- •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.
28. Технологическая схема унтс с тедандерно-компрессорными агрегатами.
Осн-е назн-е турбодетандера охл-е Г. Это достигается организацией пр-са расширения протекающего Г ч/з турбодетандер с совершением внешней работы, что приводит к Р и t Г. В разл-х промышленных холодильных уст-х получили применение детандеры объемного типа: поршневые, винтовые, в которых расширение Г происходит при изменении объема рабочих полостей к положительным качествам, таких детандеров следует отнести возможность значительного Р, а следовательно глубоко охлаждения Г в одной ступени. По сравнению с объемными детандерами, турбодетандеры характеризуются > производительностью, быстроходностью и > высокими значениями КПД. На рис. 1. приведена технол-я схема УНТС с детандерными агрегатами. Преимущества УНТС оборудованных турбохолодильными установками (ТХУ), по сравнению с установками оснащенными паро-компрессорными холодильными машинами (ПКХМ):
1) В системе с ТХУ отсутствует т/о-к 2 в котором обычно осуществляется передача холода от ПКХМ, поверхность и гидравлическое сопротивление ПКХМ достаточно велики, а капиталовложения составляют существенную долю в УНТС. Исключение ПКХМ из схемы УНТС приводит к металло-, капиталовложений;
2) Работа расширения Г исп-ся для дожатия остаточного Г. Это приводит к КПД системы по сравнению с установками в которых холод получается в результате изоэнтальпического дросселирования;
3) Обслуживание УНТС с ТХУ, проще чем с ПКХМ;
Недостатки ТХУ с ТХКМ
1) На t-м уровне 250…260 К т/д-я эф-ть ТХУ ниже, чем ПКХМ.
2) По мере Рпл абсолютное значение производительности по Г ТХУ.
3) При Р происходит внутреннего относительного КПД турбины и компрессора ТХУ.
29. Абсорбц-я осушка природного газа. Жидкие осушители и их свойства.
Наиболее широкое применение в качестве осушителей получили высококонцентрированные растворы ЭГ, ДЭГ, ТЭГ, применяется также пропиленгликоль(ПГ). Он являются водными растворами 2-х атомных спиртов жирного ряда, с водой смешиваются во всех отношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования. Это позволяет изготовлять оборудование из более дешевых марок стали. Физико-химические св-ва водных растворов гликолей приведены в табл.1. Важным свойством гликолей является их способность понижать t замерзания водных растворов. Это свойство дает возможность использовать их как антигидратные ингибиторы при отрицат-х t-х контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем лучше способность их ассоциации и понижении t замерзания растворов. Растворы ЭГ имеют низкую t замерзания, большую степень предотвращения гидратообр-я при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочей t осушке, более низкую растворимость в углеводородном конденсате по сравнению с ДЭГ и ТЭГ. Однако ЭГ имеет существенный недостаток – высокую упругость паров. Вследствие этого он не получил широкого распространения. При смешивании ЭГ с водой и др. соединениями, образуются межмолекулярные водородные связи. Этот процесс сопровождается выдел-ем теплоты и сжатием полученной смеси. Причем максим-ое выделение теплоты наблюдается в растворе (С2Н2(ОН)22Н2О), образование этого гидрата подтвер-ся изменением диэлектрической прониц-ти и вязкости водных растворов гликолей. Растворимость природного газа в ТЭГ на 2530% выше, чем в ДЭГ. С этой точки зрения при высоком P абсорбции применение ДЭГ предпочтительнее, т.к. он обеспечивает более высокий коэфф-нт избирательности в системе "вода-у/в". ДЭГ проявляет меньшую склонность к пенообр-ю чем ТЭГ. В свою очередь ТЭГ имеет ряд преимуществ над ДЭГ. У ТЭГ летучесть меньше чем у ДЭГ потери ТЭГ (унос его вместе с осушенным газом) будут меньше. ТЭГ дает более значительное снижение t точки росы, чем ДЭГ. Кроме того ТЭГ имеет более высокую температуру разложения = 2060С, в то время как у ДЭГ = 1640С. поэтому при десорбции ТЭГ можно нагревать до большей температуры, чем ДЭГ и достичь более высокую конц-ю реген-го раствора, без применения вакуума. Потери гликоля за счет их растворения в конденсате сост-ют 0,250,75 л/тыс.л.кон-та и зависит от содержания аромат-х у/в. В последнее время для осушки Г применяют также ПГ. По сравнению с ЭГ, ДЭГ, ТЭГ он в несколько раз дешевле и имеет очень
низкую температуру замерзания = -600С, что позволяет применять его в условиях Кр.Севера, как в чистом виде, так и в смеси с другими гликолями. Упругость паров ПГ при обычных температурах выше чем у ЭГ, ДЭГ, ТЭГ потери ПГ с обрабатываем газом при одинаковых условиях выше чем при применении ЭГ, ДЭГ, ТЭГ. Подача в абсорбер переохл-го ПГ позволило бы избежать его потери с осушаемым газом. Вязкость водных растворов гликолей возрастает с увеличением их концентрации и уменьш-ся с повешением t. Плотность водных растворов гликолей: =г+(1-)в (1) где: - весовая доля гликоля в растворе; г и в – плотности чистого гликоля и воды. Для уменьшения вязкости гликоля к ним можно добавлять органические растворители. В качестве раствор-й может быть использован и метанол. Гликоли относятся к вещ-м с относительно низкой токсичностью. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне:ЭГ – 0,1 мг/м3;ДЭГ – 0,2 мг/м3. Они являются пожаро- и взрывоопасными. ЭГ и ПГ в отличии от ДЭГ и ТЭГ поддаются полному биологическому разложению. Технол-я схема абсорбц-й осушки газа на Северных местор-ях УКПГ к дальнему транспорту системы абсорбц-й осушки газа включает в себя: технолог-е линии абсорбции воды; установку регенерации абсорбента; насосы для его перекачки; емкостной парк со вспомог-м оборуд-ем. Принцип-я схема осушки применяемая с незнач-ми измен-ми на УКПГ на Севере представлена на рис.1. Природный газ пройдя узел входных манифольдов поступает в С-1, где отделяется выделавшаяся на участке "забой-сепаратор" капельная жидкая фаза. После чего газ попадает в нижнюю часть А-1 на верхнюю ступень которого насосом Н-3 подается РДЭГ. При противот-м движении Г и абсорбента по высоте абсорбера происходит поглощение паров воды. После чего осушенный Г содержащий капли абсорбента с верха А-1 поступает в фильтр доулавливания гликоля Ф-1. Затем осушенный и очищенный Г пройдя регулир-й штуцер поступает в промысловый коллектор. Насыщ-й влагой абсорбент с глухой тарелки (в нижний части А-1) подается за счет избыточного Р подается в выветриватель Е-2, где при Р=0,30,6 МПа происходит разгаз-ие гликоля. Насыщ-й абсорбент из Е-2, через теплообм-к Т-1, где он нагревается РДЭГ, поступает на тарелку питания десорбера Р-1. Разряжение в испарителя и десорбера создается вакуумным насосом Н-2, на который поступают пар и неконденсир-ся газ из Р-1 предвар-но пройдя Х-1 Е-1. РДЭГ из испарителя отводится на Н-1 и подается через Т-1 (гликоль-гликоль), в накоп0ю емкость Е-3, откуда насосом высокого Р Н-3 перекач-ся на верхнюю конт-ю тарелку А-1.