Значение - газовый фактор
Cтраница 4
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. [46]
При значении газового фактора меньше 535 м3 / м3 пласты являются нефтяными. Газ, добываемый из таких пластов, выделяется из жидкости. При значении газового фактора больше 1070 ма / м3 флюид в пласте находится в газовой фазе. [47]
 |
Сопоставление начального давления, замеренного во вновь пробуренной центральной скважине, с давлениями в соседних скважинах, введенных в эксплуатацию ранее ( по данным работы Кпплингера. [48] |
Значения давления, замеренные в каждой вновь пробуренной скважине, оказались очень близки к средним пластовым давлениям на момент окончания бурения скважины. Кроме того, значения газового фактора на старых и новых скважинах одинаковы. [49]
От нефтяных газоконденсатные залежи отличаются состоянием фазового равновесия жидкости и газа в пласте, более высокими, непрерывно возрастающими в процессе разработки на режиме истощения газовыми факторами. Если в нефтяных пластах углеводороды находятся в жидкой фазе и газ растворен в нефти, то в газоконденсатных пластах, наоборот, вся пластовая углеводородная система, в том числе и нефть ( конденсат), находится в однофазном газообразном состоянии. Если в нефтяных залежах значение начального газового фактора не превышает 600 - 700 м3 / т, то в газоконденсатных залежах величина его в среднем на порядок больше. [50]
Трудности, возникающие при проектировании процесса разработки пласта на режиме растворенного газа, хорошо освещены в литературе. Он изображал при этом изменение добычи нефти в виде ступенчатой кривой, затем брал несколько значений газового фактора и методом подбора с использованием уравнения материального баланса и формулы для текущего газового фактора вычислял пластовое давление и средний газовый фактор, соответствующие данной ступени изменения добычи нефти. Этот порядок вычисления повторяется для каждой новой ступени изменения добычи нефти до тех пор, пока пластовое давление не достигнет атмосферного. [51]
Пласт Скерри Каунти ( каньон Риф) содержит нефть, которая первоначально была недонасыщенной по всему пласту. Таким образом, газовые факторы при тщательном измерении показывают, какое количество газа растворено в нефти на глубине забоя скважины. Было исследовано большое число скважин при тщательно выдержанных условиях в сепараторе. Значения полученных газовых факторов нанесены на график в зависимости от средней глубины вскрытого интервала. [52]
Основным признаком упругого или упруго-водонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. Дебиты скважин также соответственно уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно, затем уменьшение дебита замедляется. Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление в пласте не станет ниже давления насыщения. После этого значения газовых факторов начинают резко повышаться. [53]
Для того чтобы избежать значительных ошибок в расчетах, шаги по давлению не должны быть большими. Удовлетворительные результаты обычно достигаются при шаге в 14 кГ / см для общего падения давления в 70 кГ / см ниже давления насыщения. Рекомендуется подбирать шаг по давлению так, чтобы значения газовых факторов в двух соседних интервалах отличались не более чем в 2 раза. [54]
 |
Данные опыта и расчет многократного разгазирования. [55] |
Так, снижая давление ступенями, производят полное разгази-рование нефти. На последней ступени нефть выдавливают в сепаратор, где выделяются последние порции газа. Количество сепарированной нефти замеряют в бюретке. Деля сумму объемов газа, выделившегося на различных ступенях разгазирования, на объем сепарированной нефти, получают значения газового фактора на различных ступенях разгазирования. [56]
В большинстве случаев газовый фактор растет с начала разработки без первоначального спада, хотя скорость его роста в различных месторождениях неодинакова. Там, где производилась полная запись изменений газовых факторов на протяжении всего процесса разработки месторождения, также наблюдается теоретически предсказанное конечное падение его величины. Эти процессы применяются на многих месторождениях с газовыми режимами, видоизменяя нормальный процесс истощения пласта и создавая длительный рост значения газового фактора до прекращения закачки газа. Существование начальных или образовавшихся в процессе разработки газовых шапок также часто вызывает повышенный рост газового фактора, когда скважины вверх по восстанию окружены расширяющейся газовой шапкой. [57]
Изучены физико-химические свойства и параметры сепарации ре-комбинированной нефти Радаевского месторождения пласта Eg и ее смесе - с углекислотой. Нефть и углекислота обладают ограниченной взаимной растворимостью. Определена предельная концентрация при которой смесь распадается на две жидкие фазы. Насыщение нефти углекислотой значительно изменяет ее физические свойства в пластовых условиях, увеличивает давление насыщения. Меняются значения газовых факторов на различных ступенях сепарации а также состав выде лвшегося газа, иными становятся свойства разгазированной нефти. [58]
Страницы: 1 2 3 4