Текущий газовый фактор

Cтраница 1

Кривая типичного поведения пласта, работающего на естественном газонапорном режиме. [1]

Текущий газовый фактор часто используется в качестве показателя эффективности работы скважины. При анализе работы пласта его увеличение рассматривается как тревожный сигнал. Газовый фактор должен поддерживаться как можно более низким. Площадь под кривой, соответствующей газовому фактору на поверхности, численно равна количеству добытого газа. Это соответствует определению газового фактора, приведенному ранее. При поддержании газового фактора на возможно более низком уровне увеличится суммарное количество нефти, добываемое с тем же количеством газа. [2]

Идеализированная кривая растворимости гам в нефти в зависимости от пластового. [3]

Текущий газовый фактор выражается отношением количеств газа и нефти, добытых в течение любого произвольно выбранного отрезка времени. [4]

Для вычисления текущего газового фактора G необходимо знать нефтево-донасыщенность пласта. Она может быть определена следующим образом. [5]

Вместе с тем определяются начальные и текущие газовые факторы; дебиты нефти, воды и газа; процентное содержание песка в добываемой жидкости. Затем на основании исследования отдельных скважин проводится исследование залежи и отдельных скважин, необходимое для составления проектов разработки новых и доразработки старых месторождений, для составления технологических режимов эксплуатации месторождений, для разработки и внедрения различных геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти. [6]

Для получения среднего по пласту текущего газового фактора ГР1 общий объем извлеченного газа делится на общее количество нефти, добытой за данный месяц. [7]

Схема распределения насыщенностей. [8]

Снова примем постулат, согласно которому текущий газовый фактор для скважин G определяется пластовым давлением. [9]

Наклон и изгиб кривой пластового давления отражают текущий газовый фактор. Так, в течение начального падения газового фактора наклон кривой давления ( падение давления на единицу добычи дегазированной нефти) уменьшается. Когда газовый фактор начинает возрастать, изгиб кривой давления меняется и возникает крутое падение его. Затем наступает следующий изгиб кривой давления, когда величина газового фактора проходит через максимум, и начинается быстрое его падение. [10]

Результаты расчетов предыдущего параграфа соответствуют случаю, когда величина текущего газового фактора не превышает значения начального газового фактора ( ГНФ 69 м3 / м3) на 10 %, так как реализуется режим эксплуатации без прорыва газа газовой шапки. [11]

Особенностью газонапорного режима с противотоком является непрерывное уменьшение пластового давления и текущего газового фактора ( который обычно меньше первоначального газового фактора), а также очень высокая нефтеотдача. Обычно предполагается, что все эксплуатационные скважины пробурены на нефтяную зону и текущий газовый фактор определяется существующей в ней насыщенностью. [12]

В рассматриваемом варианте экономного ( расходования газа принят критерий прекращения закачки газа - увеличение у противостоящей добывающей скважины текущего газового фактора по сравнению с начальным в 3 раза. [13]

Расположение скважин горизонта HKHj Сура-ханского месторождения. [14]

В течение 1932 - 1934 гг. газовый фактор равнялся 130 - 210 м3 / т; впоследствии он уменьшился и до 1942 г. составлял в среднем около 30 - 100 м3 / т; в 1950 г. текущий газовый фактор по HKnt был равен 8 м3 / т, а к моменту завершения разработки ( 1964 г.) величина его не поддавалась определению из-за крайне малого дебита попутного газа. [15]

Страницы: 1 2