Бариновское месторождение

Компонентный состав равновесного нефтяного газа в процессе разгазирования пластовой нефти Бариновского месторождения при 20 °С [c.222]

Для Бариновского месторождения Куйбышевской области по результатам анализа глубинных проб пластовой нефти из скважины № 7 (пласт Д — П1) в приложении П.1 приведены экспериментальные данные по [c.222]

Имеющейся совокупности данных достаточно для расчета кривой разгазирования пластовой нефти Бариновского месторождения по формулам (2.43) и (2.44). В табл. 2.2.3 представлены результаты этих расчетов с различными вариантами входящих в них параметров (молярной массы дегазированной нефти) для последующей оценки погрешностей расчетных значений. [c.222]

Результаты расчета кривой разгазирования пластовой нефти Бариновского месторождения при 20 °С по уравнениям (2.43) и (2.44) [c.223]

Подробные сравнительные оценки погрешности расчетных значений газового фактора пластовой нефти Бариновского месторождения по методике ДМЕ РГУ нефти и газа по сравнению со справочными данными (приложение ПЛ) показывает, что они не превышают в данном случае 1 %. [c.223]

Определить коэффициент термического расширения дегазированной нефти Бариновского месторождения (приложение ПЛ) [c.245]

Так как плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения 809,1 кг/м , то расчет производится следующим образом (2.103) [c.245]

Рассчитать плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения при 75 "С. [c.245]

Рассчитать коэффициент термического расширения пластовой нефти Бариновского месторождения (приложение П.1) по формуле (2.106) и сравнить его значение с расчетным, вычисленном по формуле (2.103). [c.247]

В предыдущем примере 2.7 плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения вычислялась при температуре 75 °С. Продолжим этот пример. [c.247]

По полученному значению коэффициента термического расширения нефти рассчитаем по формуле (2.105) плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения [c.247]

Определить объемный коэффициент пластовой нефти Бариновского месторождения Куйбышевской области, если известны (приложение П.1) [c.249]

Рассчитать молярную массу дегазированной нефти Бариновского месторождения, приложение П.1. [c.253]

Результат совпадает с экспериментальным значением молярной массы дегазированной нефти Бариновского месторождения. [c.253]

Рассчитать объемный коэффициент пластовой нефти Бариновского месторождения по формуле (2.117) с учетом возможности ее применения, используя рекомендации по расчету коэффициента набухания нефти (2.119). [c.253]

Объемный коэффициент пластовой нефти Бариновского месторождения равен [c.254]

Рассчитать кривую изменения газонасыщенности пластовой нефти Бариновского месторождения (приложение П.1) от величины давления разгазирования при температуре 20 ОС, используя формулу (2.127). [c.258]

Рассчитаем давление насыщения пластовой нефти газом Бариновского месторождения при температуре 20 С по его экспериментальному значению при пластовой температуре 75 °С (равным - [c.258]

Сравнить расчетное значение молярной массы дегазированной нефти Бариновского месторождения (Приложение П.1) с его экспериментальным значением. [c.280]

Плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения [c.280]

Рассчитать молярную массу пластовой нефти Бариновского месторождения (Приложение П.1) по формуле (2.176) с использованием формул (2.177) и (2.178). [c.282]

Дополнительно к исходной информации примера 2.15 используем из Приложения П.1 экспериментальное значение газового фактора пластовой нефти Бариновского месторождения [c.282]

Рассчитаем вначале молярную долю нефтяного газа ОСР пластовой нефти Бариновского месторождения [c.283]

Числовой коэффициент 24,35 в формуле (2.177) представляет собой молярный объем нефтяного газа при стандартных условиях (л/моль). Так как в значениях газового фактора пластовой нефти Бариновского месторождения объем нефтяного газа приведен к нормальным условиям, то в вычислениях молярный объем нефтяного газа также используется при нормальных условиях, то есть 22,4 л/моль. [c.283]

Сравнить молярную массу пластовой нефти Бариновского месторождения, рассчитанную по формуле (2.179), с ее значением в примере 2.16. [c.284]

Рассчитаем молярную массу пластовой нефти Бариновского месторождения по формуле (2.179) используя данные предыдущего примера, а плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти из приложения П.1, рдс, = 1,214 кг/м (1,227 кг/м - согласованное значение). [c.284]

Рассчитать молярную массу пластовой нефти Бариновского месторождения, используя формулу (2.180). [c.285]

Бариновское месторождение Куйбышевской области, пласт Д-1П [c.353]

Бариновское месторождение Куйбышевской области [14] [c.358]

Физико-химические свойства нефти Бариновского месторождения, [14] [c.359]

Унифицированное представление физико-химических свойств нефти Бариновского месторождения, [14] [c.361]

Бариновское месторождение, открытое в 1962 г., приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья — Кулешовской тектонической зоне, которая располагается в пределах северной части Южно-Куйбышевского геологического района. Бариновское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку с крутым северным и пологим южным крыльями. [c.309]

Продуктивными пластами на Бариновском месторождении являются пласты Бо тульского горизонта, Бз бобриковского горизонта. В] турнейского яруса и Дщ среднего девона. Все пласты, за исключением пласта Вь представлены песчано-глинистыми породами, пористость которых колеблется в пределах 16,2—18,9%, проницаемость 199-10 — —382-10" м2. Пласт В представлен известняками с пористостью 12,6% и проницаемостью 4-10 м . [c.310]

Залежи нефти Бариновского месторождения находятся в условиях повышенных давлений и средних температур. Нефти верхних трех горизонтов имеют относительно низкие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента. Залежь нефти пласта Дщ находится в условиях высоких давлений и температур. Нефть имеет давление насыщения и коэффициент растворимости газа почти в 1,5 раза, а газосодержание в 2 раза выше, чем для средней нефти. Нефти всех горизонтов маловязкие. [c.310]

Дегазированные нефти Бариновского месторождения сернистые [c.310]

Бариновское месторождение. Нефти сернистые (класс II), малосмолистые, парафиновые (вид П2). [c.267]

Результаты расчета свойств нефтегазовой смеси при ОСР пластовой нефти Бариновского месторождения (20 °С) по методике Дунюшкина, Мищенко, Елисеевой (методика ДМЕ) РГУ нефти и газа, кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (РиЭНМ) [c.221]

Уточненное значение газового фактора пластовой нефти после согласования экспериментальных данных составляет —155,4 (норм.) мУм . Экспериментальное значение молярной массы тиастовой нефти Бариновского месторождения равно 90 г/моль, а молярной массы нефтяного газа ОСР пластовой нефти 29,164 г/моль. [c.283]

Пересчитаем вначале в газовом факторе пластовой нефти Бариновского -месторождения объем нефтяного газа при нормальных условий в его объем при стандартных условиях по уравнению Клай-перона - Менделеева [c.283]

Все величины входящие в расчетную формулу известны (приложение П.1), но так как удельный газовый фактор приведен к нормальным условиям, а плотность нефтяного газа ОСР пластовой нефти при стандартных условиях, то используя результаты примера 2.16, пересчитаем в удельном газовом факторе пластовой нефти Бариновского месторождения объем нефтяного газа при нормальных условий в его объем при стандартных условиях по уравнению Клай-перона - Менделеева [c.286]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология