Обогащенный газ

Cтраница 1

Устанэвка гидроформинга в неподвижном слое. [1]

Обогащенный газ направляется в. Насыщенный абсорбент выводится с низа абсорбера К1 в сепаратор О2, работащий при пониженном давлении. [2]

Обогащенный газ не взаимозаменяем с нормальным светильным газом и требует переналадки аппаратуры. Поэтому в Тулузе была построена установка Геркулес-Паудер; смесь газов, вырабатываемых на обеих установках, дает удовлетворительные результаты. [3]

Закачка обогащенного газа ( компоненты С2 - С6) используется для смешивающегося вытеснения из разработанных пластов оставшейся тяжелой нефти. Оторочку обогащенного газа в некоторых случаях проталкивают инертным газом под высоким давлением. [4]

Ректифиц фуют обогащенный газ на микроколонке. Состав бутан-бутиленовой фракции определяют с помощью газо-жидко - Стной хроматографии. [5]

Преждевременный прорыв обогащенного газа в скважинах 190 и 86, а также увеличение газовых факторов по отдельным скважинам опытного участка, подтверждает предположение о том, что при значительной эффективности вытеснения нефти обогащенным газом резко снижается коэффициент охвата. [6]

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из природного газа и широкой фракции легких углеводородов. [7]

Вытеснение нефти обогащенным газом основано на закачке смеси углеводородных газов с содержанием фракций С2 - 6 и С7 несколько десятое процентов. В результате конденсации газа в пластовой нефти после нескольких этапов их контактирования на фронте вытеснения образуется смесь критического состава В. Метод эффективен на месторождениях с плотностью менее 0 925 г / см3, так как на залежах с тяжелыми нефтями увеличивается расход газа для создания зоны смешения достаточных размеров. При осуществлении этого метода необходимо обеспечение строгого контроля за составом закачиваемого газа. [8]

Вытеснение нефти обогащенным газом основано на закачке смеси углеводородных газов с содержанием фракций С2 - 6 и С7 несколько десятов процентов. В результате конденсации газа в пластовой нефти после нескольких этапов их контактирования на фронте вытеснения образуется смесь критического состава В. Метод эффективен на месторождениях с плотностью менее 0 925 г / см3, так как на залежах с тяжелыми нефтями увеличивается расход газа для создания зоны смешения достаточных размеров. При осуществлении этого метода необходимо обеспечение строгого контроля за составом закачиваемого газа. [9]

При вытеснении обогащенным газом закачиваемый газ должен содержать значительное количество этих фракций. [10]

Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с Вуктыльским конденсатом С2 4 - ( С2 - 52 %. С4 - 18 % при температуре 62 С и давлении 10 МПа.| Диаграмма фазового взаимодействия обогащенного газа с конденсатом С, . - ( С, - - 27 5 %. С, - 43 %, С, - 29 5 % при Т - 62 С, р - 10 МПа. [11]

Использованный в эсперимен-те обогащенный газ содержал 50 % фракции С2 - 4 - Таким образом, в этом случае вывод о характере процесса вытеснения, следующий из анализа фазового поведения системы при ее взаимодействии с растворителем, подтверждается результатами эксперимента. [12]

Зависимости некоторых параметров процесса при нагнетании в модель пласта обогащенного газа.| Зависимость коэффициента извлечений 7, насыщенности пористой среды конденсатом 5 и содержания конденсата г и пропана Сз от приведенного объема добытого газа Vgas. [13]

При дальнейшей прокачке обогащенного газа в продукции модели пласта стала быстро возрастать доля конденсата, а насыщенность перового пространства жидкостью соответственно уменьшилась. [14]

Изменение содержания С2, Сз, С4, С5 в продукции в процессе закачки сухого газа. [15]

Страницы: 1 2 3 4