- •150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
- •151 Структурная схема контроля при капитальном ремонте скважин
- •153.Основные типы конструкций скважин в различных геологических условиях. Причины, приводящие к нарушению ок
- •154. Оценка величины и направления заколонных перетоков жидкости с помощью методов термометрии.
- •155. Основные задачи контроля технического состояния фонда скважин. Причины, приводящие к нарушению технического состояния скважин.
- •156. Конструкции специальных видов ок и их использование при контроле выработки продуктивных пластов
- •157 Основные виды и направления заколонных перетоков пластовых вод при нарушении герметичности цементного камня
- •158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
- •160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
- •161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
- •162 Использование индикаторных жидкостей для оценки наличия межпластовых перетоков
- •164. Основные нарушения целостности обсадной колонны и причины их появления.
- •165. Способы выявления нарушения целостности обсадной колонны. Скважинный акустический телевизор (сат) и его использование для контроля качества обсадной колонны.
- •166 Контроль технического состояния обсадной колонны.Методы контроля, решаемые задачи
- •167. Технологическая карта (алгоритм) исправления негерметичности обсадной колонны.
- •168. Контроль состояния цементного камня за колонной. Методы контроля и решаемые задачи.
- •169. Основные технологические приемы контроля при проведении геолого-технических мероприятий в обсаженной скважине (дополнительная перфорация, грп и др.).
- •170. Основные причины загрязнения горизонтов питьевых вод. Способы прямой и косвенной оценки осолонения горизонтов питьевых вод.
- •171. Комплекс методов контроля для оценки и предотвращения загрязнения экологической системы
- •172.Алгоритм исправл.Некач цк и закол.Перетоков
- •173. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.
- •176. Понятие о дифференциальных методах контроля. Комплексирование дифференциальных методов контроля в зависимости от конструкции обсадной колонны и минерализации пластовой воды.
- •178. Осн.Экол.Законы
- •179. Оценка состюпзп при крс
- •181.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Требования к системам сбора и подготовки
- •182.Сепарация газа от нефти. Оптимизация процессов сепарации.
- •185.Расчет производительности сепараторов.
- •186.Промысловые нефтегазовые сепараторы.
- •187. Продукция нефтяных скважин. Способы выражения состава нефти и газа.
- •188. Измерение продукции нефтяных скважин
- •189. Технические средства для измерения продукции нефтяных скважин
- •190. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов.
- •191. Принципы прроект-ния пром. Тр-в
- •192.Гидравлический расчет простого и сложного нефтесборного трубопровода.
- •193. Расчет сборных трубопроводов при движении по ним газированной жидкости
- •194.Способы увеличения произ-ти трубопр-в.
- •195.Тепловой расчет тр-да
- •197. Борьба солями.
- •198.Насосы и насосные станции
- •199. Компрессоры
- •200. Резервуары и резервуарные парки.
- •202. Разделение водонефтяных эмульсий методом отстаивания.
- •203,205. Термическое разделение водонефтяных эмульсий. Химическое
- •204. Разделение внэ фильтр-ей.
- •206. Установки комплексной подготовки нефти, газа и воды.
- •207. Разделение водонефтяных эмульсий в электрическом поле. Электродегидраторы
- •208.Обессоливание
- •209. Стабилизация
- •210. Борьба с коррозией
150. Назначение и условие применения дожимных кс (дкс)
При отборе газа из Г.-й (ГК) залежи Р в пр-се разр-ки непрерывно уменьшается. В опред-й момент собственного Р недостаточно для подачи газа потребителю (магистральному газопр-ду, ТЭЦ, сажевому заводу и т. д.) с заданным расходом. Наступает момент, когда дальнейшая подача Г. потребителям при заданных давлении и расходе становится невозможной, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной экспл-и Г.-й залежи с помощью промысл-х ДКС. ДКС предн-ны для след-х целей:
1. Сжатия газа до необходимого Р, при подаче кот в маг-й газопр-д это Р может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспорт-я газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые заводы, на технологич-е нужды промышл-х предприятий Р у потребителя измен-ся от 0,5 до 1,7 МПа. При работе УКПГ Р обрабатываемого Г. может достигать 8 МПа.
2. Увелич. газоотдачи пл-та путем пониж-я Р на всем пути движ-я Г. из пл-та до приемного колл-ра ДКС и в самой залежи. Практика показывает, что в бескомпрессорный период экспл-и газовых месторождений можно отобрать 50—60 % от начальных запасов газа в них, а в компрессорный период экспл-и отобрать из месторождения еще 20—30 %.
3. Увелич. дебитов добывающих скв. путем уменьшения Рзаб и, след-но, увелич-я депрессии.
4. Улучшения технико-экономич показателей начального участка магистрального газопровода большой протяженности или маг-го газопр-да небольшой длины.
При Г.-м режиме экспл-и залежи Р в ней и в каждой точке газопр-да по пути движ-я гaзa до промысл-й ДКС уменьшается во вр-ни. Подача газа в магистр-й газопр-д или другому потребителю должна происходить при постоянном Р. Следов-но, с увелич-м объема добыв-го газа из залежи Р в приемном газопр-де ДКС будет уменьшаться, ст-нь сжатия Г. непрерывно увеличиваться до некот-го макс-го значения, например равного 15.
При уменьшении Р газа рпр. на примере ДКС увелич-ся мощность силового привода N для сжатия Г., уменьшается производ-сть одного компр-ра. При пост-м расходе Q отбираемого газа на залежи возрастает как число ступеней сжатия Г., так и число компр-ров, работающих паралл-но в одной ступени.
Увелич-е мощности ДКС позволяет уменьшить время извлеч-я из мест-я заданного объема Г.. Для каждого месторождения можно методами оптимиэации определить пост-й годовой отбор Г., число эксплуатац-х скв., мощность привода компр-ров на ДКС. длительность бескомпр-ного и компр-ного периодов экспл-и, Рпл в конце компрессорного периода экспл-и при кот получают миним-е эксплуатац-е затраты в пр-се отбора Г. и его подачи в магистр-й газопр-д.
Т.о., эксплуатация промысл-й ДКС характер-ся непрерывно измен-ся степенью сжатия Г., расходом перекач-го Г. одним компрессором и всей станцией, увеличением числа компрессоров, сложной технологич-й схемой их компоновки, необх-ю регулир-я компр-ров для уменьшения удельной мощности на сжатие Г., сравнительно небольшим сроком работы при экспл-и Г.-го мест-я с большим начальным Рпл и отн-но небольшими запасами Г.
Требования, предъявляемые к газоперекачивающему агрегату для промысл-х ДКС:
1) высокий К.П.Д. компрессора при широком изменении ст-ни сжатия Г. и его расхода, 2) большая ст-нь сжатия Г. в одной ступени для уменьшения числа машин, работ-х послед-но; 3) большая подача одного компр-ра дли уменьшения числа машин, работающих паралл-но; 4) возможность регулир-я подачи и ст-ни сжатия Г. в агрегате для полного исп-я мощности силового привода; 5) привод дожимного компр-ра должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габаритные размеры, допускатъ полную автоматизацию работы и дистанционное управл-е; 6) компр-ные агрегаты должны быть транспорт-ными, размещаться в легких сооружениях сборного типа; 7) высокая надежность, и большой ресурс работы осн-х элем-в; 8) низкий уровень шума и вибраций; 9) высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполн-я.
Для сжатия Г. до заданного Р на промыл-х ДКС можно исп-ть поршневые, центробежные н винтовые компр-ры.