- •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.
26.Периоды работы установок нтс. Выбор режима.
При Рпл интегральный дроссель эффект на установках НТС также . В результате чего t-ра сеп-ии и естественно ухудшается и осушка Г. Для поддержания в сеп-рах постоянной во времени t-ры сеп-ии на ГК комплексах осуществляются мероприятия по снижению потерь Р и улучшения способов охлаждения Г на пути его движения из пласта к установке НТС. В связи с этим в работе установки НТС наблюдаются следующие периоды: 1. Когда запас естеств-й энергии пласта большой, то он обеспечивает получение заданной технол. режимом темп-ры сеп-ии, путем дросселирования Г и теплообмена в газовых т/о-ках. В сеп-рах поддерживается Р максимальной конденсации. При высоких пласт. давлениях на устье скв-н и на входе в УКПГ устанавливаются штуцеры с таким расчетом, чтобы Р Г на входе в установку не превышало 16-17 МПа, т.е. допустимое рабочее давление для сеп-ров и т/о-ков. 2. Когда Р на входе в установку -ся до величины не позволяющей получить прежнюю t-ру Г в сеп-рах, то устьевые штуцеры снимаются. 3. При дальнейшем Pпл возможно, если это экономически целесообразно, заменить лифтовые трубы на больший диаметр, если нет опасности нарушения экспл-х колонн в следствие эрозионно-коррозионных явлений. При больших отборах Г из скв-н эксплуатацию следует вести через затрубн-е пространство и лифтовые трубы одновременно. 4. При прочих равных условиях поверхность охлаждения Г-ых т/о-ков наращивается до экономически целесообразных размеров. 5. При дальнейшем получаемой в сеп-рах t-ры Г сверх заданной технол-м режимом в работу вводятся посторонние источники холода (водяное, воздушное охлаждение, турбодетандеры) Ввод холода из вне обосновывается технико-экономич-ми расчетами. 6. При Р на входе в установку до величины Р max конденсации наступает период компрессорной работы установки НТС. Дефицит Р для транспорта Г потребителям компенсируется установкой компрессорных станций. 7. При значит-м Рпл, дебитов скв. и общего отбора Г из месторождения, истощенную залежь можно разрабатывать с целью подачи Г на местные нужды. Часть оборудования установок НТС при этом может быть демонтирована. Выбор режима работы установок НТС. На показатели установок НТС большое влияние оказывают t, Р, состав сырьевого Г, эффективность оборудования и число ступеней сеп-ии. Выбор P: На практике значение Р на последней ступени сеп-ии выбирается как правило на 0,1-0,2 МПа больше, чем Р в МГ. Р на I-й ступени сеп-ии устанавливается в зависимости от устьевых параметров Г, наличия арматуры и оборудования, состава продукции. P оказывает существенное влияние на распределение компонентов Г по фазам. С Р степень извлечения тяжелых компонентов снижается, в то же время общее кол-во у/в перешедших в ж-ую фазу при сеп-ии увеличивается, что связанно с увеличением конденсации метана и этана. Пропорционально этому -ся кол-во газов выветривания на установке стабилизации к-та. Следовательно повысится также расход энергии на дожатие низкотемпературных Г-в до Р товарного Г. Выбор t: Значение t-ры выбирается исходя из необходимости получения точки росы Г, обеспечивающей транспортирование Г в однофазном состоянии. На ряду с этим, в ряде случаев, выбор t-ры обработки Г осуществляется также для увеличения выхода пропан-бутановых фракций. Выбор числа ступеней сеп-ии: На практике применяются 2-х и 3-х ступенчатые схемы. Расчеты показали, что для всех составов Г max выход ж-ой фазы имеет место при одноступенчатой сеп-ии. На практике, как правило для подготовки Г не используют одноступенчатый процесс сеп-ии. При многоступенчатой сеп-ии в I-м сеп-ре от Г, наряду с частью к-та выделяются вода и мех. примеси. Выделение последних из Г обеспечивает надежную работу т/о-ка перед сеп-ром II-й ступени. Поэтому учитывая, что в добываемом Г почти всегда могут быть мех. примеси применение сеп-ра I-й ступени при обустройстве ГКМ практически неизбежно. С учетом приведенных для подготовки Г и ГК можно рекомендовать следующие варианты технол-х схем, обеспечивающие преимущества одноступенчатой сеп-ии: 1. Установка НТС, где благодаря режиму в I-й ступени сеп-ии из Г выделяется минимальное кол-во тяжелых у/в. Это обеспечивает поступление в сеп-р II-й ступени более жирного Г и тем самым увеличение выхода в нем к-та. В период исчерпания дроссель эффекта сеп-р 1-й ступени можно использовать только для выделения из Г мех. примесей и капельной влаги. Для более тонкой очистки Г от примесей можно организовать подачу в поток Г некоторого кол-ва ингибитора, который на ряду с предотвр-ем г/о поглотит-й также мех. примеси. 2. Схема с подачей нестабильн-го к-та сеп-ии I-й ступени или его тяжелой фракции в поток Г перед сеп-ей 2-й ступени. При подаче всего нестабильн. к-та после его разделения от водно-ингибиторного раствора в поток Г, состав смеси перед сеп-ром 2-й ступени становится такой же, что и состав первоначальной смеси. Поэтому в итоге установка НТС хотя формально имеет 2 ступени, фактически состоит из одного технологического цикла. Подача всего кол-ва нестабильн. к-та уменьшает кол-во потоков Г выветривания и упростит схему установки.