Замер - газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Каждый подумал в меру своей распущенности, но все подумали об одном и том же. Законы Мерфи (еще...)

Замер - газовый фактор

Cтраница 1


Замеры газового фактора в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, выполняются 1 раз в год, но при увеличенном газовом факторе, когда пластовое давление ниже давления насыщения, замеры учащают до ежеквартальных или даже ежемесячных.  [1]

Замеры газовых факторов нефтяных скважин и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа газовых скважин производятся по графику, составленному в соответствии с проектной документацией.  [2]

В течение сентября 1941 г. было произведено 45 замеров газового фактора по скважинам, из которых выведена средняя величина в 110 5 м газа на 1 т добытой нефти.  [3]

Для выяснения закономерностей в изменениях газовых факторов желательно проводить систематические индивидуальные замеры газовых факторов, по возможности, по всем скважинам эксплоатационного объекта. Замеры должны быть, по возможности, круглосуточными или во всяком случае достаточно большой продолжительности. К сожалению, замеры газовых факторов по скважинам Бори-Су не удовлетворяют этому важному условию.  [4]

Для выяснения закономерностей в изменениях газовых факторов желательно проводить систематические индивидуальные замеры газовых факторов, по возможности, по всем скважинам эксплоатациоиного объекта. Замеры должны быть, по возможности, круглосуточными или во всяком случае достаточно большой продолжительности. К сожалению, замеры газовых факторов по скважинам Бори-Су не удовлетворяют этому важному условию.  [5]

В некоторых штатах регулирующие органы снижают назначенную допустимую добычу скважип, если в процессе замеров газового фактора не достигается допустимая добыча.  [6]

Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований.  [7]

Прувер на рабочем отводе и штуцера на отводах устанавливают после второй задвижки арматуры. Установка второго прувера непосредственно после трапа обязательна для замера газового фактора при испытании нефтяных скважин и расхода газа при испытании газоконденсатных скважин.  [8]

Для выяснения закономерностей в изменениях газовых факторов желательно проводить систематические индивидуальные замеры газовых факторов, по возможности, по всем скважинам эксплоатационного объекта. Замеры должны быть, по возможности, круглосуточными или во всяком случае достаточно большой продолжительности. К сожалению, замеры газовых факторов по скважинам Бори-Су не удовлетворяют этому важному условию.  [9]

Для выяснения закономерностей в изменениях газовых факторов желательно проводить систематические индивидуальные замеры газовых факторов, по возможности, по всем скважинам эксплоатациоиного объекта. Замеры должны быть, по возможности, круглосуточными или во всяком случае достаточно большой продолжительности. К сожалению, замеры газовых факторов по скважинам Бори-Су не удовлетворяют этому важному условию.  [10]

Главная разница между методами испытания газовых скважин с высокими давлениями и газоконденсатных скважин и испытаний газовых скважин с низким давлением состоит в тщательности применения полученных данных и в методах, используемых при подсчете результатов. Влияние содержания жидкостей обычно более резко выражается в скважинах с высоким давлением, чем в скважинах с низким давлением. Поэтому особое внимание следует обращать на замер газового фактора в скважинах с высоким давлением. Часто в процессе испытания методом противодавления, необходимо определить газовый фактор при каждом значении дебита.  [11]

Оба эти метода имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными замерами, отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то, что при неоднократных замерах газовых факторов могут быть получены различные их значения вследствие неточности замера дебитов газа и нефти, изменения температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера фазовых превращений в сепараторе.  [12]

В течение сентября 1941 г. было произведено 45 замеров газового фактора по скважинам, из которых выведена средняя величина в 110 5 м газа на 1 т добытой нефти. В период март-июнь 1942 г, было произведено еще 7 замеров газового фактора, из которых выведен средний, равный 136 5 м5 на тонну нефти. В составе газа от 85 5 до 97 3 % метана и от 1 7 % до 10 % тяжелых углеводородов.  [13]

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.  [14]

Дебит и приемистость скважин определяются с помощью глубинного расходомера, установленного выше верхнего перфорированного пласта, где течение жидкости близко к ламинарному. При исследовании расходомерами необходимо знать данные об общем дебите и приемистости скважины, процентном содержании воды в продукции и фазовом состоянии нефти в изучаемой зоне. Дебит ( приемистость) скважины и процентное содержание воды определяются по показаниям приборов, установленных на поверхности, или по анализу проб, отбираемых из скважины, а фазовое состояние нефти в призабойной зоне - по сопоставлению забойного давления и давления насыщения пласта, а также по замерам газового фактора. Эти данные нужны для правильного выбора и его паке-рующего устройства, а также при необходимости для учета погрешностей измерения. Кроме того, для выбора типа прибора и места его установки желательно иметь сведения об уровне столба застойной воды.  [15]



Страницы:      1    2