- •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.
32. Отработка дэГа в абсорберах…….
Отраб. в ад-ре ДЭГ яв-ся сырьем для уст-ки регенерации, поэтому его концентрация оказ-ет существенное влияние на технолог.режим и эф-ть рабоы этого блока. Расчет конц. отработ.ДЭГа вып-ся по ур-ю мат.баланса:
gн-конц.отраб.ДЭГа,%; gк-конц-я РДЭГа; Wн-в.с.сырого газа сепаратора,г/м3; Wк-в.с.осуш.газа; L/Q-кратность циркуляции; Wн-опред-ся по намограмме, как функция Т и Р в сепараторе. После чего к найденной равнов.вл-ти прибавляется унос из сепаратора:
Wн=W+U/100, Wk-раститывается по тем же ур-ям или по номограмме как ф-я точки росы газа при зад-ных Р и Т.
Конценрация продуктов установки РДЭГа
Конц. рег.гликоля яв-ся одной из основных влияющих на процесс осушки газа, эта величина зависит от тех.режима работы системырег-ции, от параметров работы испарителя. Концентрация ДЭГа в рефлексе яв-ся величиной во многом определяющей его технолг. потери на УКПГ. Согласно теории р-ров парц. Р пара компонента пропорциональна давлени его насыщ. пара и активности в растворе. Давление опис-ся ур-нием
Рв=Р0в*X*в, Рд=Р0д(1-Х)*д
Рп= Рв+ Рд= Р0в*X*в+ Р0д(1-Х)*д
где Х- мольная доля воды в растворе; в, д-к-ты активности воды и ДЭГа; Рв, Рд- давл.нас.паров воды и ДЭГа.
Концентрация РДЭГа
Конц РДЭГа при испр.сост. испарителя и в отсутствии в аб-ре других лет продуктов опред-ся Р –нием в испарителе и Т-рой испарителя
(5)
Для оред-ния масс.конц.РДЭГа можно восп. ур-нием:
(6)
Решая ур-ние (1-6) можно опред-ть конц РДЭГа при известных параметрах работы испарителя. Для оператив расчетов на рис.4 представлена номограмма.
точность номограммы в диапазоне 40...200% не хуже (+/-)10%. Причем наиб погрешности вероятны для области низких давлений менее 10КПа. выше погрешности не ревышает (+/-)5%. номограмма позволяет определить концентрацию РДЭГа при известн. параметрах работы испарителя, а также подобрать технологический режим работы испарителя, необходимый для обеспечения концентрации регенир. абс-та. В р-ре могут быть примеси других влияющих на работу в-ств: конденсат, соли. Поэтому ур-ние и номограмма рекомендуются для оценочных расчетов.
Концентрация ДЭГа в рефлексе.
Верхний продукт регенерации ДЭГа(рефлекс) представляет сконденсированные пары с верхней тарелки. поэтому конц. гликоля в рефлексе тождественно концентрации пара на верхней тарелке, которая для бинарной равновесной системы ДЭГ-вода определяется Т и Р. Концентр ДЭГа определяем по закону Дальтона
Для перехода к массовым конц. ДЭГа при-ся ур-ния (5), в котором вместо Х подставляется (1-y)решая систему уравнений(1-6) относительно y и gреф находим конц. ДЭГа в рефлексе при известном давлении и тре верха десорбера. Для расчетов на промысле на рис 5 приведена номограмма связывающая Р,Т, состав смеси. Номограмма построена расчетным методом с помощью уравнений. Она позволяет опр-ть конц. ДЭГа в рефлексе при зад Р,Т,а также подобрать режим работы абсорбера.
33. Опыт эксплуатации и модернизации технологического оборудования укпг на унгкм
На УГКМ нах-ся 15 УКПГ с гликолевой осушкой. В работе также находится на каждом УКПГ ДКС 1-ой очереди и на 9УКПГ-ДКС 2-й очереди. В начальный период обустройства м-ния на УКПГ 1-4 Сен.залежи была применена дискретная схема расположения ООГ, пр-тью 3млн.м3/сут(Аб-р ГП-252) с диаметром аппаратов 1600мм и высотой 15660мм. В дальнейшем после первичной модернизации технлог. оборуд-ния зак-ся в установке в верхней части абсорбера фильтра патронов мощность была увеличена до 5 млн.м3/сут.(рис1)
В целях экономии произ. площадей на УКПГ-5 были установлены МФА ОГ пр-ю 5 млн.м3/сут ГП-365 с диаметром 1200 мм и Н=16000. Вклющая сепар, массооб и фильтр части в одном аппарате. За МФА на УКПГ-5 были установлены фильтры сепор. На УКПГ-6..10 установлено МФА без фильтров сепараторов рис 2. В настоящее время на УКПГ-5..10 эксп-ся 90 МФА с пр-ю 5 млн.м3/сут.
Типовая конструкция ГП-365 представляет собой колонну разделенную на три секции: сепарационная , массообменная, улавливания гликоля.
Первая по ходу газа секция сепарации состоит из сепарац. тарелки оснащенной 86 сепарац. центробеж. эл-ми диаметром 60мм. Секция абсорбции в пректном варианте состояла из 5-ти контактных ступеней, каждая из которых включала ситчатую тарелку с центробежными эл-тами. Следующая по ходу газа улавливающая секция служит для улавливания гликоля и состоит из 54 фильтропатронов с намоткой из фильтр материала и рукавной сетки. Слив установленного в секции коагул гликоля осуществ по наруж переточной трубе на полуглухую тарелку абс-ой секции. На 5 УКПГ сеноман залежи (УКПГ 11…15) были установлены МФА усушки г ГП-502 (рис3). Производительность 10 млн м3/сут Д=1800 мм Н=16.6м. Для обеспечения более эффектив очитски газа от капель жидкости перед МФА установлен отдельно стоящие сепораторы типа ГПР-830.00.000