Газовый фактор - скважина
Cтраница 2
В комплекс исследований и замеров для нефтяных скважин должны входить: определение коэффициента продуктивности скважины при помощи лифтово-го манометра и построение кривой восстановления давления, замер забойного и пластового давления, уточнение дебита и газового фактора скважины путем учащенных замеров в течение 5 суток до производства разрыва. В процессе подготовки скважины для гидроразрыва производится отбивка забоя. [16]
Если через штуцер начала выходить нефть, приступают к комплексу работ по определению количества нефти в единицу времени ( дебит скважины), количества выделяющегося из нее попутного газа в м3 на 1 тонну нефти ( газовый фактор скважины), количества выносимой из пласта воды и качества всех этих компонентов. [17]
Исходные данные: глубина скважины Н 1320 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D 0 15 м; пластовое давление рпл 5 МПа; коэффициент продуктивности / С 80 т / сут - МПа; максимально допустимая депрессия Ар 1 2 МПа; плотность нефти рн - 900 кг / и3; средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб рс 871 кг / м3; газовый фактор скважины G 30 м3 / т; коэффициент растворимости газа в нефти а 5 1 / МПа; располагаемое абсолютное рабочее давление рр 2 85 МПа; абсолютное давление на устье ( вы-киде) Ру 0, 12 МПа. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет. [18]
К важнейшим особенностям условий эксплуатации, специфичных для различных районов, относятся следующие: содержание и характер механических примесей в откачиваемой из скважины жидкости; процентное содержание нефти и воды в откачиваемой жидкости и склонность ее к образованию эмульсий; процентное содержание серы и сернистых соединений в откачиваемой жидкости, вызывающих коррозию агрегата; процентное содержание и характер смолистых веществ, парафинов и церезинов в нефти, склонных к осаждению на стенках каналов и рабочих органов агрегата; вязкость нефти, являющейся рабочей жидкостью, и климатические условия, влияющие на сезонное изменение ее вязкости; смазывающие свойства нефти; газовый фактор скважины ( количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1ш добытой нефти) и возможная глубина погружения агрегата под динамический уровень; температура пластовой жидкости; диаметр обсадной колонны скважины и ее состояние. [19]
Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований. [20]
Наблюдениями за характером эксплуатации скважин внутреннего и среднего рядов, которые испытывают влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин временно повышались до нескольких тысяч кубических метров на тонну. [21]
В процессе закачки высоковязких водо-нефтяных эмульсий ликвидируется загазованность в прилегающей к трещинам области пласта. После такого гидравлического разрыва газовый фактор скважин снижается в 1 5 - 2 раза в течение 3 - 5 месяцев. [22]
Схему спуска глубинного агрегата в скважину необходимо выбирать в зависимости от величины газового фактора скважины и возможного погружения глубинного агрегата под динамический уровень жидкости. В зависимости от величины газовых факторов скважины подбираются типы и производительность газосепараторов. [23]
Авторы этого метода исходят из того, что при эксплуатации из пласта в скважину поступают углеводороды в газовом состоянии. Их состав устанавливается по газовому фактору скважины и анализу получаемых из нее газа и конденсата. [24]
Из курса подземной гидравлики известно, что в условиях, например, режима растворенного газа величина газового фактора зависит от величины нефте - и газонасыщенности пласта. Поэтому с течением времени вследствие изменения нефтенасыщенности пласта газовый фактор скважин должен тоже изменяться. [25]
 |
Относительная проницаемость для нефти как функция насыщенности ( по Ле.| Состав трехфазного потока в пористой среде в зависимости от насыщенности. [26] |
Однако, если газ находится в пласте только в растворенном состоянии, ограниченность его ресурсов - накладывает ограничение на дебит газа и газовый фактор скважин. В первый период после падения давления ниже давления насыщения газовый фактор скважин возрастает, но затем, достигнув некоторого максимума, в связи с истощением ресурсов газа снижается. [27]
Для оценки границ эффективного применения плунжерного подъемника были проведены расчеты для низкодебитных скважин по данным Ново-Уренгойского месторождения. Был проведен анализ влияния на добывные возможности скважин продуктивности, газового фактора скважины, глубины установки нижнего амортизатора. [28]
Замеряя в процессе эксплуатации газовые факторы и давления в скважинах, можно определять содержание свободного газа на забое скважин или в пласте. Так, если давление на забое скважины равно 30 am, а газовый фактор скважины равен 90 м3 / м3 при удельном весе нефти 0 86, то в 1 ж3 нефти может раствориться, как видно из кривой, только 23 м3 газа. [29]
Контроль и регулирование разработки месторождения в основном сводятся к изучению и регулированию продвижения водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на изменение обводненности нефти и на увеличение газовых факторов скважин. [30]
Страницы: 1 2 3