- •1.Функції геологічної служби нафтогазопромислів
- •2. Типи керогену, нафтогазогенеруючий потенціал органічної речовини
- •3. Нафтогазоматеринськи світи і інші ймовірні джерела вуглеводнів
- •4. Фізичні властивості порід-колекторів нафти і газу
- •5. Склад і фізико-хімічні властивості нафт
- •6. Склад і фізико-хімічні властивості реальних газів
- •7.Склад і фізико-хімічні властивості конденсатів
- •8. Склад і фізико-хімічні властивості пластових вод
- •9. Гідрофільні та гідрофобні колектори, фазова проникність.
- •10. Показники неоднорідності продуктивного горизонту
- •11. Показники неоднорідності гідродинамічних товщ і їх поєднань
- •12. Відбір, опис та дослідження керну і шламу продуктивних розрізів
- •13. Підземна гідравлика. Визначення розходу та швидкісного напору
- •15. Зміни складу і властивостей флюїдів в покладі, що розробляється.
- •16. Оцінка в`язкості пластової нафти, насиченої і недонасиченої газом
- •17. Визначення розчинності газів у прісній та мінералізованій водах
- •18. Визначення розчинності газу в нафті і коефіцієнтів флюїдонасиченості
- •19. Способи визначення стисливості реальних газів
- •20. Методи визначення пластових термобаричних умов.
- •21. Розрахунки та моделювання фізичних властивостей вуглеводнів у пластових умовах
- •Vдег – об`єм нафти при стандартних умовах після дегазації [4].
- •23.Прогноз фазового стану покладів за вільними та супутніми газами
- •Критерії та ознаки прогнозу фазового складу покладів і родовищ
- •24. Динаміка пластових тисків і рух флюїдів. Карти ізобар
- •Картування границь колекторів
- •Картування границь покладів
- •26. Визначення просування контактів флюїдів та біжучого нафто вилучення
- •28. Призначення свердловин, схеми розміщення, порядок розбурювання пласта
- •30. Методи покращення фільтраційних властивостей при вибійної зони свердловини.
- •31. Обгрунтування норми відбору продукції з свердловини
- •32. Фазовий і компонентній склад продукції нафтової і газової свердловини.
- •33. Розкриття пластів
- •34. Методи освоєння нафтових свердловин
- •35. Методи освоєння газових свердловин
- •36. Пластова енергія та сили, що діють у покладах нафти і газу
- •37. Технологія підтримання пластового тиску закачуванням води
- •. Системи заводнення пластів: а)законтурне; б – приконтурне; в – з розрізанням на окремі площі;
- •Розміщення свердловин при приконтурному заводненні
- •Розміщення свердловин при внутрішньоконтурному заводненні
- •38. Підтримання пластового тиску закачуванням газу
- •39. Баланс енергій у видобувній свердловині
- •40. Фонтанна експлуатація свердловин
- •41. Газліфтна експлуатація свердловин
- •42. Насосна експлуатація свердловин
- •43. Експлуатація газових свердловин.
- •45. Системи розробки родовищ
- •46. Системи розробки покладів нафти
- •47. Проектування розробки нафтового покладу
- •48.Контроль та регулювання розробки нафтового покладу
- •49. Розробка газових родовищ
- •50. Розробка газоконденсатних родовищ .
- •51.Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •52. Розробка газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску
- •53. Режими роботи газових та газоконденсатних покладів
- •Водонапірний режим
- •Пружно-газоводонапірний режим
- •Газовий режим
- •54. Режими роботи нафтових покладів
- •55. Гідродинамічні дослідження свердловин на усталеному режимі
- •Побудова індикаторних діаграм
- •56. Гідропрослуховування
- •В изначення параметрів пласта за допомогою еталонних кривих
- •57. Гідродинамічні дослідження свердловин на неусталеному режимі
- •М етод р.Д.Хорнера
- •М етод дотичної
- •Метод поправочного коефіцієнта ф.А.Трєбіна, г.В.Щербакова
- •64. Поточний ремонт свердловин
- •65. Технологія капітального ремонту свердловин
- •Обстеження та дослідження свердловин
- •Ремонтно-виправні роботи
- •Цементування свердловин
- •Ізоляційні роботи
- •Боротьба з утворенням піщаних корків
- •Зворотні роботи
- •Види аварій та відповідні їм ловильні роботи
- •Зарізування і буріння другого стовбура
- •Випробування колони на герметичність
- •Ліквідація свердловин
- •Методи відновлення та збільшення продуктивних характкристик свердловин
- •Кислотні обробки свердловин
- •Гідравлічний розрив пласта
- •66. Збір та підготовка природного газу до транспортування
- •67. Організація системи збору, обліку, підготовки та транспортування продукції нафтових промислів Призначення та загальна характеристика збору і підготовки нафти
- •Системи збору і транспорту продукції нафтових свердловин
- •Установки для вимірювання і сепарації продукції свердловин.
- •Резервуарні парки і насосні станції
- •Компресорні станції для перекачування попутного газу
- •Внутрішньопромисловий трубопровідний транспорт
- •Підготовка нафти на родовищах до переробки
- •Підготовка попутного газу до транспорту і переробки
- •Підготовка води для заводнення пластів
- •Транспортування нафти і нафтопродуктів на далекі відстані
- •69. Основні фактори, які обумовлюють корозію нафтогазопромислового обладнання
- •70. Захист нафтогазопромислового обладнання від корозії
- •71.Класиф запасів та ресурсів за вивченістю та промисловим значенням
- •72. Підрахункові параметри, вимоги до точності. Підрахункові плани покладів
- •73. Підрахунок запасів вуглеводнів статистичним методом
- •74. Підрахунок запасів вуглеводнів об`ємним методом
Підготовка попутного газу до транспорту і переробки
Оскільки попутні гази характеризуються високим вмістом вуглеводнів від пропану і вище, основна їх частина може бути віднесена до категорії жирних. Однак в деяких газах можуть міститися сірководень, азот, вуглекислота і інші небажані компоненти.
В зв’язку з цим попутні гази не можуть бути використані як паливо або сировина для переробки без відповідної підготовки.
Якщо в газі міститься сірководень, то при транспорті його по трубопроводу виникає корозія металу. Крім того, сірководень і продукт його згорання (сірчистий газ) спричинюють отруєння живих організмів, порушують режим технологічних установок переробки нафти; знижують якість продуктів при використанні сірководневого газу в промислових процесах (в металургії, при отриманні скла, в оптиці, в керамічному виробництві тощо.
В попутному газі можуть міститися водяні пари. Їх кількість при заданих тиску і температурі не може перевищувати певну граничну величину. Газ, який містить максимум водяних парів, називається насиченим. Якщо зміняться задані тиск або температура, то відповідно зміниться гранична кількість водяних парів у газі. Наприклад, при пониженні температури деяка кількість водяних парів зконденсується і випаде з газу у вигляді крапель. Температура, при якій відбувається процес конденсації водяних парів, називається точкою роси.
Відношення кількості водяних парів, які фактично знаходяться в газі при даних умовах, до максимально можливої кількості водяних парів у газі при тих же умовах називається відносною вологістю.
Абсолютна вологість – це кількість водяних парів у вагових одиницях, які містяться в одиниці об’єму або ваги газу.
Очистка попутного газу від сірководню і вуглекислоти
Розрізняють два способи очищення газу: сухий і мокрий. При сухому способі, який використовується для очищення газу з невисоким вмістом сірководню (до 0,5% об.), газ пропускають через шар твердих поглиначів – очисну масу, яка складається з гідрату окису заліза, деревної тирси і гашеного вапна, а при мокрому способі (вміст сірководню > 0,5% об.) – промивають різними поглинаючими розчинами.
Розрізняють декілька варіантів мокрого способу:
1) без утилізації сірки;
2) з отриманням елементарної сірки;
3) з виділенням концентрованого сірководню.
Осушка газів
Найпоширеніші наступні способи осушки газів: 1) адсорбційний, при якому поглиначем вологи є тверда речовина; 2) абсорбційний, при якому поглиначем вологи є рідка речовина.
Адсорбентами служать: хлористий кальцій, їдкий натрій, їдкий калій, алюмогель, силікагель, боксит, флорит, синтетичні цеоліти тощо.
Абсорбентами служать: диетиленгліколь, триетиленгліколь, розчин хлористого кальцію, хлористого літію, хлористого цинку, гліцерину тощо.
При транспортуванні газу на далекі відстані його необхідно відбензинювати одним з наступних методів: компримуванням, адсорбцією, абсорбцією, низькотемпературною конденсацією і ректифікацією.
Підготовка води для заводнення пластів
Для закачування води в нагнітальні свердловини використовують як природні води рік, морів, озер, водоносних горизонтів, так і стічні з технологічних об’єктів підготовки нафти.
І ті, і інші води можуть бути забруднені механічними домішками (піском, мулом) або містити розчинені солі, які при певних умовах випадають у вигляді осадів в пласті.
До води пред’являються наступні вимоги.
1. Вода повинна бути по можливості чистою і не містити великих кількостей механічних домішок і сполук заліза. Наприклад, для тріщинуватих пісковиків граничний вміст механічних домішок дорівнює 20-30 мг/дм3, вміст за-кисного заліза – до 1 мг/дм3, нафти – до 50 мг/дм3.
2. Вода не повинна містити сірководень і вуглекислоти, які викликають корозію обладнання.
3. Вода не повинна містити органічні домішки (бактерії і водорості).
4. Вода повинна бути хімічно інертною по відношенню до пластових рідин.
Водоочисні установки
Вода, яка надходить на водоочисну установку, залежно від якості може бути піддана тим або іншим операціям по очищенню: коагуляції, фільтрації, знезалізненню, пом’якшенню, хлоруванню, стабілізації. У ряді випадків, щоб отримати належну якість води, потрібно провести лише два-три процеси.
Для попередження корозії і стабілізації за хімічним складом за допомогою спеціальних дозувальних насосів у воду додають реагент гексаметафосфат натрію (2-3 мг/дм3).
Для знищення бактерій і інших мікроорганізмів воду обробляють хлором – хлорують.
Стічні води, крім зважених частинок, можуть містити нафту і вуглеводневі гази. Зважені частинки тут можуть бути представлені сірчистим залізом, уламками кварцу, зернами карбонатів і доломіту, частинками глини і окисного заліза.