- •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.
2.Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.
Условия равновесия двухфазной системы
Все природные газы являются многокомпонентными системами. Если установилось равновесие двухфазной системы, то при данной температуре парциальные давления любого компонента в паровой и жидкой фазах должны быть равны между собой.
Парциальное давление в паровой фазе:
а жидкой фазе:
При установлении равновесии системы:
где у – молярная концентрация компонента в паровой фазе; Р – общее давление; х – молярная концентрация данного компонента в жидкой фазе; Q – упругость паров данного компонента при температуре смеси.
Количественное решение двухфазной системы:
Заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре. Уравнение общего баланса распределения компонентов имеет следующий вид:
(Ж)
где 100 – число молей первоначальной смеси; L – число молей образовавшейся жидкой фазы; V – число молей паровой фазы.
Материальный баланс по каждому компоненту:
A=x·L+y·V
где А – число молей в первоначальной смеси; х – молярная концентрация этого компонента в жидкой фазе; у – молярная концентрация его в паровой фазе.
Для получения уравнения параметров жидкой фазы в уравнении (Ж) следует заменить параметры паровой фазы параметрами жидкой:
и
Затем получаем:
Решая его относительно Х , получаем:
(Э)
Уравнение (Э) называется уравнением концентраций так как учитывает концентрацию любого компонента в жидкой фазе при заданных значениях давления и температуры. Аналогично получается уравнение концентраций для паровой фазы
и
Для n компонентов первоначальной смеси будет n уравнений + одно уравнение
х1 + х2 +…+xn = 1
y1 + у2 +…уn = 1
Исходя из изложенного для n +1 неизвестных будет столько же уравнений. Окончательное уравнение для определения параметров жидкой фазы имеет вид:
3. Явления обратной конденсации и испарения.
Если пар, находящийся в емкости под Р продолжать сжимать, то через некоторое время он становится насыщенным. При дальнейшем Р будет происходить конденсация пара и вследствие этого уменьшение его объема. Когда весь пар перейдет в жидкость, то при дальнейшем повышении давления эта жидкость будет сжиматься на такую ничтожную величину, что ею часто можно пренебречь. Р способствует конденсации. Р, - испарению. Это - прямые процессы. Но в зоне высоких Р и при других определенных условиях происходят обратные процессы. При Р происходят испарение, при Р - конденсация. Это обратные процессы. Месторождения, образовавшиеся в результате таких обратных процессов - ГКМ. Существование ГКМ объясняется тем, что углеводородные смеси при Р с 3—4 МПа, перестают подчиняться законам упругости паров и равновесных соотношений.
Константы равновесия углеводородов с Р также , т. е. жидкости становятся более летучими. В результате смесь может оказаться в газообразном состоянии. Все это происходит при t>tкр.
Диаграмма Р и t для двухкомпонентой системы. tкр – кривая точек кипения; tтр – кривая точек росы. В области, расположенной выше температуры, соответствующей точке СR, существование жидкой фазы данной смеси невозможно. Точку СR, обычно называют точкой критической температуры конденсации, а точку СХ - критической температурой многокомпонентной смеси. Обычно в этой точке в двухфазное состояние из этой смеси переходит примерно 50% жидкости. Для чистого же компонента в точке СR, состояние жидкой фазы предельное. Выше этой точки жидкость переходит в пар. Этим различаются критические температуры смеси и чистого компонента. Рассмотрим 2 варианта изменения состояния смеси с Р: первый - при температуре ниже критической в точке СХ , а второй - выше нее, но ниже СR. Изменение состояния смеси по линии abc при температуре t1<tкр.см. В точке а существует одна жидкая фаза. Снижение в интервале аb не вызывает образования паровой фазы. В точке b начинается испарение. Линия NbCХ является линией кипения или испарения. Количество паровой фазы по мере P будет . В данном случае процесс проходит обычным путем, т. е. это прямой процесс испарения при P над смесью. 2. Изменение состояния смеси по линии efdh при температуре t2, линия efdh расположена между критическими температурами, т. е. tкр.см<t2<tкон.см В точке е существует только газовая фаза, сохраняющаяся и при P в интервале еf. В точке f появляется жидкость (кривая CХfCRhO - кривая конденсации или точек росы). При дальнейшем P ниже точки f количество жидкости будет , но только до известного предела (до точки d), а затем , и в точке h будет опять только газовая фаза. В данном случае в интервале fd наблюдается явление обратной конденсации - образование конденсата при P. В интервале dh протекает прямой процесс - испарение жидкости при Р. Если процесс вести снизу, то в этом интервале будет также прямой процесс - образование конденсата при повышении давления, а в интервале df - обратный процесс, т. е. испарение жидкости при повышении давления. Процесс обратной конденсации или испарения может протекать только в зоне между критической температурой данной смеси и критической температурой ее конденсации, т. е. от tкр.см до tкон.см (между точками СХ и СR). Рассмотрим изотермы конденсации для трех t. Каждой изотерме соответствует определенное Р, при котором образуется max количество конденсата. Это Р max конденсации. При более низкой t получается значительно > конденсата. Для получения большего количества конденсата при эксплуатации ГКМ газ охлаждают.