Фракционный состав - углеводород
Cтраница 1
Фракционный состав углеводородов в интервале кипения 120 - 250 за весь срок испытания меняется сравнительно мало. [1]
Распределение фракционного состава углеводородов по разрезу залежей соответствует обычно наблюдаемой закономерности увеличения концентраций тяжелых углеводородов с глубиной. Однако содержание гелия и азота в газах не увеличивается с глубиной, как в рассмотренных выше других случаях, оно несколько уменьшается при переходе от верхних горизонтов к нижележащим. [2]
По фракционному составу углеводородов газы парфеновского и марковского горизонтов аналогичны газам газоконденсатных месторождений. [3]
 |
Характеристика залежей Тенгинского месторождения. [4] |
По фракционному составу углеводородов газы Тенгинского месторождения соответствуют средним типовым составам газов газоконденсатных месторождений и соотношение компонентов смеси указывает на нефтяную природу этих газов. [5]
В целом фракционный состав углеводородов мало меняется по разрезу месторождения. [6]
 |
Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений. [7] |
Исследования проб всех объектов показали близость фракционных составов углеводородов С5: 80 % по объему выкипает при температуре 328 - 340 С, остаток ( 3 %) - свыше 550 - 590 С. В групповом углеводородном составе преобладают алканы; ряд нормальных алканов до С32 с максимумом Q-Cg. Доля высококипящих невелика и не превышает 5 % от суммы нормальных алканов. Количество аренов во фракциях по мере повышения температуры отбора увеличивается и, достигая максимального значения 23 - 24 % во фракции 122 - 150 С, снижается до 14 - 17 % во фракции 300 - 350 С. [8]
Исследования проб всех объектов показали близость фракционных составов углеводородов С5: 80 % по объему выкипает при температуре 328 - 340 С, остаток ( 3 %) - свыше 550 - 590 С. Доля высококипящих невелика и не превышает 5 % от суммы нормальных алканов. Количество аренов во фракциях по мере повышения температуры отбора увеличивается и, достигая максимального значения 23 - 24 % во фракции 122 - 150 С, снижается до 14 - 17 % во фракции 300 - 350 С. [9]
При гидроочистке образуется некоторое количество легких по фракционному составу углеводородов, которые в ряде случаев понижают температуру его вспышки. В этих случаях, для получения товарных топлив, от гидрогенизатов требуется отгонять 0 3 - 3 % легких фракций. [10]
Из других методов анализа газов практический интерес представляют методы, с помощью которых определяют фракционный состав углеводородов. [11]
В свою очередь, банк моделей ИМС содержит следующие математические модели: модель с учетом внутригруппового распределения углеводородов до С2о с учетом фракционного состава углеводородов, а также комбинированную модель с учетом внутригруппового распределения углеводородов до Сп и фракционного состава. [12]
Методика анализа природного газа, принятая ВНИИГАЗом, обеспечивает определение содержания метана и азота с точностью до 0 5 %, а этана, пропана и бутана в сухих газах - с точностью до 0 02 %; для жирных газов возможна точность до 5 - 10 % от определяемой величины. Фракционный состав углеводородов в сухих газах определяется методом дистилляции при низких давлениях и низкой температуре, а в жирных газах - способом ректификации при нормальном давлении и низких температурах. Содержание сероводорода и углекислого газа определяется тетраметрическим способом. [13]
Страницы: 1