- •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.
3. Использование принципа суперпозиции в расчетах внедрения краевой воды в газовую залежь круговой формы.
Имеется залежь радиусом Rз, заданы Qдобст(t), н, k, kв – фазовая проницаемость воды в газонасыщ-й области, h, m, в, Рн, Тпл, z(P,Tпл).
Требуется рассчитать qв(t), Qв(t), (t), R(t).
2Р/r2 +( Р/r)/r =1/Р/t - линейное уравнение.
Воспользуемся принципом суперпозиции для решения линейного уравнения
Qв(tn)=(1)
Предположим, что на укрупненной скважине наложены n одинаковых скважин, работающие с своим дебитом qвj, но разные промежутки времени. Т.о. мы можем использовать принцип наложения скважин, у каждой которой постоянный дебит, но разные по значению. Т.е. в пространстве мы имеем несколько скважин, но совмещенных вместе
Pн-Р(Rз,t)=Pj; j=1,n (2)
Pн-Р(Rз,t)=Pн-(в/(2kh))[qвj(fon-foj-1)]; j =1,n (3)
fon-foj-1=χ(tn-tj-1)/R2З
tj-1= tj=(j-1) t (4)
Принимаем при t0=0 =>qв0=0 (5)
Выделим из (3) последние слагаемое:
Pн-Р(Rз,tn)=Pн-(в/(2kh))[qвj(fon-foj-1)]-qвnв (tn)(fon-fon-1)) /(2kh) (6)
qвj=qвj-1+qвj
Теперь предположим, что все показатели процесса поступления воды ч/з стенку укрупненной скважины нам известны на момент времени tn-1.
Требуется определить показатели на момент времени tn-?
Qв(tn)=Qв(tn-1)+[qв(n-1)+qвn]t (7)
Запишем уравнение материального баланса для ВНР с учетом (7)
(8)
Ур. (6) описывает потери давления в области м/у контуром водонапорной системы и контуром начальной газоносности.
(t)=P[R(t)] (9) – пологаем, если пласт горизонтальный. Если пласт не горизонтальный, т.е. с уклоном, то следует учитывать противодавление создаваемое поднимающейся в плате водой. При расчете потерь давления м/у контуром укрупненной скв и текущим контуром газоносности по шагам времени t можно воспользоваться МПССС. Для этого воспользуемся формулой Дюпюи.
Р(Rз,t)-[(t)+вgy(t)]= (в/(2kвh))
ln[Rз/R(t)][qвn-1+qвn] (10)
Контур укруп.скв. не изменен во времени, контур газоносности изменяется. Приравниваем (6) и (10) уравнения и подставляем ур.(8), получим
Исключая Р из (12) с учетом (9) и (5) получим:
Рн-(в/(2kh))([qвj(fon-foj-1)] -qвn(fon-fon-1))=
+
+вgy(t)+(в/(2kh))ln(Rз/R(tn))[qвn-1+qвn] (11)
(11) квадратное отн-но qвn
qв(tn)=b/(2a)-[(b2/(4a2)-c/a]0.5 (12)
а=вt(fon-fon-1) /(2kh)+(вt/
(2kВh))ln[Rз/R(tn)])
b=Рнt-(tqв(tn-1)в/(2kBh))
ln[Rз/R(tn)]+Lв(fon-fon-1)
/(2kh)-
-(tв/(2kh))[qвj(fon-foj-1)]+
+(Lв/(2kBh))ln[Rз/R(tn)]- вgy(t) t
c=РнL-(Lв/(2kh))[qвj(fon-foj-1)]-(Lqвв/(2kBh))ln[Rз/R(tn)]-d-вgy(tn)L
L=н-Qв(tn-1)-qвn-1t
d=(Рнн/zн-РатТплQдобст(tn)/Тст)
В (12) входят параметры на момент времени tn: R(tn), y(tn), z(tn). Поэтому решение производят методом последовательных итераций. В 1-м приближении:
R(1)(tn)=R(tn-1); y(1)(tn)=y(tn-1);
z(1)(tn)=z(tn-1)
Далее вычисляют коэф-ты а, b, с, но предварительно d и L и находят (1)(t). Поэтому давлению находят z(1)((1)) – промежуточное значение.
Чтобы уточнить R(tn), используют соотношение
QB(tn)=π[R2з-R2(tn)]mh(-αост) (13)
Из (13)определяют R(1)(tn).
Чтобы уточнить у(1)(tn) надо с помощью структурной карты и карты емкостного параметра (αmh) устанавливают зависимость у=f(Ω)
ymax=H-этаж газонос-и
Итерации ведутся до сходимости Р. Рез-ты расчетов сравнивают по давлениям:Р(2)(tn)-Р(1)(tn)