- •Основные типы природных газов(пг) и их различия.
- •2.Компонентный состав (пг).
- •3. Способы выражения состава (пг).
- •4. Плотность газа: абсолютная и относительная.
- •5.Динамическая и кинематическая вязкость газа.
- •6. Уравнение состояния идеального и реального газа.
- •7. Критические параметры газа: Ткр , Ркр
- •8. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа
- •9. Термодинамические функции газа: теплоемкость и энтальпия
- •10. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля Томсона.
- •11. Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.
- •Определение равновесного влагосодержания. Точка росы газа по воде.
- •Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.
- •14.Метода предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •15.Месторождения природного газа и основные типы газовых залежей.
- •16.Температура и давление в газовых залежах
- •17.Распределение давления по стволу остановленной скважины
- •18.Режимы работы газовых залежей
- •19.Уравнение материального баланса газовой залежи.
- •20.Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.
- •21.Зарезка боковых стволов в скважинах.
- •22.Устройство фонтанной арматуры.
- •23.Обвязка кустов скважин.
- •24.Уравнение притока газа к скважине.
- •25.Исследование газовых скважин на установившихся режимах
- •26. Измерение дебита газовых скважин
- •2 7.Исследование газовых скважин на неустановившихся режимах притока
- •28.Оборудование для исследования газовых скважин. Установки «Надым -1» и «Надым-2»
- •29. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •30.Расчет забойного давления в работающей газовой скважине по давлению на её устье.
- •31.Расчет диаметра лифтовых труб в скважине.
- •32.Распределение температуры газа по стволу работающей скважины.
- •33.Особенности эксплуатации газовых скважин в условиях ммп.
- •34.Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •35.Схемы сбора газа, расчет газосборных трубопроводов.
- •36.Сепарация газа и типы сепараторов.
- •37.Осушка газа на газовых месторождениях.
- •38.Дожимные компрессорные станции, их назначение и время ввода.
- •39.Явления обратной конденсации и обратного испарения в газоконденсатных залежах
- •40. Промысловые газоконденсатные исследования
- •41.Исследование газоконденсатных систем на установках фазовых равновесий.
- •42.Способы разработки газоконденсатных залежей.
- •43.Задачи подземного хранения газа и виды подземных хранилищ
- •44.Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •45.Приток газа к горизонтальной скважине.
- •46.Помывка песчаных пробок в газовых скважинах.
- •47.Водоизоляционные работы в скважинах.
- •Состав газа и конденсата, способы его выражения.
- •2. Влажность газа и образование гидратов.
- •3. Использование турбодетандера для охлаждения газа.
- •4. Абсорбционная осушка газа.
- •5. Характеристика абсорбентов и их регенерация.
- •6. Многофункциональный абсорбер.
- •7. Адсорбционная осушка газа.
- •8. Характеристики адсорбентов и их регенерация.
- •9. Движущая сила и формула массообмена.
- •10. Дросселирование и энтальпия газа.
- •11. Низкотемпературная сепарация газа.
- •12. Уравнение материального баланса абсорбера.
- •1 3. Извлечение тяжелых углеводородов из газа методом масляной абсорбции.
- •15. Методы стабилизации конденсата.
- •17. Методы интенсификации массообмена при абсорбции. Барботажный и распыливающий абсорберы.
- •18. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.
- •19. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •20. Гидравлический расчет газопровода.
- •21. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
- •22. Рабочая и равновесная линия абсорбера
- •1.Газовые, газоконденсатные и газогидратные залежи. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей.
- •2.Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.
- •3.Понятие рациональной системы и выбор оптимального варианта разработки месторождения.
- •4.Газовая залежь как единое целое. Понятие об удельных объемах дренирования.
- •5.Средневзвешенные пластовые давления в залежи и зоне отбора газа. Понятие о депрессионной воронке.
- •6.Режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей.
- •7.Уравнение материального баланса газовой залежи.
- •8.Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.
- •9.Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.
- •10. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.
- •11. Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа.
- •12. Периоды разработки месторождений по объемам добычи газа.
- •13. Периоды разработки по степени изученности месторождений.
- •14. Периоды разработки по способам транспортировки газа.
- •15. Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений.
- •16. Факторы ограничивающие производительность скважин.
- •17. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.
- •18. Системы размещения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •24. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях.
- •25. Системы разработки многопластовых месторождений.
- •26. Способы вскрытия пластов на многопластовых месторождениях.
- •27. Особенности поведения газоконденсатных систем при разработке месторождений.
- •28. Методы исследований для установления газоконденсатных характеристик залежей.
- •29. Способы разработки газоконденсатных залежей.
- •30. Этапы проектирования разработки месторождения.
- •31. Основные положения проекта разработки месторождения
- •32. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений.
- •33. Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •34. Системы разработки нефтегазоконденсатных (газоконденсатонефтяных) залежей.
5.Динамическая и кинематическая вязкость газа.
Вязкость газов - это
появление сил трения между слоями газа,
движущимися друг относительно друга
параллельно и с разными по величине
скоростями. Вязкость газов увеличивается
с ростом температуры. Различают
динамическую (или абсолютную) вязкость
(μ в системе СИ[10-3
Па*с], внесистемная единица П (пуаз)) и
кинематическую вязкость (
в системе СИ[м2/с2],
внесистемная единица Ст(стокс)).
Динамическая
(абсолютная) вязкость µ
– сила,
действующая на единичную площадь плоской
поверхности, которая перемещается с
единичной скоростью относительно другой
плоской поверхности, находящейся от
первой на единичном расстоянии.
Кинематическая
вязкость ν –
отношение динамической вязкости µ
к плотности газа ρ.
6. Уравнение состояния идеального и реального газа.
У
равнение
состояния идеальных газов.
Для определения
многих физических свойств природных
газов используют уравнение состояния
– аналитическую зависимость между
основными параметрами состояния газа
(объем, давление и температура). Уравнением
состояния идеальных газов называют
уравнение Менделеева-Клапейрона или
Клапейрона-Менделеева, которое впервые
было получено Клапейроном, однако более
удобный, усовершенствованный вид ему
придал Менделеев, записав его в следующем
виде где Р
– абсолютное давление, Па; V
– объем занимающий газом, м3;
n
– число киломолей газа; m
– масса вещества; М
– молекулярная масса; Т
– абсолютная температура, К; R
– универсальная газовая постоянная,
8314,3 Дж/(кмоль∙К).Универсальная газовая
постоянная – это работа расширения
одного моля газа при нагревании на один
градус при постоянном давлении. В системе
СИ измеряется Дж/(моль*К) и равняется
8,3143. Уравнение
состояния реальных газов Для
описания поведения природных газов во
время добычи, переработки и транспортировки,
при давлениях выше атмосферного, наиболее
широко в отрасли используется следующее
уравнение: где Z
– безразмерный
коэффициент сферхсжимаемости газа,
который вводится в уравнение состояния
идеального газа (уравнение
Менделеева-Клапейрона), для того чтобы
учитывать отклонение реального газа
от законов идеального.
7. Критические параметры газа: Ткр , Ркр
Критические
параметры газа. Критической
называется такая температура, выше
которой, при любом давлении, газ не может
быть переведен в жидкое состояние.
Давление, необходимое для сжижения газа
при критической температуре, называется
критическим.
Приведенные параметры газа. Приведенными
параметрами называют безразмерные
величины, показывающие, во сколько раз
действительные параметры состояния
газа (давление, температура, плотность,
удельный объем) больше или меньше
критических:
8. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа
Коэф. сверхсжимаемости
z
реальных газов
показывает отношение объемов равного
числа молей реального Vp
и идеального Vи
газов при одинаковых давлении и
температуре: z=
Vp
/ Уи.
Коэф-т z
определяет величину, отношения объемов
реального
газа при пластовых Vпл
и стандартных Vст
условиях. При этом он непосредственно
зависит от величины пластового давления
Рпл, Па и температуры Т, К. Коэф. сжимаемости
точно находят экспериментальным путем
по пластовым пробам газа. При отсутствии
таких исследований (как это чаще всего
бывает на практике) прибегают к расчетному
методу оценки Z
по графику Г.
Брауна. Для пользования графиком
необходимо знать так называемые
приведенные псевдокритическое давление
и псевдокритическую температуру. Для
упрощения расчетов можно использовать
выражение В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича,
которое является аппроксимацией графиков
Брауна:
Коэффициент сверхсжимаемости Z
обязательно используется при подсчете
запасов газа для правильного определения
изменения объема газа при переходе от
пластовых условий к поверхностным, при
прогнозировании изменения давления в
газовой залежи и при решении других
задач.
