Газовый фактор

Cтраница 3

Газовый фактор увеличивается с ростом суммарной нефтедобычи, достигает максимума, а затем также падает. Ни в одном опубликованном материале газовый фактор не показал тенденция к падению в начале разработки пласта, как можно было бы ожидать из условия, что нефтяной коллектор имеет неисчезающее равновесное насыщение свободным газом. В неопубликованных сообщениях имеются предположения, что это явление может иметь место в естественных условиях. [31]

Второй вариант. [32]

Газовый фактор в каждый момент времени по неоднородному пласту определяется как средневзвешенный по суммарному дебиту нефти разрабатываемых пропластков. [33]

Газовый фактор оказывает больное влияние не только на добычу газа, но и на уровень издержек производства по добыче и сбору газа. Поэтому при анализе себестоимости капитальных затрат, связанных с утилизацией нефтяного газа по отдельным месторождениям и районам, знание этой величины необходимо. Высокие газовые факторы в навей стране наблюдаются на нефтяных месторождениях Украинской ССР, Туркменской - ССР, Сахалина, Коми АССР, ЧеченоИнгушской и Дагестанской АССР. В отлично от добычи природного газа, добыча нефтяного газа имеет ряд особенностей. [34]

Газовый фактор в этом случае выше, чем при пенной структуре, и в некоторых местах газ полностью заполняет сечение трубопровода. [35]

Газовый фактор может быть таким низким, что газ за время движения жидкости по стволу скважины не будет выделяться из нее: в этом случае поток однофазный. [36]

Газовый фактор изменяется от 0 8 до 1 8 %, увеличиваясь в северном направлении по площади района, давление насыщения составляет 4 5 - 7 МПа. Водообильность комплекса высокая - до 12 000 м3 / сут - само-изливом в скважинах специальной конструкции большого диаметра; при эксплуатации погружными насосами дебит скважин ограничивается их производительностью. Температура вод по разрезу апт-сеноманской толщи изменяется от 30 С на кровле до 60 С на подошве. [37]

График уменьшения отбора попутного газа. [38]

Газовый фактор резко снижается вследствие уменьшения газонасыщенности призабойной зоны. В этот период происходит два взаимнопротивоположных процесса: с одной стороны, по мере повышения давления на забое уменьшается депрессия на пласт, что ведет к уменьшению притока жидкости и газа, с другой стороны, снижается фазовая проницаемость для газа и увеличивается фазовая проницаемость для нефти, что ведет к увеличению притока нефти. В начальный период восстановления давления один из этих факторов может оказаться преобладающим. [39]

Газовый фактор определяется как объем газа при атмосферных условиях в м2 / л3 нефти. Газ выделяется из нефти на каждой ступени процесса сепарации, поэтому газовый фактор может быть рассчитан или для каждой ступени или общий для всех ступеней. Общий газовый фактор равен сумме объемов газа в нм3 всех ступеней, деленной на объем в м3 товарной нефти. [40]

Результаты дегазирования пластовой нефти в сепараторе.| Состав пластовой газо-нефтяной смеси [ 6J. [41]

Газовые факторы в сепараторе и в нефтехранилище вычислены как отношения стандартных объемов газа ( р 760 мм рт. ст., t 15 5) к объему нефти при атмосферном давлении и той же температуре. [42]

Динамика добычи нефтяного газа во времени разработки залежи.| Зависимость обводненноети пласта нефтегазовой залежи от относительной накопленной добычи нефти. [43]

Газовый фактор в первые 5 лет стремительно растет и достигает максимального значения, а затем начинает столь же быстро снижаться. [44]

Газовый фактор - 810 - 1040 см3 / л, состав газов метановый. [45]

Страницы: 1 2 3 4