1. Плотность газа: абсолютная и относительная.

Плотность – это масса единицы объема (кг/м³). Плотность известного состава определяется как сумма произведений плотностей отдельных компонентов на их объемное содержание . (М – молярная масса). Относительная плотность: В практике часто пользуются понятием относительной плотности по воздуху ∆ при нормальных физических условиях, которая представляет собой отношение плотности данного газа ρ_см к плотности воздуха ρ_в (1,293 кг/м³). Относительную плотность газовой смеси вычисляют по формуле:

2. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: а) газ при транспорте не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д. б) качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; в) товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителей при его использовании. Для того, что бы газ удовлетворял соответствующим требованиям, необходимо определять т-ку росы по воде и углеводородам, содержание в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Природный газ должен быть подготовлен к дальнему транспорту в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93 “Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам.

Для северных месторождений точка росы, -20 ⁰С (в зимний период) и -10 ⁰С (в летний период). Объемная доля кислорода, %, не более 1,0 Масса сероводорода, г/м³, не более 0,007 Масса меркаптановой серы, г/м³, не более 0,016

3. 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).

№4