Минимальный газовый фактор
Cтраница 1
Минимальный газовый фактор 40 м3 / т отмечен на северо-востоке месторождения. Изменение плотности нефти подчиняется обратной закономерности: с 0.796 г / см9 в юго-восточной части месторождения она повышается до 0 820 г. см в северо-западном направлении. Вязкость пластовой нефти находится в прямой зависимости от плотности и в обратной зависимости от газового фактора. На юго-западе вязкость равна 2 4 спя, а в северном направлении возрастает до 3 4 - 4 2 спз. [1]
Полученный экспериментальным путем минимальный газовый фактор будет означать, что при данном давлении на устье работа скважины протекает в оптимальных условиях, но следует иметь в виду, что не всегда полученный минимальный газовый фактор будет отвечать оптимальным условиям работы пласта. [2]
Полученный при этом минимальный газовый фактор будет соответствовать оптимальным условиям работы лифта и лишь случайно может соответствовать оптимальным условиям работы пласта. [3]
В таких случаях оптимальный режим следует устанавливать по минимальному газовому фактору. [4]
Опытом эксплуатации ГАП установлено, что для его функционирования минимальный газовый фактор должен быть равен не менее 20 % объема спущенных подъемных труб. [5]
Обычно в первоначальный период работы фонтанной скважины количество энергии, поступающей из пласта, значительно больше потребной для подъема жидкости даже при минимальном газовом факторе. С течением времени этот избыток энергии уменьшается и наступает момент, когда вся поступающая из пласта энергия расходуется на подъем жидкости. [6]
Обычно в первоначальный период работы фонтанной скважины количество энергии, поступающей из пласта, значительно больше потребной для подъема жидкости даже при минимальном газовом факторе. С течением времени этот избыток энергии уменьшается, и наступает момент, когда вся поступающая из пласта энергия расходуется на подъем жидкости. [7]
Полученный экспериментальным путем минимальный газовый фактор будет означать, что при данном давлении на устье работа скважины протекает в оптимальных условиях, но следует иметь в виду, что не всегда полученный минимальный газовый фактор будет отвечать оптимальным условиям работы пласта. [8]
Дано забойное давление ртр. LTP колонны насосно-компрессорных труб и физические свойства жидкости и газа; определить диаметр насосно-компрессорных труб, который обеспечивает заданный дебит при минимальном газовом факторе. [9]
Здесь с увеличением диаметра штуцера увеличиваются соответственно депрессия давления, дебит нефти и соответственно ему дебит газа, а газовый фактор остается без изменения. При режиме растворенного газа оптимальный дебит по скважинам устанавливается из необходимости экономного расходования пластовой энергии. Дебит нефти по скважине принимается по минимальному газовому фактору. [10]
 |
Результаты наблюдений и вычисленные данные. [11] |
При р3 рнас, особенно при режиме растворенного газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких случаях оптимальный режим следует устанавливать по минимальному газовому фактору. При обводнении нефти пластовой водой до 80 % режим работы скважины и оптимальный дебит следует устанавливать с учетом допустимого процента обводнения. [12]
 |
Регулировочная кривая компрессорной скважины, показывающая зависимость дебита нефти и удельного расхода рабочего агента от расхода рабочего агента. [13] |
РСО - давление на забое скважины в am; рнас - давление насыщения нефти газом в am), величина газового фактора при всех размерах штуцера остается без изменения. Здесь с увеличением диаметра штуцера увеличиваются соответственно депрессия давления, дебит нефти и соответственно ему дебит газа, а газовый фактор остается без изменения. При режиме растворенного газа оптимальный дебит по скважинам устанавливается из необходимости экономного расходования пластовой энергии. Дебит нефти по скважине принимается по минимальному газовому фактору. [14]
К оптимальным относятся параметры: диаметр d и длина подъемных труб L, а также давление на устье скважины ру. L имеет большое значение, так как колонну подъемных труб можно заменить только после остановки скважины. Замена подъемных труб - дорогостоящая операция и требует большой потери времени. Допустим, что оптимальная длина насосно-компрес-сорных труб равна глубине скважины LCKE, при этом фильтр располагается на одном уровне с кровлей продуктивного пласта. Определим оптимальный диаметр насосно-кбмпрессорных труб, исходя из следующих интерпретаций термина оптимальные, параметры: 1) диаметр подъемных труб оптимальный, если заданный дебит обеспечивается при минимальном газовом факторе; 2) по Крылову ( Муравьев и Крылов, 1949 г., с. [15]
Страницы: 1 2