Объем - закачиваемый газ
Cтраница 2
Рост коэффициента извлечения конденсата с увеличением давления обусловлен тем, что объем закачиваемого газа при высоких давлениях больше, так как исследовалась зависимость коэффициента извлечения от числа поровых объемов, а не объема закачиваемого газа. [16]
После освобождения емкости Е-1 в подземной емкости замеряют уровень контакта рассол - сжиженный углеводородный газ. Данные по объему закачиваемого газа и разности уровней контакта рассол - сжиженные углеводородные газы, соответствующие объему закачанного газа, необходимы для составления калибровочной таблицы подземной емкости. В зависимости от объема емкости отбивку контакта целесообразно проводить после слива 900 - 1000 м8 газов. Методы отбивки уровня рассол - сжиженные газы [19, 27] могут быть различными: подбашмачный контроль, метод контрольной трубки, метод ВНИИОхима, электрический способ, основанный на токопроводящих свойствах рассола и диэлектрических свойствах сжиженных газов, радиоактивный каротаж. [17]
Маскет ( 1946) вывел уравнение, описывающее изменение дебита нефти для прямолинейного движения при постоянном градиенте давления, когда нефть добывается за счет выталкивания ее расширяющимся газом. В рассматриваемой задаче объем закачиваемого газа также равен объему извлекаемого газа, так как принимается, что вначале в пласте отсутствовал растворенный газ, а закачиваемый газ в процессе вытеснения нефти не растворялся в ней. Вывод уравнения Маскета состоит в следующем. [18]
Коэффициент охвата по объему пласта определяется отношением объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему продуктивного горизонта. Этот коэффициент зависит в основном от объема закачиваемого газа, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, степени и характера изменения кол-лекторских свойств пласта. [19]
Некоторые данные из этих таблиц приведены на фиг. Кривые показывают рост конечной нефтедобычи на единицу объема дегазированной нефти в зависимости от объема закачиваемого газа сверх объема растворенного газа. [20]
Некоторые данные из этих таблиц приведены на фиг. Кривые показывают рост конечной нефтедобычи на единицу объема дегазированной ефти в зависимости от объема закачиваемого газа сверх объема растворенного газа. [21]
 |
Зависимость коэффициента извлечения конденсата из пласта от количества закачиваемого газа. [22] |
При расчете коэффициентов извлечения конденсата из пласта учитывалось, что после закачки определенного объема газа месторождение разрабатывается на истощение. Зависимость коэффициента извлечения конденсата от количества закачиваемого газа представлена на рис. VI.13. Чем выше давление закачки, тем больше извлечение конденсата в первый период закачки. Однако при высоких давлениях закачки ( 245 кгс / см2) превышение объема закачиваемого газа сверх 50 % от запасов газа в пласте приводит к значительному снижению интенсивности возрастания коэффициента извлечения конденсата. Объясняется это тем, что содержание С5 в добываемом газе резко падает, и количество конденсата, добываемого за счет снижения давления в залежи, при последующей разработке на истощение стремится к нулю. Объясняется это значительным утяжелением фракционного состава конденсата, выпавшего в пласте, в процессе закачки сухого газа. [23]
Исследования показали, что наиболее эффективно хранилища будут работать поя использовании второго ПХГ для регулирования сезонной неравномерности с постоянным суточным расходом и при работе аерзого з наиболее холодные зимние сутки на пиковых режимах с периодической подкачкой в него газа в наиболее теплые зимние сутки. При этом, чтобы не нарушить общего баланса газа, поступающего к потребителям из этих хранилищ, объем закачиваемого газа в наиболее теплые зимние сутки в первое ПХГ должен соответствовать его избытку в этом же периоде времени на втором ПХГ. [24]
В последних главах изложены методы расчета фазовых превращений газоконденсатных смесей в пластовых и наземных условиях. Предложены методы расчета фазовых превращений контактной и дифференциальной конденсации газоконденсатных смесей и изложен алгоритм расчета фазовых превращений на ЭВМ. Рассмотрены методы расчета фазовых превращений в газоконденсатной залежи при наличии рассеянной нефти и при одновременном отборе газа и конденсата из пласта, а также при закачке газа в пласт с целью уменьшения пластовых потерь конденсата. Показано влияние давления, объема закачиваемого газа и его состава на коэффициент - дополнительного извлечения конденсата из пласта. [25]
Перетоки газа между слоями, происходящие за период стабилизации давления, практически не влияют на процесс вытеснения. Результаты вытеснения оказались идентичными как при полной изоляции слоев I и III, так и при хорошей гидродинамической связи между ними. Оказалось также, что если между двумя слоями расположен промежуточный слой, проницаемость которого на 1 - 2 порядка меньше проницаемости этих слоев, время стабилизации определяется по существу параметрами наиболее высокопроницаемого слоя. Кроме того, наличие промежуточного слоя незначительно влияет на значения коэффициента охвата по объему пласта нагнетаемым газом и объем закачиваемого газа, определенных при нестационарном и стационарном режимах фильтрации. [26]
Особенно сложным является вопрос о рамках реального и возможного применения рассматриваемого вторичного метода разработки нефтяных месторождений в Иране. В 60 - е годы в специальной литературе, в том числе советской, существовала точка зрения, что ввиду особенностей строения нефтяных месторождений страны единственным из них, где газ мог найти применение для этих целей, является газовая шапка месторождения Мосджеде-Солейман. Однако во второй половине 70 - х годов проекты закачки газа имели очень высокую оценку. Максимальный уровень закачки, достигнутый при реализации первой фазы программы бурения, рассчитанной на проходку 120 - 180 газоинжекционных скважин, был зарегистрирован в 1978 г. в пределах 15 - 16 млрд. куб.м. Предполагалось в 1980 г. довести объем закачиваемого газа до 368 млн. куб. Однако в предреволюционном Иране реализация последующих ступеней проекта была отменена, что явилось одной из основных причин сокращения добычи нефти на месторождениях Хузестана. [27]
Особое внимание при определении рабочего газового фактора необходимо, когда эксплуатация нефтяных скважин осуществляется компрессорным или бескомпрессорным газлифтным способом. Если в данном случае газовый фактор определяется непосредственным измерением расходов нефти и газа на стационарных или передвижных сепарационных установках, на результаты измерений влияет количество газа, поданного извне для газлифта. В подобных случаях необходимо тщательно замерять количество и состав газа, поданного в скважины по системе газлифта за время замера газового фактора. При этом газовый фактор и состав газа, извлеченного вместе с нефтью из недр, определяют как разность между суммарным количеством газа и отдельных компонентов, полученных на сепарационной установке, и количеством закачанного газа и отдельных компонентов в нем за вычетом технологических потерь газа в системе газлифта, которые составляют до 8 % объема закачиваемого газа. [28]
В зависимости от соотношения объемов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный С. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объема закачиваемого газа компенсируют за счет привлечения газа из др. м-ний. [29]
Когда имеется достаточно хорошая гидродинамическая связь между пластами залежи по вертикали, весьма перспективным способом разработки таких месторождений является вертикальное вытеснение флюида, осуществляемое посредством закачки сухого газа в верхнюю часть залежи и отбора тяжелой пластовой смеси с ее подошвы. Такую схему разработки принято называть вертикальным сайклинг-процессом. В процессе разработки по этому способу пластовая газоконденсатная смесь передвигается в области со все более высокими давлениями и температурами, и, следовательно, ее термодинамическое состояние отдаляется от состояния предельного насыщения. Наконец, специфика изначального распределения углеводородов по глубине залежи определяется тем обстоятельством, что давление начальной конденсации пластовой смеси увеличивается с глубиной залегания. Это позволяет оптимизировать режим вертикального вытеснения: в каждый момент времени на подошве залежи поддерживается давление, равное давлению начала конденсации добываемой в этот момент смеси. Таким образом, давление, поддерживаемое в нижней части залежи, с течением времени может снижаться. Это дает экономию объема закачиваемого газа по сравнению с режимом поддержания постоянного давления на подошве залежи. [30]
Страницы: 1 2 3