Ставропольское месторождение
Cтраница 2
Саратовский газ подается из газового месторождения около Саратова; ше - елинскнй добывается из недр около Шебелинки, находящейся в 70 км севернее Харькова; ставропольский ( идущий по газопроводам) добывается из газового промысла Ставропольского месторождения; краснодарский - из газового месторождения Краснодарского края ( Северный Кавказ); коксовый газ подает в Москву Московский коксогазовый завод, находящийся в Подмосковье; генераторный газ идет со Щекинского газового завода и подмешивается к природному газу Ставропольского и Краснодарского месторождений. [16]
Согласно табл. 46 и 47 наибольший ингибиторный эффект получается при добавках катапина А, препарата И-1-В, алкил-диметилбензиламмонийхлорида и И-1-В плюс уротропин. Однако на Ставропольских месторождениях для обработки призабойных зон газовых скважин при температурах до 70 С используются добавки уротропина, как наиболее доступного препарата. [17]
Газ Дашаво-Опарского месторождения ( вблизи г. Львова) содержит 98 % метана, 1 % тяжелых углеводородов, 1 % азота. Этот газ ( как и газ Ставропольского месторождения) не содержит сероводорода. [18]
 |
Схема строения газового месторождения Газли. [19] |
Дебиты некоторых скважин достигают 0 5 - 1 млн. м3 / сутки. Как с Шебелинского, так и со Ставропольского месторождения газ подается в Москву по сооруженным для этой цели магистральным газопроводам. [20]
В 1911 г. в районе Ставрополя ( Центральное Предкавказье) при бурении на воду было впервые установлено наличие газа. А спустя 40 с лишним лет здесь была выявлена группа газовых месторождений и среди них известное Ставропольское месторождение. [21]
Если глубина спуска I 70 %, то, согласно [70], следует отказаться от фонтанных труб. Выводы, полученные для условий этого месторождения, следует считать частным случаем, и они не могут быть распространены на скважины других месторождений, так как диаметры частиц шарообразной формы приняты в пределах 0 05 - 0 25 мм, дебиты и забойное давление ограничены условиями скважин Ставропольского месторождения и не учтена возможность сцепления частиц между собой, особенно когда они, как считает автор, не сухие. [22]
Заслуживают внимания оценки В.И. Петренко [236] причин техногенных землетрясений, которые он связывает с оседаниями земной поверхности. Прежде всего, оседания поверхности земли соотносятся не только со снижением давления в залежи, но и с эмиграцией флюидов из неколлекторов. Для Севере - Ставропольского месторождения были сопоставлены фактические темпы и величины оседания земной поверхности с теоретически возможными при учете сжатия только пород - коллекторов. Фактические величины в 3 3 раза превосходят теоретические, что свидетельствует о значительном сжатии слабопроницаемых пород после эмиграции из них флюидов. Расчеты показывают, что в га-зоконденсатных месторождениях с часто чередующимися продуктивными и непродуктивными пластами при снижении пластового давления в процесс дренирования вовлекаются большие объемы непроницаемых разделов. [23]
Эти периоды, как правило, характерны для месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения. Mlla iюэтому газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление 5 5 или 7 5 МПа. Опыт разработки Се-веро - Ставропольского месторождения, технико-экономические расчеты для месторождения Медвежье свидетельствуют о целесообразности подачи газа в магистральный газопровод до тех пор, пока давление на приеме ДКС больше 0 15 - 0 20 МПа. В начальные годы разработки месторождения пластовое давление обычно бывает достаточным для внутрипромыслового транспорта газа, обработки газа перед дальним транспортом и подачи газа на прием магистрального газопровода с требуемым давлением. Снижение пластового давления с определенного момента приводит к необходимости ввода в эксплуатацию установок искусственного холода или перехода к иным методам обработки и подготовки газа к дальнему транспорту. Рассмотрение работы ДКС необходимо потому, что время ее ввода в эксплуатацию, изменение ее мощности во времени связаны с выбираемыми и реализуемыми системами разработки месторождения и обустройства промысла. К тому же технико-экономические показатели работы ДКС влияют на показатели разработки месторождения в целом. [24]
В природном газе содержатся углеводороды с низкой молекулярной массой. Он имеет следующий примерный состав: 80 - 96 % объемных процентов метана, 2 - 3 % его ближайших гомологов - этана, пропана, бутана и небольшое количество примесей - сероводорода, азота, инертных элементов, двуокиси углерода и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97 7 % метана и 2 3 % прочих газов, газ Саратовского месторождения - 93 4 % метана, 3 6 % этана, пропана, бутана и 3 % негорючих газов. [25]
В природном газе содержатся углеводороды с небольшой относительной молекулярной массой. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97 7 % метана и 2 3 % прочих газов, газ Саратовского месторождения - 93 4 % метана, 3 6 % этана, пропана, бутана и 3 % негорючих газов. [26]
В природном газе содержатся углеводороды с низкой молекулярной массой. Он имеет следующий примерный состав ( по объему): 80 - 98 % метана, 2 - 3 % его ближайших гомологов - этана, пропана, бутана и небольшое количество примесей - сероводорода, азота, благородных газов, оксида углерода ( IV) и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97 7 % метана и 2 3 % прочих газов, газ Саратовского месторождения - 93 4 % метана, 3 6 % этана, пропана, бутана и 3 % негорючих газов. [27]
В природном газе содержатся углеводороды низкого молекулярного веса. Он имеет следующий примерный состав: 80 - 98 % объемных процентов метана, 2 - 3 % его ближайших гомологов - этана, пропана, бутана и небольшое количество примесей - сероводорода, азота, инертных элементов, двуокиси углерода и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97 7 % метана и 2 3 % прочих газов, газ Саратовского месторождения - 93 4 % метана, 3 6 % этана, пропана, бутана и 3 % негорючих газов. [28]
Страницы: 1 2