Характеристика газов нефтяных месторождений РФ

ХАРАКТЕРИСТИКА ПОПУТНЫХ ГАЗОВ НЕКОТОРЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.22]

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

Очистка газов от диоксида углерода и сероводорода. Применению мембранных методов разделения газовых смесей для очистки природного и нефтяного (попутного) газов способствует ряд факторов. Во-первых, исходный газ обычно находится под повышенным давлением и нет необходимости использовать компрессоры. Во-вторых, пермеат может быть использован непосредственно на месторождении, например для увеличения нефтеотдачи пластов и отработанных скважин. В-третьих, использование мембранных методов позволяет получить осушенный и очищенный до необходимой степени газ. Характеристики мембран, применяемых для очистки газов от диоксида углерода и сероводорода, можно найти в монографии [1]. При разработке проекта мембранной установки необходимо предусмотреть предварительную очистку и осушку газов перед подачей не1юсредствешю в мембранную установку. В установках очистки природного и нефтяного газов наибольшее применение получили мембранные аппараты на основе рулонных элементов. [c.429]

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]

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]

Явления, обусловливаемые молекулярным взаимодействием, играют большую роль в условиях нефтяного пласта, высокодисперсной пористой среды с развитой поверхностью, заполненной жидкостями, которые содержат поверхностно-активные вещества. Однако механизм этих явлений не познан настолько, чтобы при разработке нефтяных месторождений их можно было учитывать количественно. Использование изученных закономерностей в технологических процессах возможно лишь тогда, когда они описаны математически, с учетом основных факторов, определяющих эти закономерности. Решить такую задачу для нефтяного пласта трудно, так как геолого-физические и минералогические характеристики пласта и свойства жидкостей и газов, насыщающих его, не постоянны. Как результат молекулярно-поверхностных эффектов на границе раздела фаз в нефтяном пласте наибольшее значение имеет процесс адсорбции активных компонентов нефти на поверхности породообразующих минералов. С этим процессом прежде всего связана гидрофобизация поверхности, а следовательно, и уменьшение нефтеотдачи пласта. Образование адсорбционного слоя ведет к построению на его основе граничного слоя нефти, вязкость которого на порядок выше вязкости нефти в объеме, а толщина в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов. В связи с этим уменьшается проницаемость и увеличиваются мик-ро- и макронеоднородности коллектора. [c.37]

Нефтегазовые сепараторы типа НГС (см. рис, 4.5) в различных модификациях, предназначенные для отделения нефтяного газа от продукции нефтяных скважин на перовой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию под вакуумом на последней ступени сепарации, широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений. Техническая характеристика их приведена в табл. 4.3. [c.63]

Из приведенной выше характеристики вод, используемых для заводнения пластов, видно, что все они содержат в растворенном виде минеральные соли, газы и загрязнены механическими примесями — взвешенными твердыми частицами. Сточные воды нефтяных месторождений содержат, кроме того, нефть. В большинстве случаев воды, закачиваемые в нефтяные залежи, по солевому составу отличаются от пластовых вод этих залежей. [c.221]

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22]

Если природные газы в основном состоят из метана, то большинство попутных газов содержит значительное количество углеводородов Сз и выше. Характеристики попутных газов нефтей различных месторождений приведены в табл. 2.2. Качественная характеристика нефтяного газа различных месторождений неодинакова и изменяется в процессе эксплуатации скважин. Этим же объясняются разночтения составов газов одного и того же месторождения в различных источниках. [c.31]

Подробное изучение процессов зарождения и развития новой фазы в рамках теории регулируемых фазовых переходов проводится в основном для стадии переработки нефтяного сырья, несмотря на то что задолго до этого последние уже неоднократно подвергаются различным неконтролируемым воздействиям. В этой связи представляет несомненный интерес приложение принципов теории регулируемых фазовых переходов к нефтяному сырью на стадиях добычи и транспорта. Формирование на этой базе единого мировоззрения на структуру нефтяного сырья позволяет связать технологию переработки нефти и газа и нефтепромысловое дело, что в свою очередь обусловливает возможность единовременного целенаправленного воздействия на нефтяную систему непосредственно на месторождении, улучшая тем самым транспортабельные характеристики потоков и оказывая положительное влияние на их дальнейшую переработку. [c.10]

В связи с освоением новых нефтяных многопластовых месторождений и увеличением глубин скважин на нефть и газ, которые часто отличаются очень сложными и резко изменяющимися с глубиной температурными и геологическими условиями (наличие поглощающих горизонтов или склонных к гидроразрыву пластов) появилась необходимость в перекрытии цементным раствором возможно большего интервала разреза скважины. Эта задача обусловливает необходимость создания тампонажных растворов с различной пониженной плотностью, при сохранении всех прочих характеристик. [c.116]

Характеристика нефтяных газов XIV горизонта месторождения Узень [c.154]

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]

Третья часть посвящена отдаленной перспективе развития нефтяной и газовой промышленности. Это взгляд за пределы 2010 г. Естественно, что здесь могут быть даны только самые общие прогнозы по таким вопросам, как поиски новых месторождений и ресурсы углеводородов России на фоне мировых, география нефтедобычи и газодобычи в XXI веке и тенденции в изменениях уровней добычи. В этой части, которую можно назвать "послезавтра нефтяной и газовой промышленности", рассматриваются и нетрадиционные источники углеводородов. На какой срок хватит ресурсов нефти и газа в недрах России Каковы будут природные характеристики разрабатываемых запасов в XXI веке Чем может быть заменен традиционный природный газ Каковы будут тенденции в развитии переработки нефти Это главные вопросы, рассматриваемые в третьей части. [c.6]

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]

Для прогнозирования существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях по косвенным признакам предложены различные методы, например по соотношению содержаний изобутана и н-бутана в газе пласта [2], по содержанию в пластовом газе пентанов и вышекипящих [4], азота [3], по соотношению С/С5+высшие- Приведенные выше параметры обеспечили примерное распознавание образов при очень представительной выборке. В результате проверки указанных характеристик по критерию Стьюдента установлено, что ни один из этих признаков, взятых в отдельности, не обеспечивает полного распознавания образов. [c.73]

Факт второй. 25.01.1993 г. ВНИПИпромтехнологии представил открытый отчет об изучении радиационной обстановки на Гежском месторождении, ограничившись лишь сравнением низкоточных и мало представительных для такого случая данных промыслового гамма-каротажа скважин до и после ПЯВ. Вместе с тем накопленные к тому времени результаты лабораторных определений содержания в пробах радионуклидов, в том числе и трития, в отчет не были включены, что противоречило техническому заданию и затрудняло решение вопроса о режиме миграции радионуклидов из полостей ПЯВ в связи с угрозой обводнения последних. После соответствующей официальной рекламации в очередном отчете ВНИПИпромтехнологии от 18.03.1994 г. было подтверждено наличие данных "многолетних наблюдений", характеристика которых, однако, ограничилась лишь кратким замечанием о том, что "в настоящее время о загрязненности добываемой продукции можно говорить только применительно к добываемым флюидам из технологических (зарядных) скважин". Указывалось, что "заполняющая полости газо-нефтяная смесь загрязнена, в основном, тритием с объемным содержанием от 10 до 510 Бк/л, что на несколько порядков ниже ПДК (2,22-1 о Бк/л)". Но поскольку эти обобщенные данные не отвечали на главный вопрос - распространились ли радионуклиды за пределы полостей ПЯВ, то несколько проб подземных вод из надпродуктивной части разреза скважины 204 анонимным образом были [c.70]

Характеристика состава (%) нефтяного газа чокракского горизонта месторождения Гойт-Корт на начальный период разработки приведена ниже [c.191]

Общая характеристика состава нефтяных газов Радченковского месторождения приведена в табл. 221. [c.263]

Теплота сгорания нефтяных газов также колеблется в широких пределах. Теплота сгорания газов месторождений Удмуртской АССР составляет 16—21 тыс. кДж/м , а газов Восточной Украины — около 63 тыс. кДж/м . Характеристика нефтяных газов основных месторождений СССР приведена в табл. 1.1 [1 ]. [c.16]

Изучение физических характеристик нефти в лластоаых условиях необходн ло для подсчета запасов нефти и газа, составления технологических схем разработки нефтяных месторождений, выбора техники и технологии для извлечения нефти из пласта. [c.11]

Характеристика нефтей и газов новых нефтяных месторождений Пермской обла- сти/Н. А. Пьянков, Ю. А. Баранов, Г. А. Накорякова и др. — Тр. Камского филиала ВНИГНИ, вып. 46, 1965, с. 248-255. [c.62]

При использовании различных аналитических методик следует учитывать, что при нефтегазопоисковых работах большое значение приобретают не только абсолютные концентрации различных компонентов в подземных водах, но также характер, направленность изменения концентраций и соотношений количеств различных компонентов (главным образом органических) вод по разрезу и по площади исследуемого района. Среди показателей пефтегазоносности можно, пока еще недостаточно четко, выделить раздельно показатели, характерные преимущественно для залежей нефти, газа или газоконденсата. Воды нефтяных месторождений относятся в основном к хлор-кальциевому и гидрокарбо-натно-натриевому типам. Для них характерны повышенная минерализация, пониженные значения отношения содержания натрия и хлора и повышенное значение коэффициента метаморфи-зации [4]. Это показатели гидрогеологической закрытости недр. Для вод нефтяных месторождений характерны также пониженные содержания сульфат-ионов, как абсолютные, так и особенно по отношению к содержанию хлора. Для характеристики степени [c.91]

Концентрация углеводородных компонентов зависит от условий их залегания относительно нефтяных оторочек. В зонах газонефтяного контакта в газах аалежи увеличивается содержание двуокиси углерода, азота и сероводорода (в тех горизонтах, где он имеется). Характеристика состава газов газонефтяных горизонтов месторождения приведена в табл. 193. [c.235]

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения (табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом (дифференциальном) разгазировании (51,83 мУт), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР) (66,6 мУт) на двадцать (20) с Л1 шним процентов. Плотность (молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре (56 °С), существенно больше, чем при 20 °С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары. [c.154]

Приведены сведения по подземным водам нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений . Рассмотрены теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии, гч руеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности и разработки месторождений, возможности использования подземных вод в народ юм хозяйстве. Дана гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений нефти и газа (химический состав вод, растворенных газов, органических веществ, статические уровни, водообильность). [c.2]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология