Газоконденсатное месторождение

Cтраница 1

Газоконденсатные месторождения отличаются от обычных газовых тем, что при давлениях для строго определенной смеси углеводородов и при температурах выше критических изотермическое повышение давления приводит к испарению более тяжелых компонентов смеси, называемому обратным испарением, а изотермическое снижение давления - к конденсации, называемой обратной конденсацией. [1]

Газоконденсатные месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии при небольшом содержании конденсата в газе, когда для дополнительного извлечения конденсата поддерживать давление в месторождении нецелесообразно, т.е. не рентабельно. [2]

Газоконденсатные месторождения встречаются на глубине одного километра и более. МПа пары жидких углеводородов растворены в газе. При извлечении такого газового раствора по скважине на земную поверхность и соответствующем снижении давления пары жидких углеводородов конденсируются, образуя сырой газовый конденсат, в состав которого входят гелий, углекислый газ, сероводород, пентаны, гексаны, гентаны и другие компоненты. Количество конденсата, выделяющегося из газового раствора при снижении давления, составляет от 0 2 до 1 т на 1 тыс. м3 газа. [3]

Газоконденсатное месторождение - месторождения, в пластах которых углеводороды находятся в газообразном состоянии при высоких давлениях. [4]

Месторождение Бештентяк. [5]

Газоконденсатное месторождение Комсомольское расположено непосредственно вблизи г. Душанбе. [6]

Газоконденсатные месторождения находятся на большой глубине, где пластовые давление и температура достаточно высокие. [7]

Газоконденсатные месторождения в зависимости от количества в пластовой продукции углеводородов С5 высш. [8]

Газоконденсатные месторождения имеют свои особенности формирования, которые определяются фазовыми переходами углеводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жидкую и наоборот. В процессе погружения сжатие при росте давления приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее повышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовавшегося пара в газе. Часть УВ нефти ( преимущественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении давления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кроме того, материнская толша ниже ГЗН может пополнять залежь жирным газом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800 - 900 см3 / м3 при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане. [9]

Газоконденсатное месторождение Кэйбоб, открытое в сентябре 1961 г., расположено в провинции Альберта, в 300 км к северо-западу от г. Эдмонтона. Продуктивные отложения, сложенные в основном пористыми доломитами, приурочены к рифогенному массиву верхнего отдела свиты Свои Хиллс, образующему вытянутую с северо-запада на юго-восток структуру длиной около 60 км и шириной 3 5 - 9 км. Эти отложения осложнены межрифовым каналом значительных размеров, положение которого четко не зафиксировано. Створ канала заполнен плотными известняками. Наряду с плотными известняками здесь представлены и пористые доломиты. Покрышкой залежи служат плотные битуминозные известняки свиты Беверхилл Лейк. [10]

Газоконденсатные месторождения могут находиться в пласте в виде изолированной залежи, залежи с нефтяной оторочкой или представлены газовой шапкой нефтяного месторождения. Тип вскрытой залежи в значительной степени определяет метод ее дальнейшей разработки. Существующие методы оценки типа залежи либо недостаточно точны, либо требуют большого объема поисковых исследований. Для определения типа залежи предлагается использовать методы распознавания образов и классификации объектов. [11]

Газоконденсатные месторождения, в которых содержатся более высокие концентрации жидких углеводородов. [12]

Пластовая сводовая залежь. [13]

Газоконденсатные месторождения насыщены углеводородами ларафи нового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся и испаряющихся при снижении пластового давления. [14]

Газоконденсатные месторождения в основном являются неоднородными как по площади, так и по толщине газоносности. Отсюда появляется реальная опасность неравномерного продвижения воды, преждевременного обводнения скважин по наиболее проницаемым пропласткам, защемления значительных количеств газа за фронтом вытеснения. Известно также, что даже в однородных пластах вода не полностью вытесняет газ. Все это говорит о том, что выбор объекта для разработки с поддержанием давления и решение вопросов контроля и регулирования продвижения газоводяного контакта приобретает первостепенное значение. [15]

Страницы: 1 2 3 4 5