Газ - газоконденсатные залежи
Cтраница 2
Некоторые исследователи считают, что метод материального баланса нецелесообразно применять для подсчета запасов газа газоконденсатных залежей, характеризующихся большим содержанием конденсата, так как для этого потребуется определенное снижение пластового давления, что для подобных залежей не всегда допустимо. Однако эти соображения также не оправдываются. Что касается потерь нефти, то как было указано, снижение давления в газовой зоне на 1 - 2 МПа для глубоко залегающих залежей типа карадагскои никаких изменений нефтяной оторочки не вызывает. Поэтому в период пробной эксплуатации залежи снижение пластового давления до 1 МПа ( а иногда на 1 5 - 2 МПа) не только допустимо, но и необходимо для оценки запасов газа, исследования и изучения газодинамической характеристики залежи. [16]
 |
Характеристика газов Мастахского месторождения. [17] |
Газ, полученный при испытании горизонта в интервалах глубин 3222 - 3244 м, по составу типичен для газов газоконденсатных залежей. [18]
 |
Характеристика газов месторождения Южный Жетыбай. [19] |
В табл. 119 приведены результаты анализов газов по скважинам юрских отложений месторождения Жетыбай, которые в общем приближении характеризуют составы газов газоконденсатных залежей, газы газовых шапок нефтяных залежей и нефтяные газы, выделяемые из нефти, разгазированной в трапах. [20]
Состав газа газовой залежи XIII пласта типичен для газов газоконденсатных месторождений и по концентрациям гомологов метана и двуокиси углерода отличаются от газов газоконденсатных залежей II и VI пластов среднеюрских отложений и в значительно большей степени от газов нефтяных залежей VIII и IX пластов меловых отложений. [21]
С помощью адаптированных моделей проведен анализ работы оборудования УКПГ на сегодняшний день, в результате которого было установлено, что основное технологическое оборудование на установках подготовки газа газоконденсатных залежей ( сепараторы, разделители и теплообменники) по состоянию на 2005 год работает эффективно и надежно. [22]
Если в начальный период освоения северных месторождений ( 70 - 80 - е гг.) основная добыча газа осуществлялась из сеноманских залежей, то в перспективе ( к 2015 - 2020 гг.) половину газа и более в общем объеме добычи из северных регионов составит газ газоконденсатных залежей ( главным образом, валанжинских), содержащий значительное количество не только С3 в, но и ценного сырья для химической промышленности - этана ( до 5 - 7 мол. Все это приводит к необходимости более глубокого извлечения целевых компонентов из природного газа и строительства мощных газохимических комплексов ( ГХК) по переработке гомологов метана в разнообразную химическую продукцию. [23]
Сбор и подготовка газа газоконденсатных залежей Уренгойского месторождения производится на четырех установках комплексной подготовки газа: УКПГ - 1АВ, УКПГ - 2В, УКПГ - 5В, УКПГ - 8В общей производительностью 30.0 млрд. м3 / год пластового газа и 6.0 млн. т / год сырого конденсата. Валан-жинские УКПГ Уренгойского ГКМ вступают в период компрессорной эксплуатации. [24]
Возрастание в Западной Сибири доли этансодержащих газов требует разработки комплекса мер по ускоренному созданию в Западной Сибири газоперерабатывающих комплексов. Этот фактор непосредственно отразится и на промысловой подготовке газа газоконденсатных залежей - в промысловую подготовку будут включаться элементы заводской обработки, кроме того, промысловые процессы должны стать технологически гибкими для возможности адаптации к изменяющимся параметрам углеводородного сырья и учитывающими текущую конъюнктуру рынка. [25]
Основные запасы газа на месторождении выработаны. Характеристика газов месторождения Зыря ( табл. 160) приведена для общей оценки состава газов газоконденсатных залежей продуктивной толщи Ашнеронского газонефтяного района. [26]
Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С5 и выше, относят ксухим и бедным газам. К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300 - 400 С. [27]
 |
Взаимосвязь между. [28] |
Следует отметить, что Т.р. по тяжелым углеводородам при их незначительном кол-ве в газовой фазе ( напр. Сибири) не всегда является величиной, четко определяемой приборами конденсационного типа из-за возможности конденсации хвоста тяжелых углеводородов за пределами порога чувствительности прибора. Поэтому в зависимости от кол-ва углеводородного конденсата в газе газоконденсатных залежей должны меняться соответствующие настройки прибора ( скорости охлаждения - нагревания, порог срабатывания и пр. [29]
Газы меловых и юрских отложений Мыльджинского месторождения мало различаются по составу. Характерной особенностью газов является то, что концентрация пропанов несколько выше концентраций этана. Это характерно для газов большинства месторождений Томской области, чем они и отличаются от газов газоконденсатных залежей большинства районов страны. [30]
Страницы: 1 2 3