Характеристика газов газовых месторождений РФ и СНГ

Т а б л и ц а 27. Характеристики газов основных газовых месторождений СССР [c.158]

Характеристика газов газовых месторождений РФ и СНГ [c.129]

Обраш аясь к общей химической характеристике газов нефтяных месторождений, отметим их значительное, вполне естественное сходство с газами месторождений чисто газового типа. [c.36]

Характеристики состава газов газовых месторождений Волгоградской области даны в табл. 174. [c.218]

Проектирование и контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, создание и эксплуатация подземных хранилищ газа связаны с определением коллекторских свойств пластов и изучением их фильтрационных характеристик (однородность пласта по толщине и площади, наличие литологических и тектонических экранов и их расположение и т.д.). [c.156]

B. А. Соколов. Анализ газов. Гостоптехиздат, 1950, (336 стр.). В руководстве описаны методы и приборы, применяемые ири анализе природных и промышленных газов, в частности, газов нефтяных месторождений. Приводится характеристика методов и приборов для общего газового анализа, для анализа углеводородных, а также сернистых, азотистых и других неорганических газов. Значительное внимание уделено современным методам микроанализа газов, в частности — анализу редких газов. В последних разделах книги содержится описание физических методов газового анализа с автоматической или полуавтоматической регистрацией показаний приборов. [c.490]

Характеристика газа, газовой сеноманской залежи Тазовского месторождения [c.65]

Характеристика газов газовых горизонтов месторождения Узень [c.154]

Знать плотность газа необходимо при эксплуатации газовых месторождений, при контроле работы отдельных газовых установок, где требуется определить массу или объем газа, при различных технологических расчетах, а также для подсчета процентного состава газовых смесей. Наряду с этим для характеристики газа иногда еще пользуются понятием относительной плотности газа, которая представляет собой отношение массы газа к массе такого же объема воздуха (в одинаковых условиях). Относительная плотность величина безразмерная, показывающая, во сколько раз газ легче или тяжелее воздуха, масса которого условно принята за единицу. По относительной плотности легко подсчитать массу 1 л газа (в г), умножая ее цифровое значение на 1,293 — массу 1 л сухого воздуха при 0° С и 760 мм рт. ст. [c.91]

Знание плотности газа необходимо при эксплуатации газовых месторождений, при контроле работы отдельных газовых установок, где требуется определить вес или объем газа, при различных технических расчетах, а также для подсчета процентного состава двухкомпонентного газа. Наряду с этим для характеристики газа иногда еще пользуются понятием относительного удельного веса газа, [c.24]

Важнейшей характеристикой работы газового промысла является коэффициент извлечения газа при эксплуатации или газоотдача месторождения. В отличие от коэффициента извлечения твердых ископаемых (50—60%) и нефтеотдачи (30— 40%) газоотдача значительно выше и составляет в среднем 85%, достигая в отдельных случаях 92% и более. Это объясняется малой вязкостью и высокой упругостью газа по сравнению с нефтью и низким коэффициентом сорбции газа горными породами. При указанной газоотдаче время эксплуатации газового месторождения составляет 15—20 лет. [c.195]

Характеристика газа сеноманской газовой залежи Русского месторождения [c.66]

В работе приведена характеристика компонентов природных газов, данные о распределении углеводородов в газах газовых и газоконденсатных месторождений по молекулярной массе, по изменению содержания компонентов газовых смесей в продуктивных пластах, по распространению азота в природных газах. [c.3]

Газовый конденсат, выделенный из газов Березовского месторождения, нафтеновый, малосернистый, высококипящий и пмеет следующую характеристику. [c.82]

Характеристики состава газов (%) газовых залежей Майского месторождения приведены ниже. [c.200]

Характеристика газов некоторых газовых месторождений зарубежных стран [c.139]

Составы газов Олейниковского месторождения различаются по объектам и характеристики даются усредненными значениями средних составов iio объектам газовых и газонефтяных залежей (табл. 163). [c.208]

По углеводородному составу газы газовых залежей мало различаются, несколько больше содержится гомологов метана в газах газовых шапок газонефтяных залежей, но концентрации их в нефтяных газах значительно больше. Характеристика состава газов продуктивных пластов месторождения приведена в табл. 192. [c.233]

Содержание водорода в природных газах в противоположность содержанию гелия пе является характеристикой газового месторождения и сильно колеблется даже в пределах одного зондирования. Возможно, что водород в газах появился в результате коррозии или бактериологических процессов. [c.74]

Состав природного и попутного газа зависит от его месторождения и типа перерабатывающего производства. Для ориентировочной оценки характеристики газов можно принимать по данным, приведенных выше. Для более точной — по данным газового анализа. [c.105]

Преимущество описанной методики проектирования разработки многопластовых газовых месторождений состоит в том, что она допускает совместную эксплуатацию газоносных горизонтов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа с различными условиями, ограничивающими эксплуатацию скважин. При этом значительно упрощаются гидродинамические расчеты, связанные с проектированием разработки многопластовых месторождений. Технологический режим в процессе эксплуатации может назначаться для каждой многопластовой скважины в отдельности. Зная текущее распределение пластовых давлений в каждом совместно разрабатываемом пласте, нетрудно при известных параметрах О и Ь определить дебит каждого горизонта, что очень важно для проведения анализа и регулирования процесса разработки совместно разрабатываемых горизонтов. [c.158]

Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется не единичными скважинами. Для обеспечения необходимого уровня добычи жидкости или газа нужно определенное количество скважин. Сумма дебитов этих скважин должна обеспечить заданный отбор из месторождения. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождний, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности, в зависимости от параметров пластов и свойств насыщающих их флюидов. При этом возникают гидродинамические задачи определения давлений на забоях скважин при заданных дебитах или определения дебитов скважин при заданных из технических или технологических соображений забойных давлениях. Аналогичные задачи возникают при рассмотрении системы нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. В этих случаях также целесообразно схематизировать геометрию движения. При этом рассматриваются наиболее характерные плоские нерадиальные потоки. Проанализировать все возможные геометрии фильтрационных течений на представляется возможным, да в этом и нет необходимости, так как владея общей методологией расчета, можно определить основные характеристики таких потоков. [c.103]

С другой стороны, при определении момента прекращения подачи газа на магистральный транспорт следует учитывать как реализованные на месторождении технологию разработки и подготовки газа и систему обустройства, так и планируемую технологию утилизации низконапорного газа. В основном на базовых сеноманских газовых месторождениях севера Тюменской обл, применяется двухступенчатая система сжатия газа на ДКС. Изначально запроектированная степень сжатия одной ступени - 1,44. Строительство третьих ступеней ДКС на поздней стадии разработки в настоящее время не планируется. В [3] была предложена классификация запасов газа по энергетической характеристике. Согласно предложенной в этой работе классификации, к низконапорному относился газ, для подачи которого на магистральный транспорт требовалось использование более двух ступеней ДКС со степенью сжатия 1,44 при номинальном давлении в магистральном газопроводе 7,5 МПа. Это соответствует давлению на входе в ДКС [c.47]

Выбор наиболее рациональной технологии удаления жидкости для конкретных условий определяется полнотой информации о скважине, наличием специального оборудования и условиями подачи газа потребителям. Наиболее важной является информация о фактическом режиме работы скважины, ее дебите, рабочих давлениях, продуктивных характеристиках в зависимости от давления в газосборном коллекторе. Эти параметры являются определяющими. Однако на отечественных газовых месторождениях такая информация практически отсутствует, сведения о технологических режимах работы скважин усреднены за период трех или в лучшем случае одного месяца, суточные изменения режимов работы скважин не фиксируются из-за отсутствия средств контроля. [c.156]

Подключение отдельных скважин или групп скважин (куста) на газовых месторождениях в европейской части России, имеющих низкие продуктивные характеристики пласта или большую удаленность от пунктов сбора, к ДКС из числа передвижных ГПА, установленных на месте размещения этих скважин, дает возможность увеличить отбор газа из части месторождения в зоне размещения куста скважин". Это сделать нельзя на месторождениях севера Тюменской области. [c.69]

Следует указать на то, что характеристики активов газовой промышленности России, определявшие естественно-монопольный характер хозяйственной деятельности (практическую невозможность улучшения экономических характеристик добычи и транспортировки при создании конкурирующих объектов), изменяются во времени. В первую очередь меняются условия добычи газа на действующих месторождениях и уменьшаются размеры вновь вводимых месторождений. Такие изменения в сырьевой базе газовой промышленности России уже создают условия и предпосылки для формирования конкурентной организационной структуры на ста- [c.8]

Распределение запасов газа (А В - - С1) по стратиграфическим комплексам следующее кайнозой — 20,1%, мезозой — 54,0% и палеозой — 25,9%. Коллекторами газа являются (в процентах от общего числа месторождений) карбонаты — 25,1%, пески и песчаники — 46,1%, алевролиты — 5,4% и смешанные породы — 23,4%. Для характеристики геологической базы газовой промышленности следует привести данные об обеспеченности добычи разведанными запасами. По состоянию запасов на [c.76]

Характеристика газов газовых залежей Актасскрго месторождения [c.164]

Характеристика состава газов газовых и газоконденсатных залежей Сухокумского месторождения ио отдельным скважинам приведена в табл. 151. [c.196]

Характеристика газов газовых и газонефтяных залежей Сухокумского месторождения [c.196]

Объемы продуктов сгорания и обобщеиные теплотехнические характеристики природных газов газовых месторождений [c.270]

Что касается качественных характеристик, то по внещнему виду и плотности газовый конденсат напоминает лигроин. Некоторые виды конденсата по конечной температуре кипения (ниже 180°С), низкому содержанию серы (0,01 масс. %) и низкому (или нулевому) содержанию ароматических и олефиновых углеводородов напоминают легкий лигроин прямой перегонки. Конденсат с газовых месторождений может иметь значительную хвостовую фракцию, кипящую при температурах выше 180°С, причем наивысшая конечная температура кипения часто устанавливается разработчиками установок ЗПГ и подрядчиками. Наличие таких высококипящих фракций может привести к повышенной коксуемости сырья на катализаторе риформинга и снизить общую эффективность процесса газификации. Часто конденсат природного газа проходит вторичную обработку на нефтеочистительных заводах. В этом случае он разделяется на фракции вместе с фракциями лигроина прямой перегонки. [c.80]

Характеристики состава газа газовых и газонефтяных аалежей Сухокумского месторождения даются в табл. 152 средними значениями по продуктивным пластам. [c.196]

Характеристика состава газов газовых горизонтов Свидницкого месторождения [c.250]

Месторождение находится на стадии доразведкп, газовые и газоконденсатные характеристики изучены недостаточно полно. Приблизительный состав газа (%) Тимофеевского месторождения приведен ниже. [c.271]

Знание величины плотности газа необходимо при различных технических расчетах, для контроля работы газовых установок, где требуется определять объем или вес газа, при эксплуатации газовых месторождений, а также для подсчета процентного содержания двухкомпо-нентного газа. Измерение плотности газа имеет большое значение также для характеристики выделенных узких фракций сложной газовой смеси. [c.114]

Химический состав природных газов некоторых наиболее крупных месторождений Советского Союза и их конден-сатные характеристики приведены в табл. 1. Для чисто газовых месторождений характерно высокое содержание метана и небольшая концентрация его гомологов. Этана в газах таких месторождений обычно содержится не более [c.10]

Характеристики природных газов основных газовых месторождений Советского Союза приведены в табл. 27. Данные этой таблицы показывают, что, несмотря на закономерное постоянство, составы газов некоторых месторождений являются специфичными. Так, природные газы Западной Украины несколько богаче гомологами метана, чем газы Саратовского района. В природных газах Предкарпатья азота содержится меньше, чем в саратовских газах. Южно-дагестанские природные газы характеризуются высоким содержанием углекислоты и повышенным содержанием тяжелых предельных углеводородов эти газы относятся к жирным углеводородным газам. Для природных газов Второго Баку характерно высокое содержание сероводорода (1% и больше), тяжелых парафиновых углеводородов и азота. Теплота сгорания используемых природных газов колеблется в пределах 6000—8800 ккал/м плотность по воздуху — в пределах 0,56—0,65. [c.159]

При эксплуатации газовых месторождений, при контроле работы оэдельных газовых установок, когда требуется определить массу или объем газа, а также при различных технических расчетах необходимо знать плотность газа. Плотность — это масса единицы объема газа, выражаемая в кг/м (кг/л, г/мл). Для характеристики газа иногда еще пользуются понятием относительной плотности газа по воздуху, которая представляет собой отношение массы газа к массе такого же объема воздуха при одинаковых условиях. Относительная плотность — величина безразмерная, показывающая, насколько газ легче или тяжелее воздуха, масса которого принята за единицу. По относительной плотности газа легко подсчитать массу 1 л газа (в граммах), умножая значение относительной плотности на 1,293, т. е. на массу 1 л сухого воздуха (в граммах) при 0°С и 101,3 кПа. [c.7]

I При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения при- бойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят остановку скважины (периодическую) длн обратного поглощения жидкости пластом продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы применение плунжерного лифта откачку жидкости скважинными насосами непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах — одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ — пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сильные пенообразователи — суль-фанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. [c.70]

Второй этап моделирование. На этом этапе должно быть осуществлено человеко-компьютерное моделирование будущей "жизни" участников газового рынка России по заданным каждым из сценариев правилам. При этом в компьютере должны достаточно адекватно имитироваться как производственно-экономические, так и поведенческие аспекты деятельности предприятий газовой промышленности, потребителей газа, финансовых источников и органов государственного регулирования. В результате для каждого сценария формируются динамика мате-риально-денежных потоков между участниками, оценки финансового состояния предприятий газовой промыщленности, налоговые и рентные поступления государства, структура и динамика инвестиционных ресурсов, уровень дивидендов, выплачиваемых акционерам РАО, и т.д. Важно отметить, что даже в рамках одного сценария невозможно построить однозначные детерминированные динамики "жизнедеятельности" каждого из участников рынка (например, цену на газ, динамику добычи газа, объем налоговых поступлений государства и т.д.). Это вызвано присутствием в каждом сценарии неоднозначности техникоэкономических характеристик объектов добычи и транспорта газа, неточностью знаний об извлекаемых запасах газа в месторождениях, которые еще не разрабатываются, и рядом дру- [c.37]

При создании подземного хранилища газа в истощенном газовом месторождении возникает необходимость определения графика вывода на раадм циклической эксплуатации и оптимальных параметров циклической эксплуатации ГШ при различных объемах активного газа с учетом фактической системы промыслового транспорта газа, количества, местоположения и г вктических эксплуатационных характеристик скважин. [c.52]

Вначале рассматривается определение оптимальных параметров ииклической эксплуатаиии ПХГ на базе агрегированной модели с использованием понятия осредненной скважины, средних значений расхода, давления в скважинах, шлейфах и коллекторах, средневзвешенного пластового давления. Затем технологические показе-тели создания ПХГ в истощённом газовом месторождении - такие, как объем буферного газа, необходимое число скважин, мощности ДКС, уточняются с учётом фактических характеристик имеющихся и прогнозных пареметров новых скважин, перераспредвле адя пластового давления при их совместной работе, значений расхода, давлений в коллекторах, шлейфах и в стволах каждой скважины, [c.136]

Северо-Ставропольское ПХГ. созданное на базе крупного истощенного газового месторождения, имеет два объекта для хранения газа - в Хадумском горизонте и горизонте Зеленая свита, существенно отличающихся по своим характеристикам и режимам работы. [c.52]