- •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.
19. Расчет добычи конденсата по данным дифференциальной конденсации.
Под дифференциальной конденсацией (ДК) понимается пр-с выпадения ж-й у/в фазы путем снижения Р в гкс медленными темпами. По результатам лабораторных экспериментов на бомбе PVT строится изотерма ДК при Тпл. Допущения исп-е при расчете: 1) начальный состав г не претерпевает каких-либо существенных изменений как по площади, так и по толщине продуктивного пласта, 2) Р во всем пласте снижается равномерно, без формирования значительной депрессионной воронки. Кол-во извлекаемого из залежи стабильного конденсата за любой i-й достаточно малый период разр-ки залежи, приведенное к Рат и Тст, находится по следующей формуле:
Qkiст=qkiст(i)Qiст (1)
где Qkiст и Qiст - соответственно добытые кол-ва стабильного к-та и г за i-й интервал разр-ки (приведенные к Рат и Тст), qki - среднее содержание стабильного к-та в добываемом г за рассматриваемой период, i - среднее Р в залежи или дренируемой зоне пласта на середину i-ого интервала. Содержание стабильного к-та в добываемом газе при нек-м среднем пластовом давлении Р:
qk(P)=qk(Pн)-qkn() (2)
где qk(Pн) - начальное потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (при начальном давлении Pн), qkn()- потери стабильного конденсата в пласте опр-яются по изотерме дифференциальной конденсации.
Суммарное кол-во стабильного конденсата Qк к n-ому моменту времени опр-яется по фор-ле:
Qkст=Qki=qki()Qiст (3)
Очевидно, что суммарная добыча конденсата существенным образом опр-яется добычей г. Другими словами, коэф-нт конденсатоотдачи зав-т от коэф-нта газоотдачи. Обе части соотношения (3) разделим на начальные запасы конденсата qk(Pн)Qзап Кроме того, правую часть умножим и разделим на суммарное кол-во г:
Qдоб(t)=Qiст
Qk(t)/(qk(Pн)Qзап)=qki(i)Qiст/(qk(Рн) Qзап)*Qдоб(t)/Qзап или k=/(qk(Pн)), где - коэф-нт газоотдачи, k - коэф-нт конденсатоотдачи пласта:
=1/(Qдоб(t))qki(i)Qiст
Физический смысл - среднее содержание конденсата в добытом с начала разр-ки газе.
20.Методика расчета показателей разработки газовой залежи при газовом режиме для заданной динамики темпа отбора газа и технологического режима эксплуатации "средней" скважины с постоянной депрессией на пласт.
Известны: запасы г, начальное Рпл и Тпл, глубина пласта, пар-ры средней скв-ны, динамика отбора г. Пласт имеет форму, близко к круговой.
Скважины характеризуются равномерным размещением, т.е. в любой момент ремени будет выполняться соот-ие:
q1(t)/ 1= q2(t)/ 2=….= qn(t)/ n
Опр-ть: динамику падения средневзвешенного Рпл, Рзаб, Рус, дебита скв-н, кол-во добывающих скв-н.
Уравнение материального баланса при газовом режиме
(t)/z()=Pн/zн-РатТплQдобст(t)/(нТст) (1)
Qдобст(t)=интегр(0,t) Qст(t)dt (2)
Qдобст(tk)=∑ Qст(ti)
При t≤TI : Qдобст(t)= интегр(0,t)ctdt=ct2/2
При TI<t≤TII :
Qдобст(t)=c TI2/2 + Qпостст(t- TI)
(t)=[ (t)/z()]z() (3) – требует проведение итерационных процедур
Уравнение притока г к средней скв-е:
2(t)-Рс2(t)=Aсрqср(t)+Bсрqср2(t) (4)
Используя св-ва техноло-го режима (5)
И решая уравнение (4), получим (6)
ср=(t)-Рс(t)=const (5)
qср=-Аср/(2Вср)+[Aср2/(4Bср2)+(2(t)-ср)ср/Bср]0,5 (6)
n(t)=Qст(t)/[0,365qср(t)кЭ] (7)
С(t)=(t)- ср
Ру(t)=[Рс2(t)e-2S+λ(e-2S-1)q2]0,5
λ =1,377z2 срТср2/dНКТ5
Ср=(С+У)/2