Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

1. Приближенная методика расчета сайклинг-процесса.

2. Понятия пластового и горного давлений. Определение приведенного пластового давления в газовой залежи и его расчет по замерам пластового давления в скважинах. Определение средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.

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 (плоскопараллельной) 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

8. Системы размещения скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, условия их применения, достоинства и недостатки.

9. Классификация месторождений природных газов.

10. Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов

11. Учет в уравнении материального баланса газовой залежи растворимости газа в связанной ("рассеянной") нефти.

12. Особенности расчета показателей разработки в период падающей добычи в условиях газового режима (для технологического режима эксплуатации скважин – постоянной депрессии на пласт).

13. Методы повышения газо- и конденсатоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений. Условия их применения.

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.

18. Характерные периоды разработки месторождений природных газов (с точки зрения динамики отбора газа, условий подачи газа в магистральный газопровод, поддержания пластового давления, степени изученности строения).

19. Расчет добычи конденсата по данным дифференциальной конденсации

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.

21. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.

22. Дополнительные данные для проектирования газоконденсатных месторождений – кривые дифференциальной конденсации (зависимости изменения от давления потенциального, содержания группы компонентов С_5+В, потерь конденсата, удельного накопленного извлечения конденсата).

23. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.

24. Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давления. Графический и аналитический способ обработки данных разработки.

25. Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.

26. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.

27. Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

28. Особенности расчетов внедрения воды в газовые залежи круговой формы со слоисто-неоднородными коллекторами.

29. Определение запасов газа газовой залежи по падению пластового давления. Графический и аналитический способ обработки данных разработки.

30. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.

31. Основные разделы проекта разработки месторождения и порядок его рассмотрения.

32. Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.

33. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.

34. 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.

35. Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи.

36. Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи.

37. Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".

38. Средства и методы контроля над разработкой месторождений природного газа.

39. Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

Скважинная добыча газа

1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.

2. Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.

3. Явления обратной конденсации и испарения

4. Эффект Джоуля-Томпсона. Способы определения дифференциального и интегрального дроссель эффекта.

5. Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, НКТ.

6. Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.

7. Средства регулирования технологическим режимом работы газовой скважины (диафрагмы, штуцеры, задвижки и т.д.).

8. Конструкция и оборудование скважин при одновременно-раздельной эксплуатации скважин.

9. Конструкция и оборудование скважин при добыче природного газа содержащего кислые компоненты.

10. Конструкция и оборудование скважин для добычи газа в районах многолетнемерзлых пород.

11. Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождения 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 и термометры. Вспомогательное оборудование.

14. Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Обвязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах и подготовка скважины к исследованиям.

15. Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах

16. Исследование скважин на нестационарных режимах и подготовка скважины к исследованию. Технология проведения исследования скважин на нестационарных режимах

17. Методика обработки и интерпритации результатов исследований скважин на нестационарных режимах с целью определения пластового давления и коллекторских свойств пласта.

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 на забое скважины

20. Технологический режим работы горизонтальной газовой скважины при постоянной депрессии и постоянном забойном давлении.

21. Обоснование технологических режимов работы горизонтальной газовой скважины для случаев постоянного дебита, постоянной скорости фильтрации на забое скважины.

22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении призабойной зоны, устойчивость горных пород.

23. Технологический режим работы газовых скважин, продуцирующих агрессивные компоненты.

24. Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита газопромыслового оборудования от коррозии.

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. Особенности эксплуатации добывающих скважин на газогидратных месторождениях.

28. Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирования процесса гидратообразования.

29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождений. Применение химреагентов в процессах восстановления производительности обводняющихся скважин (цемент, полимеры, смолы, ПАВ, пены, эмульсии).

30. Использование кислотных и щелочных составов, применяемых в процессах обработки ПЗП. Выбор методы, расчет основных показателей. Оценка технологической эффективности.

31. Механические методы интенсификации притока (ГРП, ГПСП). Сущность методов, оборудование, инструменты, оценка эффективности, выбор метода. Расчёт основных технологических параметров.

32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.

33. Безопасность труда в газовом хозяйстве. Выполнение газоопасных работ. Производство аварийных работ. Газоанализаторы и газоиндикаторы. Защитные и предохранительные устройства

34. Технологический режим работы вертикальной скважины, обводняющейся подошвенной водой. Определение оптимального вскрытия и допустимой депрессии.

35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удаления и предотвращение солеотложений.

36. Принцип работы газлифтного подъёмника 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, использование их результатов. Обвязка скважины при исследовании газоконденсатных характеристик.

39. Универсальное уравнение состояния реальных газов. Методы определения коэффициента сжимаемости газа.

Сбор и подготовка скважинной продукции

1. Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважинной продукции. Требования к системам сбора. Преимущества и недостатки различных систем сбора.

2. Классификация продукции газовой промышленности. Требования к качеству газа, подаваемого в МГ. Основные требования к качеству сжиженных газов и стабильного конденсата.

3. Современные тенденции развития техники и технологии систем сбора углеводородного сырья на ГиГКМ.

4. Выбор структуры системы сбора и местоположения объектов по подготовке углеводородного сырья на ГКМ.

5. Тепловой расчет шлейфов.

6. Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации ГиГКМ. Причины, вызывающие снижение пропускной способности, методы предупреждения и борьба с ними.

7. Общая характеристика газогидратов. Условия образования гидратов. Влияние различных факторов на процессы образования и разложения гидратов.

8. Предупреждение процесса гидратообразования. Основы ингибирования процесса гидратообразования.

9. Физико-химические свойства ингибиторов гидратообразования. Метанол, гликоли, хлористый кальций, новые ингибиторы гидратообразования

10. Определение расхода нелетучего и летучего ингибитора гидратообразования.

11. Методы ликвидации гидратных пробок. Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов. Метод снижения давления. Метод повышения температуры. Использование ингибиторов для полного разложения гидрата.

12. Процесс парафинизации и методы борьбы с парафиноотложениями в газопромысловом оборудовании. Механизм парафинизации основные факторы, влияющие на процесс парафинизации. Сравнительный анализ различных методов борьбы с парафиноотложениями.

13. Методы борьбы с солеотложениями в процессе добычи и подготовки газа. Отрицательное воздействие солей на работу технологического оборудования. Факторы, влияющие на отложение солей. Сравнительная эффективность различных способов борьбы с отложениями солей.

14. Способы разрушения отложения солей. Физико-химическая характеристика комплексонов и их применение. Применение комплексонов для защиты шлейфов и оборудования. Принципиальная схема приготовления и подачи комплексного ингибитора гидратообразования, солеотложения и коррозии на УКПГ.

15. Теоретические основы сепарации. Основные типы конструкций сепараторов и их эксплуатационные показатели. Принцип работы сепараторов С-201 и их технологический расчет.

16. Технологический расчет гравитационных сепараторов с жалюзийными насадками.

17. Технологический расчет сетчатых сепараторов.

18. Общая характеристика прямоточных центробежных элементов. Газовые сепараторы центробежные регулируемые и их технологический расчет.

19. Краткая характеристика методов подготовки газа к дальнему транспорту. НТС, абсорбционный метод, адсорбционный метод, комбинированный метод процесса .

20. Расчет процесса дросселирования природного газа.

21. Зависимость функции коэффициента Джоуля-Томсона от приведенных давления и температуры. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта Джоуля-Томсона.

22. Особенности технологических условий эксплуатации установок НТС при газовом режиме разработки залежи. Расчетная схема без рекуперации теплоты.

23. Материальный и тепловой балансы процесса НТС.

24. Расчетные схемы НТС с рекуперацией теплоты в газовом теплообменнике, с рекуперацией теплоты газа и жидкости

25. Технологические схемы промысловой обработки газа методом НТС.

26. Периоды установок НТС. выбор режима работы установок НТС: выбор давления, температуры и числа степеней сепарации.

27. Расчетная схема газового эжектора. Основные технологические показатели эжекторов.

28. Технологическая схема УНТС с детандерно-компрессорными агрегатами.

29. Абсорбционная осушка природного газа. Жидкие осушители и их свойства. Технологическая схема абсорбционной осушки газа на месторождениях Севера.

30. Абсорбционная осушка природного газа. Жидкие осушители и их свойства. Технологическая схема абсорбционной осушки газа на месторождениях Севера.

31. Определение основных величин, характеризующих процессы осушки газа и регенерации ДЭГа. Влагосодержание природного газа. Влагосодержание газа, равновесного с раствором ДЭГа. Краткость циркуляции ДЭГа.

32. Отработка ДЭГа в абсорберах. Концентрация продуктов установки регенерации ДЭГа. Концентрация регенерированного ДЭГа.

33. Опыт эксплуатации и модернизации основного технологического оборудования УКПГ на Уренгойском НГКМ.

34. Опыт нормирования и прогнозирования технологических потерь ДЭГа на УКПГ Сеноманской залежи Уренгойского НГКМ. Метод прогнозной оценки основных составляющих потерь ДЭГ на УКПГ (с краткосрочным планированием на 1 год).

35. Методика технологического расчета сепараторов на базе прямоточноцентробежных элементов.

36. Технологический расчет регулярной насадки фирмы Зульцер для массообменной секции МФА.

37. Совершенствование технологий подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера. Опыт использования регулярных насадок фирмы Зульцер в массообменных секциях МФА.

38. Технологическая схема УКПГ – 1В Ямбургского ГКМ (валанжинская залежь). Однореагентная технология осушки газа с использованием метанола на Ямбургском ГКМ.

39. Адсорбционный способ осушки газа. Характеристики адсорбентов. Принципиальная схема установки осушки газа на месторождении Медвежье. Принципиальная технологическая схема установки КЦА для подготовки газа к дальнему транспорту