Cтраница 2
Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов. [16]
Ресурсы нефтяного газа, подсчитанные на основе рабочего газового фактора, в настоящее время рассматриваются как потенциальный объем газа, подлежащего использованию. Однако такой подход к определению возможного уровня использования нефтяного газа нельзя признать правильным, особенно в отношении планирования, так как при этом не рассматривается структура ресурсов нефтяного газа с точки зрения народнохозяйственной эффективности их использования. [17]
Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярного веса и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, увеличивается содержание в ней легких углеводородов, которые улетучиваются при снижении давления до атмосферного. При повышении давления сепарации для нефти Шкаповского месторождения от 0 2 до 6 0 кгс / см2 рабочие газовые факторы уменьшаются на 35 - 46 % по объему. [18]
Рабочие ресурсы нефтяного газа по пласту определяют умножением рабочих газовых факторов на количество добытой нефти. Умножением молярной доли отдельных компонентов в смеси нефтяного газа пласта ( объекта) на рабочие ресурсы определяют рабочие ресурсы нефтяного газа по отдельным компонентам. [19]
КДФ dl м при обводненности 70 % и рабочего газового фактора 5 м3 / т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс. м3 / сут. [20]
Многие специалисты считают, что запасы нефтяного газа необходимо подсчитывать на основе рабочего газового фактора, поскольку при этом, наряду с достижением соответствия извлекаемых запасов рабочим ресурсам газа, одновременно более правильно можно подсчитать запасы нефти, фактически извлекаемые при многоступенчатой сепарации. [21]
Как было указано выше, при текущих замерах обычно определяется только часть рабочего газового фактора ГР1 и часть рабочих ресурсов газа за истекший месяц. Для определения величины Гр ( rv rvi rv2) необходимо выполнить следующее. [22]
Технологию очистки пластовых вод с использованием эффекта автофлотации и каплеобразователя целесообразно выполнять при максимально возможных рабочих газовых факторах, т.е. технологию разделения продукции скважин на товарную нефть, газ и воду следует начинать с отведения и очистки воды, а не завершать этими процессами комплекс работ, как это принято на промыслах. При необходимости технология очистки основного количества воды должна завершаться на узлах предварительного сброса и пунктах сепарации газа. [23]
Это, в свою очередь, увеличивает степень очистки воды, т.е. наибольшая эффективность процесса достигается при максимальных рабочих газовых факторах. [24]
В соответствии с выражением (2.131) после подстановки диаметра рассматриваемого КДФ d 1 м при обводненности 70 % и рабочего газового фактора 5 м3 / т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс. м3 / сут. [25]
Плановая добыча нефтяного газа определяется также по каждому месторождению исходя из объемов добычи нефти по этому месторождению, рабочего газового фактора при применяемом режиме эксплуатации и степени утилизации газа. [26]
Результаты исследования некоторых гидроциклонных установок приведены в таблице 1, из которой видно, что если в промышленном сепараторе рабочий газовый фактор равнялся 105 нм3 / м3, то в гидроциклонном сепараторе Г - I ( рис. 1.5.1) он увеличивался до 108 нм / м3, при одновременном увеличении удельной нагрузки на единицу объема емкости в 20 раз и при уменьшении времени пребывания нефти в сепараторе в 35 раз. [27]
Если по условиям разработки давление на забое эксплуатируемой скважины поддерживается выше давления насыщения нефти газом ( рэабр ас) и продукцией скважины является безводная нефть, рабочий газовый фактор Гр определяется по данным разгазирования глубинных проб нефти. [28]
Для качественной характеристики пластовых и рабочих ресурсов нефтяного газа используют компонентный газовый фактор, определяемый как произведение объемной ( молярной) концентрации соответствующего компонента в составе нефтяного газа на пластовый или рабочий газовый фактор. [29]
В условиях эксплуатации скважин при раабрнас, когда величина газового фактора для одной и той же скважины с течением времени изменяется весьма медленно и является практически постоянной также в пределах одного геологического блока, рабочий газовый фактор может изменяться только в зависимости от изменения условий сепарации газа от нефти в сепараторах или условий прохождения по внутрипромысловым сетям. Поэтому рабочие ресурсы газа достаточно определять один раз в квартал. [30]