Таблица 1.4-8
|
Параметры |
Относительная погрешность, % |
||||
|
<7^j, мЗ/сут |
R, мЗ/мЗ |
У |
III |
||
^н<16 М^СУТ
|
14,8 |
0 |
78,9 |
61,8 |
— 1,6 |
-2,5 |
|
8,4 |
0 |
260,0 |
4,1 |
19,0 |
23,4 |
|
9,4 |
0 |
288,3 |
11,8 |
8,4 |
11,5 |
|
14,2 |
0 |
159,8 |
— 13,3 |
— 11,6 |
—Ю,1 |
|
13,0 |
0 |
198,0 |
—3,0 |
—8,0 |
-5,4 |
|
6,9 |
0 |
1776,5 |
11,9 |
—63,7 |
-55,5 |
|
9,7 |
0 |
208.6 |
4,5 |
4,0 |
8,2 |
|
0 |
298,3 |
9,3 |
6,5 |
9,1 |
^н>32 мЗ/сут
|
44,5 |
0 |
289,4 |
8,0 |
—24,7 |
—27,0 |
|
39,1 |
0 |
183,8 |
50,6 |
— 1,1 |
-23,8 |
|
38,5 |
0 |
190,2 |
30,1 |
— 15,5 |
—35,0 |
|
36,7 |
0 |
228,0 |
—24,9 |
—29,0 |
—46,6 |
|
44,8 |
0 |
124,5 |
10,4 |
-15,7 |
—17,3 |
|
32,6 |
0 |
175,8 |
28,4 |
— 11,4 |
— 13,3 |
|
34,7 |
0 |
30,5 |
—2,3 |
9,4 |
—1,9 |
Обводненная нефть
|
35,5 |
1,3 |
228,0 |
—24,4 |
—29,0 |
—46,6 |
|
31,2 |
7,9 |
183,8 |
50,6 |
-1,1 |
—23,8 |
|
16,1 |
0,6 |
190,4 |
46,9 |
8,8 |
15,2 |
|
26,4 |
14,3 |
632,3 |
50,6 |
4,8 |
26,4 |
|
20,7 |
4,8 |
101,9 |
40,9 |
10,2 |
15,8 |
|
26,1 |
6,8 |
59,3 |
51,9 |
7,8 |
14,5 |
|
12,9 |
17,8 |
120,2 |
85,1 |
—7,5 |
16,7 |
|
11,3 |
11,1 |
69,3 |
73,6 |
—3,6 |
13.3 |
I, и и III — соответственно методы Хагедорна — Брауна, Оркишевского и Данса — Роса
плуатационной колонны. Исследователи СССР установили, что нефть, поднимающаяся в подъемной колонне, часто перенасыщена растворенным газом, выделяющимся при меньшем давлении, чем это определено уравнениями равновесия. По данным Пантелеева (1970 г.), давление начала кипения перемешиваемой нефти отличается от аналогичного давления стационарной жидкости максимум на 1 МПа. Короткие вставки большого диаметра, называемые турбулизаторами, приводят к увеличению степени разделения газа на любой данной глубине. В результате аналогичным образом возрастает и давление на устье. Это означает, что в скважинах, дренирующих нефть при давлении, равном или большем давления насыщения, можно ожидать, что эффективный газовый фактор на любой глубине должен быть меньше расчетного в подъемных трубах постоянного сечения.