- •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.
16. Факторы ограничивающие производительность скважин.
К факторам, ограничивающим работу скважин относятся:
1) Геологические (природные): условие разрушения скелета горных пород (разрушение ПЗП); образование конусов воды и преждевременное обводнение скв.; давление начала конденсации; продвижение пластовых вод; наличие сероводорода; коррозия скв.; обратное промерзание ММП;
2) Технико-технологические: при эксплуатации скв. – выделение конденсационной воды из потока газа (может произойти самоглушение скв.); выделение газового конденсата; температурный режим работы скв.; гидратообразование;
3)Технико-экономические: сочетают оптимизацию природных и технологических факторов с учетом проведения экономического расчета.
Максимально допустимый дебит (МДД) скв. – максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скв., т.е. при котором еще не наступает разрушение ПЗП, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скв. и т.д.
Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скв., при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Qраб < QМНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скв., нарушается оптимальный температурный режим ее работы.
17. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.
Под технологическим режимом эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин понимается – поддержание на забое (устье) скважин заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безопасную экс-цию скважин.
Различают технологические режимы:
1) Постоянного давления;
2) Постоянного устьевого давления;
3) Постоянного забойного давления (используется тогда, когда дальнейшее снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений и является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин, является временным).
4) Постоянной депрессии (Режим постоянной депрессии устанавливается при : близости подошвенной и контурной воды; деформации коллектора при значительных депрессиях; возможности смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.)
5) Постоянной скорости фильтрации (Применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации)
6) Постоянного дебита (устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока (уменьшение коррозии).