Коэффициент - пластовой объем
Cтраница 1
Коэффициент пластового объема нефти-составляет 1 340 ма / м3, а коэффициент растворимости газа удельного веса 0 75 ( воздуха1) равен 89 3 нм3 / м3 товарной нефти. [1]
 |
Анализ газа из месторождения Белл. [2] |
Коэффициент пластового объема газа, обозначаемый Bg, выражает отношение объема газа, залегающего в продуктивном коллекторе, к объему того же количества газа на поверхности в стандартных условиях psc и Tsc. [3]
Коэффициент пластового объема газа означает, что 1 м3 стандартный ( нормальный) газа ( при абсолютном давлении 1 кГ / см2 и 15 5 С) будет занимать в пласте при давлении 221 кГ / см. и температуре 100 6 С поровый объем, равный 0 00533 м3, или, задаваясь обратной величиной, 1 м3 норового пространства газового пласта содержит 188 нм3 газа. [4]
Так как коэффициент пластового объема газа Bg меняется с изменением давления [ см. уравнение (1.7) ], запас газа в пласте уменьшается с падением давления. [5]
Из сущности коэффициента пластового объема можно сделать вывод, что в залежи Биг Сенди из каждых 1 31 м3 пластовой жидкости только 1 ж3 достигает резервуаров в виде товарной нефти. Это число ( 76 3 % или 0 763) является величиной, обратной коэффициенту пластового объема и его называют коэффициентом усадки. Коэффициент пластового объема умножают на объем товарной нефти, чтобы найти ее пластовый объем. Точно так коэффициент усадки умножают на пластовый объем для нахождения объема товарной нефти. В практике используют оба термина, но принят почти универсально коэффициент пластового объема. [6]
Обозначим Bga - коэффициент пластового объема газа при давлении забрасывания; Sgr - остаточную газонасыщенность, выраженную в долях норового объема после вторжения пластовых вод в разрабатываемую единичную площадь. [7]
Напомним, что коэффициент пластового объема газа выражается обычно двумя типами единиц размерности, как это было показано в уравнении ( I. Поэтому следует проверять уравнения, содержащие коэффициент пластового объема газа, чтобы не ошибиться в подборе соответствующих единиц. [8]
Здесь В0 - двухфазный коэффициент пластового объема нефти при давлении р ( физический смысл этого коэффициента понятен из приведенного соотношения); В00 - то же, при начальном пластовом давлении. [9]
 |
Сглаживание показателей объемного коэффициента. [10] |
Относительные объемные коэффициенты могут быть переведены в коэффициенты пластового объема нефти при условии, что коэффициент пластового объема нефти в точке насыщения известен. [11]
По той же причине желательно добиться сглаживания коэффициентов пластового объема нефти. Если применяют однофазные коэффициенты объема, то их изменение с давлением близко к линейной зависимости и вполне достаточно для сглаживания коэффициентов квадратного трехчлена, подсчитанного по методу наименьших квадратов. [12]
Если же обводнение происходило при давлении, когда коэффициент пластового объема нефти равнялся 1 05, то насыщение пласта остаточной нефтью в 30 % соответствует суммарной добыче 31 4 % перового пространства и 52 4 % от первоначального запаса нефти в недрах. [13]
Переводя ее значение в объем жидкой фазы, получают коэффициент пластового объема жидкости и усадку. [14]
Эта потеря связана с повышением вязкости нефти и уменьшением коэффициента пластового объема нефти при пониженных давлениях, а также ранней ликвидацией скважин, которые следует перевести на механизированную эксплуатацию. [15]
Страницы: 1 2 3 4