Главные газовые и газоконденсатные месторождения

Углеводородные газы являются одним иэ главных источников теплоты и энергии, а также важнейшим сырьем для химической промышленности. Газы по происхождению распределяются на природные и искусственные. К углеводородным газам природного происхождения относят газы, добываемые с чисто газовых месторождений, попутные газы, добываемые совместно с нефтью, и газы газоконденсатных месторождений (см. 58). [c.271]

ГЛАВНЫЕ ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.29]

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]

Стабилизацию сернистых конденсатов осуществляют по схемам, аналогичным схемам УСК бессернистых конденсатов. Отличие заключается в их аппаратурном оформлении и параметрах режима, а также в необходимости ингибирования процесса коррозии в отдельных узлах установки. Основные отличия УСК сернистых конденсатов относятся к переработке выделенных из нестабильного конденсата газовых потоков. Главное требование — это отсутствие сероводорода в стабильном конденсате. Реализация получаемых из сернистых конденсатов серы и меркаптанов зачастую окупает все расходы на очистку конденсата и позволяет с максимальной эффективностью эксплуатировать газоконденсатные месторождения. [c.264]

Используя методы математической статистики (ассоциативный и корреляционный анализы, метод главных компонент и др.), исследовали влияние сочетания ряда признаков, характеризующих состав пластовой смеси, на распределение месторождений по группам. Были использованы данные по 25 нефтяным и 75 газоконденсатным месторождениям. 27 нефтяных и 13 газоконденсатных и газовых месторождений были оставлены для контроля. При этом было выявлено, что наиболее четкое деление на группы наблюдается при использовании в качестве признака сочетания [c.72]

Одна из главных задач рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений — получение максимальных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи без значительного увеличения затрачиваемых средств. [c.179]

На чисто газовых месторождениях, если пластовый флюид состоит, главным образом, из метана, производство товарного продукта — природного газа — сводится к подготовке его к дальнему транспорту и осуществляется на традиционных УКПГ. Но на газоконденсатных месторождениях в соответствии с новой концепцией должно производиться минимум три товарных продукта газ высокого давления, сжиженный газ (смесь пропана и бутана) и стабильный конденсат. И одно это обусловливает перерождение установок подготовки газа в промысловые заводы, а подготовка газа к дальнему транспорту становится одной из задач промысловой переработки продукции скважин. На месторождениях с более сложным составом пластового флюида промысловый завод является необходимостью, поскольку на УКПГ в этих условиях невозможно получить даже один, традиционный товарный продукт — природный газ. УКПГ можно рассматривать как частный случай промыслового завода. [c.16]

Шилов Ю.С., Масленников В.В. Запасы месторождения Медвежье и главная причина их изменения при эксплуатации. РАО "Газпром". - М. ИРЦ Газпром. НТС Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Отечественный и зарубежный опыт, 1993, вьш.1, с. 1-6. [c.60]

Успехи, достигнутые в открытии новых крупных газовых и газоконденсатных месторождений, и организация в 1965 г. Мингазпрома настоятельно диктовали необходимость усиления научно-исследовательской ра ты по экономике и организации производства в газовой промышленности. Для проведения этой работы в 1967 г. был организован Всесоюзный научно-исследовательский институт экономики, организации производства и технико-экономической информации (ВНИИЭгазпром), Одним из главных направлений в его работе является научное обоснование развития газовой промышленности на долгосрочную перспективу. Эта проблема стала важнейшей в деятельности института буквально с момента его создания, И это не случайно. Дело в том, что к середине 60-х годов в развитии газовой промышленности возникла новая ситуация, которая кратко характеризуется следующим [c.128]

Газы месторождения Русский Хутор относятся к типу жирных нефтяных газов, в них высокое содержание этана, пропана, бутанов п других тяжелых углеводородов, в этих газах много двуокиси углерода — 2-6% п азота — 2,5—4,0%. Газы газовых, газонефтяных залежей различаются главным образом по содержанию пропана, бутанов, которых в газоконденсатных залежах в 2—3 раза меньше, чем в нефтяных газах. [c.198]

Объем добычи газового конденсата и нефти по сравнению с предыдущим годом вырос более чем на 172 тысячи тонн и достиг 10,2 млн тонн. Добыча газового конденсата главным образом обеспечивалась за счет разработки газоконденсатных залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений в Западной Сибири, а также Оренбургского и Астраханского месторождений. [c.7]

Природно-климатические особенности территории определяют условия освоения газовых и газоконденсатных месторождений, которые расположены в тундре (Харасовэйское, Бованенковское, Ямбургское), лесотундре (Медвежье, Уренгойское, Заполярное) и тайге (Комсомольское, Губкинское, Вынгапуровское, Пунгин-ское, Мыльджинское). Главными факторами, обусловливающими принятие технических решений при освоении этих месторождений, являются наличие многолетнемерзлых пород и значительная заболоченность территории. Многолетнемерзлые породы в Западной Сибири развиты на большей части территории к северу от [c.67]

В Южно-Каспийской впадине газонасыщепность нефти больше, наряду с нефтяными встречаются газовые и газоконденсатные месторождения. Все опи приурочены к молодым породам, главным образом к плиоцену. В составе газов доминирует метан (в среднем более 90%), содержание более тяжелых углеводородов относительно невелико, около 4%. Кроме того, для Южно-Каспийской впадины характерны мощные выделения газа через грязевые вулканы. Газы грязевых вулканов поступают с большой глубины и состоят главным образом из метана (более 90%) с крайне незначительной примесью углеводородов Сг—С5 (менее 0,4%), углекислого газа и азота. [c.90]

Получение пропана, бутана и изобутана как в чистом виде, так и в виде смесей основано на разделении газовых смесей. Для этой цели применяются четыре метода компрессионный (или рекомпрессионный), адсорбционный, абсорбционный и метод ректификации при умеренном охлаждении. Извлечение пропана, бутана и изобутана из жирных природных газов газоконденсатных месторождений, где они находятся под давлением до 200 ат, осуществляется главным образом рекомпрессией, реже абсорбцией и ректификацией. Метод ректификации и абсорбции с охлаждением используется преимущественно для разделения газов нефтепереработки. Компрессионный метод основан на различии в давлениях конденсации отдельных компонентов смеси. Полученные [c.72]

В 1967 г. было зарегистрировано уникальное Оренбургское газоконденсатное месторождение с запасами около 2 трлн м газа и более 120 млн т конденсата. Для извлечения газового бензина был построен Оренбургский газохимический комплекс. Конденсат Оренбурга более чем на 90 % состоит из бензиновых компонентов. На Салаватском нефтехимическом комбинате этот главный попутчик природного газа стали перерабатывать в топливо. Сюда же, в Салават, стал поступать так называемый нестабильный газовый бензин — насыщенный коктейль из пропана, бутана, пентана, жидких углеводородов. В начале 1970-х гг. было завершено строительство этанопровода Оренбург — Казань. Ежесуточно здесь вырабатывается до 600 т сжиженного газа. [c.121]

В первый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, залегающих на относительно небольших глубинах, когда пластовый газ не содержал сероводорода, меркаптанов, гелия, ртути и использовался главным образом в качестве топлива, рассматривали эффективность разработки залежей с точки зрения добычи "укрупненных" компонентов сухого газа (СН4, СгН ,, следы СзН , С4Н10) и углеводородного конденсата (С5+). [c.418]

В Оренбургской области месторождения природного газа сосредоточены главным образом в пределах первого структурного участка, который занимает северо-западную часть области. Одно газоконденсатное месторождение разведано в Предуральском прогибе (Совхозное). Первое месторождение газа было открыто в 1937 г. За период с 1937 по 1979 г. было открыто 40 месторождений с газонефтяными, газовыми, нефтяными и газоконденсатными залежами. Из них самые крупные Оренбургское (1 599 791 млн.м ), Магутовское (161 176 млн.м ) и Капанское (12 100 млн.м ). [c.148]

Одной из главных задач при эксплуатации Ямбургского газоконденсатного месторождения (ЯГКМ) является обеспечение безгидратного режима эксплуатации входных шлейфов установок комплексной подготовки газа (УКПГ), так как в процессе транспортировки газа от кустов газовых скважин до УКПГ снижаются его давление и температура, что может стать причиной образования кристаллогидратов в шлейфах. Следствием этого является снижение производительности куста газовых скважин, в том числе УКПГ и всего промысла в целом. [c.15]

Как известно, промышленная нефтегазоносность ДДВ связана главным образом с карбонатно-терригенными отложениями карбона и нижней перми, залегающими под нижнепермской глинисто-соленосной водоупорной толщей. Нефтегазо- и газоконденсатные месторождения распространены в северо-западной, газоконденсатные и газовые — в юго-восточной части впадины, восточнее меридиана г. Полтава, а также на северо-восточной окраине Донецкого складчатого сооружения. Более 90% газоконденсатных залежей разведано на глубинах от 3 до 5 км и приурочено в основном к верхневизейско-серпуховским и нижневизейским отложениям. Более половины запасов газа сосредоточено в верхне-каменноугольно-нижнепермских отложениях в юго-восточной части ДДВ. [c.25]

В табл. 3 приведены данные по и 2 , полученные для нефтяного пласта VIII горизонта месторождения Русский Хутор. По своим значениям они близки к таковым для газоконденсатного пласта того же горизонта. Последнее свидетельствует о существовании контакта между этими пластами, т.е. метод главных компонент может быть в данном случае использован для установления связи между нефтяными и газовыми пластами. [c.77]