Закачиваемый газ

Cтраница 3

При замене паровой углеводородной фазы свежим закачиваемым газом при постоянных давлении и температуре увеличивается концентрация С02 и уменьшается количество испаряющихся углеводородных компонентов. При повторной замене паровой фазы в значительной степени уменьшается количество компонентов, имеющих небольшую молекулярную массу, и продолжает возрастать концентрация С02 в растворенном газе, а также отношение объемов растворенный газ - нефть. Закачка углекислого или углеводородного газа обычно осуществляется при значительном давлении. [31]

Следовательно, чем богаче будет промежуточными компонентами закачиваемый газ, тем ниже может быть давление вытеснения. Соответственно чем тяжелее нефть по составу, тем выше должно быть давление образования взаиморастворимой переходной зоны ее с закачиваемым газом. [32]

Фактические данные показывают, что испарение в закачиваемый газ ретроградного конденсата через 1 5 - 2 года после прорыва агента к скважинам продолжается достаточно активно. При этом среднесуточная дополнительная добыча фракции Cs по скважинам составляет почти 5 т / сут. [33]

При вытеснении нефти обогащенным газом путь смешивания закачиваемого газа с нефтяной фазой выбирается вдоль жидкой ветви бинодали, а РМщ определяется из условия разжижения нефти до критического состава, соответствующего критической точке на бинодальной кривой. [34]

Конструкции лифтыых подъемников. [35]

В тех случаях, когда возможны утечки закачиваемого газа через обсадную колонну ( в колонне имеются повреждения), в скважину спускают концентрически два ряда труб. [36]

Наибольшее влияние на извлечение конденсата оказывают количество закачиваемого газа и давление, в значительно меньшей степени - его состав. [37]

Конструкции лифтных подъемников. [38]

В тех случаях, когда возможны утечки закачиваемого газа через обсадную колонну ( в колонне имеются повреждения), в скважину спускают концентрически два ряда труб. [39]

Схематический разрез залежи А. [40]

Наиболее вероятным может оказаться поступление большой части закачиваемого газа в маломощный, но высокопроницаемый горизонт I зоны А. Поэтому было принято решение: вскрыть пятью нагнетательными скважинами пласт ниже газоводяного контакта, чтобы закачиваемый под него сухой газ мог поступать во всю зону А. [41]

Технологическая схема процесса поддержания давления путем нагнетания газа в газовую шапку. [42]

Чтобы пластовое давление не падало, количество закачиваемого газа в пластовых условиях должно быть не меньше общего объема жидкостей и газа, извлекаемых из пласта. Однако обратно закачивают обычно только добываемый газ и то не весь, так как он частично расходуется на промысловые нужды. При возврате 75 - 80 % добытого газа условия для поддержания давления практически считаются хорошими. Разумеется, что при этом нельзя ожидать полного возмещения расходуемой пластовой энергии, но все же процесс падения давления значительно замедляется. [43]

Зависимость коэффици. [44]

В результате при определенном давлении и составе закачиваемого газа происходит смешение вытесняемой нефти с нагнетаемым газом. Таким образом, вблизи фронта вытеснения образуется оторочка из смешивающихся с нефтью жидкостей и газов, которая вытесняет нефть и сама перемещается обогащенным газом. Экспериментальными исследованиями доказано, что чем богаче нагнетаемый газ промежуточными углеводородами, тем меньше давление, обеспечивающее смешение. Поэтому при: вытеснении нефти газом, обогащенным промежуточными углеводородами, требуется значительно меньшее давление, чем при выте - снении сухим газом. [45]

Страницы: 1 2 3 4