- •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.
5. Тепловой расчёт в шлейфах.
При трансп-е Г проис-т изм-е t-ры Г, за счёт сниж-я Р и теплообмена с ОС. Среднюю t-ру Г на расч-м участке L выч-ют по: Tср=Тгр+(Тн–Тгр)(1–е–al)/(al), где Тн – t-ра Г на нач-м участке ГПр-да, К; Тгр – t-ра Г на глубине прокл-ки ГПр-а; а – пар-р Шухова:
а=(262,3Кdн)/(Q∆Cр106)
где К – коэф-т теплопередачи от трансп-го Г к ОС, Дж/кг; dн – наруж-й ГПр-а, мм;
dн=dвн+2(δт+δиз)
где δт, δиз – толщины стенок ГПр-а и изоляции, мм.
Осн-м в опр-нии t-ры Г на расч-м уч-ке ГПр-а явл-ся расчёт коэф-та теплопередачи, от транс-го Г к ОС. Коэф-т теплопередачи для подземного ГПр-а при произ-й толщине теплоизоляции опр-ся:
К=1/[1/м+dн/(2103м)+ln((dвн+2м)/dвн)+dн/(2103из)ln(dн/(dвн+2м))+dн/(dвнвн)]
где т – коэф-т теплопередачи от трубопро-да в грунт, В/м2; м – коэф-т теплемкости металла труб, Вт/(моС); из – коэф-т теплоемкости изол-и, Вт/(моС); вн – коэф-т теплообмена м/у транс-м Г и стенкой труб, Вт/(м2оС). t-ра Г на заданном уч-ке Г-опро-в L опр-ся:
Tl=Tгр(Тн–Тгр)е–al–Дi(Pн2–Рк2)(1–е–al)/(2alPср)
где Дi – коэф-т Джоуля-Томсона, оС/МПа; Рср – среднее знач-е Р на расч-м участке Г-опро-в: Рср=2(Рн+Рк2/(Рн+Рк))/3. Для подзем-х МГ экспл-мых при турб-м режиме внутр-й коэф-т теплопередачи равен: i=50…400 Вт/(м2оС). Эта величина знач-но превыш-т внешн-й коэф-т тепло-чи 2=1,5…5 Вт/(м2оС). 1/1Д1 можно пренебречь с малой погр-тью. Для гр-та из сухого песка К1,163 Вт/(м2оС); для очень влажного песка К3,489 Вт/(м2оС); для сырой глины К=1,57. При отсутствии данных о хар-ре и влажности грунта по трассе ГПр-а коэф-т теплопер-чи прин-ем К1,75 Вт/(м2оС).
5,. Гидравлический расчёт шлейфов.
Шлейфовые Г-опров-ды хар-ся , пропускной способностью, t-ным режимом, ∆Р в них. Течение Г в шлейфах – хар-ся Re, крит-ми Фруда, Эйлера. Внутр-й шлейфов при заданной ск-ти Г:
dвн=(q106/(0,785w))0,5
где q – расход Г, при Рраб, t-ре Г, м3/с; w – ск-ть Г в шлейфе, м/с.
Секундный расход Г:
q=(Qzp106)/(Pzн864009,8)
где Q – расход Г, в н. у., млн. м3/сут; Р – Р в расчёт-й точке, МПа; zк, zн – коэф-т сверхсж-ти Г, при рабочих условиях и н. у. После нахождения dвн по табл. приним-т ближайшее факт-е знач-е, внутр-й ГПр-а, и исходя из Рраб в нём опред-ют его толщину. Факт-я скорость Г в шлейфе:
w=q106/(0,785dвн2).
Р в конце шлейфа:
Рк=(Рн2–Q2TсрzсрL/(10,2310-12dвн5))
где Рн – Р Г в начале ГПр-а, МПа; λ – коэф-т гидрав-го сопрот-я ГПр-а; Тср – сред-я t-ра в ГПр-е, К; L – длина ГПр-а, км; Δ – относ-я плотн-ть Г в норм-х услов-х.
При извес-х знач-ях Рк Р на задан-м участке ГПр-а:
Рх=(Рн2–(Рн2–Рк2)х/L)0,5
где x – растоя-е от начала до конца, км. Тср находиться как среднее арифм-е м/у t-рой Г в начале шлейфа и t-рой грунта на глубине залегания ГПр-а. В качестве расч-й точки прин-ют расст-е от пов-ти земли до оси ГПр-а. λ опр-ся по мет-ке ВНИИ Г:
=0,067(158/Re+2Kш/(103dвн))0,2
где Кш – шерох-ть стен труб, микрон, – хар-т неров-ти стенки трубы.
Изм-е шероховатости труб в период экспл-ции в знач-й степени зав-т от кач-ва транс-го Г. Налич-е в нём сернистых соед-й, воды и мех. примесей со временем резко увел-ет шерох-ть труб. Абс-я шерох-ть в начале Кш=30…40 мкм после длит-й экспл-ции Кш=500…1000 мкм. Re явл-ся мерой отн-я сил инерции и внутр-го трения:
Re=Wdвн/=Wdвнн/
где W – средняя ск-ть потока м/с dвн – внут-й труб-да, м; н – потока при раб-х усл-ях, кг/м3; – дин-я вяз-ть, Пас; – кин-я вяз-ть, м2с; Транс-е Г по шлейф-м и МГ практ-ки всегда происх-т при турб-м реж-ме. Если в транс-м Г сод-ся изв-е кол-во ж-ти необ-мо заменить =f (Re) на см. Коэф-т см опр-ся многопарной фун-й: см=(Re)(, Fr, ) где (Re, ) – коэф-т гидр-го сопр-я при движ-и потока; – отн-я шерох-ть; (, Fr, ) – поправ-й коэф-т;
=Wг/(Wг+Wж) – расход-е Г-осод-е; Wг,Wж – привед-е к полному сечению ГПр-а ск-ти Г и Ж, м/с; Fr – критерий Фрунда – мера отн-я сил инерции и тяжести в потоке:
Fт=(Wг+Wж)2103/(gdвн)
=г/ж
Коэф-т эф-ти: Кэф=Qф/Qп где Qф, Qп – факт-я и проект-я способность Г-оп-да. Знач-е коэф-та эф-ти ГПр-а сниж-ся при наличии Г, мех. примесей, с увел-ем шерох-ти стенок труб.