- •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.Уравнение материального баланса абсорбера
Уравнение мат баланса:
V (Y2 - Y1) = L (X1 - X2)
где V - число молей сухого газа;
L - число молей абсорбента;
Y1 и Y2 - число молей воды на 1 моль сухого газа на входе и выходе из абсорбера;
Х1 и Х2 - число молей воды на 1 моль абсорбента на входе и выходе из абсорбера.
L тонн = L ∙ , G надо перевести в моли/сут. Для этого G/22,4.
3.Основные положения проекта разработки месторождения
Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но систему и технологию ещё можно изменить. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения, то составляется уточненный проект разработки.
Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:
1) общие сведения о мест-нии: административно-территориальное местоположение, климат, рельеф местности, иные полезные ископаемые.
2) состояние геолого-физичексой изученности мест-ния: исследования, проведенные на мест-нии, промыслово-геофиз. исследования в скважинах, отбор и исследование керна,испытания и исследования скважин, отбор проб и иссл-ние физико-химич. св-в.
3) Геолого- промысловая часть: стратиграфия, тектоника, нефтегазоностность, хар-ка продуктивных пластов, хар-ка и неоднородность ФЕС, св-ва газа и газоконденсата, гидрогеология, мерзлотно-геологич. хар-ка, запасы газа, конденсата и нефти.
4) Подготовка технологичекой основы для проектирвоания: анализ результатов газодинамических исследований скважин, выделение объектов эксплуатации на мест-нии, геологических и фильтр-х моделей, обоснование нормативов капитальных вложений.
5) Проведенеи расчетов эконом-х и технологи-х: обоснование вариантов разработки мест-я, проведение техннико-экономических расчетов, обоснование рационального варианта разработки.
6) Бурение скважин: конструкция, способ бурения, буровой инструмент, ПЖ, крепление, освоение.
7) Техника и технология добычи: наземное и подземное оборудование, осложнения при экспл-ии скважин, система сбора, подготовки и кмпримировнаия газа на промысле, внешний транспорт продукции.
8) охрана недр и окр-ей среды: состояние окр. среды, оказываемое воздействие, методы борьбы с воздействием.
9) Безопасность работ
10) Геодезические наблюдения на мест-нии.
№32
|
Д авление на забое определяют измерением при помощи глубинных манометров или вычисляют по статическому давлению на устье. Рпл – это величина, полученная при полной стабилизации Р на забое остановленной скв. Рз=Ру*eS, где S=0.03415Н/ZсрТср; - относительная плотность по воздуху;Н – глубина скважины; Zср – коэф. сверхсжимаемости газа;Тср=(Ту+Тзаб)/2, Рпр=Ру/Ркр, Тпр=Тср/Ткр
Забойное давление рассчитывается по устьевому по следующей формуле:
Для измерения пластового и забойного давлений применяются глубинные манометры.
Для определения Рпл. и Рзаб. расчетным путем по данным устьевых замеров, произведенных с помощью образцовых манометров (МО) или датчиков давления, используют барометрическую формулу. При этом исходят из условия равновесия неподвижного столба газа в стволе скважины и избыточного давления на устье с пластовым давлением.
Давление на забое остановленной скважины глубиной L определяется: РL= Pст еs , где показатель степени S = 0,03415 pL / ZсрТср; Тср- средняя температура по стволу скважины; Zср- средняя величина коэффициента сверхсжимаемости газа по стволу скважины.
В качестве расчетной глубины L скважины принимается глубина до середины интервала перфорации. Для определения Z используются значения псевдокритических и приведенных параметров природного газа. По кривым их зависимостей определяют Z графическим путем.
Если скважина не оборудована пакером и работает по фонтанным трубам (НКТ), то забойное давление определяется по затрубному устьевому давлению с помощью барометрической формулы. Во всех других применяются методы расчета забойного давления по динамическому столбу газа, учитывающие конструкцию НКТ, наличие жидкости в продукции скважины, изменение температуры газа по стволу скважины.