- •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.
4. Теория укрупненной скважины Ван-Эвердингена и Херста для расчета внедрения воды в газовую залежь (случаи постоянного дебита и постоянной депрессии).
При иссл-и проявления ВНР ГЗ часто аппроксимируется укрупненной скв-ной. На теории укрупненной скв-ны основаны методики прогнозирования показателей разр-и при водонапорном режиме. В уравнении материального баланса для ВНР при изв-й динамике отбора г неизвестными явл-ся Рпл.
(t)/z()=1/[н-Qв(t)][Pн/zнн-РатТплQдобст(t)/Тст] (1)
где Qв(t) – объем добытой скв-й воды.
необходимо располагать динамикой внедрения пластовой воды, чтобы опр-ть динамику падения Р. В 1949 г. Ван-Эвердинген и Херст разработали теорию укрупненной скв-ны. Они решили уравнение пьезопроводности для радиального пласта о притоке воды к скв-е конечного радиуса.
2Р/r2+1/rP/r=1/P/t (2)
где - коэф-нт пьезопроводности;
=kK/(mв)
где К – объемный модуль упругости
Размером укрупненной скв-ы по сравнению с пластом пренебречь нельзя.
Р(r,t=0)=Pн=const – начальные условия(3). Граничные условия
Внешние границы: а) P(Rк,t)=Pн – открытая система (4); б) (Р/r)r=Rк=0 – замкнутый водоносный пласт (5).
Внутренние границы (контур): а) P(Rк,t)- P(Rз,t)= P= const (6);
б) (rР/r)r=Rз= const (7)
qв=2Rзkh(P/r)r=Rз/в =const
(rР/r)r=Rз=в qв/2kh= const*
Интегрирования уравнения 2 при 3,5,6, дает решение
Qв(t)=2khRз2P(fo) /(в) (8)
где fo – пар-р Фурье (время Фурье, безразмерное время); fo=t/Rз2; (fo) – безразмерная функция пар-ра Фурье при Rк:
где I0, Y0 – функция Бесселя 1-го и 2-го рода, 0-го порядка.
Рн-Р(Rз,t)=вQв(fo) /(2kh) (9)
где (fo) - безразмерная функция пар-ра Фурье при Rк:
(fo)=
где I1, Y1 – функция Бесселя 1-го и 2-го рода, 1-го порядка.
F=Rз2Rз=(F/)0,5
5.Соотношение контурного и средневзвешенного пластового давления в газовой залежи круговой формы (вывод).
Найдем среднее давление в области установившейся радиальной фильтрации газа: 2Пrdrhm-элементарный поровый объем кольцевого элемента высотой h.
П(Rк2-r2c)mh- поровый объем пласта.
=(Pc/Pk;Rk/rc) Для многих практических случаев 0,9<Е<1 (Е=0,97).
=Рк- формула Лапука. Расчеты показывают, что при расстоянии м/у скв-нами от 600 м до 4400 м и Рзаб до 0,1 Рпл (в условиях стационарной фил-и) среднее Р в удельном объеме дренирования отличается от контурного на 0,5%. При расстоянии м/у скв-нами до 1000 м и при почти свободном дебите г-й скв-ны среднее Р отличается от контурного не более чем на 3%. Это объясняется значительной крутизной депрессионной воронки при притоке г к скв-не. Это позволило в уравнении притока к скв-не неизвестное контурное давление Pк (пластовое P в районе данной скв-ны) в момент t заменить средним Р в удельном объеме дренирования, а при равномерном размещении скв-н - приближенно средним Р в залежи.
6.Конечно-разностный аналог дифференциального уравнения неустановившейся одномерной фильтрации жидкости с единичными коэффициентами (вывод).
Рассмотрим однородный пласт, в к-м происходит одномерная фильтрация несжимаемой жидкости. Для этого случая ур-е нестац. Фильтрации имеет вид: 2Р/х2=(1/)Р/t +q (1)
=kK/(m) где К – объемный модуль упругости
Введем безразмерные величины:
=х/L;=P/Pн;=t/L2; (2)
x=L;Р=Pн; t=L2/; (3)
Подставим (3) в (1):
2Р/х2=((Pн)/x)=(Pн/L2)* 2/ 2 (4)
Р/t=(Pн/L2)/ (5)
(Рн/L2)2/2=(Рн/L2)/+ Рнf/L2; f=qL2/Pн; q=Pнf/L2. (6)
2/2=/+f (7).
В дальнейшем знак «» уберем, но будем иметь ввиду, что это те же безразмерные величины.
2Р/х2=Р/+f (7')
Разложение в ряд Тейлора:
Р(х)=Р(а)+Р'(а)(х-а)+Р''(а)(х-а)2/2!+…(8)
Мы рассматриваем точку i, в которой давление известно Рi. Нас интересует Рi+1 или Рi-1
Рi+1=Pi+Pi'x+Pi''(x)2/2!+Pi'''(x)3/3!+… (9)
Рi-1=Pi-Pi'x+Pi''(x)2/2!-Pi'''(x)3/3!+… (10). Из (9) найдем первую производную:
Рi'=(Рi+1-Рi)/x-Pi''x/2!+Pi'''(x)2/3!-… (11)
Рi'=(Рi+1-Рi)/x-0(x) (12)
где 0(x) – остаточный член первого порядка малости относительно x. Из (10)-аналогично:
Рi'=(Рi-Рi-1)/x+0(x) (13)
Складывая (12) и (13): Рi'=(Рi+1-Рi-1)/(2x)+0(x)2 (14) где 0(x)2 - остаточный член второго порядка малости относительно x.
Сложим (9) и(10):
Рi+1+ Рi-1=2Рi+2 Pi''(x)2/2!+4 PiIV(x)4/4!+… (15)
Рi''=(Рi-1-2Рi+Рi+1)/(x)2+0(x)2 (16)
По времени введем шаг t= τ. k – номер временного узла.
P/ Рk'= (Pk-Pk-1)/+0(); = (17) Явная и неявная конечно-разностная схема.
Р(к-1)-распределение Р на момент времени (к-1).
Внутренних узлов всего (n-1) и 2 граничных узла 0 и n. Производная в выражении (16) может быть записана для (к-1) временного слоя:
(Рi-1,k-1-2Pi,k-1+Pi+1,k-1)/(x)2=(Pi,k-Pi,k-1) / + fi,k (18) – конечно-разностное уравнение.
Известны: Рi-1,k-1; Рi,k-1; Рi+1,k-1. fi,k – плотность стока (источника) задана.
(18) соответствует явной конечно-разностной схеме, поскольку каждое уравнение содержит одно неизвестное давление Pi,k. Если записать (18) для k-го временного слоя:
(Рi-1,k-2Pi,k+Pi+1,k)/(x)2=(Pi,k-Pi,k-1)/+fi,k (19) - соответствует неявной конечно-разностной схеме, в к-й (n-1)+2=n+1 уравнений с n+1 неизвестных Р. В каждом уравнении (19) содержится 3 неизвестных.
Для решения ур-й типа (19) составляется система уравнений из n+1 ур-й с n+1 неизвестными. Решается такая система на каждом временном уровне методом Гаусса или методом прогонки. Применение явной схемы возможно при (х)2/2 – усл-е обеспечивающее сходимость. Неявная схема не требует таких ограничений.