- •Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.
- •2. Влажность газа и образование гидратов.
- •3. Уравнение материального баланса газовой залежи.
- •Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •2. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •3. Системы размещения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •Плотность газа: абсолютная и относительная.
- •2. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.
- •3. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.
- •Метода предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •2. Использование турбодетандера для охлаждения газа.
- •3.Газовые, газоконденсатные и газогидратные залежи. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей.
- •Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля Томсона.
- •2. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
- •Динамическая и кинематическая вязкость газа.
- •Дросселирование и энтальпия газа.
- •3. Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.
- •Критические параметры газа: Ткр , Ркр .
- •2. Низкотемпературная сепарация газа.
- •3.Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.
- •Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.
- •2. Методы интенсификации массообмена при абсорбции. Барботажный и распыливающий абсорберы.
- •3. Понятие рациональной системы и выбор оптимального варианта разработки месторождения.
- •2. Использование турбодетандера для охлаждения газа.
- •3. Средневзвешенные пластовые давления в залежи и зоне отбора газа. Понятие о депрессионной воронке.
- •2. Рабочая и равновесная линия абсорбера
- •3. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.
- •1. Исследование скважин на установившейся режим
- •2. Методы стабилизации конденсата.
- •3. Факторы ограничивающие производительность скважин
- •1.Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.
- •2. Характеристика абсорбентов и их регенерация
- •2. Извлечение тяжелых углеводородов из газа методом масляной абсорбции.
- •3. Газовая залежь как единое целое. Понятие об удельных объемах дренирования.
- •1. Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •2. Многофункциональный абсорбер.
- •3. Этапы проектирования разработки месторождения.
- •2. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
- •3. Способы разработки газоконденсатных залежей
- •2. Сепарация газа. Типы сепараторов. Критическая скорость.
- •3. Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений.
- •1. Исследование газовых скважин на неустановившихся режимах притока.
- •2. Адсорбционная осушка газа.
- •3. Показатели разработки газовых и газоконденсатных залежей.
- •1. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •2. Состав газа и конденсата, способы его выражения.
- •3. Особенности поведения газоконденсатных систем при разработке месторождений.
- •1.Расчет забойного давления в работающей газовой скважине по давлению на её устье.
- •2. Абсорбционная осушка газа.
- •3. Периоды разработки по способам транспортировки газа.
- •1. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.
- •2. Многофункциональный абсорбер.
- •3.Способы вскрытия пластов на многопластовых месторождениях.
- •Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •Извлечение тяжелых углеводородов из газа методом масляной абсорбции.
- •3. Системы разработки многопластовых месторождений.
- •Особенности эксплуатации газовых скважин в условиях ммп.
- •2. Характеристики адсорбентов и их регенерация.
- •3.Понятие «средней скважины» при расчетах показателей разработки месторождений.
- •Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •Движущая сила и формула массообмена
- •3. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях
- •Водоизоляционные работы в скважинах
- •Сепарация газа. Типы сепараторов. Критическая скорость
- •Периоды разработки по степени изученности месторождений
- •Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •2. Характеристики адсорбентов и их регенерация
- •3. Определение потребного количества скважин при разработке месторождения.
- •1. Задачи подземного хранения газа и виды подземных хранилищ.
- •2.Дросселирование и энтальпия газа.
- •3. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.
- •Влажность газа и образование гидратов.
- •3.Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа.
- •Плотность газа: абсолютная и относительная
- •3. Определение пластового давления по заданному отбору газа
- •Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •Низкотемпературная сепарация газа
- •3. Теория «укрупненной скважины».
- •Помывка песчаных пробок в газовых скважинах.
- •3.Периоды разработки месторождений по объемам добычи газа.
- •2.Уравнение материального баланса абсорбера
- •3.Основные положения проекта разработки месторождения
- •2.Адсорбционная осушка газа.
- •3.Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождений.
- •Методы стабилизации конденсата.
- •3.Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •3.Системы разработки нефтегазоконденсатных (газоконденсатонефтяных) залежей.
- •Критические параметры газа: Ткр , Ркр .
- •2.Рабочая и равновесная линия абсорбера
- •3.Основные тенденции совершенствования систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений
2. Многофункциональный абсорбер.
МФА предназначен для очистки и осушки газа и представляет собой вертикальный, цилиндрический многофункциональный аппарат, состоящий из трех основных технологических секций. (1. сепарации, 2. массообмена, 3. секция улавливания ТЭГа)
Сырой газ поступает в сепарационную часть МФА.
Отделение жидкости происходит за счет гравитационных и инерционных сил. Отделенная жидкость и механические примеси скапливаются в сборнике жидкости, защищенном от возмущения потоком газа.
Очищенный от жидкости и мехпримесей газ направляется в секцию массообмена.
В верхнюю часть массообменной секции подается регенерированный ТЭГ, который контактируя с потоком газа, осушает его от паровой влаги.
Очищенный и осушенный (до температуры точки росы –20°С в зимний и до –10°С в летний период) газ из абсорбера направляется дальше согласно своей технологической схеме.
3. Этапы проектирования разработки месторождения.
содержание проектного документа зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:
1)Этап пробной эксп-ции: применяется для установления технологического режима работы скважин и иных данных (уточнение газоконденсатных, добывных возможностей, факторов, ограничивающих тех-кий режим).
2) Опытно-промышленная экс-ция: уточняются запасы, газоконденсатная хар-ка, PVT, степень неоднородности продуктивных пластов по ФЕС, параметры водонапорного бассейна, окончательно обосновываются объекты разработки многопластовых систем, коэф-ты резерва скважин, диаметры и конструкции скважин, испытание новых технологий.
3) Промышленная эксплуатация: реконструкция (замена элементов, а также ввод новых. Вся система в целом не меняется).
№15
1. Помывка песчаных пробок в газовых скважинах.
При накоплении песчаной пробки на забое скв. необходимо ее промыть, т.е. разрыхлить и поднять на поверхность. Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку применяют для разрушения и выноса на поверхность плотных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фонтанные трубы, а породы выносятся через затрубное пространство. При обратной промывке промывочная жидкость поступает в затрубное пространство и поднимается на поверхность по фонтанным трубам.
2. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа
W= Ф-ла равновесного влагосодержания Система полностью насыщена водой. Сколько молекул воды поглащается столько молекул воды и конденсируется.. Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений. Содержание водяных паров в газе характеризуется: абсолютной влажностью - W, относительной влажностью - W¯.
Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и 760мм.рт.ст.) и измеряется в r/м3 или кг/1000м3.
Относительная влажность W¯ - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении.
Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах. Полное насыщение оценивается как 100%.
Влагосодержание природного газа зависит от давления; температуры; состава газа; минерализации воды. В процессе эксплуатации месторождений значения температур и давлений во всей цепочке технологического оборудования изменяются.
Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в газовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление Рпл(t) падает. Следовательно, объем добываемой конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации залежи возрастает.
Влажность газа опр-ся по ф-ле: W =А/Р+ B , где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р-заданное давление, кгс/см2; В-коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А, В находят в специальной литературе.