- •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.
12. Особенности расчета показателей разработки в период падающей добычи в условиях газового режима (для технологического режима эксплуатации скважин постоянной депрессии на пласт).
Если на период падающей добычи задана динамика отбора г, то расчеты проводятся по алгоритму для известной динамики отбора. Но обычно в период падающей добычи прекращается бурение новых скв-н, т.е. считается что оно постоянно: n=const. В этом случае расчеты проводятся так:
Qст(t+t)=Qст(t)
Qдобст(t+t)=Qдобст(t)+Qст(1)(t+t)
Определим величину (t)/z():
[(t)/z()](1)=Pн/zн-РатТплQдобст(t)/(нТст)
По изв-ой зависимости опр-м коэф-т z: z(1)=z(пл,Тпл)
Определим (t):
(1)(t)=[(t)/z()](1)z(1)()
Опр-м дебит среденей скв-ы:
qср(1)=-Аср/(2Вср)+[Aср2/(4Bср2)+(2(t)-ср)ср/Bср]
Теперь вычислим отбор во 2-м приближении:
Qст(1)(t+t)=0,33qср(1)(t)n
Qст(2)(t+t)=[Qст(1)(t+t)+Qст(1)(t+t)] и т.д.
Итерации ведутся до сходимости по Р с заданной погрешностью: r(t+t)-r-1(t+t)=0,005 МПа
где r – номер итерации.
13. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ГАЗО-И КОНДЕНСАТООТДАЧИ ГАЗОВЫХ ГКМ. УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ. Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации газовых и газо-конденсатных месторождений показывает, что дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта и усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин. Для интенсификации притока газа к забою скважин применяют следующие способы: гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты, многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.; солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты — массированную, поэтапную, направленную СКО; гидропескоструйную перфорацию и сочетание ее с ГРП и СКО. Для вскрытия продуктивных пластов, а также процесса освоения скважин проводят следующие мероприятия: бурение горизонтальных скважин; бурение скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи; вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом; приобщение вышележащих продуктивных горизонтов без глушения скважины.
К усовершенствованию техники эксплуатации газовых скважин относятся: раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды; подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды; усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозионных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибитора в фонтанные трубы, комбинирования труб разного диаметра и т.д. Все эти методы могут дать большой экономический эффект и при широком внедрении их в промысловую практику позволят значительно увеличить дебиты скважин. Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5 м) водоплавающие залежи. Работы по интенсификации на газовых месторождениях начинают, как правило, тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку. Более рационально проводить их в период разведки при опробовании перспективных горизонтов с целью определения их промышленной продуктивности.