Природные газы основных газовых и газоконденсатных

Природные газы из чисто газовых месторождений обычно характеризуются крайне низким содержанием тяжелых углеводородов и относятся к сухим газам. Газы из газоконденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа с пропаи-бутановыми фракциями, ароматическими компонентами, газовым бензином и дизельным топливом. Нефтяные газы более богаты тяжелыми углеводородами, чем природные газы из чисто газовых месторождений, и представляют собой смесь сухого газа с пропаном, бутаном и газовым бензином. Физико-химические свойства основных компонентов, входящих в состав природных газов, приведены в табл. 3. [c.110]

Нефтегазовая подземная гидромеханика получает дальнейшее развитие под влиянием новых актуальных задач, выдвигаемых практикой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. В связи с этим, наряду с изложением традиционных вопросов, гораздо большее внимание уделяется задачам взаимного вытеснения жидкостей и газов в пористых средах, задачам с подвижной границей и эффективным приближенным методам их решения. Эти последние разделы составляют теоретическую базу при моделировании многих технологических процессов, связанных с повышением нефте- и газоотдачи пластов. Рассмотрены основные типы моделей физических процессов, происходящих при фильтрации пластовых флюидов в процессе разработки и эксплуатации природных залежей при этом основное внимание уделяется численному моделированию. Дается анализ численных схем и алгоритмов, апробированных и хорошо зарекомендовавших себя в подземной гидродинамике и ее приложениях. [c.7]

Состав природных газов по основным газовым и газоконденсатным месторождениям приведен в табл. 6.1. Общее, что их характеризует, - высокое содержание метана [85 - 99%(об.)] и соответственно высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (S 5+) невелико [0,02 - 0,20%(об,)] и лишь в отдельных случаях достигает 1,5 и 4,0%(об.). Большинство газов содержит 1 - 5% (об.) неуглеводородных примесей инертных газов (азот и диоксид углерода) и сероводород. Кроме этих примесей природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные ( OS и S2), а также сероорганические - меркаптаны (R-SH)- соединения. [c.273]

Описаны основные технологические процессы подготовки природного газа на газовых и газоконденсатных месторождениях России, определены главные направления совершенствования существующего и создания нового технологического оборудования подготовки газа. Приведены методы технологических и гидравлических расчетов современных процессов и аппаратов установок абсорбционной осушки газа и низкотемпературной сепарации. Рассмотрены и описаны способы и методы контроля качества добываемой продукции и гликоля, представлены программы и методики приемочных испытаний различных видов промыслового оборудования. Даны анализ и способ нормирования и прогнозирования расхода материально-технических ресурсов в процессах подготовки газа к транспорту на основе опытно-экспериментальных исследований и промышленной эксплуатации. [c.4]

Источники газообразных углеводородов — в первую очередь, природные и нефтяные попутные газы, а также некоторые синтетические газы, полученные при переработке горючих ископаемых (например, термическая и термокаталитическая переработка нефти и нефтепродуктов, термическое разложение — газификация — твердого и жидкого топлив, а также коксование твердого топлива — коксовый газ). В отличие от природных, синтетические газы наряду с алканами содержат также и ненасыщенные углеводороды, значительные количества водорода и др. Природные газы содержат в основном метан и менее 20 % в сумме этана, пропана и бутана, примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексаиа и др. Кроме того, присутствуют малые количества оксида углерода (IV), азота, сероводорода и благородных газов. Многие горючие природные газы, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана. С увеличением глубины отбора содержание гомологов метана обычно растет. Образование горючих природных газов — в основном результат катагенетического преобразования органических веществ осадочных горных пород. Залежи горючих газов формируются в природных ловушках на путях его миграции. Миграция происходит при статической или динамической нагрузке пород, выжимающих газ, а также свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Подземными природными резервуарами для 85 % общего числа газовых и газоконденсатных залежей являются песчаные, песча-но-алевритные и алевритные породы, нередко переслоенные глинами. В остальных 15 % случаев коллекторами газа служат карбонатные породы. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому или иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Все больше открывается газовых месторождений в зоне шельфа и в мелководных бассейнах, например Северное море. Наиболее крупные газовые месторождения СССР—Уренгойское и Заполярное — приурочены к меловым отложениям Западно-Сибирского бассейна. [c.194]

Разработаны две модификации технологии, основанные на реакции прямого окисления сероводорода для очистки высококонцентрированных по сероводороду выбросов (реакторы с кипящим слоем катализатора) и для очистки низкоконцентрированных газовых выбросов (реакторы с блочным катализатором сотовой структуры). Установки с кипящим слоем катализатора испытаны на различных объектах в пилотном масштабе для очистки природного газа Астраханского газоконденсатного месторождения и очистки кислого газа на Уфимском НПЗ. Технологическая схема установки приведена на рис. 4.19. Основные результаты приведенных испытаний представлены в табл. [c.121]

ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ ОСНОВНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР [c.22]

В зависимости от месторождений и методов добычи углеводородные газы подразделяются на природные, попутные и газы газоконденсатных месторождений. Природные газы добываются с чисто газовых месторождений и сог гоя г в основном из метана с небольшой примесью этана, пропана, бутанов, пентанов, а также азота, сероводорода и двуокиси азота (табл. 6.2). Эти газы относятся к группе сухих. Содержание метана в них в основном 93— 99%, этана и пропана — незначительно. Более высокомолекулярные углеводороды, как правило, присутствуют в виде следов, хотя некоторые газы характеризуются повышенным их содержанием. В газах наблюдается небольшая примесь двуокиси углерода и азота. [c.102]

На рис. 10 и 11 приведены блок-схемы абсорбционных установок осушки природного газа и газового конденсата, применяемых как на газовых, так и на газоконденсатных месторождениях. К основным параметрам данных установок относятся следующие [c.29]

В газовых месторождениях содержится природный газ под высоким давлением. Достигающим 25—30 МПа, благодаря чему в нем растворены жидкие при нормальных условиях углеводороды с большой молекулярной массой. Содержание конденсата в газе зависит от его состава, пластового давления и температуры. Чем выше температура, тем растворимость жидких углеводородов в газе больше, их содержание в газе отдельных месторождений сильно различается. В основном, конденсата в газе содержится в пределах 40—600 см /мЗ [51. В газоконденсатных месторождениях с большей глубиной, чем 1500 м, горючий газ и углеводороды находятся в однофазном состоянии — тяжелые компоненты пол- [c.183]

На рис. 22 представлена схема простой одноступенчатой адсорбционной установки с одной рабочей зоной. Такая схема широко используется на полностью автоматизированных промысловых установках для выделения газового бензина и газоконденсатных жидкостей из сравнительно небольших потоков природного газа [И, 14, 28, 31]. Основная аппаратура включает два вертикальных адсорбера, тенлообменник, сборник выделенных жидких продуктов, компрессор с двигателем, печь для нагрева регенерирующего газа и соответствующую трубную обвязку с клапанами. Для управления газовым потоком используются пять трехходовых клапанов с пневматическим приводом, управляемых от системы автоматического регулирования. [c.54]

Отбензинивание газов. Природные и попутные нефтяные газы используют по двум основным направлениям в качестве энергетического сырья (топлива) и в качестве химического сырья. Сухие газы (обычно это природные газы), как правило, используют в качестве топлива, а жирные (попутные и газы газоконденсатных месторождений, редко природные), содержащие от 50 до 100% углеводородов Сз и выше, подвергаются различным видам переработки. В процессе переработки из них прежде всего извлекают углеводороды, входящие в состав бензинов (процессы отбензинивания). Полученный при этом газовый бензин добавляют к бен- [c.247]

Природные газы добывают с чисто газовых месторождений. Они состоят в основном из метана (93 - 99% масс.) с небольшой примесью его гомологов, неуглеводородных компонентов сероводорода, диоксида углерода, азота и редких газов (Не, Аг и др.). Газы газоконденсатных месторождений и нефтяные попутные газы отличаются от чисто газовых тем, что метану в них сопутствуют в значительных концентрациях его газообразные гомологи Сг -С и выше. Поэтому они получили название жирных газов. Из них получают легкий газовый бензин, который является добавкой к товарным бензинам, а также сжатые жидкие газы в качестве горючего. Этан, пропан и бу-таны после разделения служат сырьем для нефтехимии. [c.72]

ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ, естественные смесн углеводородов разл. строения, заполняющие поры и пустоты горных пород, рассеянные в почвах, растворенные в иефти и пластовых водах. Различают 1) прир. газы, добываемые из чисто газовых месторождений, практически ие содержащих нефти основной (до 99%) компонент-метан (см. табл.) 2) газы нефтяные попутные, 3) газы газоконденсатных месторождений (см. Газовые конденсаты) 4) твердые газовые гидраты , помимо метана и его гомологов содержат парафиновые, нафтеновые и ароматич. углеводороды. [c.477]

В связи с истощением основных газовых и газоконденсатных месторождений их дальнейшая эффективная разработка может быть обеспечена полным использованием всех компонентов, входящих в состав природного газа, газового конденсата, попутного газа и нефти. В первую очередь это относится к утилизации сероводорода, этана, гелия, сжиженных углеводородных газов, газового конденсата и организации на их базе производства моторных топлив, продуктов органического синтеза - полиэтилена, полипропилена, бензола, ксилолов, метанола, аммиака, синтетического моторного топлива. [c.171]

Горючие газы - один из наиболее технологичных видов топлива. В мировом топливном хозяйстве наблюдается устойчивая тенденция к повышению доли газа в топливном балансе. Основной объем горючих газов приходится на Щ5и-родный газ, добываемый из газовых и газоконденсатных месторождений. Кроме того, используются попутные газы, извлекаемые из недр вместе с нефтью, газы получающиеся из сланцев, газы угольных месторождений. В общем объеме добычи из нефтяных и газовых месторождений России доля природного газа составляет около 95%, попутного - около 5%. [c.8]

Природные газы добывают из чисто газовых месторождений. Они состоят в основном из метана с небольшой примесью этана, пропана, бутанов, пентанов, а также азота, сероводорода, диоксида азота и благородных газов (табл. 1.48). Это результат катагенетического преобразования органических веществ осадочных горных пород. Залежи горючих газов формируются в природных ловушках на путях его миграции. Миграция происходит при статической или динамической нагрузке пород, выжимающих газ, а также свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Подземными природными резервуарами для 85 % общего числа газовых и газоконденсатных залежей яв- [c.103]

Еще совсем недавно, а во многих странах и до настоящего времени, основным источником этилена являлись нефтезаводские газы, содержащие до 10% этилена. Характерной тенденцией развития нефтехимической промышленности последних лет является использование углеводородов природных и попутных газов для получения непредельных углеводородов. В настоящее время более 60% вырабатываемого во всем мире этилена получается в процессах пиролиза и дегидрогенизации углеводородов природных и попутных газов, газовых бензинов и конденсата газоконденсатных месторождений. [c.37]

Успехи газовой промышленности в нашей стране, достигнутые в последние два десятилетия, стали возможны благодаря открытию ряда газовых и газоконденсатных месторождений при осуществлении их направленных поисков. До этого времени поисково-разведочные работы проводили в основном на нефть и попутно открывали газовые месторождения с небольшими и средними запасами. Эти месторождения в Дагестане, западных районах Украины, Поволжье и других районах обеспечивали небольшую добычу природного газа, в основном [c.64]

При разработке газовых месторождений природные газы являются целевым продуктом. Природный газ состоит в основном из метана и некоторого количества других углеводородных газов, а также примеси инертных и редких газов (см. табл. 0.2). Добываются газы и из газоконденсатных месторождений — глубоко залегающих газовых месторождений с высоким давлением в пласте. После снижения давления такие газы выделяют конденсат— жидкие углеводороды, выкипающие до 300 °С и выше, которые также могут быть использованы как химическое сырье. Например, Карадагский конденсат имеет н. к. 57°С, содержит фракции до 100°С—14%, до 150°С —40%, до 200 С —57% и к. к. 340° с. Карадагский газ содержит до 168 г конденсата на 1 Л1 газа, газы Саратовского газоконденсатного месторождения содержат 45 г конденсата на 1 м . [c.20]

Газы разделяются на природные (естественные) и искусственные (нефтезаводские). По характеру месторождений и методам добычи природные (естественные) углеводородные газы подразделяются на собственно природные, попутные и газы газоконденсатных месторождений. Природными считаются углеводородные газы, добываемые с чисто газовых месторождений, не содержащих нефти. Попутные газы добываются совместно с нефтью. В пластовых условиях (на большой глубине и при высоком давлении) газы растворены в нефти. При выходе нефти на поверхность газ вследствие снижения давления выделяется из нее. Газами газоконденсатных месторождений называются газы, которые в пластовых условиях насыщены жидкими нефтяными углеводородами. При выходе такого газа на поверхность земли жидкая фаза выпадает в виде конденсата и легко отделяется от основной массы. [c.205]

Сырье для нефтехимических производств поставляют нефтяная и газовая промышленность. Синтез ненасыщенных углеводородов осуществляют на специальных установках кроме того, они образуются попутно в процессах нефтепереработки. Основными источниками сырья для нефтехимического синтеза являются попутный нефтяной газ, газовый бензин, природный газ, жидкие и газообразные углеводороды газоконденсатных месторождений, жидкие нефтепродукты (дистилляты и остатки переработки нефти). [c.14]

Природные газы добывают с чисто газовых месторождений. Они состоят в основном из метана (93...99% мае.) с небольшой примесью его гомологов, неуглеводородных компонентов сероводорода, диоксида углерода, азота и редких газов (Не, Аг и др.). Газы газоконденсатных месторождений и нефтяные попутные газы отличаются от чисто газовых тем, что метану в них сопутствуют в значительных концентрациях его газообразные гомологи С -С и выше. Поэтому они получили название жирных газов. Из них получают легкий газовый бензин, который [c.21]

Развитие нефтяной и газовой промышленности приводит к появлению значительного количества сжиженных углеводородных газов. Основными источниками их получения являются газы нефтяных месторождений, природные газы газоконденсатных месторождений и газы промышленных предприятий по переработке нефти. [c.3]

Развитие газовой промышленности в 1996-2010 гг. будет характеризоваться следующими особенностями еще большим удалением газовых месторождений (например, север Тюменской области) от основных районов потребления газа в Европейской части страны комплексным использованием давления пластового газа и входящих в его состав компонентов (этана, пропана, жидких углеводородных газов, стабильного конденсата, сероводорода) в качестве сырья для нефтехимической промышленности, производства меркаптанов, гелия более широким использованием ЭВМ и АСУ в процессах добычи, транспортировки и переработки природных газов разработкой и использованием винтовых компрессоров на промысловых ДКС началом строительства подземных хранилищ воздуха, широкомасштабной добычей углеводородного конденсата из валанжинских отложений месторождений севера Тюменской области применением в промышленных масштабах поддержания пластового давления при разработке газоконденсатных месторождений. В табл. 36 приведены оценочные данные по добыче природного и нефтяного газа в России до 2010 г. [c.234]

Выполнение ОСТ 51.40—83 заключается в обоснованном выборе метода обработки природного газа, зависящего от конкретных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений и следующих факторов, основные из которых [c.23]

Классификация газов. Естественные углеводородные газы условно разделяются на природные и нефтяные. Природные — это газы газовых и газоконденсатных месторождений. Природные газы газовых месторождений весьма бедны тяжелыми углеводородами преобладающим компонентом их является метан (93—98%), поэтому они используются в основном для топливно-энергетических нужд. [c.274]

В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент — метан, содержание которого достигает 98—99%. Наряду с метаном в природные газы входяг и более тяжелые углеводороды, содержание которых в чисто газовых месторождениях незначительно эти газы относятся к категории сухих . Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа, пропан-бутановых фракции, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами. [c.9]

В отличие от нефтяного газа, растворенного в нефти, пр1фод-ный газ находится в газовых и газоконденсатных за-.ежах или в газовых шапках нефтегазовых залежей в свободном (не связанном с нефтью) состоянии. Природный газ газовых залежей состоит в основном из метана (СН ) - 9вл, этана (С2Н ), а а газокснденсатник месторождениях содержание тяжелых углеводородов может достигать ЗОя ь ас. [c.7]

В связи с широким применением природного газа в различных отраслях народного хозяйства, развитием технологии комплексного использования этих газов с извлечением сопут-ствуюпщх компонентов, значительным увеличением числа газовых и газоконденсатных месторождений различающихся по составу газа, возникла острая необходимость в обобщении материала по составу и основным физическим свойствам газов, добываемых на территории СССР. [c.3]

Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов 5 и выше, относят ксухим и бедным газам. К сухим относится подавляющее большинс ро газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300—400° С. [c.148]

Описаны основные изобретения но технологическим процессам очистки, подготовки и переработки природных газов, по технологическому оборудованию и устройствам, применяемым ДАО ЦКБН ОАО Газпром при обустройстве газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. [c.4]

Сероводород — один из ценных компонентов ПГ, служит источником получения газовой серы. Концентрации сероводорода в природных газах от 0,01 до 25 и редко 100 %. Месторождения сероводородсодержащего газа в терригенных коллекторах в большинстве случаев имеют отчетливую связь с региональными сероводородсодержащими карбонатно-эвапоритовыми комплексами. Высокосернистые газы связаны в основном с газовыми и газоконденсатными залежами, что обусловлено как особенностями генерации сероводорода, так и рядом деструктивных факторов. [c.56]

ГАЗЫ ПРИР0Д1ГЫЕ ГОРЮЧИЕ (переработка) — естественные смеси углеводородов различного состава по способу добычи Г. п. г. разделяются на собственно природные газы, добываемые из чисто газовых месторождений, практически не содержащих нефти п о и у т н ы е газы, растворенные в нефти и добываемые вместе с нею, и газы газоконденсатных месторождений, находящиеся в пластах иод давлением и содержащие (в результате т. н. обратного исиарения) керосиновые, а иногда и соляровые фракции нефти. Собственно природные газы я газы газоконденсатных месторождений выходят на поверхность земли под значительным давлением (50—100 ат) попутные газы выделяются из нефти в сепараторах иод небольшим избыточным давлением либо под разрежением. Природные и попутные газы в основном состоят из алканов, незначительного количества цикланов и ароматич. углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов гелия и водорода. Кроме того, иногда в газах содержится НгЗ, меркаптаны и СО. . По составу Г. п. г. иног.о разделяют на сухие и жириые. К жирным относятся газы, содержащие 50—100 (и больше) г/лА углеводородов от Сд и выше. Собственно природные газы обычно относятся к сухим газам, попутные и газоконденсатные — к жирным. [c.385]

В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94—98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-С"ивропольское, Уренгойское и Медвежье (в сеноманских отложениях) В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70—90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например. Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде местор( ждений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия). . щ. [c.68]

Источниками газового сырья являются природные и попутные газы, газы, выделенные при стабилизации неф-гЛ(ей и нефтепродуктов, жидкие и газообразные углеводо-газоконденсатных месторождений. Газовые место- ождвния СССР располагаются в основном в северной ч5>сти Тюменской области, в восточных районах Средней Г зии и на северо-востоке Украины. Наиболее характер- ый состав природных газов некоторых месторождений С]ССР приведен в табл. 1. [c.17]

Газообразные парафиновые углеводороды. Углеводороды С1—С4 метан, этан, пропан, бутан, изобутан, а также 2,2-диме-тилпропан при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Все они входят в состав природных и нефтяных газов. Газовые месторождения бывают трех типов чисто газовые, газоконденсатные и нефтяные. Газы месторождений первого типа называются природными и состоят в основном из метана. В качестве примесей к метану в них присутствуют этан, пропан, бутан, пары тентана и высших, а также неуглеводородные компоненты угле- [c.16]

Из описанных газообразных топлив в газобаллонных автомобилях применимы высококалорийные и среднекалорийные газы. Низкокалорийные газы по причинам, изложенным ниже, могут быть использованы только в отдельных случаях. Нашли ограниченное применение на транспорте метанизированные и обогащенные коксовые газы. Однако основным топливом газобаллонных автомобилей остаются природные газы, добываемые из скважин газовых и газоконденсатных месторождений (см. табл. 6.3). После очистки от нежелательных примесей и обогащения (при необходимости) из природных газов получают газообразные топлива, заправляемые в баллоны газобаллонных автомобилей под высоким давлением. Некоторые физико-химические свойства этих топлив, нормированные ГОСТ 27577-87 и ТУ 51-16.6-83, приведены в табл. 6.6 [6.27, 6.33]. [c.230]

Развитие производствеииого потенциала ТЭК Северного Кавказа (см. рис. 5.4). В связи с высокой выработанностью основных нефтегазовых месторождений в рассматриваемый период ожидается дальнейшее снижение обшей добычи нефти и газового конденсата (с 8,6 млн т в 1990 г. до 4...6 млн т в 2010 г.), а также природного газа (с 5,6 до 2 млрд м ) Соответственно намечается увеличить подачу газа на Северный Кавказ из других районов России. В то же время в регионе, как и в европейской части России в целом, имеется значительное число мелких неразрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений, находяшихся либо в разведке, либо в консервации. Такие месторождения можно рассматривать как объекты "малой энергетики" для газоснабжения сельских и удаленных от трасс газопроводов районов. Их освоение с использованием газа для местных нужд позволит также расширить производство пропан-бутановой фракции и конденсата путем разработки соответствуюшей технологической схемы обустройства месторождений и применения малогабаритных установок для получения моторных топлив. Разработка таких мелких и средних месторождений и комплексное исследование всех попутных компонентов газа представляет интерес для мелкого и среднего бизнеса 7, [c.185]

Природный газ нефтяных и газовых месторождений - смесь предельных углеводородов. Основным компонентом природных газов является метан. Наряду с метаном в состав газов входят более тяжелые УВ этан, пропан, бутаны, пентан. При повышении давления в глубокопогруженных пластах в газе растворяются пары гексана и других более высокомолекулярных жидких УВ. Эти смеси называются газоконденсатными. При снижении давления в пласте или в сепараторе часть этих высокомолекуляр- [c.9]

Существующие методы и принципы разработки месторождений природных газов направлены на наиболее эффективное извлечение из недр газа и конденсата и поэтому должны учитывать основные особенности месторождений, в первую очередь, режим работы пласта (проявление доминирующих сил) и характер фазового поведения углеводородных систем. В отличие от нефтяных месторождений для газовых залежей характерны два режима пласта газовый и водонапорный. Методы разработки газовых залежей с газовым режимом направлены на более рациональное использование пластовой энергии, оптимизацию схем размещения скважин и темпов отбора газа, а также выбор рациональных режимов эксплуатации скважин. Методы разработки в условиях водонапорного режима в основном связаны с повышением газоотдачи пластов при их обводнении. Основные проблемы разработки газоконденсатных месторождений обусловлены необходимостью предотвращения процессов выпадения в пластах ретрофадного конденсата. [c.139]

Основные объекты газопромысловой технологии взаимосвязаны между собой, и в связи с этим неразрывность технологических процессов добычи и обработки природного газа как единой газогидродинамической системы заключается в следующем. Природный газ из скважины поступает на установки комплексной подготовки газа (УКПГ), предназначенные для сбора и промысловой обработки газа и конденсата (извлечение влаги и углеводородов, очистка от механических примесей) и составляющие совместно с газопромысловой сетью основу обустройства газового (газоконденсатного) месторождения. Согласно [10] в истории развития техники и технологии промысловой обработки газа можно выделить три основных этапа. [c.24]