Cтраница 2
Ограничивающим условием является величина газового фактора. При исследовании глубиннонасосных скважин с газовым фактором более 50 м3 / т часто наблюдается явление, когда с увеличением отбора жидкости динамический уровень не падает, как этого следовало бы ожидать, а повышается. Причина этого явления состоит в том, что с увеличением отбора растет газовый фактор, за счет чего столб жидкости в за-трубном пространстве вспенивается и растет. Такие данные не позволяют выполнить анализ исследования. [16]
Формула, определяющая величину эффективно действующего газового фактора тэф. [17]
Плотность смеси зависит от величины газового фактора, давления насыщения, давления на забое, температуры и других условий. [18]
Эти методы контроля за величинами газового фактора позволяют также прогнозировать ресурсы нефтяного газа. [19]
Промышленный предел закачки газа определяется величиной газового фактора. Более высокие давления, связанные с газированным состоянием пластовой нефти, вызывают повышенные газовые факторы при данном насыщенна пласта свободным газом и могут привести к более раннему забрасыванию месторождения по сравнению с закачкой газа при более низких давлениях, когда нефтяная фаза в породе сконцентрирована. Если закачка газа экономически выгодна до очень высоких газовых факторов, можно полностью использовать пластовый коэффициент объема нефти как непосредственный фактор снижения количества остаточной нефти в пласте. [20]
Промышленный предел закачки газа оцределяется величиной газового фактора. Более высокие давления, связанные с газированным состоянием пластовой нефти, вызывают повышенные газовые факторы при данном насыщения пласта свободным газом и могут привести к более раннему забрасыванию месторождения по сравнению с закачкой газа при более низких давлениях, когда нефтяная фаза в породе сконцентрирована. Если закачка газа экономически выгодна до очень высоких газовых факторов, можно полностью использовать пластовый коэффициент объема нефти как непосредственный фактор снижения количества остаточной нефти в пласте. [21]
Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтя-нсго контакта, и избыточные дсбиты вызывают образование газовых конусов. [22]
Различные источники [22, 41] доказывают, что величина газового фактора постоянна, если разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. [23]
Одним из показателей эффективности процесса является величина газового фактора; при газовом факторе более 3000 м31т эффективность процесса, как правило, значительно снижается. Закачка газа позволяет увеличить нефтеотдачу из пласта на 5 - 25 % ( в среднем на 15 %) по отношению к нефтеотдаче при первичных методах. [24]
Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтяного контакта, и избыточные дебиты вызывают образование газовых конусов. [25]
Учитывая, что в реальных пластах величина газового фактора на один-два порядка выше, возможно изменение характера смачиваемости за счет выделения пузырьков газа на поверхности породы как при последовательной закачке воды и газа, так и при закачке водогазовых, в том числе микрозародышевых, систем. [26]
В водах кумского горизонта отсутствует зависимость величины газового фактора от расстояния до контура залежей и пустых структур. Так, в пределах структурно-опущенной Аккулковской площади газонасыщенность составляет 606 - 617 см3 / л и примерно такая же ( 619 см3 / л) отмечается в скв. [27]
Необходимо отметить, что данные о величине газового фактора часто вызывают сомнение, особенно при изучении прошлой разработки месторо-ждеяий до того, как был установлен систематический надзор над величиной газового фактора. [28]
Необходимо отметить, что данные о величине газового фактора часто вызывают сомнение, особенно при изучении прошлой разработки месторождений до того, как был установлен систематический надзор над величиной газового фактора. [29]
Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора G, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qr, приведенного к давлению в 1 кгс / см2, к объемному дебиту жидкого компонента Qx, приведенному к тем же условиям. [30]