Газоконденсатные месторождения

Рис. 10.4. Зависимость коэффициента Джоуля-Томсона от давления (для газоконденсатной смеси) Карачаганакского газоконденсатного месторождения

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]

Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений был впервые использован в США, где в 1950 г. была пущена в эксплуатацию первая промышленная установка НТС. [c.153]

Изучение газоконденсатных месторождений. Тр. ВНИИгаз, вып, 17 (25). М., Гостоптехиздат, 1962. [c.135]

Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима - газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени. [c.34]

Пусть требуется из пластового газа (табл. 15) газоконденсатного месторождения извлечь тяжелые углеводороды методом масляной абсорбции, обеспечив 70%-ное извлечение пропана. Объем перерабатываемого газа достигает 5 млн. м /сут. Газ поступает на установку с температурой 20 °С под давлением 6 МПа. Отбензиненный газ подается в магистральный газопровод, работающий под давлением 5,7 МПа. [c.163]

Пусть требуется рассчитать количество и состав газа и конденсата, получаемых в процессе промысловой сепарации на газоконденсатном месторождении. [c.33]

Бензиновые фракции попутных газов и конденсат газоконденсатных месторождений, как правило, представляют собой сложную смесь большого числа углеводородов, главным образом различных изомеров парафиновых углеводородов С4 и выше. С увеличением числа углеродных атомов в молекуле число изомеров очень быстро растет. Помимо парафиновых углеводородов, в состав некоторых бензинов входят нафтены. [c.7]

Переход к разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, когда газовый конденсат становится целевым продуктом разработки месторождения, требует применения новых процессов извлечения газоконденсата из природного газа и принципиального нового подхода к использованию его сырьевых ресурсов. [c.212]

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]

При рассмотрении гидродинамических задач, связанных с разработкой газоконденсатных месторождений, авторы исходили из понимания того, что эТи месторождения насыщены углеводородами парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся и испаряющихся при снижении пластового давления. Кроме газа, продукция [c.7]

Азербайджанская ССР. Значительный интерес в отношении химического использования представляют газы недавно открытого газоконденсатного месторождения Карадаг. Газ этого месторождения на 91—94% состоит из метана и отличается повышенным содержанием гомологов метана (до 6%). Содержание конденсата до 280 г/л1 . [c.12]

Результаты, полученные в настоящее время, объясняют многое в области миграции нефти, образования газоконденсатных месторождений нефти, а также могут быть использованы в оригинальных процессах деасфальтизации и обессмоливания нефтепродуктов, парафинов, церезинов и др. [c.359]

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 80 до 94% объемн., а содержание пентана и высших составляет лишь 2—5% объемн. Однако в связи с относительно ысоким молекулярным весом тяжелых углеводородов содержание пх в газе по весу доходит до 25% [5]. [c.7]

Теория проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений изучает пласт , Добыча, транспорт н хранение газа — скважины и сборно-траиспортпую сеть , Физические методы переработки и использование газа — промысловый завод . [c.18]

Газовые бензины, а также конденсаты газоконденсатных месторождений также могут быть использованы в качестве сырья для производства непредельных углеводородов. С целью подавления вторичных реакций, приводящих к образованию смол и кокса, пиролиз газовых бензинов необходимо вести в присутствии больших количеств водяного пара. Наряду с этиленом в этом случае целесообразно использовать и другие продукты реакции, как то бутадиен и ароматические углеводороды. [c.41]

Парафиновые (метановые) углеводороды имеют общую формулу ,iH2n+2. Углеводороды i—С4 (метан, этан, пропан, бутан) при нормальных условиях — газы, С5— ie при температуре 20 °С — жидкости, Сп и высшие при обычных условиях находятся в твердом состоянии. В пластовых флюидах газоконденсатных месторождений количество атомов углерода в нормальных парафинах доходит до = 33 и даже больше, обычно же /г = 22—25. [c.20]

Различная термическая устойчивость углеводородов отдельных рядов имеет особенно важное значение при пиролизе смесей, состояш их из различных углеводородных компонентов, таких как газовые бензины и конденсаты газоконденсатных месторождений. [c.43]

Природные газы добывают с чисто газовых месторождений. Они состоят в основном из метана (93 — 99 % масс.) с небольшой примосью его гомологов, неуглеводородных компонентов серово — доро, ,а, диоксида углерода, азота и редких газов (Не, Аг и др.). Газы газоконденсатных месторождений и нефтяные попутные газы от — личаЕ )тся от чисто газовых тем, что метану в них сопутствуют в значр тельных концентрациях его газообразные гомологи С -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 бутаны после разделения служат сырьем для 1гзфтехимии. [c.61]

Подземная гидромеханика - наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рассматривается не движение жидкостей и газов вообще, а особый вид их движения-фильтращ1я, которая имеет свои специфические особенности. Она служит теоретической основой разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем методами теории фильтрации решаются важнейшие задачи гидрогеологии, инженерной геологии, гидротехники, химической технологии и т.д. Расчет притоков жидкости к искусственным водозаборам и дренажным сооружениям, изучение режимов естественных источников и подземных потоков, расчет фильтрации воды в связи с сооружением и эксплуатацией плотин, понижением уровня грунтовых вод, проблемы подземной газификации угля, задачи о движении реагентов через пористые среды и специальные фильтры, фильтрация жидкостей и газов через стенки пористых сосудов и труб-вот далеко не полный перечень областей широкого использования методов теории фильтрации. [c.3]

Многие термодинамичеокие расчеты (в том числе и для целей разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений) основаны на использовании величин теплоемкостей изучаемых сред. [c.29]

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]

Рост потребностей в моторных и жидких топливс1Х вызвал тенденцию углубления извлечения газового бензина, пропана и бутанов и все большее вовлечение в переработку сравнительно тощих газов газовых и газоконденсатных месторождений. Началось совершенствование технологий переработки газа. Масляная абсорбция превратилась в низкотемпературную абсорбцию (Габс = —30- —50 °С) и в абсорбцию под высоким давлением (Равс = 14—16 МПа), адсорбция — в короткоцикловую адсорбцию. Началось освоение нового процесса — низкотемпературной конденсации. Извлечение пропана и бутанов [c.5]

Ввод в разработку в середине 50-х годов газоконденсатных месторождений усложнил подготовку газа к транспортиропа-нню. Теперь требовалось извлекать из газа и жидкл е углеводороды — газовый конденсат. Был разработан процесс низкотемпературной сеиарации газа — процесс однократной конденсации ири температурах —10- —15°С с иснользовачием ингибиторов гидратообразования. [c.7]

Метод извлечения жидких углеводородов нз газов газоконденсатных месторождений, в основе которого лежат процессы однократной конденсации при температурах от —10 до —25 °С и газогидромеханического разделения равновесных жидкой и газовой фаз, называется низкотемпературной сепарацией. [c.153]

Принципиальная технологическая схема процессов химической абсорбции не отличается от обычной схемы абсорбционного процесса. Однар(0 в конкретных условиях в зависимости от количества кислых газов в очищаемом газе, наличия примесей, при особых требованиях к степени очистки, к качеству кислого газа, и других факторов технологические схемы могут сун ест-венно отличаться. Так, например, при использовании аминных процессов при очистке газов газоконденсатных месторождений под высоким давлением и с высокой концентрацией кислых компонентов широко используется схема с разветвленными потоками абсорбента (рис. 53), позволяющая сократить капитальные вложения и в некоторой степени эксплуатационные затраты. Высокая концентрация кислых комионентов требует больших объемов циркуляции поглотительного раствора. Это не только вызывает рост энергетических затрат на перекачку и регенерацию абсорбента, но и требует больших объемов массообменных аппаратов, т. е. увеличения капитальнрлх вложений. Вместе с тем из практики известно, что в силу высоких скоростей реакций аминов с кислыми газами основная очистка газа происходит на первых по ходу очищаемого газа пяти—десяти реальных таре, 1-ках абсорбера на последующих тарелках идет тонкая доочистка. Этот факт послужил основанием для подачи основного количества грубо регенерированного абсорбента в середину абсорбера, а в верхнюю часть абсорбера — меньшей части глубоко-регенерированного абсорбента. Это позволило использовать абсорбер переменного сечения (нижняя часть большего диаметра, верхняя — меньшего), что снизило металлозатраты, а также сократить затраты энергии за счет глубокой регенерации только части абсорбента. [c.171]

Аднп-процесс широко используется за рубежом для извлечения кислых компонентов из газов нефтепереработки, газов газоконденсатных месторождений и сжиженных газов. [c.175]

При разработке месторождений на истощение в результате ретроградных явлений в пласте выделяются в первую очередь наиболее ценные высококипящие ароматические и нафтеновые углеводороды. Таким образом, ретроградная конденсация в пласте не только уменьшает выход конденсата, но и снижает его качество, так как при наличии ароматических и нафтеновых углеводородов из газоконденсата можно получать бензины требуемого качества лишь его физической перегонкой. Снижение же содержания ароматических углеводородов в конденсате требует применения вторичных процессов для повышения качества брпзннов. С этой точки зрения, оценивая систему разработки газоконденсатного месторождения, недостаточно гово )нть об изменении газоконденсатного фактора, но следует подчеркнзать и изменение группового состава. [c.208]

Работа установок стабилизации в промысловых условиях осложняется особенностями разработки газоконденсатных месторождений на истощение. Падение пластового давления ведет к облегчению фракционного состава конденсата и, как следствие, к относительному увеличению пропап-бутановой фракции в сырье уменьшается по мере истощения месторождения и количество конденсата увеличивается содержание солей в конденсате и др. Снижеиие пропускной способности по сырью и увег личение пропан-бутановой фракции в сырье вызывает нарушение гидродинамического режима колонн. [c.211]

Общепринято также, что для подготовки газа к дальнему транспорту па газоконденсатных месторождениях лучшей является групповая система сбора, где на групповых установках для одновременного извлечепия воды и газового конденсата используется процесс НТС, основанный на дроссель-эффекте. [c.227]

На месторождениях Оренбургской области также начали широко вовлекать в разработку залежи нефтп, приуроченные к карбонатным породам в девоне и карбоне, а также залежи газа в карбоне н перми. Породами-коллекторами газа Оренбургского газоконденсатного месторождения являются известняки органогенно-обломочные, микрозернистые и другие нижнепермского и каменноугольного возраста. Коллекторы газа по типу пустотного пространства характеризуются межзерновоп и трещинной пористостью. [c.374]

Крупное в Тимано-Печорской провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение характеризуется огромным (1350 м) этажом газоносности и сложным строением залежи, приуроченной к породам-коллекторам порового и трещинного типов различного возраста и литологического состава. [c.374]

В Саратовской области имеется большое количество газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Газы газовых и газоконденсатных месторождений мало различаются по составу и характеризуются высокой концентрацией метана (90—94%). Содержание гомологов метана в них колеблется от 4 до 6%. Попутные газы нефтяных залежей этого района значительно отличаются друг от друга по содержанию метана (от 45 до 90%) и его гомологов. В попутных газах Соколово-Горского месторождения, например, концентрация углеводородов 2—Сд 35—45%, в то время как в газах нефтяной залежи Елшанского месторождения этих углеводородов всего около 6%. Имеется различие и в соотношении отдельных гомологов метана. Так, в попутных газах Соколово-Горского месторождения пропана и бутана больше, чем этана, и этим они значительно отличаются от газов многих других газовых и нефтяных залежей. [c.11]

На заводе фирмы Тексас гэз сооружена установка платформинга для переработки хвостовой части газового бензина, выкипающей выше 93°. Если раньше на заводе получался бензин с октановым числом 86,5 (исследовательский метод с 0,8 мл/л ТЭС), то после смешения продукта риформинга с головкой газового бензина, выкипающей до 93°, октановое число смеси стало 93,5. Фирма Соуззес гэз сообщает, что на ее установке платфор-мппга перерабатывается фракция 93—204° конденсата газоконденсатных месторождений и получается бензин с октановым числом [c.154]

Тунис. Тунисская Республика занимает восточные районы Атласского складчатого пояса (Тунисский Атлас) и небольшую часть расположенных южнее районов Северо-Африканской платформы. Здесь имеются газоконденсатное месторождение Кан-Бон с запасами в 100 млн. м и нефтяное Эль-Борма с запасами в 39,3 млн. г. [c.11]