Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Газовый фактор в нефти


Способ определения газового фактора нефти

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. 1 табл.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз.

Эти способы трудоемки и не достаточно точны.

Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. («Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения», Тюмень, ООО «Реагент», 2000, с.5-6). По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др.

Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2).

Уравнение объемного расхода газожидкостной системы:

Уравнение критической скорости Уоллиса-Гужова:

где

Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м3/с;

d - диаметр штуцера, м;

Vк - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с;

Рк - критическое давление, Па;

ρж - плотность жидкости в критической точке, кг/м3;

β - объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ρж используются плотность разгазированной нефти и воды, плотность газа и коэффициент растворимости газа в нефти, обводненность.

Недостатком метода является ограниченная область его применения, так как при работе скважин в технологическом режиме добычи нефти критическая скорость истечения формируется на малом числе скважин, а установка критических штуцеров требует остановки скважин, что ведет к потере в добыче нефти.

Другим недостатком прототипа является сильная зависимость значения газового фактора от точности определения дебита и обводненности продукции. В частности, при дебите жидкости 30±1 м3/сут и обводненности 0,92±0,04 относительная погрешность в определении газового фактора достигает 21%. При том же дебите и обводненности 0,20±0,01 относительная погрешность определения газового фактора снижается до 6%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа определения газового фактора нефти со значительным сокращением времени остановок скважин.

Поставленная задача решается тем, что при определении газового фактора нефти добывающих скважин, включающем измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, дополнительно измеряют уровень нефти в скважине, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

На практике для реализации предлагаемого способа измеряют плотность разгазированной нефти и газа, коэффициент растворимости газа в нефти и температуру потока на устье добывающей скважины. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования.

Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня.

Поправочный коэффициент γ определяется как отношение коэффициента растворимости при температуре нефти в затрубье к стандартному значению для нефтей данного объекта разработки (см. ОСТ 153-39.2-048-2003, с.5-7, 68).

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)

где

G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м3/м3;

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

Н∂ - динамический уровень, м;

ρон - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

γ - поправочный коэффициент на растворимость газа.

Важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора по эксплутационным режимам работы скважин, по сравнению с известными промысловыми методами, является независимость получаемого значения газового фактора от обводненности продукции скважин. Это существенно повышает надежность определений.

Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей.

Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже ± 2%.

Значительная часть скважин, особенно малодебитного и обводненного фонда, эксплуатируется в периодическом режиме работы. Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Нст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Нст вместо Н∂.

Очевидно, что в пределах погрешности измерений значения газового фактора, определенные по статическому и динамическому уровням, должны совпадать.

Результаты использования предлагаемого способа определения газового фактора приведены в таблице.

Таблица
Результаты измерения газового фактора нефти
Давление, МПазатрубноеУровень, мГазовый фактор, м3/м3
Номер скважиныбуферноелинейноединамическоестатическоединамическоестатическоединамическоестатическое
4261.281.281.131.2269548625.821.8
4311.181.180.120.257984218.08.4
4300.790.790.691.6886259321.428.6
4361.081.080.911.0866349822.320.5
4381.081.080.661.0862249818.120.5
4440.590.590.611.1361059817.122.8
4572.262.261.212.0572538527.327.2

Газовый фактор определен по скважинам Рассветного, Трифоновского, Гондыревского и Сибирского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Проведено сравнение полученного значения газового фактора с принятым к подсчету запасов. Погрешность определения находится в допустимых пределах.

Способ определения газового фактора нефти добывающих скважин, включающий измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, отличающийся тем, что измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

www.findpatent.ru

Газовый фактор - Справочник химика 21

    Факторами, способствующими интенсивному отложению парафина, являются повышенное содержание газа в нефтегазовой смеси (высокий газовый фактор), вызывающее охлаждение нефти газом при его расширении, низкая температура окружающей среды, нестабильность процесса фонтанирования, низкая скорость движения нефтегазовой смеси, шероховатость внутренней поверх- [c.42]

    Результаты анализа природного газа (в молярных долях) из газовой скважины с низким газовым фактором [c.8]

    С учетом этих дополнительных допущений, выражение (9.81) для газового фактора принимает в этом случае вид [c.296]

    Насыщенность нефти газом и количество газа, могущего быть полученным из скважины, подвержены значительным колебаниям. Показателем насыщенности служит так называемый газовый фактор, т. е. количество кубических метров газа, выходящих из сква- [c.37]

    Газовые факторы отечественных нефтей [c.48]

    Теплоемкость органической (природной) жидкости, какой является пластовая жидкость (нефть, газ и нефтегазовая смесь), при различных значениях давления и температуры, т. е. при условиях, близких к натурным, почти не изучена, если не считать несколько работ, выполненных за рубежом для газонефтяной смеси с весовым содержанием газа в потоке более 11% (при газовом факторе больше, чем 114 м 1м ) и не более 17% (при газовом факторе меньше, чем 203 м /м ) [10, 40—42, 47, 93, 94]. [c.37]

    При этом происходит адсорбция газа как на границе нефть—вода, так и на границе вода—порода. Это ведет к некоторой гидрофобизации породы, улучшая условия смачиваемости породы нефтью, т. е. разрыву пленки воды на породе [184]. Это, естественно, улучшает условия вытеснения воды нефтью и уменьшает водонасыщенность керна. Как известно, газовый фактор у туймазинской нефти более чем в 4 раза выше, чем у арланской нефти. Поэтому если полученные в результатах различия между количеством остаточной воды в газонасыщенной нефти и ее модели объяснять данными [84], то становится понятной и меньшая разность этих величин в арланской нефти, чем туймазинской. [c.173]

    Экспериментальное определение величины Ср было проведено как для пластовой (однофазной) нефти с растворенным в ней газом, так и для нефтегазовой смеси с весовым содержанием газа в потоке от 20 до 100%, т. е. до чистого пластового газа. Отметим, что в условиях месторождения Песчаный — море нефтегазовая смесь с 10%-ным содерлоднофазному потоку нефти, так как пластовый газовый фактор при этом (так же как и на поверхности) равен 105—120 м 1м . Поэтому нефтегазовая смесь рассматривается нами как двухфазная только тогда, когда содержание газа в общей смеси потока равно 20% и более, при этом не наблюдается равенства между значениями пластового и устьевого газовых факторов. [c.46]

    По известным для данной залежи газовому фактору и давлениям на границах-/ , на контуре питания и рд р ) на галерее (или забое центральной скважины)-определяют из (9.91) и (9.92) величины [c.297]

    При расчетах притока газированной жидкости к скважинам часто используют метод последовательной смены стационарных состояний. В основе этого метода и некоторых других приближенных методов расчета неустановившейся фильтрации газированной нефти лежит допущение о постоянстве в каждый момент времени газового фактора [c.298]

    МПа-давление на забое скважины = 13,2 МПа-давление на контуре питания = 1,01 10 Па к = 0,1 мкм /г = 10 м-абсолютная проницаемость и толщина пласта К= 1,53 10 м (м -Па) - коэффициент растворимости газа в нефти Г = 400 м /м -газовый фактор т) = = 1,2 мПа с Т1 = 0,012 мПа с - коэффициенты вязкости нефти и газа. [c.300]

    Результаты анализа газа (в молярных долях) иа вефтяных скважин с высоким газовым фактором [c.9]

    Очевидно, адсорбция асфальтенов на поверхность, не занятую молекулами адсорбированного газа, будет протекать иначе, чем на поверхность с молекулами адсорбированного газа. Сопоставление исследований [89] с полученными нами результатами позволяет предполагать, что меньшая величина адсорбции асфальтенов для газонасыщенной нефти является следствием адсорбции молекул газа, содержащегося в нефти. Если это предположение справедливо, то наклон прямой Л—/(Рн) должен зависеть от газового фактора нефти, который у арланской нефти примерно в четыре раза меньше, чем у туймазинской. Поэтому величина адсорбции газов при прочих равных условиях из туймазинской нефти будет больше, чем из арланской. Возможно также, что разгазирование нефти, т. е. выделение легких фракций, несколько изменяет свойства асфальтенов. [c.53]

    Цеолитсодержащие катализаторы более стойки к отравлению металлами. В одном случае при работе на аморфном катализаторе содержание ванадия было 800—1000 млн , а никеля 300— 400 млн. . При этом коксовый и газовый фактор был равен 0,8—1,0. С переходом на новый катализатор он снизился до 0,4— 0,8 [210]. Полагают, что чем выше активность катализатора, тем больше допустимо на нем отложение металлов (учитывая наличие большого числа активных центров). На одной установке, работавшей на цеолитном катализаторе, при уменьшении количества догружаемого катализатора активность его заметно не понизилась, что свидетельствует о более высокой стойкости к отравлению металлами этого катализатора, чем обычного. [c.152]

    Количество попутных газов (в м ), приходящееся на 1 т добытой н ти, называется газовым фактором. Газовый фактор зависит от условий формирования в залегания нефтяных пластов. Средний газовый фактор по нефтяным месторождениям СССР составляет 95—112 м т (табл. 2.6). [c.48]

    Под газовым фактором понимается отношение объемов газа и жидкости, поступающих в аппарат. [c.159]

    В правую часть этого выражения входят четыре переменные величины. Из них три первые могут быть получены из описанного выше опыта однократного разгазирования пробы пластовой нефти. Для определения пластовой плотности нефти требуется иной метод. В данной работе она измерялась с помощью специального прибора, позволяющего получить значения плотности выбранной пробы пластовой нефти при разных давлениях и разных температурах. При такой методике получения объемного коэффициента пластовой нефти погрешность по-л)чаемых результатов будет определяться практически двумя причинами погрешностью определения плотности нефти и погрешностью определения газового фактора. Ее можно оценить из выражения [c.47]

    На Арланском месторождении был выбран опытный участок с одной центральной нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами, расположенными на расстоянии 290—350 м. Продуктивный пласт, вскрытый на глубине 1236—1244 м, сложен слабоглниистыми пе-счаникам,и с небольшими прослойками алевролитов средняя проницаемость пласта 0,7 мкм , пористость 21,5%, начальная нефтенасыщенность 8%. Свойства пластовой нефти следующие вязкость 19 мПа с, плотность 0,88 г/см давление насыщения 7,8 МПа, газовый фактор 15— [c.127]

    В Новогрозненском месторождении газ играет в режиме месторождения второстепенную роль (газовый фактор не превышает 40 на 1 т нефти) и основным является фактор гидродинамический. При наличии здесь мош ных водоносных горизонтов при эксплуатацип идет промывка песчаника горячими (свыше 100° С) минерализованными водами высокого нанора (свыше 200 л над [c.175]

    В некоторых нефтяных месторождениях количество газа очень велико или, как говорят, в них очень велик газовый фактор . Примером может служить пласт С в Нефтяно-Ширванском нефтяном месторождении Майкопского района. В других месторождениях, наоборот, при незначительном газовом факторе наблюдается чрезвычайно большой напор крыльевой воды. В таких месторождениях главной движущей силой, гонящей нефть к забою скважины, является гидродинамическая сила, или гидродинамический фактор. Примером такого месторождения служит Новогрозненская нефтеносная площадь, где причиной фонтанов или, вернее, перели-.вания нефти является главным образом гидродинамическое давление, создающее условия истечения нефти, близкие к артезианскому режиму. Роль того и другого из упомянутых двух факторов Ч режиме нефтеносного месторождения или района является обычным предметом горячих споров. Такие длительные споры велись, в частности, и в отношении Грозненских месторождений. [c.191]

    Данным обстоятельством является наличие в подземных водах рассматриваемых горизонтов растворенных газов нефтяного ряда и азота. При этом содержание газов в подземных водах горизонта Д, и отдельных зонах горизо1Ггов ДП-1У соизмеримо с газовыми факторами нефтей и составляет от 0,3 до 20 м /м Общее содержание углеводородных газов 60 - 75%, из них этана и высших - от 4 до 38%. Тип газа - азотно-метановый. По существу это естественные водогазовые смеси, которые определяются однозначно как одно из эффективных средств для воздействия на продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Возникающие при этом трудности технологического плана по добыче водогазовой смеси и ее доставке в неизменно.м виде к. месту воздействия были успешно решены созданием жесткой системы водозаборная - нагнетательная скважина. Анализ проведенных модельных исследований показал, что применение пластовых водогазовых смесей для воздействия на остаточные запасы нефти в зависимости от геолого-физической характеристики пластовых систем, концентрации и состава газа позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи на 3,5 - 7,1%. [c.222]

    Если нефть и газ вступают в сухой песок или песчаник, то нефть будет стекать вниз по пласту, пока сила тяжести является достаточной, чтобы преодолеть силу трения и капиллярного притяжения. Газ в этом случае будет находиться в свободном состоянии и займет верхнюю часть пласта. В случае антиклинального строения газ поместится в сводовой части и действительно образует то, что называют газовой шапкой , а нефть займет или дно синклиналей или наиболее низкие крыльевые части складки, прилежащие к синклинали. В случае моноклинального залегания пласта верхняя часть его будет занята газом, а нижняя — нефтью. В случае линзообразного строения пласта нефть будет скопляться в наиболее низких частях линз, а верхние будут заняты газом. Примером подобного залегания может служить линза С в Нефтяно-Ширвансиом месторождении, головная часть которой оказалась богато насыщенной газом, а вниз по падению в ней появилась нефть с чрезвычайно большим газовым фактором. [c.192]

    Впервые возможность развития газового фактора каталитического пре-образовапия жидкого углеводородного сырья над алюмосиликатными катализаторами показана в работах по изучению каталитического крекин1 а индивидуальных углеводородов [8], таких, как н-бутены, цетен, декалин и тетралин. В дальнейшем были продемонстрированы условия управляемого развития газового фактора каталитического крекинга типичного сырья — прямогонных газойлей [9], причем основным средством управления являлось повышение температуры процесса даже с сохранением глубины превращения исходного сырья на постоянном уровне. [c.270]

    При исследовании снижения селективности у катализатора в процессе крекинга было установлено, что одной из причин старения катализатора является отравление металлами. Результаты лабораторных опытов показали [64], что железо, никель, ванадий и медь, содержащиеся в некоторых видах нефтяного сырья, адсорбируются и накапливаются на катализаторе. Даже ничтожные количества (0,007 7о) этих металлов ухудщают селективность катализаторов и снижают выход бензина. Селективность катализатора в работе [64] оценивается коксовым и газовым фактором — отноще-нием выхода кокса или газа на исследуемом катализаторе к выходу кокса или газа на исходном (стандартном) катализаторе при одной и той же степени превращения. Ухудшение селективности при содержании на катализаторе перечисленных выше металлов выражается в резком повышении коксового и газового фактора. [c.148]

    Как было показано ранее, вспенивание жидкости возрастает с увеличением газового фактора , нагрузки на единицу поперечного сечения аппарата и с уменьшением скорости скольжения газа [3, 54]. По сравнению с лабораторными условиями в промышленных масштабах степень вспенивания жидкости и относительная поверхность раздела фаз резко возрастают. Это видно на рис. 34, 35, 36, построенных в соответствии с типичными режимами гидрогенизации нефтяных остатков и тяжелых дистиллятов. Степени вспенивания и относительные поверхности раздела фаз вычислены для скоростей скольжения газа 0,5 и 0,75 м1сек. [c.159]

    При точности определения плотности газа, нефти и газового фактора соот-нетственно 3 0,1 и 2% погрешность оказалась равной 8,5%, т. е. довольно значительной. Поэтому потребовалась дополнительная обработка полученных данных. С этой целью методом усреднения [9] были построены графики, изображающие зависимость кажущейся плотности газа от его удельного веса. [c.38]

chem21.info

Увеличение - газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Увеличение - газовый фактор

Cтраница 2

При этом особое внимание должно обращаться на изменение обводненности добываемой нефти во времени и на увеличение газового фактора по скважинам.  [16]

При учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на изменение обводненности нефти во времени и на увеличение газового фактора по скважинам. Ниже рассматриваются приборы и оборудование, применяемые для учета продукции скважин, подключенных к высоконапорной герметизированной системе сбора.  [17]

По некоторым скважинам забойные давления были ниже давления насыщения на 16 - 48 %, однако увеличения газовых факторов при этом не наблюдалось. Анализ данных предшествующего периода дренирования залежи показывает, что в нее внедряются контурные воды, но они не компенсируют отборов жидкости и пластовое давление снижается. В верхней части залежи пластовое давление несколько ниже давления насыщения, в результате чего образовалась небольшая ( 2 % от объема залежи) вторичная газовая шапка.  [18]

На месторождениях, где преобладают трещиноватые коллекторы, даже при снижении пластового давления ниже давления насыщения увеличение газового фактора наблюдалось только в скважинах, расположенных около водо-нефтяного контакта.  [19]

Падение давления на забое скважин ниже давления насыщения в отдельных случаях может и не привести к увеличению газового фактора, однако это свидетельствует о приближении режима растворенного газа.  [20]

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризующейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что говорит о неэкономичном расходовании пластовой энергии.  [21]

При применении, например, тепловых методов воздействия на пласт происходит снижение вязкости и плотности пластовой нефти и увеличение газового фактора.  [22]

С целью предотвращения интенсивного загазовывания, наблюдаемо го в начале разработки, в 1968 г. ввели ограничение дебитов нефтяных скважин, которое успешно практикуется и сегодня: при увеличении газового фактора в два раза против начального скважины останавливаются на 1 - 2 месяца, пока газовый язык под действием силы тяжести не возвратится в исходное положение.  [24]

Увеличение газовых факторов вызвано развитием режима растворенного газа в районах расположения этих скважин.  [26]

Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при неизменной пропускной способности сепаратора. Поэтому сепарация нефтей с большими газовыми факторами в вертикальных гравитационных сепараторах связана с потерями легких углеводородов даже при небольших расходах газонефтяной смеси.  [27]

Значение газового фактора, а следовательно, количество нефтяного газа также влияет на выбор и обустройство всей нефтега-зосборной системы и ее экономические показатели. С увеличением газового фактора увеличиваются диаметры труб однотрубных участков и газопроводов, увеличивая соответствующие затраты. Вместе с тем при одном и том же уровне добычи нефти в районе увеличиваются общий выход продукции ( нефти и газа) и объем выделяющегося нефтяного газа, который может быть использован на местные нужды и в газобензиновом производстве.  [28]

Величина газового фактора сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и производительность. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при неизменной производительности сепаратора. Поэтому сепарация нефтей с большими газовыми факторами в вертикальных гравитационных сепараторах связана с потерями легких углеводородов даже при небольших расходах газонефтяной смеси.  [29]

Как известно, количество отбираемой эжектором среды однозначно определяется объемным расходом подаваемого в эжектор рабочего газа. Уменьшение или увеличение газового фактора или объемного расхода подаваемой в ГДФ нефти вызывает соответствующее изменение отбираемого эжектором 7 количества пены. Происходит автоматическое регулирование количества отбираемой из ГДФ пены в соответствии с интенсивностью ее образования. Следствием этого является устойчивый гидродинамический режим работы ГДФ. Предотвращается забивание всего объема ГДФ пеной и как результат улучшается качество разделения фаз в ГДФ и повышается его удельная производительность. Кроме того, автоматически поддерживается постоянным соотношение газа и пены в смеси газа с пеной на входе в циклонный пеногаситель после эжектора 7, что исключительно важно для стабильной работы циклонного пеногасителя в расчетном режиме при изменяющемся объемном расходе смеси. Стабильная работа циклонного пеногасителя позволяет максимально разрушать пену и в конечном итоге улучшить качество сепарации газа и повысить производительность газосепаратора за счет увеличения его удельной нагрузки. Наряду с деструкцией пены в циклонном пеногасителе происходит также отделение уносимых с отводимым газом капель нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Промысловый газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Промысловый газовый фактор

Cтраница 1

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

www.ngpedia.ru

Газовый фактор - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Газовый фактор - скважина

Cтраница 2

В комплекс исследований и замеров для нефтяных скважин должны входить: определение коэффициента продуктивности скважины при помощи лифтово-го манометра и построение кривой восстановления давления, замер забойного и пластового давления, уточнение дебита и газового фактора скважины путем учащенных замеров в течение 5 суток до производства разрыва. В процессе подготовки скважины для гидроразрыва производится отбивка забоя.  [16]

Если через штуцер начала выходить нефть, приступают к комплексу работ по определению количества нефти в единицу времени ( дебит скважины), количества выделяющегося из нее попутного газа в м3 на 1 тонну нефти ( газовый фактор скважины), количества выносимой из пласта воды и качества всех этих компонентов.  [17]

Исходные данные: глубина скважины Н 1320 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D 0 15 м; пластовое давление рпл 5 МПа; коэффициент продуктивности / С 80 т / сут - МПа; максимально допустимая депрессия Ар 1 2 МПа; плотность нефти рн - 900 кг / и3; средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб рс 871 кг / м3; газовый фактор скважины G 30 м3 / т; коэффициент растворимости газа в нефти а 5 1 / МПа; располагаемое абсолютное рабочее давление рр 2 85 МПа; абсолютное давление на устье ( вы-киде) Ру 0, 12 МПа. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет.  [18]

К важнейшим особенностям условий эксплуатации, специфичных для различных районов, относятся следующие: содержание и характер механических примесей в откачиваемой из скважины жидкости; процентное содержание нефти и воды в откачиваемой жидкости и склонность ее к образованию эмульсий; процентное содержание серы и сернистых соединений в откачиваемой жидкости, вызывающих коррозию агрегата; процентное содержание и характер смолистых веществ, парафинов и церезинов в нефти, склонных к осаждению на стенках каналов и рабочих органов агрегата; вязкость нефти, являющейся рабочей жидкостью, и климатические условия, влияющие на сезонное изменение ее вязкости; смазывающие свойства нефти; газовый фактор скважины ( количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1ш добытой нефти) и возможная глубина погружения агрегата под динамический уровень; температура пластовой жидкости; диаметр обсадной колонны скважины и ее состояние.  [19]

Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований.  [20]

Наблюдениями за характером эксплуатации скважин внутреннего и среднего рядов, которые испытывают влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин временно повышались до нескольких тысяч кубических метров на тонну.  [21]

В процессе закачки высоковязких водо-нефтяных эмульсий ликвидируется загазованность в прилегающей к трещинам области пласта. После такого гидравлического разрыва газовый фактор скважин снижается в 1 5 - 2 раза в течение 3 - 5 месяцев.  [22]

Схему спуска глубинного агрегата в скважину необходимо выбирать в зависимости от величины газового фактора скважины и возможного погружения глубинного агрегата под динамический уровень жидкости. В зависимости от величины газовых факторов скважины подбираются типы и производительность газосепараторов.  [23]

Авторы этого метода исходят из того, что при эксплуатации из пласта в скважину поступают углеводороды в газовом состоянии. Их состав устанавливается по газовому фактору скважины и анализу получаемых из нее газа и конденсата.  [24]

Из курса подземной гидравлики известно, что в условиях, например, режима растворенного газа величина газового фактора зависит от величины нефте - и газонасыщенности пласта. Поэтому с течением времени вследствие изменения нефтенасыщенности пласта газовый фактор скважин должен тоже изменяться.  [25]

Однако, если газ находится в пласте только в растворенном состоянии, ограниченность его ресурсов - накладывает ограничение на дебит газа и газовый фактор скважин. В первый период после падения давления ниже давления насыщения газовый фактор скважин возрастает, но затем, достигнув некоторого максимума, в связи с истощением ресурсов газа снижается.  [27]

Для оценки границ эффективного применения плунжерного подъемника были проведены расчеты для низкодебитных скважин по данным Ново-Уренгойского месторождения. Был проведен анализ влияния на добывные возможности скважин продуктивности, газового фактора скважины, глубины установки нижнего амортизатора.  [28]

Замеряя в процессе эксплуатации газовые факторы и давления в скважинах, можно определять содержание свободного газа на забое скважин или в пласте. Так, если давление на забое скважины равно 30 am, а газовый фактор скважины равен 90 м3 / м3 при удельном весе нефти 0 86, то в 1 ж3 нефти может раствориться, как видно из кривой, только 23 м3 газа.  [29]

Контроль и регулирование разработки месторождения в основном сводятся к изучению и регулированию продвижения водонефтяного и газонефтяного контактов. Поэтому при учете продукции скважин особое внимание должно обращаться на изменение обводненности нефти и на увеличение газовых факторов скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа

Тщательный учет даруемых нам Природой ресурсов – одно из основных условий разумного и бережного хозяйствования. Земля, вода, лес, разнообразные природные ископаемые, и среди них – углеводороды. Для эффективного использования такого несметного богатства требуется достоверный учет и точное определение перспектив добычи. В этой статье речь пойдет о газовом факторе как инструменте учета попутного нефтяного газа (ПНГ).

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения – м3/т.

В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) – это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) – это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.

Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора (рис.1). Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти. рабочий газовый фактор

Газ дополнительных источников разделяется на:

  • газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
  • газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Изменение газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным). воронка депрессии

Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов.

При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.

В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.

изменение газового фпктора и прогноз добычи нефти и газа

Как учитывать ПНГ

Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.

Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ. Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны. Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.

Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото 3 и 4) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа – либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учета ПНГ

Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ "ЭНЕРГАЗ" на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания "Аганнефтегазгеология" - дочерняя компания НК "РуссНефть"). Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами – рефрижераторным и адсорбционным. Эта система осуществляет целый ряд операций: 

  • осушка (через адсорбционный осушитель) – отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
  • очистка ПНГ – при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
  • компримирование (через дожимную компрессорную установку) – повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
  • учет (через узел учета) – точное определение объема подготовленного газа;
  • охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) – до проектных параметров газа.

Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции "ЭНЕРГАЗ" на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз". Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают две технологические задачи:

  1. очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод;
  2. подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании "Сургутнефтегаз" составили по месторождениям Западной Сибири – 99,29%, по Восточной Сибири – 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учету ПНГ – государственный подход

Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях. Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли. (Нефтегаз ИА 20.08.13)

npf-paker.ru

Газовый Фактор - Энциклопедии & Словари

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

Газовый Фактор отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

Газовый фактор

отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Г. ф. является важнейшим показателем расхода пластовой энергии (См. Пластовая энергия) и определения газовых ресурсов нефтяного месторождения.

Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия 1969—1978 ...

минеральной воды - отношение дебита газа к дебиту воды.

Газовый фактор

минеральной воды — отношение дебита газа к дебиту воды.

1. Малая медицинская энциклопедия. — М.: Медицинская энциклопедия. 1991—96 гг. 2. Первая медицинская помощь. — М.: Большая Российская Энциклопедия. 1994 г. 3. Энциклопедический словарь медицинских терминов. — М.: Советская энциклопедия. — 1982—1984 гг (a. gas factor, gas-oil ratio; н. Gasfaktor, Gas-Ol-Verhaltnis; ф. facteur de gaz; и. factor de gas, relacion gas-petroleo) - содержание газа в продукции нефт. скважин. Измеряется в м3/м3, м3/т. Oбъём газа при этом приводится к давлению 1,01 * 105 Пa и t 20В°C. Pазличают первоначальный и текущий Г. ф. Первый характеризует нефт. залежь в начале разработки, второй - на каждом её этапе. B случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. e. нет выделения из нефти растворённого газа), Г. ф. остаётся постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Ha Г. ф. влияет также режим работы залежи (рис.). Изменение газового фактора в процессе экспл...</i></strong></em></b></div><div><a href=Газовый фактор `Горная энциклопедия`

Газовый фактор

(a. gas factor, gas-oil ratio; н. Gasfaktor, Gas-Ol-Verhaltnis; ф. facteur de gaz; и. factor de gas, relacion gas-petroleo) - содержание газа в продукции нефт. скважин. Измеряется в м3/м3, м3/т. Oбъём газа при этом приводится к давлению 1,01 * 105 Пa и t 20В°C. Pазличают первоначальный и текущий Г. ф. Первый характеризует нефт. залежь в начале разработки, второй - на каждом её этапе. B случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. e. нет выделения из нефти растворённого газа), Г. ф. остаётся постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Ha Г. ф. влияет также режим работы залежи (рис.).

Изменение газового фактора в процессе эксплуатации залежи для различных режимов: 1 - водонапорного; 2 - газонапорного; 3 - газированной жидкости.

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

отношение полученного из месторождения через скважину кол-ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп-ре 20 °С, к кол-ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп-ре. Г. ф. - важнейший показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефт. месторождения. Г. ф. при эксплуатации газонефтяных залежей и месторождений с режимом растворённого газа может достигать 800 - 900 м2/т.

Большой энциклопедический политехнический словарь 2004

Газовый Фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи.

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 — 2000 м3/m (1000 — 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 — 200 м3/т. При очень малом количестве газа в залежи Г. ф. падает до 5 — 20 м3/т и ниже. Для подземных вод Г. ф. — отношение количества газа к количеству воды.

Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии. — М.: Гостоптехиздат. Составитель: А. А. Маккавеев, редактор О. К. Ланге. 1961.

Газовый фактор

► gas-input factor, gas-oil ratio, output gas-oil ratio

Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор. Первый характеризует нефтяную залежь в начале разработки, второй – на каждом ее этапе. В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. е. нет выделения из нефти растворенного газа), газовый фактор остается постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. На газовый фактор влияет также режим работы залежи. При водонапорном режиме газовый фактор не меняется в течение ...

enc-dic.com


Смотрите также