Закачиваемый газ
Cтраница 1
 |
Схема вытеснения нефти растворителем. [1] |
Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и в силу более высокой фазовой проницаемости по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность процесса вытеснения. На рис. 9.2 показано распределение насыщенности пласта растворителем в зоне смешивающегося вытеснения по длине пласта. Из этого рисунка следует, что изменение насыщенности по длине пласта можно аппроксимировать прямолинейной зависимостью. [2]
Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. [3]
Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой. [4]
Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. [5]
Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и в силу более высокой фазовой проницаемости по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность процесса вытеснения. На рис. 9.2 показано распределение насыщенности пласта растворителем в зоне смешивающегося вытеснения по длине пласта. Из этого рисунка следует, что изменение насыщенности по длине пласта можно аппроксимировать прямолинейной зависимостью. [6]
Объем закачиваемого газа определяется произведением остаточного нефтесодержания в единице углеводородного порового объема ( в результате истощения давления) на общий поровый объем углеводородов, вытесняемых нагнетаемым газом на протяжении всего эксплуатационного периода при условии, что имеются установки по переработке газа как при циркуляции последнего, так и без нее. Потери от ретроградной конденсации, являющиеся основной причиной применения циркуляции газа, определяются соответствующим экспериментом и анализом пластовых жидкостей. Пластовый объем, вытесняемый сухим газом, контролируется в значительной степени геометрией размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также однородностью продуктивного коллектора. [7]
Объем закачиваемого газа определяется произведением остаточного нефтесодержания в единице углеводородного перового объема ( в результате истощения давления) на общий поровый объем углеводородов, вытесняемых нагнетаемым газом на протяжении всего эксплуатационного периода при условии, что имеются установки по переработке газа как при циркуляции последнего, так и без нее. Потери от ретроградной конденсации, являющиеся основной причиной применения циркуляции газа, определяются соответствующим экспериментом и анализом пластовых жидкостей. Пластовый объем, вытесняемый сухим газом, контролируется в значительной степени геометрией размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также однородностью продуктивного коллектора. [8]
Количество закачиваемого газа в каждом цикле работы создаваемого подземного газохранилища определяется по заданному и постоянному во всех циклах количеству отбираемого-газа с помощью найденных значений коэффициента относительного уменьшения закачиваемого объема для каждого цикла. [9]
Растворимость закачиваемого газа в нефти незначительная, так как нефть, которая поступает из пласта в скважину, находится под большим давлением, чем давление насыщения. Расширение газов происходит по политическому закону. [10]
Обогащение закачиваемого газа промежуточными углеводородами на 5 5 % при взаимодействии его с жидкой фазой приводит к резкому увеличению насыщенности до 70 % после прокачки примерно двух начальных объемов системы. При этом значения относительных молекулярных масс и плотностей фаз стремятся к единице. Сближение как расчетных, так и экспериментальных параметров газовой и жидкой фаз говорит о переходе системы в состояние, близкое к критическому. [11]
Если бы соотношение закачиваемого газа к добываемому не упало до нуля, а снизилось до 80 %, то дополнительная нефтедобыча при снижении пластового давления до 6 8 ат составила бы 4 5 % порового пространства. Это дало бы увеличение нефтеотдачи на 2 % в единицах порового пространства по сравнению с 80 % возвратом газа на протяжении всего процесса разработки, хотя это и потребовало бы дополнительно около 50 % количества нагнетаемого газа на единицу объема извлекаемой нефти. [12]
В дальнейшем объем закачиваемого газа постепенно увеличивают в зависимости от характера процесса. Этот метод считается рентабельным, если на 1 т дополнительно добытой нефти закачивается 3000 - 4000 м3 газа. [13]
В дальнейшем объем закачиваемого газа постепенно увеличивают в зависимости от характера процесса. Этот метод считается рентабельным, если на 1 т дополнительно добытой нефти закачивают 3000 - 4000 м3 газа. [14]
Если бы соотношение закачиваемого газа к добываемому не упало до нуля, а снизилось до 80 %, то дополнительная нефтедобыча при снижении пластового давления до 6 8 ат составила бы 4 5 % перового пространства. Это дало бы увеличение нефтеотдачи на 2 % в единицах норового пространства по сравнению с 80 % возвратом газа на протяжении всего процесса разработки, хотя это и потребовало бы дополнительно около 50 % количества нагнетаемого газа на единицу объема извлекаемой нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4