Газы газоносных месторождений

Газы газоносных месторождений [c.33]

Представляя но своему химическому составу сложные смеси различных углеводородов, природные газы газоносных месторождений [c.33]

В последнее время решается вопрос об использовании сероводорода как сырья для получения дешевого водорода и серы одновременно, Дело в том, что разведанные и перспективные месторождения природного газа (например, в Прикаспии) содержат до 25% сероводорода. При комплексной переработке газового сырья может быть получено около 300 ООО т водорода и 5 млн. т серы в год. Решение этой проблемы планируется в двенадцатой пятилетке в рамках освоения астраханского газоносного месторождения. [c.115]

Газоносность месторождения связана с юрскими и триасовыми отложениями. Месторождение многоплановое. В отложениях юры выделяются три продуктивных горизонта. 1, П, III. Наибольшие запасы газа содержатся в нижнем газоносном горизонте III—А, залегающем на глубине 1940— 2320 м. Начальное пластовое давление газовой залежи горизонта III-A 213,4 кгс/см , температура 58,4° С. [c.97]

Физические свойства и распростр нение в природе. Метан — бесцветный газ, почти вдвое легче воздуха, мало растворимый в воде, но хорошо в нефти и других органических растворителях. Его иначе называют болотным, или рудничным, газом, так как он выделяется со дна болот и нередко содержится в воздухе угольных шахт и рудников. В болотах он образуется при разложении растительных и животных остатков без доступа воздуха. Много его растворено в нефти. В нефтеносных районах метан с небольшой примесью других газов выделяется иногда из земли. Эту смесь называют природным газом. Некоторые месторождения природного газа содержат громадные количества метана (до 80—90%). В СССР крупные газоносные районы расположены в Поволжье (Саратов и др.), на Северном Кавказе (Ставрополь), Украине (Прикарпатье и др.), в Зауралье (Березовское) и в других местах. [c.194]

Примеры, приведенные в табл. 34 и 35, далеко не исчерпывают всего разнообразия естественных газов, встречаемых в нефтеносных и газоносных районах. Кроме метановых углеводородов и углекислоты, в их состав нередко входит азот, содержание которого в них может колебаться в весьма широких пределах (от О до 100%). В табл. 37 дано несколько примеров состава естественных газов различных месторождений Азербайджана, по работам АзНИИ. Как видно, здесь явственно намечаются три новых типа естественных газов азотисто-метановые газы (№ 1—3), углекисло-азотисто-метановые газы (№ 4 и 5) и азотистые газы (.№ 6 и 7). [c.128]

Во-вторых, сужение регулируемого рынка создаст, наконец, благоприятные условия для конкуренции "газ-газ". В ней наряду с уже существующим нефтяным газом смогут реально участвовать туркменский и казахский газ и газ небольших месторождений уже освоенных газоносных районов страны (Северный Кавказ, Поволжье и др.). Главное же, это даст мощный толчок появлению новых независимых производителей газа. [c.327]

Краткое описание. Технология предназначена для увеличения притока газа на месторождениях с большим этажом газоносности. Продуктивная залежь таких месторождений сложена относительно высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пачками с наличием непроницаемых или слабопроницаемых экранов между газонасыщенными пропластками, что приводит к неравномерному освоению продуктивной толщи. Следовательно, для вовлечения в отработку всей продуктивной толщи необходимо при проведении обработок, управлять воздействием на призабойную зону пласта по высоте продуктивной толщи. Это достигается путем проведения поинтервальных солянокислотных обработок. [c.26]

Определение числа эксплуатационных скважин и рационального их размещения в структуре и на площади газоносности можно произвести оптимизационными методами на основе экономического критерия. Для этого надо иметь карты кЬ, тк, ЭВМ, план отбора газа из месторождения во времени. [c.348]

Необходимо найти такое число скважин для разработки месторождения, такую систему размещения их на площади газоносности и на структуре и такие изменения дебитов скважин во времени (при очередности ввода их в эксплуатацию), при которых обеспечивается плановый отбор газа из месторождения с наибольшей эффективностью (при оптимальных технико-экономических показателях и коэффициентах газо- и конденсатоотдачи пласта). В такой постановке решение задачи регулирования связано с большими математическими трудностями. Поэтому задача сводится к расчету продления безводного периода эксплуатации скважин, т.е. к увеличению коэффициента безводной газоотдачи пласта. [c.249]

Под категорией В подразумеваются запасы на площади, промышленная нефтеносность или газоносность которой, хотя и установлена по данным каротажа и бурения не менее чем двух скважин, однако условия залегания нефти или газа и другие показатели, определяющие условия разработки, изучены по месторождению еще приближенно. [c.162]

Газы месторождений северного газоносного района Западной Сибири различаются по содержанию гомологов метана, азота и двуокиси углерода. Их содержание различно как в пределах структур (месторождений), так и между месторождениями по отдельным газоносным районам. Эти газы можно характеризовать четырьмя средними (типовыми) составами (табл. 41). [c.78]

Характеристика природных газов месторождений северного газоносного района Западной Сибири [c.78]

На месторождении газоносны юрские отложения. Газ получен с глубин 2062—2179 м. Продуктивные отложения представлены частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, начальное пластовое давление 186— 191 кгс/см . [c.89]

Обобщая данные состава газов месторождений, расположенных в западном (Березовском) газоносном районе Тюменской области, установлено, что [c.90]

Средние составы газов месторождений Западного газоносного района приведены в табл. 52. [c.90]

Состав газа Шухтунгортского месторождения существенно не отличается от газов других месторождений Березово-Игримского газоносного района и характеризуется как метановый с небольшим содержанием его гомологов п газоконденсатных фракций углеводородов. [c.89]

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям нижнего мела и верхнего триаса. Она единая и имеет один контур газоносности, залегает на глубине 2055 м. Начальное пластовое давление в залежи 227 кгс/см , температура 95 ° С. Состав газов Челбасского месторождения приведен в.табл. 130. [c.174]

Газоконденсатное месторождение расположено в 15 км к юго-востоку от г. Усть-Лабинска, приурочено к брахиантиклинальной складке субмери-дионального простирания. Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела. Продуктивны песчаники аптского яруса, залегающие на глубине 3220—3500 м, начальное пластовое давление залежи 350 кгс/см , температура 144° С. В газе Некрасовского месторождепия, так же как и в газе близко расположенного Усть-Лабинского месторождения, содержится большое количество двуокиси углерода, концентрация которой в начальный период разработки месторождения составляла 3—4% и в про-цес< е разработки месторождения с падением пластового давления ее концентрация увеличивалась до 5—6%. [c.179]

Месторождение находится в южной прибортовой зоне Днепровско-Донецкой впадины Днепропетровской области. Промышленно газоносны отложения карбона на глубинах 700—1450 м, где выделено несколько газоносных горизонтов в башкирском, намюрском и визейском ярусах. Состав газа Леванцовского месторождения приведен в табл. 235. [c.275]

Газоносный слой состоит из песчаников, карбонатов, ( и.шцев с большой пористостью или наличием трещин, пиасы газа отдельных месторождений достигают не-I кольких триллионов кубических метров, давление в IIнасте может быть 50,..60 МПа. Пластовое давление оп- [c.13]

Состав сухих и других природных газов при эксплуатации каждого отдельного месторождения длительное время может оставаться довольно постоянным, несмотря на некоторые изменения, связанные с изменением режима эксплуатации. Наиболее постоянен состав газов из чистогазовых месторождений и отдельных газоносных пластов. Состав попутного газа зависит от условий эксплуатации и изменяется с течением времени по мере изменения режима эксплуатации залежи. То же самое относится и к газам газоконденсатных месторождений. [c.67]

Наиболее крупным в Алжире газовым месторождением является Хасси Р Мейл, запасы которого оцениваются примерно в 1 трлн. м . Кроме того, в месторождении имеется газоконденсат, запас которого оценивается в 150 млн. т. Залежи газа в месторождении Хасси Р Мейл находятся на глубине 2100—2300 м в нижней терригенной толще триасового возраста, перекрытой соленосной толщей триаса мощностью свыше 300 м. В продуктивной толще выделяются три газоносных пласта — А, В, С. Продуктивные пласты сложены мелко- и среднезернистыми песчаниками мощностью от 15 [c.36]

На северо-западном пологом склоне поднятия, расположенном на Тимбокском выступе Ахаггарского массива, выявлен ряд газовых и нефтяных месторождений. Газоносными и нефтеносными являются нижнепалеозойские и девонские отложения. Залежи газа и нефти находятся на глубине 1500—2600 м. Наиболее крупным по запасам газа является месторождение Альрар. Газовая залежь этого месторождения мощностью около 32 м находится на глубине около 2500 м. Запасы составляют 280 млрд. м . [c.37]

При большой площади газоносности месторождения, площадной и по разрезу неоднородности пласта, различиях условий вскрытия пласта получаются разные коэффициенты фильтрационных сопр01 ивлений Л и В в двучленной формуле притока газа в пласте к забоям скважин, полученные по данным исследований скважин на стационарных режимах до начала эксплуатации месторождения. [c.339]

Кроме того, обоснованный ответ на основную проблему разработки, а именно, выбор веллчины и темпов отбора газа с вновь открытых месторождений после их кадастровой оценки, производится с учетом как темпа истощения, обеспечивающего оптимальные значения газо- и конденсатоотдачи данной залежи, так и существующей сети магистральных газопроводов и подключенных к ней уже эксплуатируюхцихся в настоящее время месторождений, а также вновь строящихся магистральных газопроводов. При этом рассматриваются условия работы группы эксплуатирующихся и подключаемых месторождений совместно с действующими магистральными газопроводами. При рассмотрении перспектив работы отрасли в целом и отдельного газоносного региона решается задача долгосрочного прогноза с учетом условий перевода потенциальных ресурсов газа в запасы промышленных категорий [12]. Такая методика расчетов созданная на кафедре, успешно применяется в отрасли. Эта работа пред шествует или входит в качестве первоначального этапа перед составлени ем комплексного проекта разработки каждого отдельного месторожде ния, что позволяет более обоснованно устанавливать и распределять от боры газа из месторождений и своевременно вносить коррективы и до полнения в составленные ранее проекты разработки уже подключенных к газопроводам месторождений. [c.341]

Газоносный пласт разрабатывается газовыми скважинами, через которые отбирается газ из месторождения и затем подается на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и головные сооружения (ГС). [c.17]

В 1916 г. Шоу (Shaw) (75/, 36—40) производил подсчеты первоначальных запасов газа в месторождении Петролия и определил их в 3,4 млрд. м . В своих подсчетаз4,он исходил из следующих данных площсдь месторождения равняется 38,9 гш , средняя мощность продуктивней толщи — 9,1 м, пористость газоносного песка — 20% и начальное давление — 51 атм. Независимо от этого автор в 1918 г. произвел подсчеты, исходя из [c.130]

Располагая всего каким-нибудь десятком анализов, разумеется, было бы рискованно утверждать, что за пределами США нет гелиеносных газов правда известный ряд заключений приводит нас к выводу, что нахождение этого газа в других странах мало вероятно. Первенство принадлежит США, добывающим 60% всей мировой добычи нефти и еще большую долю мировой добычи газа. Частично это объясняется может быть и тем, что большинство иностранных нефтедобывающих районов недоступны и расположены на больших расстояниях от центров промышленности и следовательно на газ спрос небольшой. Все же без риска впасть в ошибку можно притти к выводу, что в США газ встречается в гораздо большем изобилии, чем в какой бы то ни было другой стране, нефтеносность которой достаточно изучена. Единственное газоносное месторождение в Европе, по размерам сравнимое с северо-американскими полями — это Тран-сильвания но несколько проб этого газа, исследованных на содержание гелия, практически не дали положительных результатов. Так как в США природные газы встречаются чаще, чем в каких-либо других странах мира, то можно предполагать, по теории вероятности, что и гелиенос-ная разновидность природных газов также встречается чаще в США, чем в других странах. [c.138]

Самое крупное месторождение газа во Франции—Лак—открыто в конце 1951 г. к северу от Пиренеев и к востоку от Бискайского залива. Глубина залегания продуктивного газоносного горизонта на разных участках колеблется в пределах 3200—4500 м. Верхняя продуктивная часть разреза сложена известняками неокома н валанжцна мощностью 300 м. Они характеризуются средней пористостью около 1% и проницаемостью, пе превышающей [c.372]

Нидерланды по запасам природного газа и нефти занимают среди стран Западной Европы первое и шестое место соответственно. В 1973 г. открыто первое месторождение нефти — Шонебек. В конце 1975 г. разведанные запасы нефти составили 36,7 млн. т, природного газа— 1981,0 млрд. м , из которых 1850 млрд. приходились на месторождение Слохтерен. По запасам это месторождение находится на втором месте в капиталистическом мире после месторождения Панхэндл в США. Площадь газоносности определяют в 520 км - [c.12]

Глубокую деструкцию ОВ при малых температурах обычно объясняют длительным (в течение миллионов лет) тепловым воздействием. Если бы это было так, то все выделяемые зоны были бы в какой-то мере связаны с возрастом отложений. Например, для кайнозойских отложений были бы характерны залежи сухих метановых газов, для мезозойских - газоконденсатные, а для палеозойских — нефтяные. В действительности такой связи не существует. Так, например, на Кавказе нефтяные месторождения приурочены к среднему плиоцену в Азербайджане, среднему миоцену и верхнему мелу в Грозненской области в Кубанской области нефтяные и газовые залежи обнаружены в отложениях разного возраста — от плиоцена до мезозоя. Следует отметить, что в Грозненской области между нефтяными залежами среднемиоценового и верхнемелового возраста располагается мощная газоносная толща майкопских (нижний миоцен — олигоцен) отложений. Не отмечается также какой-либо связи между возрастом отложений и содержанием тяжелых углеводородов (ТУ) в газовых залежах (табл. 1). Кроме того, обнаружение нефти в отложениях плейстоцена (бакинский ярус) в Азербайджане, возраст которых сыше 0,7 мпн. лет, свидетельствует, что сотни тысяч лет достаточны для [c.5]

Характер месторождения предопределяет технику добычи газа. Поскольку газовый конденсат весьма ценен и из него могут быть получены бензин, дизельное топливо и другие продукты, то при разработке газоконденсатных месторождений применяют особые способы — за счет снижения давления добытого газа выделяют конденсат. В некоторых случаях сухой газ компроми-руют и закачивают в пласт. Извлечение конденсата и закачку сухого газа в пласт продолжают до тех пор, пока большая часть конденсата не будет извлечена. Для этих же целей разрабатывается способ поддержания пластового давления путем закачки воды в газоносные пласты. В этом случае возможно извлекать и использовать газ после сепарации — отбора конденсата. [c.77]

К числу наиболее крупных газовых месторождений Советского Союза относится Газлинское, расположенное в Средней Азии в пустыне Кызыл-Кум в 150 км северо-западнее Бухары (рис. 26). На Газлинском месторождении имеется ряд газоносных песчаных пластов, относящихся к меловому возрасту и расположенных на глубинах от 500 до 1300 м. Дебиты скважин очень высокие — 1 — 4 млн. M l yrriKu, а в некоторых случаях до 8 млн. м 1сутки. Общие запасы газа оцениваются в 445 млрд. м . В нижнем горизонте месторождения имеется также нефть. Из Газлинского месторождения по магистральному газопроводу передают на Урал ежедневно по 40— 50 млн. м . По другому магистральному газопроводу газ подается в Москву II другие города и промышленные центры. [c.62]

Крупнейшим газовым месторождением Западной Европы является Слохтерен (Нидерланды, провинция Гронинген). Газ находится здесь в доломитах и песчаниках пермского возраста на глубинах 2600—3000 м. Продуктивные пласты обладают значительной пористостью и высокой проницаемостью. Площадь газоносности составляет 520 Перспективные запасы газа оцениваются в 1500 млрд. л . Промышленные разведанные запасы по официальной оценке составляют 450 млрд. ж . В 1964 г. на месторождении Слохтерен было добыто 213 млн. а в 1966 г. — около 1500 млн. л газа. К 1972 г. отбор газа предполагается довестц до 30—40 млрд. в год. [c.63]

Однако оценка запасов нефти и газа на неразбуренных площадях или в глубоко расположенных пластах, до которых скважины не дошли, встречает ряд затруднений. Здесь приходится ограничиваться предположениями о возможных запасах нефти и газа. По мере расширения поисково-разведочных работ и открытия новых месторождений и новых продуктивных нефтеносных и газоносных пластов проводится переоценка запасов. [c.152]

Месторождение расположено в 70 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар, приурочено к брахиантиклинальной складке. Газоносными на месторождении являются отложения нижней перми и верхнего карбона. Глубина залегания выявленной залежи 2175—2375 м, пластовое давление 245 кгс/см=. Залежь газоконденсатная, углеводородного конденсата в пластовом газе содержится около 57 г/м . - [c.47]

Газоносны на месторождении отложения девона. Газовые залежи выявлены в эйфельском ярусе (П1 пласт), в живетском (пласт Па) и в пашийских слоях (пласт 1а и 16). Продуктивные пласты залегают на глубине 680—740 м. Основным газоносным пластом месторождения является пласт П1. Суммарная мощность газоносных пластов около 20 м. Продуктивные пласты разрабатывали как один объект. Состав газа Седь-Иольского месторождения метановый с повышенным содержанием азота около 9% и гелия, в газе отсутствует сероводород, содержится мало двуокиси углерода (0,1%) и гомологов метана. [c.49]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология