свободная газа

Для этого нужно усовершенствовать технологию процессов первичной переработки нефти, применять более эффективное оборудование, внедрять средства контроля и автоматики, обеспечивать установки АВТ стабильной нефтью. При подготовке нефти к переработке следует кроме обессоливания и обезвоживания проводить дегазацию и стабилизацию нефтей — свободные газы и легкие компоненты должны быть удалены до подачи нефти на переработку. При проектировании установок АВТ необходимо предусмотреть возможность переработки широкого ассортимента нефтей, в частности нефтей новых богатых месторождений Туркмении, Сибири Кавказа. Недоучет в проектах этого фактора вызывает большие [c.231]

Очевидно, что время удерживания газа-носителя определяется объемом свободного газа в колонке (где /—длина ко- [c.558]

Тогда масса газа М р, растворенного в нефти, и масса свободного газа в единице объема равны соответственно [c.291]

Свободный газ, соприкасающийся с жидкостью или твердым телом, по составу отличается от газа, растворенного в жидкости или адсорбированного твердым телом. Это необходимо учитывать при проведении газового анализа и истолкования его результатов. [c.235]

Кр) пластовых нефтегазовых систем при широком варьировании переменных Т я р позволяет в значительной степени пополнить наши познания о тех термодинамических процессах, которые происходят в нефтяной или газовой залежи, и на этой основе давать прогнозы свойств нефтегазовой смеси на различных глубинах вновь вскрываемого пласта, планировать технологичен ский режим разработки месторождения, уточнять запасы нефти, растворенного и свободного газа, составлять проекты водного и теплового воздействия на залежи, устанавливать рациональные режимы эксплуатации нефтяных и газовых скважин и др. [c.93]

В нефтяных месторождениях также содержится газ либо в растворенном виде, либо в виде свободного газа в пласте. Состав его почти не отличается от состава других природных газов, только эти газы богаче более тяжелыми компонентами. Разновидностью природных газов являются нефтяные промысловые газы. [c.8]

Произведение Sgl=V—объему свободного газа в колонке, а величин [c.572]

В. И. Вернадский дает несколько иную классификацию природных газов, основанную на способах нахождения или проявления этих последних, различая так называемые свободные газы и газы, связанные с твердыми телами или жидкими растворителями. [c.33]

К свободным газам В. И. Вернадский относит атмосферу, газовые скопления, находящиеся где-либо в породах, так называемые газовые мешки, газовые струи (по трещинам), или газовые вихри, к которым относятся вулканические и тектонические струи, связанные со сбросами, трещинами и другими тектоническими проявлениями земной коры. К связанным газам В. И. Вернадский относит газы океанов, озер, прудов и разных источников. [c.33]

Кроме того, следует учесть, что в ряде поднятых колонок современных осадков были обнаружены газогидраты (или предполагалось их наличие) на значительных глубинах, например в Каспийском море на глубине примерно 500 м при давлении 5 МПа, на оз. Байкал на глубине 520 -560 м при давлении 5,2 - 5,6 МПа, а на Черном море на глубине свыше 2000 м при давлении более 20 МПа. Газогидраты могут образовываться лишь при наличии свободного газа, т.е. при содержании его большем, чем то, которое может раствориться в воде. Поэтому, зная растворимость СН при различных условиях (табл. 20), легко определить, какое его количество должно содержаться в осадке, конечно, при этом следует учитывать пористость осадка, которая превышает 50 %. [c.89]

После насыщения нефти газом свободный газ начинает обогащаться компонентами Сг —С4. При движении фронта газа устанавливается непрерывное фазовое равновесие на границе газ — нефть. Область же за фронтом вытеснения является зоной двухфазного течения, а вблизи нагнетательной скважины образуется зона, в которой вся нефть вытеснена и растворена при непрерывной прокачке газа. В общей добыче увеличивается доля нефти, добываемой за счет растворения остаточной нефти, и это сказывается в уменьшении плотности добываемой нефти с 0,840 до [c.118]

На рис. 60 приведены кривые генерации метана и углекислого газа углями различных степеней углефикации, а на рис. 59 сопоставлены количества генерируемого углем газа и накапливающегося в углях. Разность этих величин равна количеству свободного газа. [c.134]

Расчлененность, гидро-фобность, газовая шапка Трещиноватость, свободный газ [c.61]

Возраст отложений Интервал глубин залегания, м в растворенных газах из отложений в свободных газах из отложений [c.49]

В кайнозойских залежах как растворенные в нефти, так и свободные газы обедняются углекислотой с погружением вплоть до глубин, превышающих 5000 м. Однако в более древних (мезозойских и палеозойских) отложениях концентрация СОа в газах резко нарастает на больших глубинах, хотя некоторое повышение содержания СО2 наблюдается часто и в залежах, погруженных менее чем на 1000 м (очевидно, из-за окислительных процессов, протекающих при контактах углеводородных систем с метеорными флюидами). Наиболее существенно (в среднем до 11% и более) обогащены углекислотой свободные газы до глубоко (более 4000 м) залегающих карбонатных коллекторов. Накопление стол ь значительных количеств СО3 вряд ли может быть обеспечено одной [c.84]

При наличии в жидкости растворенного и свободного газа также определяются содержание растворенного газа в жидкости плотность растворенного газа содержание свободного газа в жидкости. [c.29]

Подогреватель-деэмульсатор работает следующим образом. Нефтяная эмульсия вместе с некоторым количеством свободного газа по вертикальной трубе 10, установленной внутри аппарата, поступает в верхний отсек I, где разливается по глухой перегородке 5, образуя тонкую пленку. В результате улучшаются условия для отделения основного количества газа. Затем эмульсия по вертикальной сливной трубе 3 перетекает под распределительную решетку 13. Здесь нефтяная эмульсия меняет направление движения и поднимается вверх, проникая через перфорацию решетки 13 и образуя восходящие струйки, которые проходят через слой горячей жидкости, воды, нагреваемой за счет сжигания газа в жаровых трубах 15. Уровень горячей воды в аппарате поддерживается выше жаровых труб. Струйки восходящей эмульсии обычно быстро распадаются на капли, размеры которых близки к размерам отверстий распределительной решетки. [c.80]

Возможность образования горючих смесей в аппаратах, содержащих легковоспламеняющиеся жидкости или горючие газы, можно предупредить исключением свободного газо- или паровоздушного пространства (заполнение аппарата различного рода насадками), подбором температурного режима ведения процессов [c.413]

Встречаются нефтяные залежи, в которых над нефтью находится свободный газ, иначе говоря газовая шапка (рис. 15, а). Газ здесь залегает под давлением, обусловленным напором воды и нефти. Давление газовой шапки может играть большую роль в проталкивании нефти к забоям скважин. Действие скважин при этом режиме [c.131]

Исследованиями фирмы Ха бл установлено, что в породах, избирательно лучше смачиваемых вытесняющим агентом и содержащих связанную воду и свободный газ, изменение скорости практически не оказывает влияния на нефтеотдачу. Этот вывод одинаково справедлив для различных значений газонасыщенности [c.97]

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти при ее дальнейшей транспортировке, не затрагивая вопросов измерения дебита нефтяных скважин. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, механических примесей и т.д.) и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворенного газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и других веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков - так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счетчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, так как вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объемных счетчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, то есть если объем газа в жидкости составляет 2 %, то показание счетчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объема и массы нефти очень трудно по.двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т.д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-ЮОМ, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа УУН необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объем газа уменьшается за счет сжатия. [c.28]

Важная особенность этого макро- и микропроцесса состоит в том, что на начальной стадии вытеснения до прорыва нефтяного вала газовый фактор остается постоянным (если можно пренебречь изменением пластового давления). Зная газовый фактор, можно определить нефтенасыщенность по кривым относительной проницаемости следующим образом. Пусть газовый фактор (в объемных единицах) равен Г, а начальный газовый фактор, соответствующий растворенному газу. Го. Тогда доля свободного газа в потоке в пластовых условиях [c.185]

Система уравнений (9.89) и (9.90) полностью совпадает с обычными уравнениями движения несжимаемой жидкости по закону Дарси (см. гл. 3). Таким образом, ка ждому случаю движения однородной жидкости отвечает случай движения газированной жидкости. Разница будет заключаться в том, что одному и тому же полю скоростей однородной и газированной жидкости будут отвечать разные перепады давления. При этом семейство изобар в однородной жидкости будет являться семейством изобар и для газированной жидкости. Абсолютные значения давлений на этих линиях будут различны. Зная распределение давления и скорость фильтрации нефти, из уравнений (9.87) и (9.59) можно найти распределение свободного газа и воды в области движения и скорости фильтрации этих фаз. [c.295]

Поршневые компрессоры принято классифицировать также по величине объемной производительности в условиях всасывания или для дожимающих компрессоров по приведенной объемной производительности, выраженной в единицах объема свободного газа. В зависимости от величины объемной производительности следует различать [c.7]

Для свободного газа (при атмосферном давлении) г/, =- г,- но с увеличением давления объемная доля Г может измениться, значение же [c.12]

В некоторых случаях, особенно на узлах учета нефти, в продукте может присутствовать свободный газ. Объем этого газа должен быть исключен из объема продукта путем введения поправочного коэффициента [c.5]

Контроль наличия свободного газа в нефти и сигнализация при появлении газа. [c.20]

Содержание растворенного и свободного газа и его относительная плотность периодически определяются лабораторными методами и результаты принимаются постоянными на некоторый период (месяц, квартал). Периодичность измерения перечисленных параметров оказывает существенное влияние на достоверность определения массы нефти нетто. Учитывая сложность и трудоемкость операций по определению отдельных параметров при ручном сборе информации, рекомендуется следующая периодичность измерений параметров [c.30]

Объем жидкости, измеренный на УУСН, при необходимости корректируется с учетом содержания в ней свободного газа [c.30]

В результате предварительного испарения легких фракций разгружается трубчатая печь и снижается давление в ней одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций позволяет несколько снизить необходимую температуру нагрева. Кроме того, при этом не требуются самостоятельные конденсационные устройства для охлаждения паров, выходящих из первой колонны при двухколонной схеме, отпадает необходимость в сложных дополнительных аппаратах, насосах, снижаются энергетические затраты. Такая схема приемлема для переработки стабильных лефтей, не содержащих большого количества свободных газов (не [c.31]

Исследование фильтрации трехфазной смеси имеет большое практическое значение, так как в нефтегазоносных пластах при определенных условиях происходит совместное движение нефти, воды и свободного газа. Так, в случае, если нефть находится в пласте в смеси со свободной водой, при снижении давления ниже давления насыщения начинается выделение газа из раствора, и в пласте образуется подвижная трехфазная смесь нефть-вода-газ. Давление насыщения является физической константой нефти того или иного месторождения. [c.284]

В зависимости от коэффициентов растворимости и концентрации компонентов в свободном газе изл1еняется и состав растворенного газа. Так, например, содержание кислорода в растворенном воздухе составляет при невысоких температурах 33—34%, поскольку коэффициент растворимости для кислорода примерно в 2 раза больше, чем для азота. Коэффициент растворимости данного газа зависит от природы растворителя. [c.236]

Биохимическая зона в дальнейшем стала выделяться в качестве зоны диагенеза. Ранее почти все исследователи считали, что образующиеся в ней УВГ какого-либо значения для формирования газовых залежей не имеют. По их мнению, УВГ биохимического генезиса растворяются в иловой воде, а избыток их диффундирует в придонную воду и безвозвратно теряется. Такое утверждение оказалось ошибочным. Опыты, проведенные во ВНИИГАЗе, показали, что при общем объеме пор, превыша-ощем 50% объема осадка, вода занимает меньше половины объема порового прост-раства, а остальная часть последнего заполнена газами. О захоронении свободного газа в современных осадках свидетельствует и обнаружение газогидратов в новоэвксинских и иных отложениях Черного и других морей. [c.4]

Таблица 2.2. Среднее содержание сероводорода в нопутвых (растворенных) и природных (свободных) газах в зависимости от геохимических

Состав и схема БКН зависят от типа применяемых преобразователей расхода и перечня параметров качества продукта, которые необходимо измерять. Технологическая схема БКН для УУН с турбинными и объемными счетчиками (рис. 1.6), предназначенными для измерения массы продукта, плотности и отбора объединенной пробы, включает датчики плотности со встроенными датчиками температуры 1 или 2 шт. (по требованиям потребителя), датчик давления, манометр показывающий, датчик температуры, автоматический пробоотборник - 1 или 2 шт. (по требованию потребителя), индикатор (расхода) скорости продукта через БКН, отводы и клапаны для подключения пикнометра, вискозиметр - устанавливается в том случае, если в УУН используются ТПР с коррекцией по вязкости продукта, циркуляционные насосы (1 или 2 шт.). Кроме того, на узлах учета нефти в состав БКН могут входить такие анализаторы качества, как поточные влагомер, солемер, серомер, прибор для измерения объема свободного газа в нефти. [c.14]

Прогнозные запасы (Д + Да) свободного газа (60 трлн. м ) раодр(Вделян)тся но глубинам примерно следующим образом до 1000 — 3,6 трлн. ж , 1000—3000 м — 36,0 трлн. л , 3000— 5000 м — 16,7 трлн. л , ЬООО—7000 J t — 3,6 трлн. ж . Таким образом, на глубину свыше 3000 м приходится 20,3 трлн. м , или 34% запасов. [c.76]

В настоящее время морской транспорт сжиженного газа производится из Северной Африки. Танкеры, нагруженные сжиженным метановым природным газом, перевозят его во Францию и в Англию. Каждый танкер перевозит за один рейс 500 млн. в пересчете на свободный газ. Хотя открытие крупного газового месторождения Лак во Франции позволило снабдить газом ряд городов и промышленных центров, однако для расширения газоснабжения понадобилось перевозить газ из Северной Африки. Газ направляется из месторождения Хасси-Р Мейль по газопроводу в порт Арзеве (Алжир), где происходит сжижение газа, который и направляется в резервуары танкера. [c.214]

Положительное влияние начальной газонасыщенности на пол ноту извлечения нефти доказано также работами С. А. Кундина, показывающего, что при заводнении пласта, в порах которого со- держится свободный газ, нефтеотдача оказывается выше, чем при вытеснении нефти водой в случае отсутствия свободного газа. [c.97]

Присутствие свободной газовой фазы может положительно сказаться не только на конечной нефтеотдаче пласта, но и на интенсификации отбора нефти. В микронеоднородных коллекторах, избирательно лучше смачиваемых вытесняющим агентом, нагнетаемая вода прелое всего должна проникать в поровые каналы, занятые свободны.м газо.м, т. е. в крупные поры или поровые каналы. Это значит, что при прочих идентичных условиях поверхность контактирования воды с нефтенасыщенным поровым пространством возрастает. Увеличение поверхности соприкосновения воды с нефтенасыщенными участками, в свою очередь, способствует увеличению объема воды, капиллярно впитывающейся в эти участки. При этом капиллярное впитывание происходит в различных направлениях, что способствует улучшению текущего микроохвата пласта нагнетаемой водой. Если содержание свободного газа невелико и он по пласту распределен равномерно, эффект капиллярного впитывания может быть значительным. Однако чрезмерное увеличение газонасыщенности может -привести к отрицательному результату из-за существенного увеличения вязкости нефти и относительной проницаемости для газа. Поэтому при заводнении пласта в каждом конкретном случае очень важно найти оптимальное значение начальной газонасыщенности. [c.98]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология