Газовый фактор

Cтраница 2

Газовые факторы по каждой скважине с минимальных величин возрастают, достигают максимума и затем начинают последовательно уменьшаться. [16]

Газовые факторы в пористой среде, где газ и нефть движутся как однородные жидкости. При производстве теоретического анализа проблемы газонефтяных факторов, которые можно ожидать в скважинах, откуда отбираются совместно нефть и газ, следует рассматривать в конечном итоге, что в пределах подземного резервуара нефть и газ образуют неоднородную жидкость. На основании законов течения однородных жидкостей приближенно можно рассматривать некоторые предельные случаи, где газовая и нефтяная зоны по существу разделены между собой: по удельному весу углеводородов и миграцией газа в верхние слои продуктивного горизонта или же там, где нефть и газ движутся в двух раздельных, не связанных между собой, но параллельных зонах, вскрытых одной и той же скважиной. [17]

Газовый фактор Г0 56 м3 / м3, обводненность продукции объемная п0 0 152, пластовая температура tnjl 30 С. [18]

Газовый фактор зависит от условий формирования в залегания нефтяных пластов. [19]

Газовый фактор должен быть приведен к тому давлению, при котором определялась насыщенность S2 вытесняющей фазой. Это давление приблизительно равно давлению на выходе плюс давление вытеснения из керна. [20]

Газовый фактор отражает суммарное количество газа, извлекаемого из нефтяного пласта как в свободном виде, так и выделяющегося после различных ступеней сепарации нефти. [21]

Газовый фактор принято выражать в стандартных м3 таза ( 20 С и 1 ат) на 1 м3 исходной жидкости. Поэтому для определения газовых факторов моли газа и жидкости необходимо перевести в объемы. [22]

Газовый фактор, вес и объем газа и конденсата, получаемые на каждой ступени, определяются по формулам ( УП. [23]

Кривые падения давления рщ, и изменения газового фактора G. [24]

Газовый фактор, увеличиваясь до некоторого максимума, затем уменьшается, так как общие запасы газа в залежи истощаются. [25]

Газовый фактор является постоянным до момента снижения пластового давления ниже давления насыщения. [26]

Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. [27]

Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени ( в условиях рассматриваемого примера через - 350 суток) максимума, затем постепенно уменьшается. [28]

Газовые факторы по каждой скважине с минимальных величин возрастают, достигают максимума и затем начинают последовательно уменьшаться. [29]

Газовый фактор продолжает возрастать до 5960 м3 / м3 даже при полностью прекращенной закачке газа, но падение пластового давления происходит более постепенно. [30]

Страницы: 1 2 3 4