Объем - газовая шапка
Cтраница 2
R) при различных режимах показывает, что чем больше длина хода поршня и продолжительность такта всасывания, тем больше объем газовой шапки при прочих равных условиях. [16]
Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи. [17]
Приведенное решение, очевидно, можно использовать и в случае вытеснения газа нефтью при большой площади нефтеносности оторочки по сравнению с объемом газовой шапки, когда, например, для поддержания пластового давления закачивается вода по контуру нефть - вода ( барьерное заводнение) и контур движется вверх по поднятию пласта. В этом случае все параметры, характеризующие водоносную область, следует заменить на параметры для нефтеносной области. [18]
Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи ( с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. [19]
Газ, собранный под давлением в газовую шапку, обладает очень большой упругостью, гораздо большей, чем упругость воды, однако, объем газовой шапки всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь. Поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. [20]
Газонефтяная залежь - единичное скопление в недрах газа и нефти, в к-ром свободный газ занимает всю верхнюю часть ловушки и непосредственно контактирует с нефтью, при этом объем последней меньше объема газовой шапки. Нефть занимает нижнюю часть ловушки в виде оторочки или полностью подстилает газовую часть залежи. Газовая шапка в зависимости от условий формирования залежи может быть газоконденсатной. [21]
ГАЗОНЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ - единичное скопление в недрах газа и нефти, в к-ром свободный газ занимает всю верх, часть ловушки и непосредственно контактирует с нефтью, при этом объем последней меньше объема газовой шапки. Газовая шапка в зависимости от условий формирования залежи может быть газоконденсатной. [22]
ГАЗО-НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ - залежь, в которой свободный газ занимает всю повышенную часть структуры и непосредственно контактирует с нефтью, занимающей пониженную часть структуры в виде оторочки, причем объем нефтяной части залежи значительно меньше объема газовой шапки. При большой глубине залегания пласта газовая шапка независимо от ее размеров может содержать нефтяные углеводороды в газоконденсатном состоянии. [23]
Для оценки текущего состояния разработки залежи нефти строят и анализируют кривые эксплуатации, изменения пластового-давления во времени и в зависимости от нарастающего отбора жидкости, карты изобар, отборов и закачки; определяют положения и характер водонефтяных разделов, заводненные области и объемы газовых шапок. [24]
V - количество нефти, первоначально заключенной в пласте; Wp - суммарная добыча воды; We - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды; W, - количество закачанной воды; Б ( - коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом; Вц - коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении; Bg - коэффициент пластового объема газа; Bgi - коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении; т - отношение объема начальной газовой шапки к начальному объему нефти в пласте; RP - суммарный газовый фактор; RSi - начальная растворимость газа; Sw - текущая водонасыщенность пористой среды; Swi - начальная водонасыщенность пористой среды; С / - сжимаемость породы; Cw - сжимаемость воды; Др - депрессия давления в пласте; G, - суммарное количество нагнетаемого газа. [25]
Пластовое давление зависит от суммарного отбора нефти и по мере отбора непрерывно снижается. Объем газовой шапки увеличивается за счет уменьшения объема пласта, ранее занятого нефтью. Газовый фактор в скважинах, расположенных вблизи от газовой шапки, в процессе разработки резко растет с переходом их на фонтанирование чистым газом. [27]
 |
Схема массивной залежи с зонами различной проницаемости. [28] |
Разработка при жестком газонапорном режиме протекает при постоянном давлении в газовой шапке, равном или превышающем давление насыщения. Изменение объема газовой шапки и количество закачиваемого газа определяются принятым темпом отбора нефти из залежи. [29]
 |
Схема залежи с газовой шапкой. [30] |
Страницы: 1 2 3 4