Нефть, Газ и Энергетика
По данному массовому составу газа, величине пластового давления pпл определить:
* -содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;
* — критические и парциальные параметры;
1. Определяем среднюю молекулярную массу газа по (1.8)
2. Находим
плотность газа при нормальных условиях по (1.3)
3. Находим
содержание тяжёлых углеводородов в газе по (1.10) в г/м3
* пентана и высших. 10 . 8,15.1,43=117,0;
Т.о., газового бензина (пентан целиком) и n-бутана (по величине, равной половине пентана) в составе газа будет
Всего тяжелых углеводородов 877,5 г/м3.
5. Определяем объёмные концентрации yi компонент по (1.5), парциальные давления pi по(1.6):
6. Определим
тип залежи:
а) Имеем — D=1,106; метана-39,09%; жидкого газа (пропан-бутановая фракция) — »31%, газ. Бензина » 8%. Т.о. по разделу (3.1) месторождение можно считать газонефтяным.
в) по Коратаеву — g=0,27. Газ можно отнести к газонефтяному.
7. Найдем
объём паров после испарения 702 кг пропан -бутановой фракции, в которой содержится: пропана — 542 кг, бутана — 160кг.
Находим процентное содержание пропана и бутана в данной фракции:
пропан — g = 542.100 / 702=77,2%;
Определим среднюю молекулярную массу смеси
Т.к. объёмное содержание высококипящих и неуглеводородных компонент больше 10%, то для расчета критических параметров используем зависимости (1.12.1)
К= 128.46; К2= 16502,85; J=106,79; J2=11404,1041;
Рассчитаем критические параметры по (12):
Рассчитаем критические параметры по (14.1):
По данному составу газа, величине пластового давления pплопределить:
* -содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;
* — критические и парциальные параметры;
Состав газа взять из таблицы раздела (2.1.4).
Ищи здесь, есть все, ну или почти все
Архив блога
- ►2017 (493)
- ►10 (471)
- ►11 (3)
- ►12 (19)
- ▼2018 (895)
- ▼01 (371)
- Взаимовлияние систем трубопроводного транспорта и .
- Источники и масштабы воздействия нефтегазодобывающ.
- Количество вредных веществ
- Физикомеханические свойства горных пород влияющие .
- Природоохранные технологии и основные требования к.
- Закономерности разрушения горных пород при бурении
- Охрана недр и окружающей среды
- Охрана водных ресурсов
- Поверхностные воды
- Буровые долота
- Подземные воды
- Утилизация вод нефтяных месторождений
- Охрана природных вод
- Водопользование и водоотведение на объектах нефтег.
- Оценка загрязнения водной среды
- Лопастные долота
- Критерии отражающие воздействие отдельных факторов
- Алмазные долота
- Экологические интегральные критерии оценки качеств.
- Расчет предельно допустимого сброса сточных вод
- Технологии очистки сточных вод
- Физикохимические методы очистки сточных вод
- Долота исм
- Технология путевого сброса воды
- Способы борьбы с нефтезагрязнением водных объектов
- Механические методы удаления нефти
- Физикохимические методы удаления нефти
- Долота специального назначения
- Инструмент для отбора керна
- Химические методы удаления разливов нефти
- Микробиологическое разложение нефти
- Технология сбора плавающей нефти с водных поверхно.
- Охрана земельных ресурсов
- Ведущие бурильные трубы
- Охрана атмосферы
- Нефтяной газ как источник загрязнения атмосферы
- Основные направления охраны недр нефтяных месторож.
- Охрана недр и окружающей среды в процессе разбурив.
- Стальные бурильные трубы
- Охрана недр и окружающей среды при разработке нефт.
- Экологические аспекты методов интенсификации нефте.
- Заводнение
- Легкосплавные бурильные трубы
- Заводнение с использованием химреагентов
- Заводнение с применением полимерных растворов
- Закачка горячей воды и пара
- Метод влажного и сверхвлажного внутрипластового го.
- Утяжеленные бурильные трубы
- Экологические аспекты методов разработки месторожд.
- Мониторинг нефтяного загрязнения
- Система наблюдения за нефтяным загрязнением
- Переводники
- Контроль за загрязнением окружающей среды в зоне д.
- Источники и масштабы техногенного загрязнения в не.
- Специальные элементы бурильной колонны
- Условия работы бурильной колонны
- Забойные двигатели
- Турбобуры
- Винтовой забойный двигатель
- Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- Кустовые основания
- Спускоподъемный комплекс буровой установки
- Режимные параметры и показатели бурения
- Влияние режимных параметров на показатели бурения
- Влияние частоты вращения долота
- Влияние расхода бурового раствора
- Влияние свойств бурового раствора
- Особенности режимов вращательного бурения
- Тема буровые промывочные жидкости
- Условия бурения с применением буровых промывочных .
- Способы промывки
- Функции бурового раствора
- Классификация буровых растворов
- Параметры буровых растворов и методы их измерения
- Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к из.
- Промысловые испытания бурового раствора
- Удельный вес и плотность бурового раствора
- Стабильность и суточный отстой
- Реологические свойства бурового раствора
- Фильтрационные и коркообразующие свойства
- Определение липкости фильтрационной корки
- Определение содержания песка
- Содержание газа
- Структурномеханические свойства буровых растворов .
- Приборнометодический комплекс для проектирования п.
- Прочие своиства промывочных жидкостеи
- Способы приготовления дисперсных систем
- Оборудование для приготовления и очистки буровых р.
- Общие закономерности искривления скважин
- Измерение искривления скважин
- Типы профилей и рекомендации по их выбору
- Технические средства направленного бурения
- Бурение скважин с кустовых площадок
- Особенности проектирования и бурения скважин с кус.
- Осложнения и аварии в процессе бурения
- Осложнения вызывающие нарушение целостности стенок.
- Предупреждение и борьба с поглощениями бурового ра.
- Предупреждение газовых нефтяных и водяных проявлен.
- Аварии в бурении их предупреждение и методы ликвид.
- Ликвидация прихватов
- ►02 (40)
- ►03 (198)
- ►05 (13)
- ►12 (273)
- ►2019 (100)
- ►09 (58)
- ►12 (42)
- ►2020 (1450)
- ►01 (76)
- ►02 (81)
- ►03 (123)
- ►04 (247)
- ►05 (101)
- ►06 (108)
- ►07 (112)
- ►08 (107)
- ►09 (12)
- ►10 (131)
- ►11 (183)
- ►12 (169)
- ►2021 (312)
- ►01 (85)
- ►02 (49)
- ►03 (22)
- ►04 (11)
- ►06 (23)
- ►07 (17)
- ►09 (23)
- ►10 (17)
- ►12 (65)
- ►2022 (7)
- ►02 (7)
Популярные сообщения
Специфика кустового строительства скважин заключается в том, что буровой установкой с ограниченной по площади территории методом наклонно .
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ 1.1 К работе по специальности оператора по добыче нефти и газа допускаются лица не моложе 18.
Наиболее распространённые причины остановок УЭЦН Станция управления УЭЦН имеет три вида защит: — Защита от срыва подачи.
РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГКТ15.000.000РЭ СОДЕРЖАНИЕ 1. ОПИСАНИЕ И РАБОТА .. 4 2.6. Возможные неисправности и способы их у.
В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их р.
Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин Общие положения 1.1. .
Производственный процесс добычи нефти и гара представляет собой комплекс разнородных частичных производственных процессов : 1) собст.
Глушение скважины Расстановка техники • Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом.
НАЗНАЧЕНИЕ Установка насосная передвижная ЦА-320A предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе.
Основные узлы и особенности конструкции вставных и невставных штанговых скважинных насосов По способу крепления к колонне Н.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Неуглеводородные компоненты , содержащие атомы азота, кислорода или серы, составляют в сумме от 5 до 15 % в зависимости от типа нефти. Однако порфирины справедливо относят к группе хемофоссйл-ий, поскольку они унаследовали практически неизменным углеводородный скелет своих биологических предше-ственпиков — хлорофилла и гемоглобина. Структурным ядром порфирина является порфин — циклический тетраииррол, в котором ниррольные кольца соедииепы непредельными метиновыми мостиками по а-углеродным атомам в устойчивую сопряженную систему. [1]
Неуглеводородные компоненты содержатся как в газах, так и в нефтях, их количества могут изменяться в широких пределах. В нефтях, приуроченных к молодым отложениям, содержание гетероатомных соединений обычно выше, чем в нефтях палеозоя. Соотношения гетероатомных соединений, содержащих серу, кислород, азот и металлические комплексы, могут меняться в зависимости от происхождения нефти и газа. [2]
Неуглеводородные компоненты существенно влияют на величину вязкости газа. Причем наибольший вклад вносит азот. [3]
Неуглеводородные компоненты повышают вязкость природного газа, а поэтому поправки берутся со знаком плюс. [4]
Неуглеводородные компоненты ( азот, углекислый газ и сероводород) также могут растворяться в нефти. Азот характеризуется наименьшей растворимостью; растворимость сероводорода приблизительно равна растворимости метана, а коэффициент растворимости углекислого газа почти в 3 5 раза больше растворимости в нефти метана. [5]
Другим неуглеводородным компонентом , часто присутствующим в природных газах, является сероводород. Углеводородный газ называют сернистым ( кислым) газом, если в одном его кубометре содержится 0 023 г сероводорода. Сернистые газы обладают сильным корродирующим действием и если концентрация H2S значительна, то они становятся ядовитыми. [6]
Какие неуглеводородные компоненты присутствуют в природных и попутных нефтяных газах. [7]
Содержание неуглеводородных компонентов 3 3 %, содержание гелия некондиционно, сероводород отсутствует. [8]
Анализ неуглеводородных компонентов ( Н2, 02, N2, CO) и легких углеводородов ( СН4 и С2Нв) проводят на колонке с молекулярными ситами. [9]
Из неуглеводородных компонентов присутствуют сернистые, азотистые и кислородные аналоги углеводородов всех классов. Прочие элементы присутствуют в значительно меньших количествах. [10]
Из неуглеводородных компонентов в естественных газах содержатся углекислый газ азот и сероводород. [11]
Превращение неуглеводородных компонентов в углеводороды сопро-шождается ясно выраженным снижением температурного предела в сторону снижения конца кипения. [12]
Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа. По графикам на рис. 1.4 для N2, C02 и H2S определяют значения поправок при соответствующих объемных концентрациях неуглеводородных компонентов в газе. Значения этих поправок должны быть вычтены из значения вязкости, получаемой по основному графику. [13]
Среди неуглеводородных компонентов в составе природных газов наиболее часто встречается азот, содержание которого может достигать 90 — 95 %, вплоть до перехода газа в чисто азотный. [14]
Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа. [15]
Источник
- ▼01 (371)
