Молекулярная масса - конденсат
Cтраница 2
Однако приемлемую точность ( относительная погрешность не превышает 3 5 %) можно получить лишь для конденсатов, в которых доминируют парафиновые углеводороды. В остальных случаях молекулярную массу конденсата следует определять экспериментально, криоскопическим методом. [16]
Исследования фазового состояния и состава фаз системы нефть - газ Карадагского и Степновского нефтегазоконденсат-ных месторождений при температурах до 150 С и давлениях до 70 0 МПа показали, что с повышением давления при постоянной температуре газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. При этом плотность и молекулярная масса конденсатов возрастает, а температурные пределы их кипения увеличиваются. [17]
При различных расчетах, связанных с изучением газоконденсатных систем, определением основных показателей разработки газоконденсатных месторождений и обустройством промыслов, используют физико-химические параметры конденсата. Наиболее часто необходимо знать молекулярную массу конденсата, его плотность и газовый эквивалент конденсата. [18]
Эти аналитические зависимости должны быть известны проектировщикам и использованы при необходимости. К числу таких параметров относятся: коэффициент извлечения конденсата; молекулярная масса конденсата, плотность конденсата. [19]
 |
Номограмма для определения коэффициента извлечения конденсата. [20] |
Газоконденсатные характеристики могут быть определены наряду с лабораторными и графоаналитическими методами. К этим характеристикам относятся: коэффициент извлечения конденсата; давление начала конденсации; коэффициент усадки; текущее потенциальное содержание конденсата в газе; выход конденсата; молекулярная масса конденсата. Для определения перечисленных параметров газоконденсатной смеси необходимо знать: состав пластового газа; групповой углеводородный состав Cs, т.е. количество ароматических, нафтеновых и метановых углеводородов; степень недонасыщенности системы в % от начального пластового давления; показатель преломления. [21]
В зависимости от состава фаз, температуры и давления фазовое состояния нефтегазовых систем может изменяться в широких пределах. Несмотря на это существуют некоторые общие закономерности, которые справедливы для достаточно широкого диапазона условий. Так, например, с ростом давления при постоянной температуре газовая фаза обогащается компонентами нефти. При этом плотность, молекулярная масса конденсата и температура кипения увеличиваются. С увеличением температуры при постоянном давлении увеличивается содержание конденсата в газе, однако это влияние слабее, чем влияние давления. С увеличением давления и температуры составы конденсата и нефти сближаются за исключением содержания тяжелых компонентов-смол и асфальтенов. [22]
Согласно правилам разработки газоконденсатных месторождений [73] необходимо два раза в год исследовать содержание конденсата в газе при принятых условиях сепарации газа по каждой скважине. Такие требования неоправданны, так как на большинстве газоконденсатных месторождений изменение содержания конденсата незначительно. Такая работа должна быть выполнена только в отдельно взятых скважинах, отличающихся их расположением по площади залежи и вскрывших различные интервалы продуктивного разреза. Причем исследование изменения содержания конденсата должно проводиться не два раза в год, а эпизодически. Отметим, что к исследованиям содержания конденсата должны быть присовокуплены изучения физических свойств конденсата, т.е. плотности молекулярной массы конденсата, фракционного и группового состава, коэффициента усадки и других физических и теплофизических свойств конденсата. Контроль за изменением содержания конденсата в добываемом газе приобретает первостепенное значение, если газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления, путем обратной закачки отсепарированного газа. В этом случае контроль за составом добываемой продукции целесообразно установить по всем эксплуатационным скважинам. [23]
Страницы: 1 2