Cтраница 1
Удельные расходы рабочего агента при этом методе могут достигать 1500 м3 на 1 т дополнительной добычи. [1]
Как определяются дебиты жидкости, расходы и удельные расходы рабочего агента. [2]
Остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 35 % объема норового пространства, так как при более низкой нефте-насыщенности эффективность процесса резко снижается из-за возрастания удельных расходов рабочего агента на 1 те нефти, извлекаемой из пласта. [3]
Остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 35 % объема порового пространства, так как при более низкой нефтенасыщенности эффективность процесса резко снижается из-за возрастания удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти, извлекаемой из пласта. [4]
Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются типы рекомендуемых газлифтных установок ( компрессорный, безкомпрессорный, непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и источники рабочего агента ( газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента. [5]
При компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый возух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( в м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [6]
При газлифтном компрессорном способе эксплуатации используют энергию сжатого воздуха и газа. Затраты на сжатый воздух и газ рассчитывают исходя из объема добычи нефти компрессорным способом, удельных расходов рабочего агента на 1 т нефти ( м3) и цены единицы ( 1000 м3) рабочего агента. [7]
Обычно с течением времени, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину возрастает. Наряду с этим по мере роста эффективной проницаемости породы для газа уменьшается дебит нефти с одновременным ростом удельных расходов рабочего агента. Это само по себе нормальное явление для залежи в целом служит источником непроизводительной траты энергии, если имеет место только в отдельных направлениях или в плоскостях отдельных прослойков залежи. Рабочий агент в этих случаях по путям наименьшего сопротивления ( трещины, наиболее дренированные и сильно проницаемые прослойки) устремляется к эксплоатационным скважинам без совершения полезной работы. [8]
Итак, добыча высоковязкой нефти пермокарбона возможна газлифтным способом при эксплуатации скважин по затрубному пространству, при закачке рабочего агента на глубину - 1200 м при величине рабочего давления порядка 10 МПа. Данные табл. 4.6 говорят о существенном приросте дебитов скважин при переводе их с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации. Удельные расходы рабочего агента при добыче высоковязкой нефти в 3 - 5 раз превышают удельные расходы при добыче обычных нефтей при соответствующих дебитах скважин. [9]
В связи с этим тенденции к прорыву газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплоатационным скважинам намечаются еще при сравнительно малой газонасыщенности породы. Большая мощность залежи, способствующая проявлению гравитационных сил и преимущественному движению газа по верхним, прикровлевым частям залежи, а также неоднородность строения залежи усугубляют тенденции к прорывам газа и к обходному его движению без совершения полезной работы. В связи с этим удельные расходы рабочего агента в практических условиях могут достигать гораздо больших величин, чем при заводнении. [10]
Обычно нагнетание начинают с небольших объемов во избежание прорыва газа в эксплуатационные скважины. В дальнейшем, постепенно увеличивая количество газа, подходят к наиболее рациональной его величине. Удельные расходы рабочего агента могут достигать 300 - 1500 л8 на 1 т дополнительной добычи. Общее увеличение добычи нефти за счет нагнетания газа не превышает 10 - 30 %, хотя по отдельным скважинам оно может быть очень большим. [11]
Продуктивные горизонты залежей природных углеводородов, как правило, имеют сложное строение, а коллекторские свойства пласта меняются как по разрезу, так и по площади его простирания. Существующий опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений при естественном водонапорном режиме, а также при закачке газа в пласт, показывает, что неоднородность пласта может быть главным фактором, определяющим эффективность вытеснения пластовой смеси нагнетаемым агентом. Поэтому особый интерес представляют исследования, связанные с определением влияния неоднородности коллектора на процесс нагнетания углеводородных ( а также неуглеводородных) газов в газоконденсатные залежи, а также возможности использования этого процесса для таких неоднородных коллекторов, какими являются трещиноватые и трещиновато-пористые породы. Именно параметры неоднородности пластов могут оказывать значительное влияние на такие важные технологические показатели процесса, как требуемые объемы нагнетания рабочего агента, доля нагнетаемого агента в добываемой продукции и, соответственно, удельные расходы рабочего агента на единицу объема отбираемых из пластов компонентов. [12]