Файл: Пермский национальный исследовательский политехнический университет Горнонефтяной факультет Кафедра Горная электромеханика.docx

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования
«Пермский национальный исследовательский

политехнический университет»
Горно-нефтяной факультет

Кафедра «Горная электромеханика»

направление подготовки: 15.03.02 Технологические машины и оборудование
О Т Ч Е Т

по учебной практике

Выполнил студент

гр. МОН-20-1бз
Куракин П.С

(фамилия, имя, отчество)

(подпись)

Проверил:
доцент Муравский А.К.

(должность, Ф.И.О. руководителя по практической подготовке от кафедры)
_________________ ____________________

(оценка) (подпись)
_________________

(дата)

Пермь 2022

Содержание

Введение

Нефть и газ играют большую роль в развитии экономики нашей страны. Они, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойст­вами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Почти все автомобили и самолеты, а так же значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти - керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.

---

Не менее нефть и как сырье для химической промышленности, ведь се­годня химическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа.

Местом прохождения учебной практики является ООО «Лукойл – Пермь», ЦДНГ – 12, Маговское месторождение на должности оператора добычи нефти и газа 4 разряда.

Цель учебной практики – ознакомиться с деятельностью предприятия, ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями, изучение технологии добычи нефти и газа, системы сбора и подготовки нефти и газа, приобретение практических навыков в обслуживании нефтяных и газовых скважин.

1. Основная часть

1.1 Краткая характеристика организации

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» — одно из крупнейших предприятий сегмента «геологоразведка, добыча нефти и газа», является дочерней структурой ПАО «ЛУКОЙЛ». Организация работает в Пермском крае, в Удмуртской Республике, Республике Башкортостан, а также в Троицко-Печорском районе Республики Коми[4].

Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском муниципальных районах, а также на территориях Чернушинского, Частинского и Октябрьского муниципалитетов.

Основное направление деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» — добыча нефти и газа.

Среди самых перспективных нефтегазовых месторождений — Уньвинское, Сибирское, Шершневское, Гагаринское, Маговское, Москудьинское, Шагиртско-Гожанское, Павловское, Ножовское, Красноярско-Куединское, Осинское.

ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", объединившее в процессе реорганизации все добывающие активы ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" и ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" на территории Пермского края, совместно с дочерними предприятиями осуществляет добычу нефти и газа в 26 административных районах Прикамья и республики Башкортостан[5].

В структуру Группы предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" входят:

1. 
   Нефтегазодобывающие подразделения: цеха добычи нефти и газ:
   

• ЦДНГ №1 (Павловский нефтепромысел). Расположен в Октябрьском и Чернушинском районах Пермского края.

• ЦДНГ №2 (Куединский нефтепромысел). Расположен в административных границах Куединского района Пермского края.

• ЦДНГ №3 (Гожанский нефтепромысел).Расположен в административных границах Куединского района Пермского края.

• ЦДНГ №4 (Полазненский нефтегазопромысел).Расположен в Добрянском и Александровском районах Пермского края.

• ЦДНГ №5 (Осинский нефтепромысел).Расположен в Осинском, Бардымском и Кунгурском районах Пермского края.

• ЦДНГ №6 (Константиновский нефтепромысел). Расположен в Бардымском,Уинском и Чернушинском районах Пермского края.

• ЦДНГ №7 (Сухановский нефтегазопромысел). Расположен в Частинском районе Пермского края.

• ЦДНГ №8 (Баклановский нефтепромысел). Расположен в Осинском, Кунгурском и Пермском районах Пермского края.

• ЦДНГ №9 (Шумовской нефтепромысел). Расположен в Чайковском, Еловском и Куединском районах Пермского края.

• ЦДНГ №10 (Кокуйский нефтепромысел). Расположен в Уинском, Октябрьском, Чернушинском, Кунгурском и Ординском районах Пермского края.

• ЦДНГ №11 (Уньвинский нефтегазопромысел). Расположен на территории Усольского района и города Березники Пермского края.

• ЦДНГ №12 (Красновишерский нефтегазопромысел). Расположен в Соликамском и Красновишерском районах и на территории города Березники.

---

2. 
   Газотранспортные подразделения: цеха транспортировки газа № 1-3;
   
3. 
   Дочернее предприятие ООО "Кама-ойл";
   
4. 
   Зависимое предприятие ЗАО "ПермТОТИнефть".
   

1.2 Технологические процессы предприятия и оборудования

Во время прохождения практики мною были изучены и выполнены следующие виды работ:

1. 
   Осмотр устьевой арматуры – проверить наличие, исправность и присоединение контура, заземления к кондуктору, а также наличие знака, обозначающего место присоединения заземляющего проводника. Проверить наличие таблички с указанием номера скважины и ее принадлежности. Проверить герметичность кабельного ввода (в кабельном вводе не должно быть пропусков газа или жидкости). Проверить герметичность и исправность фланцевых соединений. Проверить наличие смазки на штоке задвижки.
   
2. 
   Проверка состояния КиП – Проверить исправность манометров. Снять показания манометров (буферное давление, давление в затрубном пространстве, линейное давление).
   
3. 
   Обслуживание скважин установкой ПАДУ (полуавтоматическая депарафинизационная установка)
   
4. 
   Осмотр нефтепровода
   
5. 
   Осмотр АГЗУ «Спутник» - Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» – Проверить исправность заземления. Проверить наличие жидкости в колодце, Колодец должен быть пуст или заполнен так, чтобы хватило места минимум на одну разрядку. Включить вентилятор, Если вентилятор неисправен открыть обе двери технологического помещения. При длительном пребывании внутри технологического помещения и проведении работ вентиляция должна работать непрерывно Проветривать помещение 20 минут. Проверить запорную арматуру и фланцевые соединения. Проверить исправность и работоспособность СППК. Проверить исправность манометров.
   
6. 
   Замер ГВС – К отбору и анализу проб воздушной, среды допускаются: лица не моложе 18 лет, прошедшие специальное обучение и имеющие удостоверение на право отбора проб и проведения анализов, знающие устройство и правила пользования газоаналитическими приборами, знающие методику оказания первой медицинской помощи при отравлении газом. Анализ воздушной среды на объектах, содержащих сероводород должен проводиться в присутствии дублера и в надетом противогазе. Порядок контроля воздушной среды определяется распоряжением руководителя и проводится по утвержденному графику.
   
7. 
   Отбор проб – для отбора проб нефти и нефтепродукта применяют пробоотборники, отбор проб осуществлять на специально подготовленном для этого месте, с подветренной стороны.
   
8. 
   Опрессовка – опрессовка скважин представляет собой мероприятие, в рамках которого производится проверка герметичности обсадных колонн. Как правило, подобные мероприятия осуществляются в рамках капитального ремонта после завершения процесса цементирования затрубного пространства колонны. Также опрессовка скважин проводится и при строительстве новых объектов. Суть опрессовки скважин состоит в том, что в стволе создается давление путем нагнетания в колонну жидкости (реже в качестве агента может выступать газ), а на устье фиксируются итоговые показатели регистрирующими приборами. Для проведения опрессовки устье оборудуется опрессовочной головкой и манометром. Нагнетание жидкости производится при помощи насоса буровой установки или центробежным насосом в случае, если показатель приемистости скважины достаточно значителен. Положительным результатом проведения испытания на герметичность колонны считается сохранение показателя давления на протяжении получаса. Допустимо понижение давления за тот же период на 0,5 МПа при показателе устьевого давления выше 7 МПа или на 0,3 МПа при показателе ниже 7 МПа.
   
9. 
   Контроль давления коллектора
   
10. 
    Контроль давления газовой линии
    

---

Устьевая арматура (рис. 1) – предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.



Рисунок 1. Устьевая арматура

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса (рис. 2) предназначена для напорного перемещения жидкости в результате сообщения ей внешней энергии. Передача энергии потоку жидкости с вала центробежного насоса, вращаемого приводным электродвигателем, осуществляется рабочим колесом с лопастями. Жидкость, поступая в межлопастные каналы вращающегося вокруг оси рабочего колеса под влиянием центробежных сил, перемещается к периферии колеса и выбрасывается в направляющий аппарат (диффузор) Направляющий аппарат служит для направления потока жидкости в приемную часть рабочего колеса, отвода и подачи в следующую ступень насоса. Рабочее колесо и направляющий аппарат образуют рабочую ступень центробежного насоса.[3].

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подверже­ны влиянию кривизны ствола скважины.

При использовании ЭЦН возможно применение эффек­тивных средств уменьшения отложений парафина в подъем­ных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла уста­новки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах.



Рисунок 2. Схема установки электроцентробежного насоса

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел. Насос делает основную работу – подъем жидкости. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор – тем больше он потребляет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением – стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие.

---

ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (гидрозащита) – стоит между насосом и двигателем. Он делит полость двигателя, заполненную маслом, от полости насоса, заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение. Кроме этого, он уравнивает давление внутри двигателя и снаружи.

Кабель. Бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки) и температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов.

Газосепаратор. Он отделяет жидкость от свободного газа на входе в насос. Часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.

ТМС – термоманометрическая система, телеметрия.

Защитные устройства – это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен. Для слива жидкости перед подъемом ставят сливной клапан (сливная муфта). Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.

Полуавтоматическая депарафинизационная установка ПАДУ

Полуавтоматическая депарафинизационная установка скважин ПАДУ (рис. 3) предназначена для механической очистки внутренних поверхностей НКТ от АСПО отложений на скважинах глубиной до 2500 метров, оснащённых электрическими центробежными насосами. Очистка от АСПО осуществляется в полуавтоматическом и ручном режиме с помощью применениям скребков (рис. 4).

Применение ПАДУ[1] предотвращает образование парафиновых пробок, восстанавливает и поддерживает неснижаемый уровень дебита скважины.

Применение ПАДУ гарантирует низкие затраты на проведение работ по очистке нефтяного лифта по сравнению с другими способами, такими как дозирование ингибитора, промывки горячей нефтью, использование греющего кабеля и тп.

---