- •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.
23. Технологический режим работы газовой скважины продуцирующей агрессивные компоненты.
На месторождениях где в пластовой смеси присутствуют агрессивные компоненты СО2 и H2S применяется режим постоянной скорости на устье скважин. СО2 и H2S вызывают коррозию подземного и наземного оборудования. Скорость коррозии зависит от скорости движения газа. Установлено, что при скорости движения газа по стволу скважины Vг>10 м/с резко увеличивается скорость коррозии Vк. Поэтому нецелесообразно увеличивать Vг>10-12 м/с.
Vк зависит так же от парциального давления агрессивных компонентов и наличия в продукции воды. Чем больше парциальное Р, тем больше скорость коррозии. Наличие воды для СО2 снижает Vк.
Проектирование конструкции скважин на таких месторождениях должно осуществляться с учетом дополнительных требований: 1.Необходимостью применения обсадных труб в антикоррозионном исполнении; 2.Повышенной герметичностью резьбовых соединений обсадных труб; 3.Предусмотрением увеличения толщины стенок обсадных труб против расчетных на участках, подвергаемых интенсивному износу; 4.Исключением элементов конструкции скважины, работающих при нагрузках, близких к предельным; 5.Планированием использования коррозионностойких тампонажных материалов;6.Защитой эксплуатационной колонны от прямого длительного влияния агрессивной среды (устанавливается забойное оборудование, обеспечивающее подачу ингибитора коррозии); 7.Обеспечением за всеми колоннами подъёма цементного раствора до устья.
В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, затрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны.Подача ингибитора на забой скважины осуществляется из затрубного простраства через клапан и пакер. Съёмный ингибиторный клапан установленный в боковом кармане НКТ срабатывает при превышении определенного значения давления и ингибитор поступает на забой скважины. Со снижением дав-ления в затрубном пространстве он срабатывает, подача ингибитора прекращается.
24. Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита от нее..
Коррозия – это химическое и электрохимическое разрушение металла. Коррозия протекает в гетерогенной среде. Процессы коррозии делят на: 1.По виду разрушений (сплошная коррозия, местная, равномерная, неравномерная, избирательная); 2.По характеру взаимодействия со средой (химическая коррозия, анодная и катодная или электрохимическая); 3.По условию протекания процесса (газовая при повышенных температурах и отсутствии влаги, жидкостная в не- и электролитах, подземная коррозия, биокоррозия, электрокоррозия, щелевая коррозия, контактная коррозия, под напряжением, кавитации, коррозионная эрозия, структурная коррозия, термоконтактная); 4.По типу разрушения (пятнами, язвенная, точечная или питтинговая, сквозная, нитевидная, подповерхностная, межкристаллическая, в местах сварки или ножевая, коррозионное растрескивание). По коррозионной активности выделяют среды: 1.Неаэрированная среда без сероводорода; 2.Среда без кислорода; 3.Неаэрированная среда с содержанием сероводорода и т.д. Все виды коррозии делят на две группы: 1.Коррозия внутренней поверхности оборудования из-за контакта металла с рабочей средой; 2.Коррозия внешней поверхности. Наибольшее влияние на внутреннюю коррозию оказывает транспорт ГЖС (расслоенный, барботажный, дисперснокольцевой).
Борьба с коррозией нефтегазопромыслового оборудования осуществляется по нескольким направлениям: 1.Применение ингибиторов коррозии; 2.Нанесение лакокрасочных и стойких металлических покрытий на поверхность защищаемого металла; 3.Применение полимерных материалов; 4.Применение стойких к коррозии металлических сплавов, на основе нержавеющих сталей. Известные в настоящее время методы противокоррозионной защиты подразделяются на: 1.Технологические (использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти; создание стабильных термодинамических условий; создание режима дисперсно-кольцевого течения потока; предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с той, в которой он отсутствует); 2.Специальные (применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, неметаллических материалов, лаков и красок; оборудование установок и трубопроводов катодной и протекторной защитой).
Ингибиторы коррозии в зависимости от направленного их действия на реагент - агрессор, вызывающий коррозию металла (сероводород, кислород, углекислота, СВБ и или их комплексное присутствие) подразделяются на: 1.Ингибиторы сероводородной коррозии; 2.Кислородной коррозии; 3.Ингибиторы углекислотной коррозии; 4.Комплексные ингибиторы; 5.Бактерициды.
Способы ингибиторной защиты нефтегазопромыслового оборудования и скважин: 1.Непрерывный ввод раствора ингибитора в добываемую или транспортируемую среду; 2.Периодическая обработка технологического и скважинного оборудования ингибитором; 3.Закачка ингибитора в пласт;
4.Закачка ингибитора в затрубное пространство скважины оборудованной пакерами.
Подача ингибитора осуществляется устройствами обеспечивающими: 1.Автоматический или полуавтоматический ввод ингибитора в скважину; 2.Автоматическую подачу ингибитора коррозии в зависимости от расхода добываемой скважинной продукции; 3.Самопроизвольную подачу ингибитора; 4.Подачу ингибитора коррозии под давлением среды.
Ингибирование скважин оборудованных пакерами производится следующими способами: 1.Закачкой его в пласт; 2.Доставкой его на забой в желонке; 3.Заменой жидкости в НКТ двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или в воде с доставкой его в последующем до забоя скважины.
В фонтанных скважинах подача ингибитора коррозии осуществляется в основном непрерывно с помощью дозировочного насоса. Первоначально закачивается ударная доза ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке. На газлифтных скважинах подача ингибитора осуществляется через форсунку распылением его непрерывно или периодически. При образовании гидратов в скважинах в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты подача ингибитора коррозии осуществляется либо совместно, либо раздельно централизовано с ингибитором гидратообразования.