Пластовый газовый фактор
Cтраница 1
Пластовый газовый фактор определяют только по каждому из пластов, которые выделяют при подсчете запасов нефти и газа по месторождению в соответствии со стратиграфической схемой, принятой в данном нефтеносном районе. На разведываемой нефтяной площади газовые факторы определяют по пластам, которые выделены геологической службой разведочного предприятия по согласованию с нефтегазодобывающим предприятием. [1]
Пластовый газовый фактор является одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения. [2]
Гп - пластовый газовый фактор, м3 / т; Gn - количество нефти, которое было бы получено за расчетный период при одноступенчатой сепарации нефти и газа, т; рп - плотность газа, отсепари-рованного в одну ступень, т / м3; Гр, Gp, pp - аналогичные параметры при фактических рабочих условиях на нефтегазодобывающем предприятии. [3]
Следует различать пластовый газовый фактор и эксплуатационный. Под пластовым газовым фактором понимается количество газа, растворенного в единице веса или объема нефти при давлении насыщения. Под эксплуатационным газовым фактором понимают отношение получаемого в сепараторе газа к количеству получаемой в сепараторе нефти. [4]
Требуется найти вязкость насыщенной газом нефти, имеющей пластовый газовый фактор 107 м3 / м3, если при той же температуре вязкость мертвой нефти равна 1 5 спз. [5]
 |
Номограмма для расчета суммарного пластового объемного коэффициента. [6] |
В данной Шплтюпсом форме уравнения материального баланса [15] используются пластовый газовый фактор и суммарный объемный коэффициент исходной пластовой нефти. Для получения необходимых данных, если они не измерены экспериментально, могут применяться методы расчета, данные в этой главе. Так как в уравнении материального баланса требуется различать исходную величину суммарного объемного коэффициента и эту жо величину при более низких давлениях, то часто необходимо применять метод сглаживания суммарного объемного коэффициента для получения этих различий с достаточной точностью. [7]
Когда на второй ступени давление равно 1 0 кгс / см2 ( рис. 1 6) и пластовый газовый фактор Г0 равен 60 м3 / т, количество газа на второй ступени Гг при температуре 9; 20; 40 и 60 С соответственно равно 10; 13 2; 18 и 27 tr / i. Как видно, с ростом температуры от 9 - 20 до 40 - 60 С количество газа второй ступени увеличивается почти в 2 раза. Следовательно, при незначительном снижении давления на второй ступени увеличивается переход компонентов из жидкой фазы в газовую. [8]
При давлении на забое скважин выше давления насыщения нефти газом, когда выделения газа в пласте не происходит, пластовый газовый фактор практически не отличается от поверхностного. [9]
 |
Типовая номограмма для расчета газлифтных скважин. [10] |
Затем калька перемещается по оси глубин вниз так, чтобы точка ру ложилась последовательно на кривые на рис. II 1.17 с газожидкостными отношениями больше, чем пластовый газовый фактор ап. Точки пересечения этих кривых ( см. рис. III.18) с кривой пластового газового фактора показывают возможный диапазон параметров эксплуатации данной скважины как по глубине ввода рабочего агента и давлению закачиваемого газа, так и по удельному расходу. [11]
 |
Графический метод определения глубин ввода газа в лифтовые трубы с помощью кривых распределения давления. [12] |
При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное давление рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен быть известен пластовый газовый фактор Г0 при заданном дебите. [13]
 |
Графический метод определения глубин ввода газа в лифтовые трубы с помощью кривых распределения давления. [14] |
При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное давление рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен быть известен пластовый газовый фактор Г0 при заданном дебите. [15]
Страницы: 1 2