Однократное разгазирование
Cтраница 3
Измеряются объем, плотность, молекулярная масса и исследуется компонентный состав газовой и жидкой фаз, полученных в результате однократного разгазирования. [31]
 |
Зависимость плотности пены рп от газосодержания Г при разгазировании нефти до атмосферного давления. [32] |
Суммарное время разрушения пены нефти месторождения № 2 на трех ступенях составляет 600 750 с, в то время как при однократном разгазировании - только 400 с. [33]
Если забойное давление превышает давление насыщения нефти газом ( рза5 Риас) и обводненность продукции скважин состзв-ляет не более 10 %, пластовый фактор определяют в результате однократного разгазирования глубинных проб нефти. Пробы отбираются в соответствии с инструкциями по применению пробоотборников из скважин, равномерно распределенных по нефтеносной площади пласта. Если пласт разбит на отдельные блоки, то глубинные пробы отбирают из каждого блока. [34]
Давление насыщения пластовой нефти 10 2 МПа, пластовая температура 54 С, газонасыщенность 136 5 м3 / т ( объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 С и атмосферном Давлении 825 1 кг / м3, относительная ( по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1 09, молярные доли - азота 0 0278 и метана 0 3906 в газе однократного разгазирования. [35]
В результате промысловых замеров и лабораторных опытов определяются; газоконденсатный фактор по замерам в процессе исследования скважины; состав газа ( если было отобрано некоторое количество конденсата или нефти и определены их относительные количества, их следует пересчитать на мольную концентрацию в газе, охарактеризовать как СеНн высшие или С / Н - выс-шие и учесть в составе газа); газовый фактор при однократном разгазировании жидкой пробы ( конденсата); состав газа однократного разгазирования; плотность и относительная молекулярная масса конденсата, полученного в опыте; состав основных компонентов в конденсате. [36]
Давление насыщения пластовой нефти 10 2 МПа, пластовая температура 54 С, газонасыщенность 136 5 м3 / т ( объем газа приведен к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 С и атмосферном Давлении 825 1 кг / м3, относительная ( по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1 09, молярные доли - азота 0 0278 и метана 0 3906 в газе однократного разгазирования. [37]
В результате промысловых замеров и лабораторных опытов определяются; газоконденсатный фактор по замерам в процессе исследования скважины; состав газа ( если было отобрано некоторое количество конденсата или нефти и определены их относительные количества, их следует пересчитать на мольную концентрацию в газе, охарактеризовать как СеНн высшие или С / Н - выс-шие и учесть в составе газа); газовый фактор при однократном разгазировании жидкой пробы ( конденсата); состав газа однократного разгазирования; плотность и относительная молекулярная масса конденсата, полученного в опыте; состав основных компонентов в конденсате. [38]
Так, вязкость разгазированных нефтей при 20 С изменяется от 3 07 мПа с для пласта Д-IV Шкаповского месторождения до 249 мПа с в бобриковском горизонте Воядинского месторождения. Объемное содержание азота, выделившегося при однократном разгазировании пластовых нефтей до атмосферного давления при 20 С, по данным Шейх-Али Д.М., изменяется от 1 91 % в каширском горизонте Вятской площади Арланского месторождения до 70 % в бобриковском горизонте Наратовского месторождения. [39]
 |
Зависимость объемного коэффициента пластовых нефтей Западной Сибири от газового фактора по линии давлений насыщения при температуре 20 С. [40] |
Вначале были рассмотрены значения объемных коэффициентов соответствующие температуре 20 С и пластовым давлениям. Они получены двумя способами: по данным однократного разгазирования глубинных проб выбранных нефтей и вычислены по формуле ( 6) по значениям плотности этих нефтей. [41]
Схема установки не отличается от схемы для опыта однократного разгазирования. Опыт проводят следующим образом. [42]
На рис. 8 и 9 представлены номограммы для определения содержания метана и этана в газе первой ступени сепарации пластовой нефти. Для этого необходимо знать их содержание в газе однократного разгазирования при атмосферном давлении, по которым находится начальная точка. Далее определяется отношением расстояний по вертикали от этой точки до близлежащих по обе стороны от нее кривых. Затем на графике через начальную точку проводится кривая так, чтобы в любой ее точке отношение расстояний по вертикали до близлежащих кривых оставалось постоянным. По этой кривой находится искомое значение содержания индивидуального углеводорода в газе при интересующем давлении сепарации. [43]
В случае проявления на высоких ступенях сепарации обратного испарения расхождение между количествами выделяющегося газа при различных способах разгазирования сглаживается. При проявлении обратного испарения может оказаться, что при однократном разгазировании газа выделится меньше, чем при ступенчатом. [44]
Страницы: 1 2 3 4