Оператор по добыче нефти и газа.
Й разряд
Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата; обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата и подземного хранения газа. Разработка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов, простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважинах от парафина и смол механическими и автоматическими скребками. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования.
Должен знать: основные понятия о нефтяном и газовом месторождении; назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов; технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; схему сбора и транспортировки нефти, газа и конденсата на обслуживаемом участке; устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.
Оператор по добыче нефти и газа.
й разряд
Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата; закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и другого нефтепромыслового оборудования и установок. Участие в работах по освоению скважин, выводу их на заданный режим; опрессовка трубопроводов, технологического оборудования под руководством оператора более высокой квалификации. Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. Проведение профилактических работ против гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ. Измерение величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. Снятие и передача параметров работы скважины, контроль за работой средств автоматики и телемеханики. Участие в работах по исследованию скважин.
Должен знать: основные данные о нефтяном и газовом месторождении, режиме залежей; физико-химические свойства нефти, газа и газового конденсата; технологический режим обслуживаемых скважин; устройство и принцип работы установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, систем сбора и транспортировки нефти, газа и газового конденсата, закачки и отбора газа, обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики; техническую характеристику и правила эксплуатации наземного промыслового оборудования, установок, трубопроводов; общее понятие о методах интенсификации добычи нефти и газа, исследования скважин, разработке нефтяных и газовых месторождений, подземном и капитальном ремонтах скважин; основы техники и технологии бурения и освоения нефтяных и газовых скважин; правила эксплуатации промыслового электрооборудования и работы на электротехнических установках.
2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях
Состав и свойства нефти
Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.
Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Состав нефти классифицируют на элементарный и фракционный.
Под элементарным составом нефти понимают массовое содержание в ней химических элементов. Основными элементами являются углерод и водород. Содержание углерода 83-87 %, водорода 12-14%. Значительно меньше других элементов – серы, кислорода, азота, их содержание редко превышает 3-4 %.
Углеводороды предельного ряда:
Самый простейший углеводород - метан-СН4 (газ)
- этан -С2Н6 (газ)
- пропан-С3Н8 (газ, который при обычной температуре и
небольшом давлении жидкость)
- бутан –С4Н10 (газ, который при обычной температуре
и небольшом давлении жидкость)
- пентан-С5Н12 (жидкость)
и т.д.
По содержанию серы нефти делятся на классы:
- малосернистые (содержание серы до 0,5 %)
- сернистые (-//- от 0,51 до 2 %)
- высокосернистые (-//- более 2%)
В основном нефти месторждений ТПДН «МН» относятся к классу малосернистых, за исключением Сугмутского (0,72 %), Умсейского (0,6 %), Крайнего (0,6-0,9 %) месторождений.
По содержанию смол нефти делятся на подклассы:
- малосмолистые (содержание смолы до 18 %)
- смолистые (-//- от 18 до 35 %)
- высокосмолистые (-//- более 35%)
Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к.содержание в них смол в среднем 5- 7 %.
По содержанию парафина нефти делятся на группы:
- малопарафинистые (содержание парафина до 1,5%)
- парафинистые (-//- от 1,51 до 6 %)
- высокопарафинистые (-//- более 6 %)
В основном все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к группе парафинистых, т.к. содержание парафина колеблется от 2,2% до 8%.
Разделение сложных смесей на более простые называют фракционированием. Нефть разделяют на фракции путем перегонки. Фракция нефти, имеющая интервал кипения 30-205 градусов - бензин, с интервалом кипения 200-300 градусов – керосин. Оставшаяся фракция- это мазут из которого получают битумы, гудроны, масла.
В зависимости от фракционного состава различают бензиновые (легкие) и топливные (тяжелые) нефти. Нефти месторождений Муравленковского региона по фракционным составам относятся к бензиновой нефти.
Свойства нефти изменяются в процессе ее добычи – при движении по пласту, в скважине, системах сбора и подготовки, при контакте с другими жидкостями и газами.
Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение,
объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д.
Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.изм. м3/м3 или м3/т.
1т нефти Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура)52,1 м3 нефтяного газа, Сугмутского-98м3 нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м3 нефтяного газа, Меретояхинского -290,9м3 нефтяного газа, а Умсейского –307,6 м3 нефтяного газа.
Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам.
Давление насыщения нефтей Муравленковского месторождения 64,4-90,8 атм., Сугмутского – 112атм., Суторминского 64-81атм., Умсейского-258атм., Меретояхинского-295атм.
Плотность нефти зависит от ее состава, количества растворенного газа, давления и температуры. Плотность нефти - физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к ее объему. Ед.изм. т/м3. Пользуются понятием относительной плотности нефти численно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t=+4град.С.
Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.
Например: плотность нефти Муравленковского месторождения в пластовых условиях 0,781 т/м3, а в поверхностных условиях-0,853 т/м3; плотность нефти Меретояхинского месторождения соответственно, 0,597 т/м3- 0,833 т/м3.
В среднем плотности нефти месторождений Муравленковского региона варьируются в пластовых условиях от 0,540 т/м3 до 0,790 т/м3,а в поверхностных условиях от 0,82 т/м3 до 0,864 т/м3.
Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.
Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость нефти.
Ед.изм. соответственно, Па*с, м2/с.
Поверхностное натяжение представляет собой силы реакции, противодействующие изменению формы поверхности под давлением поверхностного слоя, возникающего вследствие отсутствия на поверхности среды взаимного уравновешения молекулярного притяжения. Параметр, необходимый для выбора применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи.
Коэффициент сжимаемости нефти – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 Мпа. Он характеризует упругость нефти.
