- •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.
15.Месторождения природного газа и основные типы газовых залежей.
Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории. Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться. Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсато-нефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов. Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые (сводовая залежь), массивные (водоплавающая), литологически и тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи. Основной формой пластовой залежи является сводовая, высшую точку которой называют вершиной, боковые (по отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом.
16.Температура и давление в газовых залежах
Пластовым давлением называют давление, под которым газ (нефть) находится в продуктивном пласте. Давление в продуктивном пласте до начала его разработки, приведенное к определенной отметке ВНК (ГНК), называют начальным Рпл. Начальное пластовое давление в газовой залежи обычно равно гидростатическому давлению т.е. примерно глубине скважины (L), умноженной на удельный вес воды. Однако существуют пласты и с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
Пластовое давление (Рпл.) – важный параметр месторождений углеводородов, с помощью которого определяют запасы пластовой энергии и газа (нефти), дебиты скважин и т.д. Пластовое давление в газовых месторождениях определяются глубинными манометрами, спущенными на забой скважины, либо путем расчета по статическому давлению на устье скважин (по барометрической формуле):
Статическим давлением называют давление на устье в закрытой скважине (Рбуф, Рзатр). Значения его, до начала эксплуатации единой залежи углеводородов, практически одинаковы для различных скважин. Давление на устье определяется (измеряется) с помощью различных измерителей физических величин (образцовых манометров, датчиков давления, дифманометров и т.д.).
Одним из важнейших факторов характеризующих состояние нефти и газа, а так же воды является температура.
Определение температуры пластов и динамики ее изменения в процессе разработки залежей является важнейшей задачей служб исследования.
У поверхности температура пород зависит от сезонных колебаний температуры окружающей среды, но уже с глубиной 20-30 м от поверхности температура пород становится постоянной т.е. не зависящей от поверхностных условий. Эта глубина называется глубиной нейтрального слоя или глубиной пояса постоянных температур.
В каждой точке глубже этой границы температура пород остается постоянной, но возрастает с глубиной (в разных районах по разному).
Для количественной оценки этого роста температуры пород с глубиной используют понятие геотермической ступени и геотермического градиента.
Геотермической ступенью называют расстояние по вертикали (в метрах) между двумя точками, расположенными нише глубины пояса постоянных температур, на котором температура возрастает на 10 С. Величина геотермической ступени с глубиной изменяется из-за различной теплопроводности пород, залегающих на различных глубинах.
Геотермическим градиентом называют изменение температуры горных пород на каждые 100 м их углубления от зоны постоянных температур. Эта величина так же различна для разных месторождений и изменяется в широких пределах (0,015-0,09 г/м). Средний геотермический градиент для данного месторождения можно определить расчетным путем, если известно Тпл.