Cтраница 1
Газ газовых месторождений в основном используется как топливо и подается в магистральный газопровод. Поэтому при подготовке газа к транспорту основное внимание уделяется глубине его осушки и очистки от механических примесей. При необходимости газ очищается также от сероводорода, углекислого газа и органических кислот. Если в газе содержится гелий ( более 0 05 %), то для извлечения этого ценного продукта газ подается на переработку, а затем в магистральный газопровод. [1]
Составы газов газовых месторождений до ввода их в разработку и на пер - вых стадиях разработки - до режимов падающей добычи могут приниматься как однотипные по содержанию углеводородов, азота. Содержание киблых компонентов ( H2S, C0a) следует коррелировать на участках залежи, распо-ложетгаых в зонах газоводяного контакта. Определение среднего состава газов может быть ограничено исследованиями двух-трех скважин, а средние концентрации сероводорода определять с учетом удельных отборов газа по участкам залежи и количества выносимой из скважин пластовой воды. [2]
В залежах газа газовых месторождений с водонапорным режимом балансовые извлекаемые запасы газа подсчитывают без учета остаточного давления, за исключением особых случаев, когда имеются данные о том, что после окончания эксплуатации из-за недостатка напора краевых вод будет обводнена не вся газовая залежь. [3]
При использовании газа газовых месторождений должны быть обеспечены следующие условия. [4]
Сероводород входит в состав многих газов газоконденсатных и газовых месторождений Узбекистана, Астраханской, Оренбургской и других областей. Он также содержится в растворенном виде в пластовых водах многих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений страны. [5]
В табл. 1.1 приведен состав газов наиболее известных газовых месторождений Советского Союза. [6]
Например, в системах гликолевой осушки газа газовых месторождений в случае гидратного режима работы шлейфов может возникнуть дополнительное осложнение: осушать газ приходится не только от влаги, но и от метанола. Соответственно возникает задача определения режимных параметров работы абсорбционных установок осушки природного газа в целях извлечения из газовой фазы растворенного в ней метанола. В работе [198] представлены результаты расчетов количества извлеченного метанола, расхода энергии на перекачку ДЭГа и его регенерацию в зависимости от степени насыщения природного газа парами метанола. [7]
Для уточнения параметров продуктивного пласта и начальных запасов газа газового месторождения необходимо построить соответствующий алгоритм решения обратной задачи, но с учетом продвижения подошвенной воды в газовую залежь. Поэтому в настоящей главе изложенный ранее алгоритм обобщен для случая проявления водонапорного режима. [8]
Углеводороды ряда метана содержатся во всех нефтях и газах нефтяных и естественных газовых месторождений. [9]
Газы газовых залежей Арчединского месторождения по составу аналогичны составам газов газовых месторождений Волгоградской области п характеризуются как сухие метановые, в газах также мало содержится двуокиси углерода, отсутствует сероводород, азота содержится до 4 %, несколько-меньше в этих газах содержится гелия. [10]
Если считать, что движение газоводяного и газонефтяного контактов отсутствует, то запасы газа газовых месторождений можно подсчитать с помощью задачи о закрытом сосуде. [11]
Если считать, что движения газоводяного и газонефтяного контактов нет, то запасы газа газовых месторождений можно подсчитать, пользуясь задачей о закрытом сосуде. [12]
Если считать, что движения газоводяного и газонефтяного контактов не происходит, то подсчет запасов газа газовых месторождений может быть определен по типу задачи о закрытом сосуде. [13]
Головную компрессорную станцию, находящуюся в начале магистрального газопровода, обычно сооружают в непосредственной близости от установок по комплексной подготовке газа газовых месторождений. Поэтому на головную компрессорную станцию газ поступает практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному транспорту. В связи с этим на самой компрессорной станции подготовка газа перед подачей в магистральный трубопровод значительно упрощается. Поступающий на головную компрессорную станцию газ очищают от пыли и механических примесей. В результате компри-мирования в компрессорном цехе температура газа повышается до 50 - 80 С. При удалении газа по магистральному трубопроводу от компрессорной станции температура его снижается. При этом в металле трубопровода возникают достаточно большие температурные напряжения, нарушающие нормальную работу трубопровода и приводящие в ряде случаев к выпучиванию его отдельных участков, вблизи компрессорной станции. Кроме того, при повышении температуры газа снижается пропускная способность газопровода. Таким образом, задачи головной компрессорной станции сводятся к приему газа от установок комплексной подготовки, очистке его от механических примесей, компримированию до необходимого давления, охлаждению газа и подаче его в магистральный газопровод. [14]
Пентаны - в макроконцентрациях содержатся в газах газоконденсат-ных месторождений, в нефтяных ( попутных) газах и в небольших количествах ( 0 001 - 0 3 %) в газах газовых месторождений. [15]