Всем спасибо за работу. Билет номер 1 ЕСЛИ ЧТО берем у парня – первокурсника\я покажу У КАКОГО\. УДАЧИ НА ЭКЗАМЕНЕ

Билет 2

1. Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. При стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. 

Основную часть природного газа составляет метан (CH₄) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:этан (C₂H₆),пропан (C₃H₈),бутан (C₄H₁₀).а также другие неуглеводородные вещества. Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано другое):

Плотность:от 0,68 до 0,85 кг/м³ относительно воздуха (сухой газообразный);400 кг/м³ (жидкий).Температура самовозгорания: 650 °C;Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)^];Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх. Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц) (т. н.одорантов).

2. Существуют различные виды гидродинамического несовершенства скважин :

1). Несовершенная по степени вскрытия-скважина, которая вскрывает пласт не на всю толщину и в которой отсутствует обсадная колонна, и скважина не перфорирована.

2). Несовершенная по характеру вскрытия-скважина вскрывающая пласт на всю h, но обсаженные, зацементированные и перфорированные

3. При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3) из-за низких скоростей движения возможно запарафиии-ваиие трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности

4. Работники опасных производственных объектов должны быть обеспечены сертифицированными средствами индивидуальной защиты, смывающими и обезвреживающими средствами.

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом Минздравсоцразвития РФ от 06.07.2005 N 443 утверждены Типовые нормы бесплатной выдачи сертифицированных специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, в организациях нефтегазового комплекса.

Специальная одежда, специальная обувь, другие средства индивидуальной защиты выдаются работникам нефтяной и газовой промышленности в установленном порядке.

Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах (взрывопожароопасных участках производства), должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов.

1.7.13. Работники, прибывшие на опасный производственный объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасными и вредными производственными факторами и признаками их проявления, поведения и обязанностям по конкретным видам тревог, другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

БИЛЕТ 3

1. Пластовые воды, их классификация и физические свойства.

Вода заполняет пустоты осадочных пород, окружает, подпирает залежи нефти и газа. Это – пластовые воды. По положению относительно залежей нефти и газа выделяют следующие:

- верхние воды в водоносных горизонтах, расположенных выше залежей;

- краевые или контурные воды, заполняющие нефтеносные пласты, ниже ВНК (водонефтяного контакта);

- промежуточные воды в линзах, пропластках внутри залежей;

- подошвенные воды, подстилающие нефть в массивных залежах;

- нижние воды в водоносных горизонтах, расположенные ниже залежей;

- тектонические воды, движущиеся по разрывным нарушениям

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м³.

Коэффициент теплового расширения:

характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С.

в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)*10^-5 1/°С.

С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (Q<1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают:

1) жесткие - хлоркальциевые или хлормагниевые;

2) щелочные - гидрокарбонатнатриевые.

Главными составными большинства пластовых вод являются хлористый натрий NaCl , хлористый кальций CaCL₂ и хлористый магний MgCl₂.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7*10^-10 – 5,0*10^-10 Па^-1

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Жесткость воды определяется суммарным количеством содержащихся в ней катионов кальция Ca²⁺ и магния Mg²⁺, выраженное в молях на килограмм (литр раствора).

Жёсткость подразделяется навременную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция Са(НСО3)2 ,магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Ж_о= Ж_к+ Ж_нк

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр.

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

- очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;

- мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;

- умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;

- жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

рН указывает на кислотную или щелочную среду водных растворов.

В практике классифицируют воды по величине рН на пять групп:

1) до 3 - кислые;

2) 4 - 6 - слабокислые;

3) 7 - нейтральные;

4) 8-10 - слабощелочные;

5) 11-14 - щелочные.

Величина рН и наличие в воде растворенного кислорода оказывает существенное влияние на коррозию оборудования.

2) Методы освоения скважин и технология проведения работ

Освоение скважины -  комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой п плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, н с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта н освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления.максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз<Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс<Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

3)Герметизированная система сбора, недостатки и преимущества

 Герметизированная система содержит скважины, подключенные к групповым замерным установкам, сепараторы первой и концевой ступеней сепарации нефти и установку подготовки нефти. Система снабжена абсорбером, вход которого соединен с трубопроводом выхода газа из сепаратора первой ступени сепарации, а выход насыщенной нефти из абсорбера соединен с трубопроводом вывода нефти из этого сепаратора. Продукция нефтяных скважин в виде нефтегазоводяной смеси, через групповые замерные установки поступает на первую ступень сепарации. Поток газа из сепаратора направляют в абсорбер, в который одновременно поступает на орошение стабильная нефть с блока стабилизации из абсорбера. Газонасыщенная нефть смешивается с нефтью из сепаратора и подается на концевую ступень сепарации, а затем на установку

Преимущества:

·      полное устранение потерь легких фракций нефти;

·      автоматизированный учет продукции скважин;

·      уменьшение образования и отложения парафина на стенах трубопроводов;

·      снижение металлоемкости;

·      сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;

·      возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством и количеством товарной нефти;

·      возможность транспортировки нефти, газа и воды за счет давлений на устьях скважин.

Недостатки:

·      невысокая точность измерение дебита нефти и воды по отдельным скважинам;

·      при насосной эксплуатации увеличение утечек в зазоре между плунжером и цилиндром;

·      при фонтанной эксплуатации преждевременное прекращение фонтанирования из-за поддержания высокого давления на устье;

·      при бескомпрессорном и компрессорном способах эксплуатации необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство  (на 20 - 40%)  для подъема одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3-0,4 МПа поддерживать на уровне 1-1,5 МПа.

4. Технические средства, технологические процессы, материалы и химические вещества, средства индивидуальной и коллективной защиты работников, в том числе иностранного производства, используемые в производственных процессах нефтегазовой промышленности, должны соответствовать требованиям охраны труда, установленным в Российской Федерации, и иметь сертификаты соответствия.

Используемые на опасных производственных объектах грузоподъемные технические устройства на видных местах должны иметь четкие обозначения грузоподъемности и дату очередного технического освидетельствования. На сосудах, работающих под давлением, паровых котлах должны быть обозначены разрешенное давление, дата следующего технического освидетельствования и регистрационный номер.

Эксплуатируемые технические устройства должны соответствовать по классу климатическим условиям в местах дислокации опасных производственных объектов.

БИЛЕТ 4

1)Народнохозяйственное значение нефти и газа

Значение нефти и газа не ограничивается их главенствующей ролью в топливоснабжении народного хозяйства. Эти полезные ископаемые являются также ценнейшим и незаменимым промышленным и стратегическим сырьем для получения множества различных моторных топлив, масел и смазок, дорожных покрытий, парафинов, нефтехимических продуктов.

Значение нефти в жизни нашей страны огромно. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, которая могла бы существовать и развиваться без продуктов, переработки нефти.

Природный газ - очень удобное для транспортировки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое и бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего - для двигателей внутреннего сгорания, газотурбинное топливо для локомотивов и мазуты для котельных установок. Из более высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и пластичных смазок. Из нефти вырабатываются также парафин, технический углерод ( сажа) для резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства и многие другие товарные продукты.

Значение нефти для народного хозяйства и для целей обороны непрерывно возрастает. Для транспорта ( самолеты, автомобили, тепловозы, теплоходы), сельскохозяйственной техники ( тракторы, комбайны, тягачи) используют нефтепродукты в качестве топливаНефтяные масла применяют для трансформаторов электрических подстанций, для двигателей, различных станков и др. В последнее время все чаще вспоминают о том, что запасы нефти на Земле не так уж велики и задумываются над необходимостью сократить расход нефти для энергетических целей

2) Роль НКТ при фонтанной эксплуатации

Трубы НКТ (Насосно-компрессорные трубы) - используются в эксплуатации газовых и нефтяных скважин, для транспортировки газообразных и жидкообразных веществ, а так же для ремонтных и спуско-подъемных работ. 

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

3)Сбор высоковязкой и парафинистой нефти

Известны различные способы подготовки высоковязких и парафинистыхнефтей к транспорту по трубопроводам с помощью создания эмульсий нефть вода и введением поверхностно-активных веществ, смеси фреонов и обработки нефти спиртовым раствором щелочи и затем слабым раствором HCl. Наиболее близким по способу подготовки высоковязких и парафинистыхнефтей к трубопроводному транспорту является способ подготовки к транспорту парафинистыхнефтей путем введения в нефть углеводородных разбавителей. Недостатком этого способа подготовки к транспорту высоковязких и парафинистыхнефтей является использование дорогостоящих, дефицитных веществ.

4)Знание плана ликвидации возможных аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику, утвержденному техническим руководителем ГПЗиП.

Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке практических навыков выполнения действий по ПЛА.

Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, оговоренных настоящими Правилами, устанавливается организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

Билет№5

1. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

способность вмещать жидкость или газ, определяется их пористостью.

Коэффициентом пористости т называют отношение суммарного объема пор V_п к общему объему породы V_общ, выраженное в процентах

т = (V_п/V_общ)´100),

• Магматические породы образовались в результате застывания и кристаллизации магмы на поверхности Земли в глубине земной поверхности или в ее недрах.

Эти породы имеют, в основном кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится.

Типичные представители магматических пород - базальты и граниты.

Осадочные породы

образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. Они делятся на:

• Обломочные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород. Типичные представители: валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины.

• Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакций в земной коре. Такими породами являются гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы.

• Породы органического происхождения являются окаменелыми останками животных и растительных организмов. К ним относятся известняки, мел.

• Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, химического, органического происхождения. Представители данных пород - мергели, глинистые и песчаные известняки.

• Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры.

К ним относятся сланцы, мрамор, яшмы.

• Терригенные породы -породы, состоящие из обломков, которые образуются при разрушении горных пород. Самая распространённая терригенная порода на Земле — песчаник, который образуется из терригенного осадка — песка.