Наличие - газовая шапка
Cтраница 2
При наличии газовой шапки депрессию ограничивают из-за опасности прорыва газа в скважину. Наибольшие дебиты жидкости и соответствующие им депрессии, при которых не происходит прорыва верхнего газа и подошвенной воды, называются предельно допустимыми деби-тами и депрессиями. [16]
При наличии газовой шапки без нижней воды интервал перфорации располагают ближе к подошве пласта; при наличии нижней воды без газовой шапки интервал перфорации располагают по возможности дальше от водо-нефтяного контакта и ближе к кровле пласта. Наибольшую трудность при выборе интервала перфорации и определении его расстояния от водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов представляет случай, когда нефтяной пласт имеет и газовую шапку и подошвенную воду. [17]
При наличии газовой шапки - двустороннего питания - и дву-связной области нефтеносности аналогичные расчеты положения галлерей выполняются для каждой из сторон питания при требовании, чтобы к последней галлерее вытесняющие агенты прорвались одновременно. [18]
 |
Фазовые диаграммы газовой шапки и контактирующей с ней нефти. [19] |
При наличии газовой шапки в нефтяной залежи газовая часть месторождения может быть представлена сухим, жирным или конден-сатным газом - все зависит от степени обогащения газа тяжелыми углеводородами, перешедшими из нефти в газовую часть, и от пластовых условий. [20]
При наличии газовой шапки нефть в пласте полностью насыщена газом и всякое снижение пластового давления приводит к выделению газа из нефти. [21]
При наличии газовой шапки приводят аналогичные данные о запасах природного газа по залежи в целом и по зонам - чисто газовой и газонефтяной. [22]
При наличии начальной газовой шапки, отсутствии вторжения воды и пренебрежимо малом влиянии упругих свойств воды и породы и гравитационных сил предполагается комбинированное проявление сил режима растворенного газа и расширения газовой шапки. [23]
При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации последней некоторый период времени дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта газ-нефть. [24]
Горизонт ABj характеризуется наличием газовой шапки, занимающей свыше 30 % всей продуктивной площади, в том числе 10 % занимает нефтегазовая зона. По своему строению залежь относится к первому типу. [25]
Газонапорный режим проявляется при наличии газовой шапки достаточно больших размеров. Механизм вытеснения нефти при крутом залегании пласта ( более 15) подобен механизму вытеснения нефти водой, но с меньшей эффективностью. [26]
 |
Анализ нефти по рекомбинированным пробам. [27] |
Имеющиеся фактические данные не доказывают наличия газовой шапки по верхам свиты XII пласта до начала ее разработки. [28]
Во многих районах исследователи отмечают следующее: при наличии газовой шапки в некоторых залежах давление насыщения несколько ниже первоначального пластового давления, что не увязывается с теорией фазового равновесия системы жидкость - газ. В отдельных случаях это объясняется литологической разобщенностью газовой и нефтяной частей залежи, в других, как показано на примере месторождения Колендо - изменением свойств нефти от газонефтяного к водо-нефтяному контакту. При расчете средних параметров пластовой нефти по таким залежам давление насыщения оказывается отличным от пластового. [29]
Залежи в ряде случаев не оконтурены; при наличии газовых шапок не установлены их размеры, не определены границы нефтяных и водонефтяных зон. Основные параметры пластов ( пористость, проницаемость, нефтен сыщен-ность), использованные при определении технологических показателей, носят условный характер ввиду малого количества лабораторных и промыслово-геофизических исследований. [30]
Страницы: 1 2 3 4