Состав - пластовой газ
Cтраница 2
При расчете состава пластового газа исходят из 1000 г / молей отсепарированного газа. [16]
Для определения состава пластового газа суммируют по компонентам ( по строчкам) число молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, пента-нов и вышекипящих. [17]
 |
Состав пластового газа. [18] |
Для определения состава пластового газа суммируют по компонентам ( по строчкам) число молей газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, пентанов и вышекипящих. [19]
Из сравнения составов пластовых газов в начальный период разработки и в 1983 г. видно, что концентрация С § уменьшилась на 25 моль. [20]
При расчете состава пластового газа используют недебута-низированный стабильный конденсат. Это влияет на точность определения молекулярной массы GS и потенциального содержания высококипящих углеводородов в пластовом газе, поскольку в недебутанизированном конденсате присутствует до 10 мол. [21]
При определении состава пластового газа возможны и другие трудности. Это происходит тогда, когда дебит скважины очень высокий ( 300 - 400 тыс. м3 / сут) и по каким-либо причинам не может быть уменьшен. [22]
Погрешность определения состава пластового газа газокон-денсатных месторождений во многом зависит от используемых приборов. Поэтому еще одно требование, предъявляемое к анализу отобранных проб, - унификация основных приборов, а также методов каждой операции в технологической цепочке анализов. [23]
Предварительно по составу исходного пластового газа рассчитывались составы газовых фаз при различных пластовых давлениях. Так как при контактной и дифференциальной конденсации составы фаз одинаковы, расчет был выполнен для контактной конденсации. [24]
Известно, что состав пластового газа газоконденсатных залежей определить довольно трудно. В результате того, что для большинства газоконденсатных залежей давление начала конденсации либо равно начальному пластовому давлению, либо ниже его всего на несколько кгс / см2, уже в стволе скважины в соответствии с явлением ретроградной конденсации из пластовой газоконденсатной системы выделяется жидкая фаза - конденсат. Таким образом, на устье скважины почти всегда существует двухфазная смесь. Отбор пробы на устье скважины из двухфазного потока связан с применением специальной аппаратуры и требует значительных затрат времени. [25]
Предварительно рассчитывали изменение состава пластового газа при разработке на истощение. [26]
 |
Составы газовой и жидкой фаз при различных пластовых давлениях ( в мол. %. [27] |
Предварительно рассчитывали изменение состава пластового газа при разработке месторождения на истощение. [28]
По данным о составах пластовых газов газоконденсатных месторождений видим, что эти вещества - богатый источник получения пропан-бутановой фракции и этана. Как видно из табл. 1.3, доля этана в газе достигает 8 7 % ( 109 г / м3), пропана до 5 0 % ( 91 г / м3) -, бутанов. [29]
 |
Глубинная установка для эксплуатации двух газовых пластов в одной скважине ГУЭ2ГП. [30] |
Страницы: 1 2 3 4