Коэффициенты растворимости газов

Растворимость газов в жидкости зависит от ее марки. С уменьшением плотности и увеличением температуры растворимость увеличивается. Для легких минеральных жидкостей зависимость коэффициента растворимости газов от температуры может быть выражена эмпирически [c.214]

КОЭФФИЦИЕНТ РАСТВОРИМОСТИ ГАЗА [c.21]

Коэффициент растворимости газа, измеряется количеством газа (в нормальных единицах объема), выделяющегося в условиях равновесия из пластовой нефти при снижении давления до атмосферного, в расчете на единицу объема или веса сепарированной нефти. [c.21]

МПа-давление на забое скважины = 13,2 МПа-давление на контуре питания = 1,01 10 Па к = 0,1 мкм /г = 10 м-абсолютная проницаемость и толщина пласта К= 1,53 10 м (м -Па) - коэффициент растворимости газа в нефти Г = 400 м /м -газовый фактор т) = = 1,2 мПа с Т1 = 0,012 мПа с - коэффициенты вязкости нефти и газа. [c.300]

Коэффициент диффузии для О2 0-10 , см /с 0,08 Коэффициент растворимости газов К 10 , Па" [c.349]

Рис. 1.16. Логарифм коэффициента растворимости газов 1й а в топливе Т-6 при 20 °С и 0,1 МПа в зависимости от критической температуры газов Г р.

Из соотношений (3.45) и (3.46) следует, что по мере роста фкр все большая часть растворенного вещества фиксируется дисперсной фазой и не участвует в массопереносе. Чем выше доля свободного объема в аморфной фазе, тем больше растворимость и диффузия газа в матрице. Для некоторых полимерных материалов значения ф р и f приведены в литературе [6] там же проанализированы особенности диффузии в других полимерных системах, в том числе при высоких значениях фкр. Ограничившись линейной областью изотермы сорбции, можно оценить коэффициент растворимости газа в двухфазной матрице мембраны по уравнению [c.81]

В условиях развитой свободной турбулентности из уравнений массопередачи исключаются коэффициенты молекулярной диффузии, показатель же степени имеет малую [29] величину, близкую к нулю. Специальными исследованиями показано [291, [30], что соотношение между коэффициентами массопередачи для легко- и труднорастворимых газов в режиме развитой турбулентности определяется соотношением коэффициентов растворимости газов или соответственно констант Генри. Таким образом, для режима развитой свободной турбулентности будет справедлива пропорциональность [c.248]

Давление газа также оказывает влияние на проницаемость резин, уменьшая или увеличивая ее в зависимости от природы газа и каучука. Коэффициенты растворимости газов в эластомерах зави- [c.115]

Общепринятым коэффициентом растворимости газа является коэффициент Бунзена — а. Буизеновский коэффициент растворимости газа в жидкости при данной температуре равен объему газа, измеренного при 0°С и давлении 1 атм. [c.16]

Удельный газовый фактор смеси пластовых нефтей можно оценить различными способами по уравнению состояния Пен-га-Робинсона, с использованием аппарата констант фазового равновесия, по коэффициентам растворимости газа в нефти и др. [c.180]

При изучении свойств углеводородов в пластовых условиях наиболее важно выбрать параметры для сравнения. Параметры, которые обычно определяют при исследовании углеводородов в пластовых условиях, характеризуют как систему в целом (молекулярная масса, плотность и вязкость в пластовых условиях), так и характер взаимодействия между отдельными фазами (коэффициент растворимости газа, температура застывания нефти и т. д.). В зависимости от поставленной задачи используют те или иные параметры углеводородов. [c.13]

Следует отметить, чть в дальнейшем с открытием все большего числа новых глубоко расположенных залежей (таких, как месторождения Октябрьское, Озек-Суат и др.) средние характеристики изменятся значения давления насыщения, газосодержания, коэффициента растворимости газа в нефти увеличатся, а вязкости и плотности нефти уменьшатся. [c.28]

Известно, что величина коэффициента растворимости газа в нефти зависит как от состава газа, так и от состава нефти. Коэффициент тем выше, чем легче нефть и чем больше тяжелых гомологов метана содержится в растворенном газе. Этот коэффициент зависит также и от содержания неуглеводородных компонентов газа. Таким образом, этот параметр в значительной степени характеризует всю систему в пластовых условиях, являясь обобщающей характеристикой нефти. [c.33]

Для изучения изменений коэффициента растворимости газа в нефти по горизонтам девона и [c.33]

Рис. 15. Изменение коэффициента растворимости газа в нефтях месторождений Урало-Поволжья

Наиболее представительными по числу охваченных месторождений и нефтегазоносных областей являются схемы изменения коэффициента растворимости газа в нефтях пашийского и бобриковского горизонтов. При изучении этих схем были выявлены описываемые ниже особенности изменения коэффициента растворимости по территории Урало-Волжской нефтегазоносной провинции. [c.36]

Рассмотренные закономерности изменения коэффициента растворимости по месторождениям, приуроченным к терригенным, девонским отложениям, характерны и для нефтеносных горизонтов турнейского, визейского и башкирского ярусов (рис, 15). На схемах, построенных по залежам этих горизонтов, хорошо видно, что коэффициент растворимости газа в нефти, максимальный вблизи границ Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины, уменьшается вверх по моноклинальным склонам в глубь платформы, а на платформенных сводах — Татарском и Жигулевско-Пугачевском — он вновь увеличивается. [c.36]

На территории Прикаспийской впадины изменение коэффициента растворимости газа в нефти изучено в пределах солянокупольной области. По среднеюрскому продуктивному комплексу построена подобная схема изменения коэффициента растворимости (рис. 16). Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами его изменения, охватывают Гурьевский прогиб, повторяя его очертания, а -значения коэффициента уменьшаются в сторону прогиба, т. е. и здесь четко выделяется, несмотря на сложное строение нефтегазоносных горизонтов, связь изменения коэффициента растворимости газа в нефти с тектоническим районированием региона. Эта связь намечается и для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Так, максимальный коэффициент растворимости по горизонту В относится к центральной части Нижневартовского свода. На западном и восточном окончаниях свода коэффициенты растворимости для залежей этого горизонта уменьшаются. [c.36]

Рис. 16. Изменение коэффициента растворимости газа в нефтях отложений юрской системы Прикаспийской впа дины

Свойства пластовой нефти исследовали по пробам, отобранным из СКВ. 24, дающей нефть из отложений верхнего карбона. Нефть этой залежи характеризуется высоким давлением насыщения, высоким газосодержанием, почти в 2 раза превышающим газосодержание условной средней нефти, низкими значениями плотности и вязкости. При этом надо отметить довольно низкий коэффициент растворимости газа в нефти, не достигающий величины коэффициента растворимости условной средней нефти. [c.42]

Нефти всех пластов месторождения имеют среднее газосодержание. Коэффициент растворимости газа более высокий, а вязкость и плотность меньше, чем у средней нефти. [c.60]

В пластовых условиях определяли свойства нефти тульского горизонта. Она характеризуется высокими значениями газосодержания и коэффициента растворимости газа, пониженной плотностью и малой вязкостью. [c.65]

Нефть бобриковского горизонта по своим параметрам в пластовых условиях несколько отличается от средней нефти. Она имеет относительно низкие значения газового фактора и среднего коэффициента растворимости газа. [c.67]

Пластовые нефти данного месторождения имеют пониженную вязкость по сравнению со средней нефтью. Средний коэффициент растворимости газа в нефти всех горизонтов — низкий. [c.69]

Пластовая нефть бобриковского горизонта Ольховского месторождения отличается относительно высокими значениями давления насыщения, газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти. [c.71]

По свойствам пластовая нефть тульского горизонта не имеет существенных отличий от средней нефти. Отметим лишь относительно невысокие значения газосодержания и коэффициента растворимости газа и нефти. [c.74]

Нефть башкирского яруса в пластовых условиях высоковязкая, с повышенной плотностью и низким газосодержанием. Коэффициент растворимости газа низкий. [c.80]

Залежи нефти башкирского яруса находятся в условиях невысоких давлений и температур. В пластовых условиях нефть имеет повышенную плотность и в 2 с лишним раза меньшие газосодержание и коэффициент растворимости газа, чем условная средняя нефть, [c.81]

Залежи нефти находятся в условиях невысоких давлений и низких температур. В пластовых условиях нефти тяжелые, их газосодержание и коэффициент растворимости газа в 3 раза ниже, а вязкость в 2 раза выше, чем для средней нефти. [c.84]

Константа называется также коэффициентом растворимости газа /Сраст. который равен объему газа (см ), растворенному в 1 см растворителя и приведенному к 1 атм и температуре [c.215]

Количество растворенного в нефти газа при прочих равных условиях зависит от состава газовой и жидкой фаз и характеризуется коэффициентом растворимости. По данным обработки материалов по более чем 1200 залежам рассчитана средневзвешенная по площади гистограммы величина коэффициента растворимости газа в нефти для среднегипотетической залежи, которая оказалась равной 0,54-10 (м /м )/Па. В 34% залежей, наиболее часто встречаемых в природе, коэффициент растворимости находится в пределах 0,4—0,6. Для 20% залежей он изменяется от 0,48 до 0,60, а для 50% —от 0,38 до 0,75. [c.26]

По данным многочисленных опубликованных работ ТатНИПИнеф-ти, на Ромашкинском месторождении выявляется четкая закономерность изменения свойств нефтей в пластовых условиях от центра залежи к периферии. Так, коэффициент растворимости газа в нефти в центральной части залежи близок к 0,58-10 (мЗ/м )/МПа, а в западном и восточном направлениях он уменьшается до 0,4-10 (м /м ) МПа. Плотность разгазированной нефти в центральной части минимальная, ближе к контуру она увеличивается. [c.32]

На моноклинальных склонах Русской платформы вблизи Предуральского прогиба коэффициент растворимости газа в нефти увеличивается в сторону границ прогиба. Вблизи Прикаспийской впадины коэффициент растворимости увеличивается в сторону границ впадины. Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами изменения коэффициента растворимости, проходят параллельно границам Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба. Такая закономерность прослем ивается не только в пределах Урало-Волжской нефтегазоносной провинции, но и распространяется далее на территорию Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, рис. 14. [c.36]

Зависимость величины коэффициента растворимости от стратиграфической глубины залегания наблюдается и для солянокупольной области Прикаспийской впадины. В самом нижнем продуктивном горизонте (триасовом) коэффициент растворимости наиболее высокий. При попарном сравнении коэффициентов растворимости в терригенных и карбонатных нефтегазоносных горизонтах обращает на себя внимание, что в турнейском ярусе, залегающем значительно выше пашийского горизонта девонских отложений, коэффициент растворимости несколько выше, чем в пашийском горизонте. Так, на Татарском своде в турнейском ярусе линия 0,6-10 (мЗ/м )/МПа охватывает такую площадь, какую в пашийском горизонте охватывает линия 0,4-10 (м /м )/МПа. Для месторождений Большекинельского вала в турнейском ярусе коэффициент растворимости газа в нефти составляет 0,52-10—0,54-10 (м7м )/МПа, а в пашийском горизонте 0,42-10 (м м )/МПа. В пределах восточного окончания Жигулевско-Пугачевского свода в районе Неклюдовского месторождения в турнейском ярусе коэффициент растворимости не выше, чем в пашийском горизонте. В пределах этого района в турнейском ярусе карбонатные коллекторы замещены терриген-ными. [c.37]

Свойства нефтей при пластовых условиях исследовали по пробам из пласта 16,. Нефть этого пласта недонасыщена газом, (давлениие насыщения нефти газом ниже пластового давления). Она имеет более низкие вязкость, газосодержание, а коэффициент растворимости газа более высокий, чем у средней нефти. Её плотность равна плотности сред-шей нефти. [c.59]

Свойства нефтей визейского яруса Майкорского месторождения отличаются от свойств средней условной нефти. Они имеют резко пониженные значения газосодержания и коэффициента растворимости газа, а также относительно высокую вязкость. [c.66]

Пластовые нефти Ярино-Каменноложского месторождения, исследованные по пробам, отобранным из большого числа скважин, по своим параметрам близки к нефтям Ольховского месторождения, т. е. характеризуются высокими значениями давления насыщения (оно почти равно пластовому давлению), газосодержания, коэффициента растворимости газа в нефти и низкими значениями вязкости и плотности. [c.72]

В пластовых условиях нефти всех горизонтов относительно тяжелые, вязкие, с малым гозосодержанием. Коэффициент растворимости газа в нефти мал. [c.83]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология