- •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.
31. Определение основных величин, характеризующих процессы осушки газа и регенерации дэГа. Кратность циркуляции дэГа…….
В пром.условиях осн.величинами влияющими на экономику пром. обработки и тр-та газа яв-ся глубина осушки газа на УКПГ, потери ДЭГ с осуш.газом, кратность циркуляции ДЭГ. Эти величины зависят от ряда параметров УКПГ: условие контакта, конц.РДЭГ, пр-ть УКПГ по газу, сос-е оборудования, технолог. режим работы регенерации.
1.Влагосодержание
В процессе добычи газ контактирует с несколькими фазами. В пластовых условиях газ нах-ся в равновесии с пл.водой. После выхода на пов-ть в р-те сниж.Т происх-т конденсация раств. в газе влаги. В р-те этого в системе сбора и входных сепараторах УКПГ газ контактирует с выпадающей из него конд-нной водой. в случае подачи метанола а устье скв. газ контактирует с вод.рас-ром мет-ла, затем в аб-ре газ конт-рует с вод.рас-ром ДЭГа. Влагосод. газа можно опред. исп-я ур-е, таблицы, номограммы описывающие равновесную газа с водой и р-ми ДЭГа. влогосод. тощего (Сеноманского) газа опред-ся:
Рв0-давл.нас.вод.пара,МПа
Р-давл газа, МПа
В- поправка на не идеальность р-ра,г/м3МПа
Для операт. расч. на рис.1 предст. номогр. зависимости W,P,t. Номогр. позволяет опред-ть влагосод. газа равновесного с водой при заданных P и t. Точку росы по воде газа при зад. давл. насыщ.газа и при известной Т и влагосод-нии.
Влагосодержание газа равновесного с раствором ДЭГ.
В процессе осушки газ контактирует в аб-ре с р-ром ДЭГ. В реалбных аппаратах равновесие не достигаеться и влагосодержание газа выше чем равновесная с РДЭГом при условиях осушки. Однако расчет в.с. газа равновесного с ДЭГом позволяет определить потенциальные возможности процесса осушки т.е. мин. влагоемкость, которая может быть достигнута при контакте с гликолем заданной концентрации при известных условиях осушки. В.с. газа равновесного с ДЭГом опред-ся по формуле:
W*=W*X*в
где Х-мольная доля воды в р-ре ДЭГа
в-коэффициент активности воды в р-ре
Мольная доля воды связанна с массовой концентрацией ДЭГа
в-пред-ся по ур-ю справедливому для условия осушки в области Т=0..300С
Для оператив-го опред-я W на рис.2 представлена номограмма. С помощью нее можно определить точку росы по воде и влагосодержание газа равновесного с раствором ДЭГа известной концентрации при заданных условиях контакта. Р и Т контакта газ-гликоль необход.для достижения зад-ной влажности газа при осушке его р-ром известной концентр.
Кратность циркуляции ДЭГа
Глубина осушки газа в абс-ре зависит от условий контакта, конц. РДЭГа и и кратности циркуляции абс-та. Чем выше Р и ниже Тконтакта в абс-ре тем ниже в.с. осушаемого газа, однако Р и Т контакта в пром.условиях параметры обычно не регулируемые, поэтому играют пассивную роль.
Повышение конц.РДЭГа и увеличение подачи его в абс-р т.е. увеличение краности циркуляции, ведет к увеличению глубины осушки газа. Поскольку конц. ДЭГа зависит от технолог. режима и возм-тей уст-ки реген-ции, то экономическое соображение кратности циркуляции ДЭГа должна ус-ся не выше, той которая обеспечивает заданную глубину осушки газа. Для расчета требуемой кратности циркуляции необходимо выполнить тех-кий расчет абс-ра. Для операт. расчетов построены номограммы рис3.
за основу принят тарельчатый абс-р оснащ-нный 15-ю колпачковыми тарелками. Опыт эксплуатации таких абс-ров показывает, что КПД тарелок нах-ся в пределах 0,15-0,25, поэтому в номограмме КПД=0,2, а раб. давл.контакта7,5МПа, унос влаги из сепаратора 30г/тыс.м3.Опыт экспл.сев.газовых мес-ний показывает, что ас-р нового типа МФА с 5-ю ступенями контакта имеют близкие технолог. хар-ки.Поэтому представленная номограмма применима для оценочных расчетов всех типов абс-ров. С помощью нее можно выполнить расчеты требуемой крат-ти цирк-ции ДЭГа, конц. ДЭГа,В.С.,точку росы газа.