Некрасовское месторождение

Состав газов (%) Некрасовского месторождения [c.180]

Некрасовское месторождение, открытое в 1957 г., представляет собой брахиантиклинальную складку почти меридионального простирания, асимметричную восточное крыло более крутое, чем западное. Складка разбита дизъюнктивными нарушениями на три тектонических блока. [c.568]

Кварцитовые песчаники Курской области (Некрасовское месторождение) обладают следующими свойствами [c.47]

Например, из данных рисунка видно, что холодильные машины с Некрасовского месторождения через несколько лет можно перебросить на Юбилейное газоконденсатное месторождение. [c.64]

Разумов Н. В. Исследование нефти Некрасовского месторождения Северо-Восточного Сахалина. Там же. [c.306]

Газы меловых отложений Ладожского и Двубратского месторождений по своему составу отличны от состава газов Усть-Лабинского и Некрасовского месторождений (табл. 138). [c.181]

Дегазированные нефти горизонтов XVIa и XV16 Некрасовского месторождения легкие, малосернистые (класс I), парафиновые (вид П2), малосмолистые, с высоким выходом светлых фракций. [c.568]

Некрасовское месторождение характеризуется хорошей изоляцией залежи глинистыми пластами и песком, насыпденкыми водой, обптей мощностью свыше 1300 м. [c.39]

Объем попутного газа, приходящийся на 1 т добытой нефти и называемый газовым фактором, зависит от типа месторождения. Нефти волго-уральских месторождений имеют сравнительно небольшие газовые факторы 50 м 1т в Татарской АССР, 40 — в Башкирской АССР, 76 — в Куйбышевской области и 35 — в Оренбургской. Значительно больше газа содержат нефти Краснодарского края — 180 м 1т, Дагестанской АССР — 352 м /т, Туркменской ССР — 170 м, 1т. Встречаются нефти исключительно богатые газообразными углеводорода.ми. Нефть Битковского месторождения имеет газовый фактор 1200 м 1т, а нефть Некрасовского месторождения на Сахалине — 1500 л1 /т. [c.14]

К средней толще (нижняя часть окобыкайской свиты) приурочена основная доля запасов нефти. В связи с частым замещением песчаных пород глинистыми по разрезу и по площади водообильность пород резко изменяется даже в пределах небольших участков. Температура подземных вод меняется от первых десятков градусов в наиболее приподнятых структурах (Оха, Эхаби, Восточное Эхаби) до 80—90° С в нижних продуктивных пластах погруженного Некрасовского месторождения. Геотермическая ступень изменяется от 18 до 34 м/°С. [c.369]

В комплексном проекте разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений Краснодарского края, выполненном ВНИИгазом, Краснодарским филиалом ВНИИнефти и Московским институтом нефтехимической и газовой промышленности, предложена новая схема низкотемпературной сепарации с вводом ДЭГа и даны рекомендации по реконструкции старых установок. Об эффективности предложенной схемы НТС свидетельствует опыт эксплуатации установок Некрасовского месторождения, которые могут работать и с вводом других ингибиторов гидра-тообразования (метиловый спирт, хлористый кальций и др.). Примером являются установки с вводом метилового спирта на Старо-Минском и Крыловском месторождениях, где средняя температура сепарации поддерживается в пределах — 5 С. [c.36]

Например, средняя температура сепарации газа резко отличается даже по отдельным фупповым пунктам. Так, на Некрасовском месторождении температура сепарации газа в ГУ-1, ГУ-2 и ГУ-3 составляет соответственно — 2°С, -1-17 °С и — 1 °С на Крыловском месторождении на ГУ-1, ГУ-2 и ГУ-3 температура сепарации составляет — 2°С, — 4,5 С и — 12,5°С. Применение малогабаритных холодильных машин позволяет учитывать сроки их ввода в действие с учетом отдельных групповых установок. [c.63]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология