- •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?
12. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
Под технологическим режимом эксплуатации скв. понимается поддержание на забое (устье) скв. или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляемых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скв. и наземного оборудования. Технологический режим работы скв. зависит от геолого-эксплуатационных характеристик м/р, свойств газа, конденсата и воды, от условий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата. В практике эксплуатации газовых скв. на различных месторождениях газ отбирают при следующих режимах: 1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скв. - применяется в слабосцементированных рыхлых пластах; 2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое - применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых; 3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита - режим назначается в скв., вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы; 4. Режим постоянного забойного давления - назначается при разработке газоконденсатных м/р с целью максимального извлечения конденсата; 5. Режим постоянного устьевого давления - назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода эксплуатации месторождения); 6. Режим предельного безводного дебита
13. Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ммп.
Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в процессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения следующие:
• образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков метров при диаметре 8—10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка;
• кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации;
• смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном пространстве; Смятие обсадных колонн происходит при восстановлении отрицательных темп-р в затрубном пространстве. Данное осложнение происходит вследствие растепления и восстановления отрицательных темп-р мерзлых пород в процессе бурения и эксплуатации. Восстановление отриц. Темп-р приствольной зоны может сопровождаться возникновением в скважине радиальных сминающих сил, напряжения которых превышают прочностные хар-ки труб. Природа сминающих сил опр-ся увеличением объема промывочной жидкости, оставшейся в затрубном пространстве, при восстановлении отрицательных темп-р в неработающих скв. Смятие обсадных труб в толще мерзлых пород происходит на кавернозном участке.
• смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн;
• смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении. Причиной появления этих искажений является относительно высокая температура отбираемого скважиной газа, который разогревает контактирующие со скважиной породы. Образование зоны положительных температур вокруг скважины вызывает растепление пород и появление воды. Очевидно, что механические свойства растепленных пород значительно отличаются от аналогичных свойств в их замерзшем состоянии, что в ряде случаев является причиной, осложняющей эксплуатацию скважин. Чаще всего эти осложнения приводят к некоторым смещениям устья скважины в пределах растепленной области с последующей стабилизацией ее положения. Когда диаметр и глубина зоны растепления велики, может происходить потеря устойчивости обсадной колонны