- •1. Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважинной продукции. Требования к системам сбора. Преимущества и недостатки различных систем сбора.
- •Выбор той или иной системы обусловлен рядом технологических и исторических факторов.
- •2.Классификация продукции г-овой промышленности. Требования к качеству газа, подаваемого в мг. Основные требования к качеству сжиженных газов и стабильного конденсата.
- •Требования к качеству г, подаваемого в мг:
- •4. Выбор структуры системы сбора и местоположение объектов по подготовке у/в-го сырья на гкм.
- •5. Тепловой расчёт в шлейфах.
- •5,. Гидравлический расчёт шлейфов.
- •6. Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации ГиГкм. Причины, вызывающие снижение пропускной способности, методы предупреждения и борьба с ними.
- •7. Общая характеристика г-овых гидратов. Условия образования гидратов. Влияние различных различныхфакторов на процессы образования и разложения гидратов.
- •Где I и y – относительные плотность и молярная доля г/о-теля.
- •9. Физико-химические св-ва ингибиторов. Метанол, гликоли, новые ингибиторы…….
- •10. Определение расхода нелетучего и летучего ингибитора.
- •13. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовки газа…
- •14. Способы разрушения отложения солей….
- •15. Теоретические основы сеп-и. Основные типы конструкций сеп-в и их экспл-е пок-ли. Принцип работы сеп-в.
- •16. Технол-й расчет гравитационных сепараторов с жалюзийными насадками
- •18. Общая характеристика прямоточных центробежных элементов. Газовый сепаратор Центробежный Регулируемый.
- •20. Расчет процесса дросселирования п Газа.
- •25. Технологические схемы промысловой обработки г методом нтс
- •26.Периоды работы установок нтс. Выбор режима.
- •27.Расчетная схема газового эжектора. Основные технологические показатели эжекторов.
- •28. Технологическая схема унтс с тедандерно-компрессорными агрегатами.
- •29. Абсорбц-я осушка природного газа. Жидкие осушители и их свойства.
- •31. Определение основных величин, характеризующих процессы осушки газа и регенерации дэГа. Кратность циркуляции дэГа…….
- •32. Отработка дэГа в абсорберах…….
- •33. Опыт эксплуатации и модернизации технологического оборудования укпг на унгкм
- •34. Опыт нормирования и прогнозирования потерь дэГа на укпг сеноманской залежи угкм.
- •37. Совершенствование технологии подготовки газа на месторождениях Кр. Севера.
- •38. Технология схема укпг-1в ягкм. Однореагентная схема с использованием метанола.
- •39. Адсорбционный способ осушки газа
- •1.Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •2.Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.
- •Количественное решение двухфазной системы:
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •4. Эффект Джоуля – Томсона…..
- •5. Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной…
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины:
- •6. Наземное и подземное оборудование скважин
- •7.Средства регулирования технологическим режимом работы скважины (диафрагмы……
- •8. Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •9. Конструкция и оборудование скважин при добыче газа с кислыми компонентами.
- •10. Конструкция и оборудование скважин в районе ммп.
- •11. Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •12. Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры, термометры….
- •14. Исследование пластов и газовых скважин. Общие положения. Обвязка газовых скважин….
- •15. Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •16. Исследование скважины на нестационарных режимах и подготовка скважины к исследованию. Технология проведения исследования….
- •17. Методика обработки и интерпритации результатов исследования на нестационарных режимах с целью определения параметров плас.
- •18. Технологический режим работы вертикальной газовой скважины при постоянной депрессии и постоянном забойном давлении.
- •19. Технологический режим работы вертикальной газовой скважины при постоянном дебите или постоянной скорости фильтрации.
- •20.Технологический режим работы горизонтальной газовой скважины при постоянной депрессии и постоянном забойном давлении.
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режиме работы скважины при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •23. Технологический режим работы газовой скважины продуцирующей агрессивные компоненты.
- •24. Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита от нее..
- •25. Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов и условия их образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения…
- •28 Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирова..
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождений. Применение химреагентов….
- •30. Использование кислотных и щельчных составов, применяемых в процессах обработки пзп. Выбор метода.
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп)….
- •33. Безопасность труда в газовом хозяйстве. Выполнение газоопасных работ.
- •34. Технологирческий режим работы вертикальной скважины обводняющейся подошвенной водой.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удаления солеотложений.
- •36. Принцип работы газлифтного подъемника непрерывного и периодического действия.
- •37. Влияние песчаной пробки на технологический режим работы горизонтальной газовой скважины. Методика расчета критической депрессии разрушения пзп.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин. Цели и задачи исследований…..
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •1. Приближенная методика расчета Сайклинг-процесса
- •2. Понятие пластового и горного давлений. Определение приведенного пластового р в гз и его расчет по замерам пластового давления в скв. Определение среднезвешенного пластового р в гз.
- •3. Использование принципа суперпозиции в расчетах внедрения краевой воды в газовую залежь круговой формы.
- •4. Теория укрупненной скважины Ван-Эвердингена и Херста для расчета внедрения воды в газовую залежь (случаи постоянного дебита и постоянной депрессии).
- •5.Соотношение контурного и средневзвешенного пластового давления в газовой залежи круговой формы (вывод).
- •6.Конечно-разностный аналог дифференциального уравнения неустановившейся одномерной фильтрации жидкости с единичными коэффициентами (вывод).
- •7. Решение системы конечно-разностных уравнений методом прогонки (для случая неустановившейся плоскопараллельной фильтрации жидкости в пласте с единичными коэффициентами).
- •9. Классификация месторождений природных газов.
- •10.Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов.
- •12. Особенности расчета показателей разработки в период падающей добычи в условиях газового режима (для технологического режима эксплуатации скважин постоянной депрессии на пласт).
- •14.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •15.Понятие и определение параметров средней скважины.
- •16. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.
- •17.Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".
- •19. Расчет добычи конденсата по данным дифференциальной конденсации.
- •21. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.
- •23. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.
- •25.Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.
- •28. Особенности расчетов внедрения воды в газовые залежи круговой формы со слоисто-неоднородными коллекторами.
- •30. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.
- •26. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.
- •27.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •31. Основные разделы проекта разработки месторождения и порядок его рассмотрения.
- •35.Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи.
- •38. Средства и методы контроля над разработкой месторождений природного газа.
- •33. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.
- •39.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •37.Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".
- •32.Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.
20. Расчет процесса дросселирования п Газа.
Для т/д-кого расчета пр-са НТС и определения потребного кол-ва ингибитора, следующему предотвращению г/о в промысловых сеп-ных устройствах и регулирующих клапанах на ГРС, необходимо знать t-ру газа после дросселирования. Эту температуру можно определить по известным начальному P1, t1 и конечному давлению P2, зная интегральный или среднедиф-ный эффект Джоуля-Томсона. Осн-м признаком процесса дросселирования явл-ся ровный по теплосодержанию или энтальпии газа до и после дросселирования, независимо от величины изменения Р. Т.е. i1=i2 – энтальпия Поскольку различия скоростей течения газа до и после дросселирования, а также наличие некоторой реальной теплопередачи может вызвать изменение теплосодержания. Если изменение скорости незначительно, либо равно 0, а величина реальной теплопередачи невелика и ею можно пренебречь, то можно принять i=0. Когда, при дросселировании газа давление уменьшают на значительную величину, то эффект Джоуля-Томсона называют интегральным. Дифференциальный эффект Джоуля-Томсона это изменение температуры, происходящее от бесконечно малого изменения давления i=(T/P)i=const (1)
i – дифференциальный эффект Джоуля-Томсона в промысловой практике в основном всегда имеет конечный перепад давления газа, поэтому диф. Эффектом обычно считается некоторый конечный перепад давления газа и (p=0,1 МПа). Свяжем (1) с 3-м параметром состояния – объемом. Для этого воспользуемся третьим законом т/д-ки: dQ=di–VdP (2) Q – кол-во тепла; V – объем системы; Если процесс протекает при постоянном давлении, то изменение кол-ва тепла системы будет равно изменению ее теплосодержанию:
dQ=di–CpdT (3) Отсюда Cp=(i/T)p (4) Cp – теплоемкость газа при постоянном давлении. Изотермическое влияние давления на энтальпию: (i/P)T=V–T(V/T)P (5)
энтальпию любого процесса можно выразить в зависимости от параметров Р и Т:
di=(i/P)ТdP+(i/T)PdT (6)
Подставив (6) в (4) и (5):
di=CpdT+[V–T(U/T)P]dP (7)
Для рассматриваемого процесса процесса дросселирования, когда di=0 из (7) получим: i=(dP/P)=(T(dV/dT)P–V)/CP (8)Этим выражением определяется дифференциальным эффектом Дж.-Томп. Через абсолютные параметры состояния газа. Дифференциальный эффект можно вычислить теоретически из уравнения состояния Ван-дер-Ваальса, Битта, Бертло и др. Из уравнения Бертло справедливо для запретной области теиператур и при умеренных давлениях (до 10 Мпа) можно получить формулу диф. дроссель эффекта в виде:
i=9ARTк[1–8(Тк/Т1)2]/(128РкСр) (9)
где Tк, Рк – критическая температура и давление газа. Т1 – начальная тем-ра газа. СР – молярная теплоемкость газа при постоянном давлении. Преобразуя (8) к виду удобному для вычисления диф. дроссель эффекта, выразив его через остаточный объем α и предение параметрах газа обобщенных функциях. Т.к. остаточный объем есть разность м/у объемами ид. И реального газов, то: а=RT/P–V (10)
Продифференцируем 10 по Т при Р=соnst.
И результат дифференцирования подставив в уравнение (8), после преобразований для коэффициента Джоуля-Томпсона
i=[–T(/T)P]/CP (11)
выражая (11) через приведенные параметры газа , , и получим, что
i=к[пр–(пр/)]/СР (12)
где СР=СРо+СP (13)
СРо – молярная теплоемкость идеального газа при атмосферном давлении; СР – изотермическая поправка теплоемкости на давление. Остаточный критический объем:
к=РТк/Рк–Vк (14)
=Р/Рк (15), =Т/Тк (16)
пр=/пр (17)
Соответсвенно при Р, Т и остат. объемы.
Расчеты показывают, что величина Ркрпр/Ткр для у/в-ых газов колеблется в пределах 1,41…1,47 и в среднем можно принять
Ркк/Тк=1,44 (18)
Отсюда к=1,44Тк/Рк (19)
С учетом (13), (19) уравнение (12) для коэффициента Дж.-Томпсона:
i=1,44(Тк/Рк)[пр–(пр/)]/(Сро+СР) (20)
Преобразуем (20) в форму РкiCp/Тк=1,44[пр–(пр/)] (21)
РкiCp/Тк – обобщенная ф-ция Дж.-Томпсона. Величина ее, вычисленная по (21) приведена на рисунке 1 в зависимости от и . Из ур. (20) получим окончательное выражение для вычисления коэф. Дж.-Томсона для ПГ:
i=(Тк/Рк)[РкiCp/Tк]/(Сро+СР) (22)
21. Зависимость функции коэффициента Джоуля-Томсона от приведенных давления и температуры. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта Джоуля-Томсона. Поi=(Тк/Рк)[РкiCp/Tк]/(Сро+СР) можно вычислить коэффициент Дж.-Томсона при этом обобщенная функция РкiCp/Tк в зав-ти от прив. параметров определяется по графику рис. 1. Среднее отклонение, вычисленных по нашему методу коэффициентов Дж.-Томсона. для чистых компонентов и смесей от опытных данных составляют 7 %. При пост. Р-х и t-рах коэф. Дж.-Томсона. для сухого у/в-го газа имеет большую величину для газа с большой молекулярной массой. При промысловых расчетах, связанных с дросселированием газа, обычно пользуются интегральным дроссель-эффектом, который определяется как произведение средних значений: дифференциального дроссель-эффекта на изменение давления. Для аналитического определения дроссель эффекта при изменении давления от Р1 до Р2 , необходимо проинтегрировать величину:
(23)
Для газа, подчиняющегося уравнению Ван-дер-Ваальса, Чарный получил из (23) след. Выражение Т1–Т2+2аln[(2a–T1)/(2a–T2)]=Ab(P1–P2)/CP (24) где Т1, Т2 – начальная и конечная температура газа; Р1, Р2 – начальное и конечное давления газа; СР – уд. теплоемкость газа.
a=27R2Tкр2/(64Ркр) (25)
b=RTк/(8Рк) (26)
(26) можно преобразовать к виду для расчета интегрального дроссель эффекта. Т=Т1–Т2=АRTк/(8СР)(1/1–1)(1–2) (27)
где: 1=/Тинв (28) 1=Р1/Ркр (29)
2=Р2/Ркр (30)
Тинв=27/(4Ткр) (31)
формулу 27 можно преобразовать к след виду:
Т=5,569(1/1–1)(1–2) (32) Данные, полученные по (27) и (32) совпадают с экспериментальными, и данными. (32) можно использовать для расчета интегрального эффекта ПГ с содержанием газа >90 %. Уменьшение температуры природного газа при данном изменении еа штуцере и известном давлении газа можно определить по рис. 2. При интегральных расчетах температуру газа в процессе дросселирования можно определить энтальпийным диаграммам, т.е. диаграмма состояния, которые для каждого индивидуального компонента газа строятся экспериментальным данным. Чаще всего параметры процесса дросселирования определяются по диаграммам состояния для чистого газа. По этим диаграммам получают приближенные значения величины интегрального дроссель эффекта, применительно к природному газу. В реальных условиях интегральный дроссель эффект для ПГ, определено для СН4. Эти отклонения могут быть вызваны отклонением в составе, присутствием в газе азота и СО2, а также наличие капельной жидкости Н2О и у/в-ого конденсата, который способствует увеличению конечной температуры газа, т.е. уменьшению дроссель эффекта. Рядом исследователей построены номограммы, позволяющие определить температуру ПГ после дросселирования. Одна из таких номограмм построена Будаяном, на основе диаграммы i – lgP для метана приведена на рис. 3. Данная номограмма позволяет определить интегральный дроссель эффект метана нужной для практики газовой промышленности области Р=0…32 МПа и Т=70…120оС. Эта номограмма с достаточной точностью можно пользоваться для определения дроссель эффекта, или температуры после дросселирования ПГ, с содержанием метана >90% рис. 3.
23. Материальный и тепловой балансы процесса НТС Изображена (рис. 1) ур-е теплового баланса:
dQx=dQв+ dQв+dQк+dQк+dQхг+dQп (1)
где dQx – кол-во теплоты получаемое при дросселировании Г; dQв – кол-во теплоты выд-ся при конд-и воды; dQв – кол-во теплоты при охл-и сконденсировавшейся воды; dQк – кол-во теплоты при конд-и тяжелых у/в-в; dQк – кол-во теплоты при охл-и сконд-ся тяжелых у/в-в; dQхг – кол-во теплоты необход-го для охлажд-я Г; dQп – кол-во теплоты потери тепла в ОС. dQx=QгСрг(dT/dP)idP (2)
где dQг – расход Г, м3/час; Срг=Ср(Р,Т) – теплоемкость Г кДж/оС; (dT/dP)i=i (3) – диф-ный эффект Джоуля-Томсона, оС/Па. При дросселировании от Р1 до Р2 уравнение 2 будет иметь вид
Qx=Срг(t/P)idP=Qг(Р1–Р2) (4)
где – среднее знач-е функции.
Cрг(t/P)P1…P2, T1…T2
Температуру Т2 можно определить исходя из формулы интегрального дроссель эффекта:
t1–t2=t/P)idP=(P1–P2) (5)
где – средне изменение температуры Г при снижении давления на 0,1 МПа в интервале давления Р2....Р1 . Удельную теплоту при конд-и воды: dQв=QгdWrв (6)
где W(P,Т) – сод-е влаги в газе, г/м3; rв – скрытая теплота конд-и воды, Дж/кг
dW=W/PdP+W/TdT (7)
после интегрирования уравнения (6):
Qв=Qгa1(Р1–Р2)+Qгa2(Т1–Т2) (8)
где a1 – среднее знач-е функции rв(Р,Т1)[dW(Р,Т1)/dP] в интервале Р1...Р2; a2 – среднее знач-е функции rв(Р2,Т)[dW(Р2,Т)/dP] в интервале Т1...Т2. Если взять нек-е среднее знач-е rв(Р,Т), то из уравнения (6) получим
dQв=Qгrв(W1–W2) (9)
где W1, W2 – сод-е влаги в Г на выходе в т/о и на выходе при условиях сеп-ии, г/м3
Кол-во теплоты выд-ся при охл-и сконденсировавшейся воды: dQв=QгWСрвdt (10)
где Срв – теплоемкость воды кДж/оС.
dQв=QгWСрв(Т1-Т3) (11)
Т1 – t-ра Г на входе в т/о оС
Т3 – t-ра сеп-ии, оС
Кол-во теплоты выдел-ся при конд-и тяжелых у/в: dQk=Qгdqкrk(P,Т) (12)
где dqк – сод-е тяжелых у/в в газе, г/м3; rk(P,Т) – скрытая удельная теплота конд-и тяжелых у/в, кДж/кг
dqк=qк/PdP+qк/ТdТ (13), то (12)
dQk=Qгв1(Р1–Р2)+ Qгв2(Т1–Т2) (14)
где в1 – среднее знач-е функции в1[dqk(Р,Т1)/dPrk(Р,Т1)] интервале P2....Р1; в2[dqk(Р2,Т)/dPrk(Р2,Т)] интервале Т2....Т1. Если взять среднее знач-е rk(Р,Т) и учитывая, что кол-во выдел-ся при конд-и тяжелых у/в равно q, то:
dQk=Qгqкrk (15)
Знач-е qк опр-ся как разница содержания тяжелых у/в на входе в сеп-р и после сеп-и. Кол-во теплоты необходимой для охл-я выдел-ся тяжелых у/в:
dQk=QгqкСркdt (16)
Кол-во тепла необходимого для охл-я Г:
dQхг=dQгСргdt (17)
Qхг=QгСpгdt=Qг(t1–t3) (18)
где – среднее знач-е теплоемкости Г в интервалеt-р от t1 до t3; Qп=кFtср (19); к – коэф-т теплообмена в ОС; F – поверхность оборудования ч/з который происходит теплообен; tср – средняя разность температур м/у оборудованием и ОС.
24. Расчетные схемы НТС с рекуперацией теплоты в газовом теплообменнике, с рекуперацией теплоты газа и жидкости.
Поскольку охлаждение газа в системах НТС достигается за счет дросселирования его, то мере снижения пластового давления, кол-во получаемой энергии уменьшается, что ухудшает процесс обработки газа, а это вызывает необходимость обеспечивать промыслы установками по производству холода (холодильные установки, турбодетандеры, вихревые трубы). При обработке Г теплота расходуется на конденсацию и охлаждение воды и тяж. у/в-ов. Для расчета установок системы, из которого определяется потребное кол-во теплоты при заданной температуре сепарации или находится температура сепарации по заданной холодопроизвод-ти. Рассмотрим эту задачу на примере различных технологических схем:1) Технологическая схема с рекуперацией теплоты в газовом т/о. Для технологической схемы с рекуперацией теплоты в т/о (рис. 2) уравнение теплового баланса имеет вид:
dQх=dQв+dQв+dQк+dQк+dQп+dQнг
dQНГ – потери тепла от недорекуперации газа в т/о; dQнг=Qгdt=Qг(t1–t4)
где – средняя теплоемкость газа в интервале температурt4–t1. t4 – температура газа при выходе из т/о.
2). Технологическая схема с рекуперацией теплоты газа и жидкости. Для данной схемы уравнение теплового баланса имеет вид:
dQх=dQв+dQк+dQнг+dQнж+dQнк
где dQНЖ – потери теплоты от недорекуперации ж-сти в т/о; dQнк – кол-во теплоты, полученное при испарении конденсата.
dQнж=Qг(W1–W2)Cрв(t1–t5)+QгqкСрк(t1–t5)
где t5 – температура ж-сти на выходе из т/о.
В промысловых условиях величины и Ср переменные, которые зависят от давления и температуры, и состава газа. При расчете теплового баланса установки, приведенной на рис. 3 необходимо учитывать теплоту испарения конденсата при рекуперации теплоты конденсата в теплообменнике Т-2. Для сравнивания расмотренных технологических схем приведены результаты расчетов необходимого изменения давления для получения температуры сепарации –10оС. расчеты выполнены на 1 м3 газа из которого конденсируется 100 г у/в-го конденсата при начальной температуре 40оС и tп=5оС. Расчеты показывают, что для уменьшения потребного кол-ва теплоты наиболее рационально рекуперировать как теплоту газа, так и теплоту жидкости. В этом случае, чтобы получить температуру –10 0С в НТС-ре изменение давления на штуцере должно быть 7,1 Мпа. Рис. 1. Р=23,4 МПа.