Суммарный газовый фактор

Cтраница 1

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

Суммарный газовый фактор определяется как общее количество газа, добытое из пласта до определенного момента времени, деленное на суммарное количество нефти, добытое за то же самое время. [2]

После этого суммарный газовый фактор вновь начинает повышаться. [3]

Изменения газового фактора. [4]

Точка R, расположенная на кривой газовых факторов G, представляет суммарный газовый фактор, необходимый для получения максимального дебита жидкости. [5]

Содержание газа и его выделение из раствора по данным дифференциального дегазирования. [6]

Уточнение газовых факторов, полученных при дифференциальном дегазировании нефти, производится прибавлением или вычитанием наблюдаемой разницы между значениями суммарных газовых факторов, вычисленных по промысловому и лабораторному значениям давления насыщения. Когда промысловое значение давления насыщения превышает лабораторную величину, в последнюю вводится добавка наблюдаемой разницы. [7]

S ( PO) и s ( р) - количество газа, растворенного в нефти при давлениях р и р (; Гсум - суммарный газовый фактор, равный отношению объема газа к объему нефти, добытых на дату подсчета; Т, Т - соответственно пластовая и стандартная температура, К; 2 ( р) - коэффициент сверхсжимаемости газа. [8]

V - количество нефти, первоначально заключенной в пласте; Wp - суммарная добыча воды; We - суммарный объем поступающей в продуктивный пласт краевой воды; W, - количество закачанной воды; Б ( - коэффициент пластового объема нефти с растворенным газом; Вц - коэффициент пластового объема нефти при начальном пластовом давлении; Bg - коэффициент пластового объема газа; Bgi - коэффициент пластового объема газа при начальном пластовом давлении; т - отношение объема начальной газовой шапки к начальному объему нефти в пласте; RP - суммарный газовый фактор; RSi - начальная растворимость газа; Sw - текущая водонасыщенность пористой среды; Swi - начальная водонасыщенность пористой среды; С / - сжимаемость породы; Cw - сжимаемость воды; Др - депрессия давления в пласте; G, - суммарное количество нагнетаемого газа. [9]

В большинстве случаев в промысловых условиях газовый фактор первой ступени сепарации бывает больше, чем газовые факторы из последующих ступеней. Величины суммарного газового фактора находятся в больших пределах: от 12 до 500 м3 / т и более. В месторождениях, разрабатываемых при поддержании пластового давления, верхний предел газовых факторов значительно ниже. [10]

Анализ работы резервуаров с учетом объемов, характера поступления нефти и выделения из нее газа показал, что вышеуказанному критерию даже только по пропускной способности дыхательных клапанов отвечают Первомайский, Бондюжский, Елабужский, Яш-ляушский сепарационные узлы и узел при Бавлинской ТХУ-3, а с учетом системы УЛФ - практически почти все товарные парки. Как видно из табл. 6.24, только на двух установках - Бавлинской ЭЛОУ-2 и Горкинской УКПН - паспортная производительность компрессора системы УЛФ оказалась меньше, чем суммарный газовый фактор второй и третьей ступеней сепарации. [11]

Оптимальное давление для первой ступени двухступенчатого разделения можно экспериментально определить на промысле или же рассчитать при помощи констант равновесия, пользуясь методом, показанным в табл. XVIII. Состав исходного продукта для второй ступени ( в сборном резервуаре) двухступенчатого разделения - это состав жидкости, полученной в первом сепараторе, а величина суммарного газового фактора определяется как количеством газов, выделившихся в сепараторе, так и количеством газов, выделившихся в сборном резервуаре. [12]

Распределение газовой фазы в объеме нефти по высоте КДФ. [13]

Как видно из табл. 6.24, общее содержание газа и нефти, поступающей на вторую ступень сепарации, составляет около 5 0 м3 / т, что в 2 5 раза превышает аналогичный показатель при сепарации нефти на узле при Бавлин-ской ТХУ-3 и в пересчете на выделяющийся газ соответствует 772 м / ч, что существенно меньше производительности системы УЛФ. Из этого следует, что схема сепарации, включающая в качестве концевой ступени концевой делитель фаз ( КДФ), газоотделитель и резервуары, вполне приемлема и для случая превышения суммарным газовым фактором второй и третьей ступеней пропускной способности дыхательных клапанов. [14]

Страницы: 1