Коэффициент - пластовой объем
Cтраница 2
Если для пласта известна критическая газонасыщенность, из сопоставления однофазных и двухфазных коэффициентов пластового объема нефти можно рассчитать давление, при котором начинают возрастать газонефтяные факторы эксплуатационных скважин. [16]
В некоторых уравнениях удобнее использовать член, который называют коэффициентом двухфазного пластового объема и обозначают Bt; его можно определить в ж3 как объем 1м3 товарной нефти с полной начальной нормой ( комплектом) растворенного газа в условиях залежи при любых пластовых давлении и температуре. [17]
Переводя ее значение, в объем жидкой фазы, получают коэффициент пластового объема жидкости и усадку. [18]
Стандартными условиями являются те, что были использованы при подсчете коэффициента пластового объема газа. Они могут меняться на другой стандарт, исходя из закона состояния идеального газа. Пористость Ф выражается долей суммарного объема коллектора, а насыщение погребенной водой Sw - долей норового объема. [19]
На рис. III.4 приведена корреляционная номограмма, построенная Стендингом для нахождения коэффициента однофазного пластового объема. Пользуясь номограммой, находят значение этого коэффициента по растворимости газа, удельному весу растворенного газа, удельному весу товарной нефти и пластовой температуре. Путь последовательного нахождения коэффициента пластового объема показан на номограмме стрелками. Если пластовая жидкость будет недосыщена, фактор пластового объема будет слегка меньше. [20]
В таких случаях используют технические методы для получения более точных значений коэффициентов пластового объема нефти и газа. В частности, применяют графические построения в больших масштабах для незначительных понижений давления. Но лучшие результаты получают при помощи метода наименьших квадратов при описании в некоторых диапазонах давлений различными аппроксимирующими уравнениями. [21]
Повышение вязкости нефти в результате снижения нефте-насыщенности ухудшает ее подвижность; уменьшение коэффициента пластового объема нефти увеличивает эквивалент товарной нефти на единицу уменьшения нефтенасыщенности перового пространства при нагнетании рабочего агента в пласт. Различие в насыщении и давлении в отдельных частях залежи способствует прорывам рабочего агента. [22]
Повышение вязкости нефти в результате снижения нефте-насыщешюсти ухудшает ее подвижность; уменьшение коэффициента пластового объема нефти увеличивает эквивалент товарной нефти на единицу уменьшения нефтенасыщенности порового пространства при нагнетании рабочего агента в пласт. Различие в насыщении и давлении в отдельных частях залежи способствует прорывам рабочего агента. [23]
 |
Сглаживание показателей объемного коэффициента. [24] |
Относительные объемные коэффициенты могут быть переведены в коэффициенты пластового объема нефти при условии, что коэффициент пластового объема нефти в точке насыщения известен. [25]
Вследствие того, что и температура и растворенный газ повышают объем товарной нефти, значение коэффициента пластового объема нефти всегда будет больше единицы. [26]
Самая низкая вязкость пластовой нефти - 0 45 сантипуаза, а наивысшая 9 5 сантипуаза, коэффициент начального пластового объема нефти минимум 1 03, а максимум 1 67; среднее уплотнение скважин колебалось от 1 12 до 18 8 га на скважину. Все эти факторы имеют некоторое влияние на промышленную суммарную добычу, но выявить их индивидуальный эффект по такому небольшому количеству данных, очевидно, невовможно. Однако, если рассматривать размещение скважин как первичную переменную, влияющую на суммарную добычу, следует етметить, что не было обнаружено значительного эффекта. Это видно из фиг. [27]
Самая низкая вязкость пластовой нефти - 0 45 сантипуаза, а наивысшая 9 5 сантипуаза, коэффициент начального пластового объема нефти минимум 1 03, а максимум 1 67; среднее уплотнение скважин колебалось от 1 12 до 18 8 га на скважину. Все эти факторы имеют некоторое влияние на промышленную суммарную добычу, но выявить их индивидуальный эффект по такому небольшому количеству данных, очевидно, невозможно. Однако, если рассматривать размещение скважин как первичную переменную, влияющую на суммарную добычу, следует отметить, что не было обнаружено значительного эффекта. Это видно из фиг. [28]
Если в уравнениях (III.5) и (III.6) использовать эти цифры для величин остаточной нефтенасыщенности, их следует увеличить, умножив на коэффициент пластового объема. Используя данные табл. 1.8, можно также рассчитать остаточную нефтенасыщенность. [29]
Она пропорциональна проницаемости для нефти, плотности последней и квадрату синуса угла падения пласта, а также обратно пропорциональна вязкости и коэффициенту пластового объема нефти. [30]
Страницы: 1 2 3 4