- •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?
2.Сбор и подготовка скв продукции
Состав газа и конденсата, способы его выражения.
Состав природных газов |
||
углеводороды |
неуглеводороды |
инертные |
алканы CnH2n+2 цикланы CnH2n |
азот N2 угл. газ СО2 сероводород Н2S ртуть меркаптаны RSH |
Гелий аргон криптон ксенон |
Фазовые состояния углеводородов |
|||
сухой газ |
жидкие |
бензифракция |
твердые |
Газ при н.у. и повыш давлении |
При н.у. - газ, при повыш Р -жидкость. |
При атм усл- жидкость |
При атм усл - твердые |
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) |
Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан (i=С4Н10), нормабутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) |
с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17³n>5) |
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку |
По фракционному составу природные газы разделяются на три группы: сухие газы, состоящие почти из одного метана. Они добываются из чисто газовых месторождений. В них отсутствуют тяжелые углеводороды, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях; жирные, содержащие значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии. Они добываются из нефтяных месторождений; смесь сухого газа и конденсата. Они добываются из газоконденсатных месторождений.
Конденсаты различных месторождений заметно отличаются по фракционному и химическому составам. Различают нестабильный и стабильный конденсаты.
Нестабильный конденсат C3 представляет собой жидкие углеводороды с растворенными в них газообразными компонентами, при определенных условиях, переходящие в жидкое состояние. Стабильный конденсат при нормальных условиях содержит только жидкие тяжелые углеводороды (С5Н12 + высшие).
Природные газы газовых и газоконденсатных месторождений по своему качественному составу близки между собой. Природные газы представляют собой смесь различных углеводородов: метана; этана; пропана; бутана; пентана; и высших.
Основная составляющая природных газов газовых и газоконденсатных месторождений – метан, содержание которого в газе колеблется от 70 до 99,5 % по объему.
Компонентный состав (ПГ).
природный газ это такая многокомпонентная смесь (в основном метан 80-99%) которая находится в газовой фазе, как при нормальных физических условиях, так и при пластовых давлениях и температурах на разрабатываемых в настоящее время месторождениях.
Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4H10).а также другие неуглеводородные вещества: водород (H2), сероводород (H2S), диоксид углерода (СО2), азот (N2), гелий (Не).
Способы выражения состава (ПГ).
Состав газа и конденсата можно выразить:
ri=Vi/Vcm*100% объемным способом – по отношению объемов отдельных компонент к объему всей смеси;
m=Mi/Mcm*100% массовый - по отношению массы отдельных компонент к массе всей смеси;
y=Ni/Ncm*100% мольный - по отношению количества молей отдельных компонент к количеству моллей всей смеси