Cтраница 2
Выполнено экспериментальное определение объемного коэффициента 24 пластовых и 12 частично разгазированных нефтей Западной Сибири. Полученные данные могут быть рекомендованы для практического применения. [16]
При недостаче пластовой энергии или напора скважинных насосов газонасыщенные или частично разгазированные нефти перекачивают дополнительными двухфазными насосами на ЦППН. [17]
При характеристике свойств пластовых флюидов различают свойства пластовой нефти, разгазированной нефти и пластового газа. [18]
При измерении объема выпускаемой из пресса пластовой нефти и взвешивании разгазированной нефти также могут быть допущены погрешности. Она могут быть оценены следующим образом. [19]
Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары. [20]
Полученные данные были использованы для расчета объемных коэффициентов пластовых и частично разгазированных нефтей. В этих расчетах в качестве исходных данных были использованы как экспериментальные значения плотности, так и расчетные. Такие расчеты были выполнены для нескольких условий, различающихся между собой температурами и давлениями. [21]
Если протечки нефти из указанных источников происходят на участке транспортирования отсепарирован-ной, разгазированной нефти, то выделяющаяся парогазовая смесь углеводородов относится к потерям нефти, т.е. является продуктом ее испарения. В случае протечек газонасыщенной нефти количество потерь газовой фазы устанавливается пересчетом, исходя из удельной суммарной величины газовыделения на ступенях сепарации. Средневзвешенная величина технологических потерь из рассматриваемых источников в целом по нефтегазодобывающим объединениям находится в пределах от 0 002 до 0 015 % масс. С учетом прогрессирующей обводненности флюидов скважин протечки из неплотностей при транспортировании обводненной продукции уменьшаются пропорционально росту концентрации водяной фазы. [22]
Газ, выделившийся в емкости, через каплеогбойнйк направляется в газопровод, разгазированная нефть - в нефтепровод. [23]
При промывке из ствола скважины извлечено около 10 м3 глинистого раствора, разгазированная нефть, водонефтяная эмульсия. [24]
Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть - в нефтепровод. [25]
Погрешность в определении остаточного газового фактора обусловлена погрешностями измерения объема и массы пробы разгазированной нефти. [26]
На основании многочисленных отечественных и зарубежных лабораторных исследований установлено, что при вытеснении частично разгазированной нефти из пластов водой по сравнению с вытеснением однофазной нефти достигаются следующие преимущества. [27]
С уменьшением глубины залегания залежей от пашийских слоев к бобриковско-му горизонту происходит последовательное утяжеление разгазированных нефтей. Вышезалегающие продуктивные отложения насыщены наиболее тяжелой высоковязкой нефтью. Плотность нефти повышается от 857 кг / м3 до 907 - 908 кг / м3, динамическая вязкость при 20 С - от 19 3 мПа с до 128 - 131 мПа с. Массовое содержание асфальтенов и смол увеличивается с 10 - 15 % для легких нефтей и до 35 - 40 % для высоковязких тяжелых нефтей. Выход фракций, выкипающих до 200 С и 300 С, снижается вначале медленными темпами, затем скачкообразно в три-четыре раза. [28]
Результаты, полученные при испытаниях аппарата, показали, что остаточное содержание газа в разгазированной нефти снижается с 1 2 - 8 - 1 6 % объемов в нормальном сепараторе до 0 4 - 5 - 0 45 % объемов в у совершенств ов энном. [29]
Результаты, полученные при испытаниях газоотделителя, показали, что остаточное содержание газа в разгазированной нефти составляет 0 4 0 45 % объема. [30]