Cтраница 1
Неочищенная, газированная нефть, добываемая из скважины. Может содержать воду и взвешенные частицы. [1]
Движение газированных нефтей в системе скважина - пласт. [2]
Температура измеряемой газированной нефти изменялась от 278 до 313, однако никакой четкой зависимости показаний счетчика типа ВВ установлено не было. Ца основании проведенных исследований Гипровостокнефть рекомендовано применение счетчиков типа ВВ в качестве промысловых дебйтомеров на нефтях, не имеющих значительных отложений парафина в трубопроводах. Погрешность измерений дебита этими счетчиками, отнесенная к максимальной эксплуатационной пропускной их способности, не превышает 2 5 % для безводных нефтей и 5 % - для обводненных. [3]
Температура измеряемой газированной нефти изменялась от 278 до 313, однако никакой четкой зависимости показаний счетчика типа ВВ установлено не было. Ца основании проведенных исследований Гипровостокнефть рекомендовано применение счетчиков типа ВВ в качестве промысловых дебйтомеров на нефтях, не имеющих значительных отложений парафина в трубопроводах. Погрешность измерений дебита этими счетчиками, отнесенная к максимальной эксплуатационной пррпускной их способности, не превышает 2 5 % для безводных нефтей и 5 % - для обводненных. [4]
Если добывается чистая газированная нефть, то коррозия практически не происходит. Фактические сроки службы насосно-компрессорных труб при эксплуатации в скважинах с коррозионно-агрессивной средой значительно ниже и иногда составляют не более 3 - 5 лет. [5]
Режим вытеснения газированной нефти водой отличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа. [6]
Для некоторых газированных нефтей эффективная работа сепарационных установок возможна только после их предварительной обработки в системе сбора специально подобранными реагентами-антипенными присадками. В этой связи разработка простых методов оценки склонности нефтей к ценообразованию ( классификация их на этой основе) и подбор эффективных антипенных присадок для пенистых нефтей является весьма актуальной задачей, требующей более подробного рассмотрения. [7]
При вытеснении газированной нефти водой вычисления существенно осложняются тем, что необходимо знать время перехода каждого ряда скважин ( или отдельных скважин) на напорный режим. Для этого проводят расчеты для каждого ряда по различным методикам. [8]
При движении газированной нефти в пласте ( после точки С, где р [ Рнас) давление вдоль пласта падает и вследствие этого из нефти выделяются пузырьки газа, находящегося в растворенном состоянии. По мере приближения жидкости к забою размеры пузырьков увеличиваются, а, кроме того, выделяются новые пузырьки газа, выходящего из раствора. [9]
При движении газированной нефти каждую из составляющих фаз ( нефть и газ) можно рассматривать движущейся раздельно, как бы независимо от другой фазы. [10]
При вытеснении газированной нефти водой, когда разработка пласта ведется в условиях комбинированного режима, определять дебиты рядов скважин можно по методике, разработанной для водонапорного режима. [11]
При вытеснении газированной нефти напором контурных вод одновременно в пласте существуют два режима. [12]
А в газированную нефть по линии 3 подают компрессором 838 кмоль газа концевой ступени сепарации 7, причем обработанный дегазированной нефтью газ концевой ступени полностью выводят из линии 10 в газопровод 4, а часть газа в количестве 80 %, предварительно отобранного из трубопровода 1, подают на линию 5 обратно в трубопровод 1, а полученная газонефтяная смесь далее разгазируется в сепараторе 2 при давлении 0 32 МПа. При этом выделившийся газ подают в газопровод 4, а нефть - в сепаратор 7, а газ из сепаратора 7 в количестве 38 0 кмоль подают на рециркуляцию, то энергетические затраты на компримирование этого количества газа составят 1 24 кмоль. [13]
При заполнении газированной нефтью вертикальных моделей сепараторов истечение пены из входной насадки осуществляется в виде однородной пенной структуры, прерываемой иногда небольшими газовыми включениями. [14]
После открытия клапана газированная нефть поступает в затрубное пространство. [15]