Cтраница 3
Газосодержание выражают в м3 / м3 и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300 - 500 м3 / м3 и более. [31]
Первая серия экспериментов заключалась в следующем: после комплексного исследования проб пластовых нефтей в контейнерах КК-3 где они хранились, еще остается определенное количество пробы нефти и значительное количество буферной жидкости ( технического глицерина), находившейся с нею в контакте. [32]
Газосодержание выражают в м3 / м3 и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300 - 500 м3 / м3 и более. [33]
Газосодержание выражают в м3 / м3 и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300 - 500 м3 / м3 и более. [34]
Уменьшен необходимый объем исследуемой нефти, что особенно важ-йо при исследовании проб пластовых нефтей, объем которых ограничен размерами пробоотборника. [35]
В нефтяных скважинах, вскрывших новый горизонт, одновременно с исследованием отбирают пробы пластовой нефти для определения давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефти в пластовых условиях, объемного коэффициента и других параметров. [36]
В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках типа АСМ-300 для анализа проб пластовых нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку АСМ-300 переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах. [37]
Очень важно, чтобы инженерно-технические работники непосредственно руководили подготовкой скважины и отбором проб пластовой нефти. Знание методики выноса проб нефти необходимо также для оценки точности лабораторных данных. [38]
Причем значения Zi должны быть известны, например, по данным исследования пробы пластовой нефти хроматографическим способом. [39]
В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках типа АСМ-300 для анализа проб пластовых нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку АСМ-300 переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах. [40]
Если в пласте имеется свободный газ, то состав газонефтяной смеси определяют не по пробе пластовой нефти, а по количеству и составу нефтяного газа и молекулярной массе дегазированной нефти. [41]
Основная трудность, возникающая при использовании воды, состоит в том, что при взаимодействии пробы пластовой нефти с водою под давлением часть газа, содержащегося в нефти, должна раствориться в воде, в результате чего изменятся физические характеристики нефти. [42]
Метод средних величин целесообразно применять в тех случаях, когда имеются результаты испытания более чем одной пробы пластовой нефти. В связи с этим практическое применение метода средних величин рассматривается в главе VII, где обсуждаются результаты анализов нескольких проб пластовой нефти. [43]
К этому же периоду относится и изготовление первых качественных приборов для отбора глубинных ( забойных) проб пластовой нефти ( 1930), позволивших получать точные данные о количестве растворенного в нефти газа, изменении растворимости газа в зависимости от давления, о давлениях насыщения, сжимаемости пластовых нефтей. Опубликован ряд фундаментальных работ. [44]
Для исследования зависимостей между давлением, объемом и температурой ( PVT) газо-нефтяной системы разработано три способа получения проб пластовой нефти: 1) вынос пробы с забоя скважины; 2) создание рекомбинированных проб; 3) отбор проб из специальной отводной линии у устья скважины. [45]