Промысловый газовый фактор

Cтраница 2

Из графиков видно, что при давлении I ступени сепарации 4 и 6 ата первичные газовые факторы, полученные при разгазировании нефти в промысловых условиях, больше теоретических ( равновесных), а вторичные промысловые газовые факторы, наоборот, значительно меньше теоретических, особенно при Р п4 ата. Суммарные промысловые газовые факторы ( массовые) также меньше равновесных. [16]

Зависимость газового фактора газовой фазы пластовой системы от давления. [17]

Методика проведения экспериментов в безртутной бомбе pVT - 1 с двумя поршнями заключается в следующем. Составляется рекомбинированная газожидкостная проба в соответствии с промысловым газовым фактором. [18]

Профиль текущих пластовых температур по линии ска. 29612, 29589, 20403, 25328. [19]

При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом происходит превышение промыслового газового фактора над газосодержанием пластовой нефти, что приводит к дросселированию выделившегося газа и, вследствие эффекта Джоуля-Томсона, к снижению пластовых температур в призабойной зоне пласта ( ПЗП) ниже Т нас. В этих пластах также отмечается снижение температур и выпадение парафина. [20]

Можно рассчитать суммарные объемные коэффициенты, удельные объемы и плотности пластовых газоконденсатных систем, пользуясь рассмотренными в главе XVI газовыми законами, при условии, что жидкая фаза не занимает значительную часть объема системы. Обычно при пластовых давлениях и температурах для систем, состав которых характеризуется промысловым газовым фактором больше 1800 м3 / м3, наличие жидкой фазы в количестве 10 % от всего объема системы не дает ошибок больше 2 - 3 %, когда плотность дв5гхфазной смеси рассчитывается так, как если бы вся смесь находилась в однофазном состоянии. Это происходит потому, что парциальные объемы компонентов в жидкой фазе почти такие же, что и парциальные объемы тех же компонентов в паровой фазе. [21]

Нетрудно видеть, что изменение равновесных газовых факторов в зависимости от давлений I ступени сепарации подчиняется определенной закономерности. При разгазировании нефти в промысловых условиях подобная закономерность не проявляется, а имеет место аномальное отклонение промысловых газовых факторов по отношению к равновесным как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. [22]

Зоны геодавления представляют собой пласты и блоки, залегающие на различных ( в основном более 2000 м) глубинах и содержащие в соленых насыщающих породу водах природный углеводородный газ. Несмотря на небольшую растворимость газа в воде, благодаря его подвижности и значительному снижению пластового давления в районе эксплуатационной скважины промысловые газовые факторы достигают величин, существенно превышающих значения его растворимости в воде. Основная трудность добычи газа из зон геодавления заключается в создании сложной системы трубопроводов для улавливания природного газа из рассола и сброса рассолов или соленых вод в целях сохранения экологического равновесия. [23]

Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется промысловым газовым фактором. [24]

Так, для месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина газового фактора в большинстве случаев меньше количества газа, растворенного в 1 м3 нефти, вследствие избыточного давления в трапах, что приводит к неполной сепарации газа. А при наличии в пласте свободного газа промысловый газовый фактор вообще не может служить даже ориентировочным показателем количества растворенного в нефти газа. [25]

Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. [26]

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в мЗ, приходящееся на 1 мЗ ( т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. [27]

В графах 13 и 14 при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов количество рабочего агента приводится по каждому компоненту ( вода, полимер, ПАВ, пар и др.) в тысячах тонн. Размерность в скобках приводится при закачке газа. В графе 12 обводненность продукции скважин приводится в массовых процентах в поверхностных условиях. Добыча нефтяного газа ( графы 16 и 17) определяется произведением промыслового газового фактора на добычу нефти. [28]

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается ( рис. 10 / Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими - примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения ( опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. [29]

Страницы: 1 2