Дифференциальное дегазирование

Cтраница 2

Изменение давления и газового фактора в процессе эксплуатации месторождения Розенвальд [ XII. 82 ].| Изменение суточной добычи нефти при эксплуатации месторождения Розенвальд [ XII. 82 ].| Отношение относительных проницаемостей для газа и нефти, характерных для месторождения Розенвальд. [16]

Количество газа, выделившееся при дифференциальном дегазировании пластовой нефти при пластовой температуре, может отличаться от количества газа в нефти, соответствующего газовому фактору, при контактной сепарации на устье скважины. Следовательно, растворимость So может не равняться газовому фактору Го и при расчете по данным методикам могут использоваться различные значения. [17]

Содержание газа и его выделение из раствора по данным дифференциального дегазирования. [18]

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. [19]

Объем газа, выделившегося из нефти при дифференциальном дегазировании, может быть отнесен к давлению насыщения или к условиям в нефтехранилище. Если объем газа отнесен к объему нефти, приведенной к стандартным условиям, его необходимо пересчитать для условий давления насыщения. [20]

Эта формула справедлива потому, что при дифференциальном дегазировании нефти газ удаляется после каждого изменения давления. Таким образом, объем жидкости, найденный в результате дифференциального дегазирования, фактически суммируется из объемов жидкости, получаемых при каждом предшествующем значении давления. [21]

При внесении в относительный объем нефти, полученный при дифференциальном дегазировании, поправки, учитывающей различие в давлении насыщения, установленном по промысловым и лабораторным данным, необходимо исходить из допущения, что безразмерное приращение объема А V, используемое при обработке лабораторных данных, должно характеризовать и новую газо-нефтяную смесь. [22]

Характеристики PVT для дифференциального дегазирования пластовой нефти при температуре 104 4 С. [23]

В некоторых случаях 1 м3 остаточной нефти, полученной после дифференциального дегазирования, близок к 1 м3 товарной нефти из определенного контактного процесса; оба они эквивалентны. В данном случае коэффициент пластового объема при давлении точки насыщения: 1 335 мэ / м3 товарной нефти из контактного процесса дегазирования, где использована сепарация при давлении Ь 8 к. [24]

Сопоставление пластовых объемных факторов при контактном и дифференциальном дегазировании.| Сопоставление объемов растворенного газа при контактном и дифференциальном дегазировании газо-неф-тяиой системы. [25]

Вп и газовые факторы Г, полученные в идеальных процессах контактного и дифференциального дегазирования нефти. [26]

Зависимость относительного А р должна быть линейной, объема от давления после обработки Уравнение этой прямолинейной результатов анализа пробы BHS - 46C. зависимости будет иметь вид. [27]

Харстом [5] установлено, что объемы нефти, полученные при дифференциальном дегазировании, можно обработать в виде безразмерного приращения объема, выраженного как функция приращения давления. [28]

Обычно на практике принято считать, что в продуктивных отложениях происходит дифференциальное дегазирование нефти. Отсюда любое определение газа, выделившегося из нефти, должно основываться на результатах анализа пластовой нефти путем их дифференциального дегазирования. Количество газа, выделившегося из газонефтяной смеси, необходимо выражать в кубометрах на единицу объема нефти при давлении насыщения или при нормальных или стандартных условиях. [29]

В указанной работе рассматривается схема расчетов комбинированных характеристик с использованием результатов контактного и дифференциального дегазирования нефти. [30]

Страницы: 1 2 3 4