Газ - газоконденсатное месторождение
Cтраница 2
В газе газоконденсатного месторождения, как и в нефтяном газе, от 75 до 95 % составляет метан. [16]
При переработке газов газоконденсатных месторождений необходимо обратить внимание на выделение таких ценных для органического синтеза компонентов, как этан, пропан, бутаны и пен-таны. Несмотря на то, что содержание этих углеводородов в газах занимает промежуточное положение между их содержанием в сухих природных и жирных попутных газах, при объемах добычи, составляющих несколько миллиардов кубометров в год, перспективное производство легких углеводородов может составить 1 млн. т / год и более. [17]
Для подготовки газа газоконденсатных месторождений перед транспортом и переработкой проводят его сепарацию в основном при низкой температуре. На рис. 5.1 приведена принципиальная технологическая схема низкотемпературной сепарации ( НТС) газов газоконденсатных месторождений. [18]
Для подготовки газа газоконденсатных месторождений перед его транспортом и переработкой проводят сепарацию газа предпочтительно при низкой температуре. [19]
Поскольку запасы газа газоконденсатных месторождений колеблются в очень широких пределах и схемы промысловых обустройств могут быть различными, производительность газоперерабатывающих заводов ( установок) и мощность КС для обратной закачки газа может изменяться тоже в широком диапазоне. [20]
Природный газ и газ газоконденсатных месторождений находятся в газовых залежах под давлением 5 - 10 МПа, которое создается напором пластовых вод и давлением горных пород. Поэтому эти газы извлекают через сеть скважин фонтанным способом, при котором газ поднимается на поверхность за счет пластового давления. Так как при свободном истечении газа энергия пласта расходуется нерационально и возможно разрушение скважины, расход газа ограничивают, устанавливая на выходе скважины штуцер, с помощью которого регулируют количество отбираемого из скважины газа. [21]
Рассмотрим влияние состава газа газоконденсатных месторождений на точность подсчета балансовых запасов этих углеводородов. [22]
Надежные результаты состава газа газоконденсатных месторождений можно получить только после исследования проб из большого числа скважин, которыми вскрыты все участки залежей и весь разрез продуктивной толшд. [23]
Определение средних составов газов газоконденсатных месторождений представляет более сложную задачу. [24]
Вопросы промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений с учетом специфики Крайнего Севера детально рассматриваются ниже в главе 8, посвященной низкотемпературным процессам и газодинамическим технологиям. [25]
Содержание азота в газе основных газоконденсатных месторождений Советского Союза, контактирующих с нефтью, превышает 3 3 % ( мольн. Это объясняется высокой упругостью паров азота, который при контакте нефти с газом переходит в газовую фазу. [26]
Конденсаты, выпадающие из газов газоконденсатных месторождений, также значительно различаются по своему составу. Они более разнообразны, чем светлые фракции нефти и относятся часто к типу метановых с незначительным содержанием ароматических и нафтеновых углеводородов. Однако в конденсате ряда месторождений нафтеновых углеводородов содержится больше, чем метановых. [27]
При абсорбции нефтяных газов и газов газоконденсатных месторождений применяются более тяжелые фракции. [28]
 |
Магистральный газопровод, подвергшийся коррозии в почве. На трубе со снятой изоляцией видны очаги коррозии.| Виды внутренней коррозии магистрального газопровода. [29] |
При транспортировке попутных газов или газов газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород, наблюдаются выпадение конденсата и его накопление в нижней части сечения газопровода. Накопление конденсата происходит преимущественно на участках снижения рельефа местности. При колебании уровня конденсата за счет движения газа и удаления конденсата из газопровода во время продувок может возникнуть коррозия при переменном смачивании. [30]
Страницы: 1 2 3 4