- •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.
7.Средства регулирования технологическим режимом работы скважины (диафрагмы……
Режим работы фонтанной скважины регулируется штуцером на выкидной струне фонтанной елки. Регулирующее устройство бывает регулируемое и нерегулируемое. Устьевой штуцер – это диск с отверстием от 10 до 20мм. Фонтанная арматура на давление 70МПа комплектуется быстросъемными штуцерами типа ШБА-50-700; ШБА-65-700. Штуцеры такого типа зажимаются между фланцами на штуцерном патрубке. Регулирующий штуцер дает ступенчатое или безступенчатое регулирование работы скважины. Изготавливают в угловом исполнении ШРУ-60-125 и устанавливают на струнах арматуры в месте перехода манифольда на вертикальный участок, что позволяет регулировать режим работы скважины без ее остановки. Регулируемый штуцер ШР-8 (в корпус вставляется диски с калибровочными отверстиями из минералокерамики или сплава). Широко применяют штуцеры, состоящие из корпуса и сменной втулки.
Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды в скважине. Их типы и основные параметры регламентированы. К ним относят "Краны пробковые со смазкой", "Задвижки типа ЗМС прямоточные с принудительной подачей смазки и ручным, пневматическим дистанционным управлением».
Запорные устройства, используемые в арматуре скважин подразделяются на следующие типы:
- проходные пробковые краны типа КППС с условным диаметром Ду равным 65 мм и устьевым давление Ру равным 14 МПа и уплотнительной смазкой;
- прямоточные задвижки с условным диаметром Ду равным 65, 80, 100 и 150 мм, устьевым давлением Ру равным 21, 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным управлением;
- прямоточные задвижки с условным диаметром Ду равным 50 мм и устьевым давлением равным 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
8. Конструкция и оборудование скважин при орэ
Сущность ОРЭ в том, что все продуктивные пласты разбуриваются единой сеткой скважин и оборудуются специальным оборудованием позволяющим одновременное извлечение углеводородов раздельно из каждого пласта. Наиболее часто встречающиеся схемы ОРЭ для двух пластов: 1.По назначению: а.Одновременно раздельный отбор жидкости из двух пластов одной скважиной, б.Одновременно раздельное нагнетание рабочего агента в два пласта через одну скважину, в.Отбор продукции из одного пласта при одновременном нагнетании рабочего агента в другой.
2.По способу эксплуатации: а.Оба пласта фонтанным способом, б.Один фонтанно, другой – механизировано, в.Оба механизировано.
Принято именовать любую схему ОРЭ способом эксплуатации нижнего пласта, а затем верхнего. Существует несколько способов ОРЭ: 1.Фонтан-фонтан; 2.Фонтан-газлифт; 3.Газлифт-фонтан; 4.Фонтан-насос; 5.Насос-газлифт; 6.Насос-насос; 7.Газлифт-газлифт.
Установки для ОРЭ из двух и трех пластов одной скважиной фонтанным способом применяются в: 1.Установках с параллельной подвеской НКТ; 2.С концентрической подвеской НКТ. Существуют установки следующих модификаций: УГП-168-210; УГП-168-350К1 (СО2 6%). С параллельной подвеской двух рядов НКТ и УГЗ-219-350 с параллельной подвеской трех рядов предназначена для ОРЭ из двух и трех пластов. Все технологические операции на этих установках осуществляются с применением гидравлического циркуляционного клапана КЦГ-60-350. При авариях – 1КЦГ. Установка УГЗ-219-350 производит бобычу из четырех объектов. Добыча из верхнего (четвертого объекта) идет по затрубному пространству. Эта установка позволяет производить освоение, глушение и т.д. операции с использованием циркуляционных клапанов смонтированных в составе каждой из трех НКТ, причем один клапан размещен в корпусе пакера ПД-2-ЯГ-219-350. Наземное оборудование: моноблочная фонтанная арматура. Особенность установки – независимое раздельное извлечение пакеров с помощью колонного разделителя. Скважины с ОРЭ должны отвечать требованиям: 1.Расстояние между разобщающимися пластами не менее трех метров; 2.Пропластки разделяющие пласты не должны иметь литологические окна и пустоты; 3.Отсутствие перетоков в заколонном пространстве; 4.Эксплуатационная колонна герметична и позволяет осуществлять спуск оборудования для ОРЭ; 5.Плановые дебиты по пластам соответствуют технической возможности оборудования