После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемой нефти компоненты дизтоплива зимних марок.

Для данной нефти потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефти после отбора светлых фракций до 350^о С.

Выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей.

Нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по 3м поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском - 275,1 г/л и 1,178 г/см³ , на Апалихинском - 272,7 г/л и 1,177 г/см³ и на Соколовском - 245,4 г/л и 1,161 г/см³. Запасы нефти категории С₂ сосредоточены в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% - к пласту К4.

По поднятиям запасы категории С₂ среднего карбона распределены примерно равномерно.

Начальные извлекаемые запасы по категориям В+С₁ на момент утверждения составили 38,0 млн т, по категории С₂ - 6,5 млн т.

В декабре 2004 - январе 2005 гг. в Удмуртнефти был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча­ники С_III Яснополянских отложений).

Среднесуточный дебит скважин по­сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при­рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП.

Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых.

4. Описание практики по темам.

В ходе производственной практики на предприятии ОАО “Удмуртнефть” меня ознакомили со следующими видами и этапами преддипломной практики:

ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

П/п 1:

Инструктаж по охране труда, технике безопасности, электро- и пожарной безопасности на предприятии.

П/п 2:

Работа в бригаде по добыче нефти и газа, согласно квалификационной характеристики оператора по добыче нефти и газа.

-введение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин (осуществление и поддержание заданных режимов работы скважин, набивка сальников на устьевое оборудование скважины, оборудованной штанговыми глубинными насосами; расшифровка показаний приборов контроля и автоматики; отбор проб для проведения анализа; профилактические работы против отложения парафина, смол, солей; пуск и остановку электромотора станка-качалки; устранение пропусков жидкости в коллекторах и через устьевые сальники);

---

-участие в работах по освоению скважин, выводу их на заданный режим, опрессовка трубопроводов, технологического оборудования под руководством оператора более высокой квалификации;

-проведение профилактических работ против гидратообразования, отложений парафина, смол, солей и подсчет реагентов для проведения этих работ;

-участие в работах при тепловых методах депарафинизации скважин;

-произведение измерений величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов;

-осуществление снятий и передачи параметров работы скважин, контроль за работой средств автоматики и телемеханики;

-выполнение требований безопасности труда, производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка.

Участие в работах при тепловых методах депарафинизации скважин:

Практически каждый подземный ремонт скважин предполагает поднятие труб на поверхность с целью удаления из них парафиновых отложений посредством пропаривания ППУ.

Скважины, оборудованные ШГН, очищают от парафиновых отложений посредством тепловой энергии пара, который закачивают в затрубное пространство скважины. Пар разогревает трубы, парафин внутри НКТ расплавляется и появляется возможность его выноса наружу. При этом нагретой струей нефти расплавляется парафин и в выкидных линиях.

Другой способ очистки предполагает закачку в скважину подогретой до 120°-150°C товарной нефти.

Для проведения тепловых обработок нефтяных скважин и другого нефтепромыслового оборудования используется специальная техника: парогенераторные установки (ППУА), предназначенные для вырабатывания пара, и агрегаты АДПМ.

Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. 

---

Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.



Рисунок 1. – Общая схема ППУА

Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.



Рисунок 2. Схема АДПМ на шасси: 

1 – Платформа; 2 – Нагреватель; 3 – Трубопроводы нефтяные; 4 – Электрооборудование КИП и А; 5 – Трансмиссия; 6 – Подвод инертного газа; 7 – Система топливная; 8 – ДЗК; 9 – Ограждение и лестница; 10 – Трубопроводы вспомогательные; 11 – Воздуховод;12 – Система выхлопа; 13 – Шасси автомобиля; 14 – Система сбора утечек; 15 – Насос ПТ-50 или 3ПН-32; 16 – ЗЗУ.

Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

Особенности и требования при тепловых обработках:

---

• 
  Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;
  
• 
  Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;
  
• 
  Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;
  
• 
  Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.
  

Выполнение требований безопасности труда, производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка:

В соответствии с предусмотренными правилами контроля над безопасностью труда, производственной санитарией, пожарной безопасностью и внутренним распорядком, производилось соблюдение следующей системы.

Система по предотвращению профессиональных заболеваний:

1. 
   Технические
   

- борьба с пылеобразованием (предварительное увлажнение рабочей площадки, орошение, сухое пылеулавливание)

- применение средств индивидуальной защиты

- обеспыливание и стирка спецодежды

- нормализация теплового режима

- снижение влажности

- применение спецодежды для снижения охлаждающего влияния воздуха

- применение глушителей для снижения неблагоприятного воздействия шумов при эксплуатации оборудования, являющегося источником повышения шума

- использование противошумовых индивидуальных средств

2. Нормативные

3. Медико-профилактические

4. Организационно-правовые
П/п 3

Работа в бригаде по добыче нефти и газа, согласно квалификационной характеристики оператора по исследованию скважин:

-выполнение технологии наладки и тарировки приборов для исследования скважин

-отбивка статического и динамического уровней жидкости в добывающих скважинах

-инструментальный замер пластового и забойного давлений

-обработка данных исследований с помощью компьютерных программ

-замер дебира скважин

---

-выполнение технологии динамометрирования ШГНУ и расшифровка динамограмм

-определение технологического режима эксплуатации добывающих скважин, типа и размера ГНО

-ознакомление с геолого-промысловой характеристикой скважин

Инструментальный замер пластового и забойного давлений:

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановленной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось относительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно прини­мается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пла­стовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового дав­ления полученные замеры по первой скважине (или по первым сква­жинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта .

Для наблюдения за процессом раз­работки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные ма­нометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с не­прерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом нали­чия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при по­строении карт изобар.

Замер дебита скважин:

В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

---

Смотрите также файлы

• Кафедра Государственное и муниципальное управление, Региональное и муниципальное управление.docx

• Повреждения и заболевания черепа, головного мозга.docx

• 1. Предмет и значение курса. Классификация римского права.docx

• Дипломды жоба таырыбы Аынды клік жйесін басаруды автоматтандыру.docx

• Реферат по дисциплине История мировых цивилизаций Достижения и парадоксы цивилизации Древней Греции.rtf