Пластовый газовый фактор

Cтраница 2

Графический метод определения СНИЗУ ввеРх по шагам используя ту или иную глубин ЕЕ ода газ а Е лифтовЕ1 & трубЕ. методику расчета, определяют давления на разных. [16]

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 Го При заданном дебите. [17]

В связи с тем, что в настоящее время на большинстве старых и на всех новых нефтяных месторождениях внедряются однотрубная герметизированная система сбора нефти и газа и многоступенчатая сепарация, необходимость определения поверхностного газового фактора в большинстве случаев отпадает. Поэтому на практике достаточно пользоваться только значениями пластового и рабочего газовых факторов. Пластовый газовый фактор является в основном одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения. Рабочий газовый фактор характеризует объем газа, который может быть выделен из добываемой нефти при данных конкретных условиях, и на практике принимается в расчетах добычи и использования нефтяного газа. [18]

Кроме того, в интервале ( Я-L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Я-L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. [19]

Кроме того, в интервале ( Я-L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Я-L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, та как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. [20]

Кроме того, в интервале ( Н - L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Н - L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. [21]

На месторождениях объединения Татнефть предусмотрена двухступенчатая сепарация с размещением сепараторов первой ступени на ДНС или в товарных парках и второй - перед технологическими резервуарами УПН. На выходе нефти с ТХУ устанавливают аппараты горячей сепарации. Абсолютное давление в сепараторах второй ступени и аппаратах горячей сепарации по проектам составляло 0 101 - 0 102 МПа, фактическое поддерживалось на уровне 0 11 - 0 13 МПа. Основные показатели процесса сепарации приведены в таблице 6.6. Из нее видно, что пластовый газовый фактор по девонским залежам объединения Татнефть на 20 - 25 % превышает этот параметр при двухступенчатой сепарации. При очередном перемешивании нефти, неизбежном при ее перекачке по нефтепроводам, заполнении и опорожнении резервуаров, сопровождающемся нарушением метаста-бильности, интенсивно выделяется значительное количество легких фракций. Массовая доля их потерь достигает 1 23 % при подготовке нефти на ТХУ и 0 87 % при подготовке на УКПН. [22]

Как и в залежах, находящихся под давлением выше давления начала конденсации, состав добываемых продуктов непрерывно изменяется после того, как будет достигнута двухфазная область, и фазовая диаграмма ( рис. XVIII. Так как смещение происходит вниз и вправо, то к моменту истощения объемное содержание жидкой фазы оказывается выше, а следовательно, нефтеотдача меньше, чем должно быть на основании рис. XVIII. При этих условиях пластовая система обладает малой летучестью и сдвиг границы двухфазной области в течение истощения залежи относительно мал. Наоборот, когда пластовая температура превышает 120 С, плотность добываемой нефти ниже 0 8 г / см3, а пластовый газовый фактор достигает или превосходит 260 м3 / м3, то сдвиг на фазовой диаграмме значителен. Залежи при давлении выше давления насыщения, относящиеся к этому типу, называются летучими нефтяными залежами. Из-за значительных размеров сдвига границы двухфазной области при истощении залежи в процессе разработки расчеты режима разработки как летучих нефтяных, так и газокон-денсатных залежей значительно сложнее таких же расчетов для залежей, содержащих системы с малой летучестью. [23]

Страницы: 1 2