Cтраница 3
Снижение давления в системе способствует удержанию парафинов в растворе, однако, при снижении давления ниже давления насыщения условия для удержания парафинов в растворе сильно ухудшаются в результате выделения из нефти растворенного газа. Уменьшение газонасыщенности нефти приводит к выпадению парафинов из раствора. Снижение температуры также ухудшает условия растворимости парафинов в нефти. Уменьшение давления, температуры и газосодержания пластовой нефти происходит при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью, где отлагается основная масса парафинов. [31]
Проектирование разработки нефтяного месторождения базируется на результатах уже проведенной разведки и подсчета запасов, а также на результатах пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки, если таковые имели место. В пределах площади разбу-ривания берутся средние значения и квадраты коэффициента вариации для общей толщины, эффективной толщины, числа обособленных слоев, коэффициента продуктивности скважины и удельного коэффициента продуктивности на единицу эффективной толщины. Также берутся: характеристики физических свойств нефти, воды и газа; начальное газосодержание пластовой нефти и давление насыщения нефти газом, забойное давление фонтанирования в зависимости от устьевого давления; первоначальное пластовое давление и давление гидроразрыва пласта. По данным пробной эксплуатации необходимо определить степень снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения. [32]
Объем газа при этом приводится к давлению 1 01х105Па и t 20 С. Различают первоначальный и текущий Г.ф. Первый характеризует нефт. В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения ( т.е. нет выделения из нефти растворенного газа), Г.ф. остается постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. На Г.ф. влияет также режим работы залежи. При водонапорном режиме Г.ф. не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном - в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме газир. Значения Г.ф. могут достигать неск. [33]
Объект 1 ( пласты ДУ 0 ДУ, ДУ 2) представлен карбонатными породами. Объект для данного месторождения является базовым. Глубина залегания продуктивных пластов изменяется в пределах 4460 - 4500 м, начальное пластовое давление 51 7 МПа. Начальное газосодержание пластовой нефти составляет 1070 нм3 / т, давление насыщения нефти газом 35 77 МПа, пластовая температура 102 С. [34]