Промысловый газовый фактор

Промысловый газовый фактор ( в м3 / т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.  [1]

Промысловый газовый фактор ( м3 / т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.  [2]

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в мЗ, приходящееся на 1 мЗ ( т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи.  [3]

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м3, получаемое при сепарции нефти, приходящееся на 1 м3 ( т) дегазированной нефти.  [4]

Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа, м3, получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 ( т) дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий - за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.  [5]

Рост величины промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке пластового давления ниже давления насыщения, что является признаком отсутствия влияния от закачки воды.  [6]

Аномальное увеличение и уменьшение промысловых газовых факторов при давлениях I ступени сепарации 6 и 5 ата объясняются следующим образом. В разгазируемой нефти ( при данном компонентном составе) при давлении порядка 6 ата и температуре 6 - ь9 С происходит бурный переход бутано-пентановых фракций из жидкостного агрегатного состояния в парообразное. Нефть вскипает во всем объеме, т.е. происходит процесс, в некоторой степени подобный, например, кипению чистой воды. Резкое увеличение концентрации бутано-пентановых и более тяжелых фракций в газовой фазе резко уменьшает парциальные давления в ней перманентных газов: метана и азота. Это в свою очередь приводит к резкому диффузионному переходу метана и азота из жидкой фазы в газообразную, молекулы которых механически увлекают за собой из жидкой фазы и другие более тяжелые молекулы.  [7]

По всему фонду добывающих скважин производится регулярный замер промыслового газового фактора.  [8]

Как залежи типа В, так и залежи типа С характеризуются увеличением промысловых газовых факторов после того, как будут достигнуты давление начала конденсации или соответственно давление начала испарения, если эти газовые факторы определены по продуктам, полученным в сепараторах объемного типа. Кроме того, при эксплуатации залежи типа А газовый фактор остается почти постоянным при снижении пластового давления.  [10]

Благодаря тому, что газ обладает значительно большей подвижностью, чем нефть, промысловые газовые факторы по мере разработки залежи быстро растут, но после достижения некоторого максимума еще быстрее падают. Дебиты нефти в процессе разработки уменьшаются. Пластовая энергия в случае отсутствия напора воды, отсутствия газовой шапки и пренебрежимо малого влияния упругих сил, связанная только лишь с растворенным газом, быстро истощается.  [11]

Для большей наглядности на рис. 1.3.4 - 1.3.5 и в табл. 1.3.5 представлены промысловые газовые факторы по компонентам в зависимости от давлений I ступени сепарации.  [12]

Из графиков видно, что при давлении I ступени сепарации 4 и 6 ата первичные газовые факторы, полученные при разгазировании нефти в промысловых условиях, больше теоретических ( равновесных), а вторичные промысловые газовые факторы. наоборот, значительно меньше теоретических, особенно при Р п4 ата. Суммарные промысловые газовые факторы ( массовые) также меньше равновесных.  [13]

В случаях, когда косвенных геологических данных оказывается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную ( опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора. обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных ( пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте.  [14]

Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание.  [15]

Страницы:      1    2

Поделиться ссылкой:

http://www.ngpedia.ru