Газовый фактор

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 содерл<анием газа в ней соответствует однофазному 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]

Смотреть страницы где упоминается термин Газовый фактор: [c.75] [c.21] [c.113] [c.294] [c.299] [c.152] [c.38] [c.269] [c.269] [c.269] [c.270] [c.275] [c.276] [c.129] [c.130] [c.43] [c.156] [c.241] [c.48] [c.48] [c.37] [c.38] [c.47]

Химический энциклопедический словарь (1983) -- [ c.474 ]

Большой энциклопедический словарь Химия изд.2 (1998) -- [ c.474 ]

Краткая химическая энциклопедия Том 1 (1961) -- [ c.0 ]

Производство сырья для нефтехимических синтезов (1983) -- [ c.267 ]

Краткая химическая энциклопедия Том 1 (1961) -- [ c.0 ]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология