Cтраница 3
Если известен состав газов и нефти, величина газового фактора и температурные условия дегазирования, то можно вычислить, на какой глубине в скважине какой по составу газ выделяется из нефти и какое количество его освобождается на поверхности в различных газоотделителях. [31]
Величина давления насыщения зависит в основном от величины газового фактора и содержания азота в составе растворенного газа. Содержание азота в попутном газе девонских отложений на Бавлинском, Ромашкинском и НовоЕлховском месторождениях наибольшее и, составляя 8 - 10 %, увеличивается к западу. Повышенное содержание азота ( 20 - 30 %) отмечается в нефтях нижнего карбона. [32]
Для нефтегазовых залежей особый интерес представляет анализ величин газового фактора. Необходимо представить разбивку фонда добывающих скважин, расположенных в приконтурных и подгазовых частях залежи, по величине газового фактора и его изменению во времени, установить причины прорыва газа из газовой шапки, проанализировать реализуемые и наметить новые мероприятия по устранению негативных последствий прорывов газа в добывающие скважины, обратить особое внимание на работу барьерного ряда, режимы эксплуатации добывающих скважин подгазовой зоны, положение интервалов перфорации. [33]
Таким образом, чтобы иметь возможность по величине газового фактора оценивать режим работы пласта, необходимо четко представлять возможные причины изменения величины газового фактора. Для сравнения между собой количеств газа, растворенного в различных пластовых нефтях, необходимо определение газового фактора по глубинным пробам производить всегда при одинаковых условиях: 20 и 760 мм рт. ст., за исключением тех случаев, когда поставленная задача требует изменения условий сепарации. [34]
Одним из показателей эффективности процесса нагнетания газа является величина газового фактора: при газовом факторе более 3000 м3 / т она, как правило, значительно снижается. Закачка газа позволяет увеличить нефтеотдачу пласта на 5 - 25 % ( в среднем на 15 %) по сравнению с нефтеотдачей при первичных методах эксплуатации. [35]
В условиях эксплуатации скважин при раабрнас, когда величина газового фактора для одной и той же скважины с течением времени изменяется весьма медленно и является практически постоянной также в пределах одного геологического блока, рабочий газовый фактор может изменяться только в зависимости от изменения условий сепарации газа от нефти в сепараторах или условий прохождения по внутрипромысловым сетям. Поэтому рабочие ресурсы газа достаточно определять один раз в квартал. [36]
Конечное равновесие газонасыщения всегда приводит к начальному падению величины газового фактора; такое падение должно осуществиться, если - - / г / / но при начальном давлении и насыщении. [37]
Неисчезающее равновесное насыщение газом теоретически вызывает начальное падение величины газового фактора. Однако все опубликованные до настоящего времени данные о пластах указывают на отсутствие таких газовых факторов, которые убывают с самого начала эксплуатации месторождения. Поэтому либо образцы, исследованные в лаборатории, не отражают естественных продуктивных пород, либо имеется серьезное расхождение между теоретическими определениями и промысловыми наблюдениями. [38]
Переводу на другие горизонты подлежат также скважины, где величина газового фактора выше нормы, установленной для данной залежи при оптимальном режиме эксплуатации. [39]
Эти кривые ясно показывают возрастающий эффект допуска трубок на величину газового фактора в более мощных песчаниках. Кривая / показывает, что если песчаник настолько мощен, что эквивалентный ему напор жидкости равняется перепаду давления в пласте песчаника, дополнительное противодавление, связанное с этим напором жидкости, может совершенно приостановить течение газа из газовой зоны и свести к нулю значение газового фактора. Разумеется нулевое значение газового q: актора, так же как и ординат всех построе - ний настоящего раздела, относится к газу, который поступает из зоны свободного газа, непосредственно расположенной над нефтяной зоной, так как только на этот поток газа может влиять положение спущенных фонтанных трубок. [40]
Следует понимать, что необходимо добавить к полученным выше величинам газовых факторов допущенное постоянное значение газового фактора RQt связанное с наличием иного газа в системе. Кроме того, необходимо заметить: так как давления в зонах свободного газа в целом обладают тенденцией к более резкому падению по сравнению с падением в нефтяных зонах, кривые газового фактора, которые первоначально обладают формой, представленной на фиг. [41]
Для месторождений, разрабатываемых при давлениях выше давления насыщения, величины газовых факторов во времени практически постоянны и количество планируемого попутного газа определяется путем умножения среднего газового фактора в текущем ( исходном) году на планируемую добычу нефти планируемого года. [42]
Поправка, как видим, незначительна и при приближенной оценке величины предполагаемого газового фактора ею можно пренебречь. [43]
Тип залежи ( газонефтяная или газоконденсатная) можно определять по величине газового фактора, плотности жидкой фазы и ее цвету. Считается, например, что при газовом факторе 900 - 1100 м3 / м3 и плотности стабильной ( не содержащей легких углеводородов) жидкой фазы, не превышающей 0 78 г / см3, месторождение является газоконденсатным. Если плотность стабильной жидкости выше 0 78 г / см3, а газовый фактор меньше 630 - 650 м3 / м3, залежь является нефтяной. [44]
Для планирования добычи и определения количества извлеченного нефтяного газа пользуются величиной газового фактора и дебита скважин по нефти: запланированный объем добычи нефти умножают на газовый фактор. При планировании учитываются возможности использования газа. [45]