетчиком, количество растворенного газа с применением прибора УОСГ-1РГ (МИ 3035-2007) или АЛП-01ДП (МИ 2575-2000), а количество нефти, с учетом коррекции на обводненность и растворенный газ, жидкостным счетчиком.

3. Определение ГФ на устье скважин

В России и ближнем зарубежье имеется много старых месторождений, обустроенных АГЗУ, которые зачастую, по той или иной причине, не дают достоверной информации о деби­тах скважин по газу. Имеются также новые месторождения, где на АГЗУ не удается получить четкого разделения продукции, вследствие чего получаемая на них информация обладает низ­кой достоверностью.

В отмеченных выше случаях величина ГФ может быть определена с применением при­бора УОСГ-СКП (свободный газ в ГЖС) и АЛП-01ДП (остаточный растворенный газ).

При этом прибор УОСГ-СКП подключается к манифольдной линии (рис. 1), часть по­тока ГЖС в постоянном режиме проходит через него, производится n-количеств измерений свободного газа по МИ «Содержание свободного газа в нефти и газожидкостной смеси» и рассчитывается средняя величина свободного газа, при­веденная к стандартным условиям (Р=101,3 кПа; t=20°C).

 

Рис. 1

Для определения содержания растворенного газа в пробоотборник ИП-1(м) производит­ся отбор жидкости, в которой вода находится только в связанном состоянии, а свободный газ практически отсутствует.

Затем в лаборатории в соответствии с МИ 2575-2000 (РМГ 104-2010) производится при стандартных условиях измерения содержания в нефти растворенного газа.

Сумма величин свободного и растворенного газа и будет являться ГФ.

www.skpneft.ru

Увеличение - газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Увеличение - газовый фактор

Cтраница 2

При этом особое внимание должно обращаться на изменение обводненности добываемой нефти во времени и на увеличение газового фактора по скважинам.  [16]

При учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на изменение обводненности нефти во времени и на увеличение газового фактора по скважинам. Ниже рассматриваются приборы и оборудование, применяемые для учета продукции скважин, подключенных к высоконапорной герметизированной системе сбора.  [17]

По некоторым скважинам забойные давления были ниже давления насыщения на 16 - 48 %, однако увеличения газовых факторов при этом не наблюдалось. Анализ данных предшествующего периода дренирования залежи показывает, что в нее внедряются контурные воды, но они не компенсируют отборов жидкости и пластовое давление снижается. В верхней части залежи пластовое давление несколько ниже давления насыщения, в результате чего образовалась небольшая ( 2 % от объема залежи) вторичная газовая шапка.  [18]

На месторождениях, где преобладают трещиноватые коллекторы, даже при снижении пластового давления ниже давления насыщения увеличение газового фактора наблюдалось только в скважинах, расположенных около водо-нефтяного контакта.  [19]

Падение давления на забое скважин ниже давления насыщения в отдельных случаях может и не привести к увеличению газового фактора, однако это свидетельствует о приближении режима растворенного газа.  [20]

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризующейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что говорит о неэкономичном расходовании пластовой энергии.  [21]

При применении, например, тепловых методов воздействия на пласт происходит снижение вязкости и плотности пластовой нефти и увеличение газового фактора.  [22]

С целью предотвращения интенсивного загазовывания, наблюдаемо го в начале разработки, в 1968 г. ввели ограничение дебитов нефтяных скважин, которое успешно практикуется и сегодня: при увеличении газового фактора в два раза против начального скважины останавливаются на 1 - 2 месяца, пока газовый язык под действием силы тяжести не возвратится в исходное положение.  [24]

Увеличение газовых факторов вызвано развитием режима растворенного газа в районах расположения этих скважин.  [26]

Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при неизменной пропускной способности сепаратора. Поэтому сепарация нефтей с большими газовыми факторами в вертикальных гравитационных сепараторах связана с потерями легких углеводородов даже при небольших расходах газонефтяной смеси.  [27]

Значение газового фактора, а следовательно, количество нефтяного газа также влияет на выбор и обустройство всей нефтега-зосборной системы и ее экономические показатели. С увеличением газового фактора увеличиваются диаметры труб однотрубных участков и газопроводов, увеличивая соответствующие затраты. Вместе с тем при одном и том же уровне добычи нефти в районе увеличиваются общий выход продукции ( нефти и газа) и объем выделяющегося нефтяного газа, который может быть использован на местные нужды и в газобензиновом производстве.  [28]

Величина газового фактора сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и производительность. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при неизменной производительности сепаратора. Поэтому сепарация нефтей с большими газовыми факторами в вертикальных гравитационных сепараторах связана с потерями легких углеводородов даже при небольших расходах газонефтяной смеси.  [29]

Как известно, количество отбираемой эжектором среды однозначно определяется объемным расходом подаваемого в эжектор рабочего газа. Уменьшение или увеличение газового фактора или объемного расхода подаваемой в ГДФ нефти вызывает соответствующее изменение отбираемого эжектором 7 количества пены. Происходит автоматическое регулирование количества отбираемой из ГДФ пены в соответствии с интенсивностью ее образования. Следствием этого является устойчивый гидродинамический режим работы ГДФ. Предотвращается забивание всего объема ГДФ пеной и как результат улучшается качество разделения фаз в ГДФ и повышается его удельная производительность. Кроме того, автоматически поддерживается постоянным соотношение газа и пены в смеси газа с пеной на входе в циклонный пеногаситель после эжектора 7, что исключительно важно для стабильной работы циклонного пеногасителя в расчетном режиме при изменяющемся объемном расходе смеси. Стабильная работа циклонного пеногасителя позволяет максимально разрушать пену и в конечном итоге улучшить качество сепарации газа и повысить производительность газосепаратора за счет увеличения его удельной нагрузки. Наряду с деструкцией пены в циклонном пеногасителе происходит также отделение уносимых с отводимым газом капель нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Текущий газовый фактор

Cтраница 1

Текущий газовый фактор часто используется в качестве показателя эффективности работы скважины. При анализе работы пласта его увеличение рассматривается как тревожный сигнал. Газовый фактор должен поддерживаться как можно более низким. Площадь под кривой, соответствующей газовому фактору на поверхности, численно равна количеству добытого газа. Это соответствует определению газового фактора, приведенному ранее. При поддержании газового фактора на возможно более низком уровне увеличится суммарное количество нефти, добываемое с тем же количеством газа.  [2]

Текущий газовый фактор выражается отношением количеств газа и нефти, добытых в течение любого произвольно выбранного отрезка времени.  [4]

Для вычисления текущего газового фактора G необходимо знать нефтево-донасыщенность пласта. Она может быть определена следующим образом.  [5]

Вместе с тем определяются начальные и текущие газовые факторы; дебиты нефти, воды и газа; процентное содержание песка в добываемой жидкости. Затем на основании исследования отдельных скважин проводится исследование залежи и отдельных скважин, необходимое для составления проектов разработки новых и доразработки старых месторождений, для составления технологических режимов эксплуатации месторождений, для разработки и внедрения различных геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти.  [6]

Для получения среднего по пласту текущего газового фактора ГР1 общий объем извлеченного газа делится на общее количество нефти, добытой за данный месяц.  [7]

Снова примем постулат, согласно которому текущий газовый фактор для скважин G определяется пластовым давлением.  [9]

Наклон и изгиб кривой пластового давления отражают текущий газовый фактор. Так, в течение начального падения газового фактора наклон кривой давления ( падение давления на единицу добычи дегазированной нефти) уменьшается. Когда газовый фактор начинает возрастать, изгиб кривой давления меняется и возникает крутое падение его. Затем наступает следующий изгиб кривой давления, когда величина газового фактора проходит через максимум, и начинается быстрое его падение.  [10]

Результаты расчетов предыдущего параграфа соответствуют случаю, когда величина текущего газового фактора не превышает значения начального газового фактора ( ГНФ 69 м3 / м3) на 10 %, так как реализуется режим эксплуатации без прорыва газа газовой шапки.  [11]

Особенностью газонапорного режима с противотоком является непрерывное уменьшение пластового давления и текущего газового фактора ( который обычно меньше первоначального газового фактора), а также очень высокая нефтеотдача. Обычно предполагается, что все эксплуатационные скважины пробурены на нефтяную зону и текущий газовый фактор определяется существующей в ней насыщенностью.  [12]

В рассматриваемом варианте экономного ( расходования газа принят критерий прекращения закачки газа - увеличение у противостоящей добывающей скважины текущего газового фактора по сравнению с начальным в 3 раза.  [13]

В течение 1932 - 1934 гг. газовый фактор равнялся 130 - 210 м3 / т; впоследствии он уменьшился и до 1942 г. составлял в среднем около 30 - 100 м3 / т; в 1950 г. текущий газовый фактор по HKnt был равен 8 м3 / т, а к моменту завершения разработки ( 1964 г.) величина его не поддавалась определению из-за крайне малого дебита попутного газа.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Значение - газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Значение - газовый фактор

Cтраница 3

Это можно объяснить тем, что в расчетах [9] не учитывается пересыщенное состояние нефти газом в фонтанных лифтах и, следовательно, значения газового фактора завышены.  [31]

Теоретические расчеты показывают, что при насыщенностях, близких к единице ( например, при 1 Ss g 0 95), значения газовых факторов, определенных по формулам ( XIII.  [32]

DH - Как видно, величина его остается почти стабильной ( отмечается крайне замедленное ее увеличение): Никакой закономерности в распределении значений газового фактора, например, в зависимости от структуры, не наблюдается.  [33]

Рассмотренные выше способы измерения расхода газонефтяной смеси в потоке с помощью штуцеров в критическом режиме истечения и с помощью стандартных диафрагм предполагали известным и постоянным значение газового фактора, что по существу определяло газосодержание смеси. Однако в ряде случаев газосодержание в потоке, может изменяться либо за счет изменения газового фактора, либо за счет изменения обводненности продукции скважин.  [35]

Значения газовых факторов в нефтяных районах и на месторождениях весьма различны. Значение газового фактора отражается на выборе экономичного диаметра труб по всей системе, на определении рационального числа ступеней сепарации, количества и местоположения сепарационных установок.  [36]

Другим случаем применения является вычисление при помощи равновесных соотношений кривой растворимости и фазовых зависимостей между природным газом и сырой нефтью. Если даны значение газового фактора, состав газа и сырой нефти, можно высчитать точку парообразования при пластовой температуре, количество и состав свободного газа, поступающего в скважину под давлением на забое скважины, количество выделившегося из раствора газа, его состав и состав нефти под давлением на сепараторе или при атмосферном давлении.  [37]

Большая работа проделана пи систематизации всех имеющихся замеров дебитов газа и определений газового фактора по пластам Бибиэйбатекого месторождения. В таблице 18 приводятся значения газовых факторов по пластам е 1941 по 1965 год.  [38]

Значения пластовых объемных факторов при дифференциальном дегазировании не совпадают со значениями объемных факторов, полученных при контактном дегазировании нефти. Не совпадают также между собой и значения газовых факторов, полученных при дифференциальном и контактном дегазировании нефти. Таким образом, при любом исследовании - контактном или дифференциальном - в результате анализов необходимо внести некоторую поправку для более точной оценки состояния пластовой газо-нефтяной смеси в процессе нефтедобычи.  [39]

Определив объем нефти, оставшейся в керне, по разности между первоначальным и извлеченным количеством нефти можно вычислить средний газовый фактор при наличии растворенного газа. Вычитая значение этого газового фактора из значения газового фактора в извлекаемом из керна продукте, получают газовый фактор в движущемся потоке и находят отношение относительных лроницаемостей.  [40]

Практикуемая в настоящее время консервация газа и требования экономики способствуют совершенствованию методов разработки нефтяных пластов на режиме растворенного газа, предотвращая чрезмерно быстрое истощение энергии пласта. Для увеличения нефтеотдачи нагнетают газ в пласт, выборочно эксплуатируют скважины, имеющие малые значения газового фактора, нагнетают воду и применяют другие методы, способствующие рациональному расходованию пластовой энергии.  [42]

Соотношения проницаемостей для нескольких фаз при постоянных насыщениях, исправленные на их вязкость, дают динамические соотношения этих фаз. Если при рассмотрении газонефтяной системы прибавить к последней газ, находящийся в растворе, получим значение местного газового фактора в зависимости от насыщения газом или нефтью. По характеру отдельных кривых проницаемость-насыщение можно легко заметить, что величина газового фактора определяет для насыщенной нефти выше равновесной точки только соотношение раствора и быстро возрастает, когда насыщение нефтью спадает ниже предельного равновесного значения.  [43]

Соотношения проницаемостей для нескольких фаз при постоянных насыщениях, исправленные на их вязкость, дают динамические соотношения этих фаз. Если при рассмотрении газо-нефтяной системы прибавить к последней газ, находящийся в растворе, получим значение местного газового фактора в зависимости от насыщения газом или нефтью. По характеру отдельных кривых проницаемость - насыщение можно легко заметить, что величина газового фактора определяет для насыщенной нефти выше равновесной точки только соотношение раствора и быстро возрастает, когда насыщение нефтью спадает ниже предельного равновесного значения.  [44]

Если пренебречь тазовым фактором, вся начальная нефть может быть отобрана ко времени падения давления так, что у 54 / &. Однако проницаемость для нефти уменьшается задолго до того, как насыщение ею станет нулевым, а значение газового фактора - бесконечно большим до того, как достигнут предел нефтеотдачи.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru