- •1.СДиПхг
- •1. Плотность газа: абсолютная и относительная.
- •2. Динамическая и кинематическая вязкость газа.
- •3. Критические параметры газа: Ткр , Ркр
- •4.Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
- •5. Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа.
- •6. Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.
- •7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
- •8. Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.
- •9. Устройство фонтанной арматуры.
- •10. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.
- •11. Измерение дебита газовых скважин.
- •12. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
- •13. Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
- •14. Задачи подземного хранения газа и виды подземных хранилищ.
- •15. Обустройство и технология эксплуатации подземных хранилищ газа.
- •16. Промывка песчаных пробок в газовых скважинах.
- •2.Сбор и подготовка скв продукции
- •Состав газа и конденсата, способы его выражения.
- •2. Абсорбционная осушка газа.
- •3. Характеристика абсорбентов и их регенерация.
- •4. Многофункциональный абсорбер.
- •5. Адсорбционная осушка газа.
- •6. Характеристики адсорбентов и их регенерация.
- •7. Низкотемпературная сепарация газа.
- •8. Методы стабилизации конденсата.
- •9. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.
- •10. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема.
- •3.Разработка
- •1. Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и газогидратные залежи.
- •2. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей.
- •3. Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.
- •4. Режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей.
- •5. Уравнение материального баланса газовой залежи.
- •6. Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.
- •7. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.
- •8. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.
- •9. Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа.
- •10. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •11. Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений.
- •12. Факторы ограничивающие производительность скважин.
- •13. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.
- •15. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях.
- •16. Способы разработки газоконденсатных залежей.
- •17. Основные положения проекта разработки месторождения
- •4.Тестовые
- •1.Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?
9. Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа.
Стандартные исследования на стационарных режимах для газовых скважин проводят согласно ''Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин'' с целью определения следующих параметров:
1. Коллекторских и фильтрационных свойств пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины.
2. Физико-химических свойств газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и т.д.
3. Гидродинамических и термодинамических условий в стволе скважины в процессе её эксплуатации.
4. Изменения фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи.
5. Условий скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения.
6. Технологического режима работы скважин при наличии различных факторов (разрушение призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды и т.п.).
Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе исследовательских работ. Объём исследований, который предусмотрен программой, устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструмент.
Перед началом исследований скважины необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по ней. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, необходимо выбрать ускоренные методы испытания скважины. Перед началом исследования следует определить давление на устье простаивающей скважины (статическое давление). Исследования следует начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход. Скважину следует запускать с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при исследованиях должен быть чистым, а, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.
Значения забойных давлений, дебита и температуры фиксируются после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме (штуцере) составляют один режим работы скважины.