Коэффициент сухости газа

Изменение коэффициента сухости газов является показателем направления их миграции. [c.7]

Пример изменения химического состава (коэффициента сухости) газов газо-нефтяных залежей по площади бассейна дан на рис. 79. [c.209]

В распределении газов по разрезу осадочного чехла существует определенная зональность. Снизу вверх возрастает коэффициент сухости, увеличивается доля изобутана (относительно л-бутана), увеличивается содержание легкого изотопа углерода. Зональность эта хорошо знакома исследователям, однако объясняют они ее с разных точек зрения. Одни считают, что причина в различии физико-химических свойств компонентов газов (растворимость в воде и нефти, коэффициенты диффузии и т.д.) и связанных с этим эффектов, сопровождающих процессы формирования и разрушения залежей. Сторонники этой точки зрения, как правило, большое значение придают процессам вертикальной и латеральной миграции. Другие исследователи наблюдаемые различия в составе газов объясняют особенностями механизма их генерации. [c.117]

Наблюдаемую вертикальную зональность размещения газов разного состава и особенно наличие в верхней части разреза зоны сухих газов с легким и.с.у. невозможно объяснить, не учитывая механизм их биохимического образования. Легкий и.с.у. и высокие значения коэффициента сухости являются общепризнанными критериями биогенного происхождения газов [47]. [c.118]

В попутных газах, газоне( )тяных и нефтяных местоскоплений ПО сравнению с чисто газовыми залежами содержание метана всегда меньше, иногда преобладает сумма гомологов метана, т. е. коэффициент сухости попутных газов всегда меньше, чем [c.272]

Основными компонентами природного (горючего) газа являются углеводороды от метана до бутана включительно, отмечаются также следы С5-С8. Природные газы также содержат и неуглеводородные компоненты углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. Главным компонентом природных горючих газов является метан. Природный газ считается сухим, если он состоит главным образом из метана (более 85%), с низким содержанием этана (менее 10%), практическим отсутствием пропана и бутана, с содержанием менее 10 см /м способных конденсироваться жидкостей. Тощий газ — пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана. Количество конденсата в нем составляет 10—30 см /м . Газ жирный, если содержание конденсата колеблется от 30 до 90 см /м . В геохимии широко используется показатель коэффициент сухости (СН4 / С2+в1.1сш)- [c.44]

Несмотря на отмеченные осложнения, из табл. 49 достаточно ясно, что представленные там две груипы газов существенно отличаются одна от другой по химическому составу. В газах газовых залежей всегда резко преобладает метан, в попутных нефтяных газах метана почти всегда меньше и иногда преобладает сумма гомологов метана величины коэффициента сухости (СН /СаНд .) у газов газовых залежей всегда больше. [c.205]

W м/сек — скорость, относительная скорость газа X кг/кг — степень сухости пара ккал/м час °К — коэффициент теплоотдачи [c.7]

Для характеристики углеводородного состава газов применяется коэффициент сухости —отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов СН4/(С2Нб +высшие). Коэффициент сухости газов может быть также показателем направления миграции газов. Метан обладает наибольшей подвижностью среди газообразных УВ, с ростом молекулярной массы скорость миграции УВ уменьшается. Поэтому теоретически газы, прошедшие большее расстояние от источника миграции, должны быть относительно обогащены низкомолекулярными компонентами. Кроме того, метан обладает наимень- [c.264]

Диапазон содержаний отдельных компонентов газо1 из газо-нефтяных залежей тоже значительно превосходит тот, что представлен в табл. 49. Так, содержание метана может быть в некоторых случаях много меньше, а содержание суммы его гомологов существенно больше (до 66%), чем показано в табл. 49 соответственно может колебаться и коэффициент сухости газа. [c.206]

Исследования связи между показателями, характеризующими газовую и жидкую фазы в пределах Федоровского месторождения, свидетельствуют о наличии аномалий. Так, на западном куполе (скв. 64 и 75) между плотностью нефти и газосодержанием, давлениями насыщения, объемным коэффициентом намечяется ппя тая линейная связь, а на восточном куполе и в пределах Восточно-Мохового поднятия, скорее всего, существуют обратные линейные зависимости. Противоположные тенденции в пределах рассматриваемых участков сохраняются в соотношениях между плотностью нефти и плотностью попутного газа, а также коэффициента сухости газа. [c.89]

Для характеристики УВ состава газов применяется понятие коэффициент сухости , это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов СН4/С2Н6 + высшие-Для этих целей используется и такой критерий как газовый фактор или его обратная величина - содержание стабильного конденсата в граммах или кубических сантиметрах в 1 м газа [c.7]