Отчет по летней практике. Тема: «Основы нефтегазового дела». Отчет по практике нефть


Отчет по производственной практике, на примере ОАО Белкамнефть

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Введение

3

1. Характеристика предприятия и анализ экономических показателей его деятельности

 

4

1.1 История создания и развития предприятия

4

1.2 Виды основной деятельности и производимой продукции

6

1.3  Организационная структура управления и основные функции подразделений нефтегазодобывающего предприятия

 

8

1.4  Особенности управления предприятием и анализ кадров

10

1.5  Анализ экономических показателей работы предприятия

17

1.6  Анализ баланса предприятия

21

2.  Финансовый анализ и оценка финансового состояния предприятия

 

26

2.1  Анализ финансового состояния

26

2.2 Анализ основных и оборотных фондов

31

2.3 Оценка вероятности банкротства предприятия

36

3. ПРОБЛЕМЫ РОСТА ФИНАНСОВО - ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

 

39

4. Предложения по улучшению деятельности предприятия

 

45

ПРИЛОЖЕНИЯ

51

Введение

 

Прохождение производственной практики производилось в нефтяной компании ОАО «Белкамнефть», которое является дочерним предприятием «Русснефть». Сегодня «РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны.

Целью производственной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, приобретение опыта самостоятельной работы, получение навыков в проведении научно-исследовательской и практической работы по избранной специальности. 

Задачами производственной практики для реализации поставленных целей являются:

-  изучение деятельности предприятия;

-  развитие навыков проведения самостоятельных исследований и анализа практических материалов;

- усвоение терминологии, методов анализа и управления, используемых на предприятии;

- приобретение опыта работы в трудовых коллективах при решении производственно-экономических вопросов, планировании работы на предприятии;

-  закрепление навыков работы с квартальными и годовыми отчетами, производственно-финансовыми и перспективными планами, оценке уровня организации производства, труда и управления.

Предприятие уверенно демонстрирует грамотное управление технологиями, которое позволяет внедрять новые подходы к работе и помогает избавиться от привычных стереотипов мышления.

1.2 Виды основной деятельности и производимой продукции

 

Основными видами деятельности Общества являются:

- геологическое изучение недр, включая поиски и оценку месторождений полезных ископаемых;

- разведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация полезных ископаемых, в том числе нефти, газа и нефтепродуктов, и ведение связанных с этим работ;

- выполнение проектных, изыскательских, научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ;

- предоставление услуг местной телефонной связи;

- предоставление в аренду каналов связи, предоставление услуг телематических служб, предоставление услуг передачи данных;

- оказание инжиниринговых, консалтинговых услуг;

- выполнение строительно-монтажных работ, в том числе выполнение функций заказчика;

- защита государственной тайны;

- другие виды деятельности, не запрещенные законодательством Российской Федерации.

Приоритетные направления деятельности общества ОАО «Белкамнефть»:

1. Расширение рынка оказания операторских услуг по добыче нефти;

2. Применение инновационных технологий, направленных на сокращение издержек и повышение отдачи производственных фондов. В условиях отсутствия новых продуктивных нефтяных месторождений,  стабилизация добычи нефти на разрабатываемых месторождениях ОАО «Белкамнефть» становится важнейшей задачей;

3. Реализация программ по экологической и промышленной безопасности, а также охране труда;

4. Приоритетными направлениями деятельности ОАО «Белкамнефть» в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда являются: безопасность производства; снижение негативного воздействия на окружающую среду на территории производственно-хозяйственной деятельности предприятия и рациональное природопользование; сохранение жизни и здоровья работников. Работа в области промышленной безопасности, охраны окружающей среды и охраны труда в Обществе осуществляется согласно «Системе управления охраной окружающей среды и охраной труда в ОАО «Белкамнефть», соответствующей требованиям российского законодательства и сертифицированной на соответствие требованиям международных стандартов ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007.

5. Развитие и совершенствование информационных технологий, используемых обществом. В области информационных технологий приоритетными направлениями деятельности общества являются сопровождение и совершенствование: корпоративной информационной системы SAP R/3; программного комплекса OilInfoSystem; корпоративной системы связи.

Указанная деятельность предприятия обеспечивается как управленческими, так и производственными подразделениями, входящими в состав предприятия. Под организационной структурой, сформированной в результате проектирования, необходимо понимать упорядоченную совокупность взаимосвязанных подразделений, обособившихся в процессе разделения труда.

1.3  Организационная структура управления и основные функции подразделений нефтегазодобывающего предприятия

 

Организационная структура управления – это целостная система, специально разработанная таким образом, чтобы работающие в её рамках люди могли наиболее эффективно добиться поставленной цели.

Организационная структура предприятия представлена на рисунке 1.

Создана единая линия руководства и прямой путь активного воздействия на подчиненных. Это уменьшает возможность противоречий, укрепляет личную ответственность. Недостатком данной структуры является то, что руководитель не может быть универсальным специалистом и охватывать все стороны деятельности предприятия. Для этого на предприятии созданы специальные отделы.

Во главе предприятия стоит генеральный директор, имеющий 5 заместителей: главный геолог по геологии и разработке, главный бухгалтер, заместитель генерального директора по производству, главный геолог по кап. строительству, директора по экономике и финансам.

Непосредственно генеральному директору подчиняются: юридическое управление и управление материально-технического снабжения.

Структура главного геолога по геологии и разработке включает в себя управление геологии и разработки.

Структура директора по производству включает в себя 4 службы: управление добычи и подготовки нефти, НГДУ №1, НГДУ №2, производственно - диспетчерское управление.

Главный геолог по капитальному строительству руководит деятельностью управления капитального строительства, управление энергообеспечения, отдел главного механика, управление технического развития.

Длительность оборота кредиторской задолженности хоть и сократилась за анализируемый период (2011 – 2013 года), с 227,47 дней до 100,26 дней, но имеет очень большие показатели, что плохо влияет на финансовое состояние предприятия.

Все это привело к увеличению продолжительности финансового цикла, что отрицательно характеризует деятельность предприятия.

 

 

2.3 Оценка вероятности банкротства предприятия

 

Проблема прогнозирования вероятности банкротства для отдельного предприятия состоит, с одной стороны, в отсутствии общепризнанных методик прогнозирования банкротства, с другой, существующие методики ориентированы в основном на установление факта несостоятельности тогда, когда признаки банкротства предприятия уже налицо. Наибольшее распространение получили модели Альтмана, Фулмера и Стрингейта.

Модель Альтмана построена на выборе из 66 компаний - 33 успешных и 33 банкрота. Модель предсказывает точно в 95% случаев.

Опыт стран развитого рынка подтвердил высокую точность прогноза банкротства на основе двух и пятифакторной моделей.

Самой простой является двухфакторная модель. Для нее выбирают два ключевых показателя, от которых зависит вероятность банкротства предприятия. В американской практике для определения итогового показателя вероятности банкротства (Z2) используют показатель текущей ликвидности и показатель удельного веса заемных средств в активах. Они перемножаются на соответствующие константы - определенные практическими расчетами весовые коэффициенты (а, Ь, у).

Z2 = а + Ь х (коэф.текущей ликвидности) + ух (удельный вес заемных средств в активах).

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Бухгалтерский баланс ОАО «Белкамнефть» за 2011 - 2013 года

Бухгалтерский баланс ОАО «Белкамнефть» за 2011 - 2013 года

 

                                   

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Отчет о прибылях и убытках ОАО «Белкамнефть» за 2011 - 2013 года

Отчет о прибылях и убытках ОАО «Белкамнефть» за 2011 - 2013 года

 

 

 

 

 

 

wudger.ru

Отчет по летней практике. Тема: «Основы нефтегазового дела»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Выполнили: студенты гр. НД-13-2

Руководитель: доцент

Санкт-Петербург

2014

Оглавление

Введение 3

1. Краткая история применения нефти и газа 4

2. Понятие скважины. Назначение скважины 9

3. Поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений 12

4. Нефтегазопромысловая геология 19

5. Бурение нефтяных и газовых скважин 30

6. Разработка нефтяных и газовых месторождений 34

7. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин 32

8. Промысловые исследования скважин и пластов 42

9. Текущий и капитальный ремонт скважин 49

10. Сбор и подготовка нефти и газа 56

11. Методы повышения нефтеотдачи пластов 60

12. Методы повышения производительности работы скважин. 64

13.Транспортировка нефти и газа 69

14.Хранение нефти и газа 73

15.Переработка нефти и газа 77

16.Структура, управление и основные показатели деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности 80

Заключение 85

Список используемой литературы 86

Приложения 87

Введение:

После окончания второго курса студенты специальности «Эксплуатция и обслуживание объектов добычи нефти» проходят учебно-тренажерную практику в Горном университете и на его полигоне в Саблино. После прохождения первой учебно-тренажерной практики и изучении базовых дисциплин по нашей специальности, мы приобрели начальные знания для дальнейшего развития в этой области. Поэтому, основные ее задачи можно сформулировать следующим образом:

  • Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

  • Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

  • Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

  • Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения на данной специальности.

1. Краткая история применения нефти и газа

Нефть известна человечеству с давних времен. Уже за 6000 лет до нашей эры люди использовали ее для освещения и отопления. Наиболее древние промыслы находились на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Упоминание о нефти встречается во многих древних источниках (например, в Библии упоминаются смоляные ключи в окрестностях Мертвого моря).

В те далекие времена люди пользовались нефтью, выходящей на поверхность Земли из расщелин и трещин. Затем для добычи нефти в местах её неглубокого залегания начали использовать колодезный способ. Для поднятия на поверхность скопившейся в колодцах нефти применяли бадьи или бурдюки, поднимали вручную или конной тягой. Хранили нефть в глиняных сосудах или бурдюках и в них же транспортировали гужевым транспортом. В XVII в. появляются первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах-амбарах глубиной 4–5 м, устроенных в глинистых грунтах, позднее нефть хранилась в подземных каменных амбарах, зацементированных особым цементом. [15]

Как уже отмечалось, нефть широко применялась для освещения и отопления. Страбон (64-24 гг. до н. э.) писал, что в Вавилонии нефть жгут в светильниках вместо масла. В Сицилии еще в V в. до н. э. нефтью заправляли специальные лампы, а в римскую эпоху с помощью сицилийской нефти освещали не только дома, но и улицы.

Когда в 330 г. до н. э. войска Александра Македонского дошли до Каспийского моря, они обнаружили, что в отличие от древних Египта и Греции, где светильники заполнялись оливковым маслом, местные жители использовали для этого нефть.

В Китае около II в. до н. э. были известны лампы, которые представляли собой глиняные горшки с тростниковыми фитилями, пропитанными нефтью.

Нефть с давних времен применялась и как лекарственное средство. Считалось, что белая нефть излечивает от простудных заболеваний, а черная - от кашля. Египтяне использовали нефтяные масла при бальзамировании.

На вавилонских табличках встречается не менее десятка упоминаний о целебных мазях, в состав которых входила нефть. Основоположник античной медицины Гиппократ (IV-V вв. до н. э.) советовал не только включать нефть в состав мазей, но и принимать ее внутрь (при болезнях кишечника и желчного пузыря).

Однако наиболее громкую славу нефти принесло ее использование в военных целях. Римский ученый Плиний Старший, описывая походы римлян, упоминает, что защитники осажденного города Лукула сбрасывали с городских стен на головы атакующих горшки с горящей нефтью. «И горели воины со своим оружием…».

Состав «греческого огня» хранился в глубокой тайне. Лишь спустя 400 лет после поражения у стен Константинополя арабским алхимикам удалось установить, что основу «греческого огня» составляет смесь нефти с серой и селитрой…

Первым нефтепродуктом, с которым познакомилось человечество, был асфальт, представляющий собой вязкое смолистое вещество, получаемое в результате длительного выветривания нефти. Слово «асфальт» ввел в литературу Геродот, описавший в 460…450 гг. до н. э. в «Истории греко-персидских войн» персидские и месопотамские асфальтовые месторождения. «Асфальт» - производное от слова «асфалес» (прочный, крепкий, надежный). Древние называли асфальт горной смолою, а по современным представлениям - это один из видов природного битума.

Впервые люди обратили внимание на битумы очень давно. На территории современного Азербайджана найден деревянный серп, изготовленный где-то на границе между каменным и бронзовым веками. Канавка на внутренней стороне серпа усеяна острыми камешками, намертво скрепленными с деревом посредством битума.

После крушения великих цивилизаций природный асфальт как строительный материал очень долго не использовался. Новая история асфальта начинается только в ХIХ веке. В 1832-1835 гг. в Париже были выполнены первые значительные работы по мощению городских улиц и тротуаров асфальтом. В 1836-1840 гг. были заасфальтированы тротуары в Лондоне, Филадельфии, Лионе, Вене и других городах. Несмотря на очевидные достоинства асфальтовых дорог, у них нашлись противники. Те, кто выполнял работы по мощению улиц с помощью традиционных материалов, стали утверждать, что на «асфальтовой мостовой лошади очень скоро портятся». Чтобы разрешить возникший спор, в Лондоне на одной из оживленных асфальтированных улиц были проведены специальные наблюдения, показавшие, что за 36 дней из 468 000 лошадей упала только 201 лошадь. Кроме того, было установлено, что «лошади, падая на асфальте, не стирают себе кожи на коленях», а коляски, фаэтоны и омнибусы из-за отсутствия тряски требуют гораздо меньшего ремонта и не создают шума при движении. После этого асфальт начал свое победное шествие по городам мира.

В России первую попытку асфальтирования тротуаров (Одесса, 1839 г.) предпринял К. И. Борно - владелец первого в стране асфальтового завода. Но из-за начала Крымской войны завод закрылся. Позднее, в 1865 г., заасфальтировали террасы Зимнего дворца в Петербурге, а с 1866 г. стали асфальтировать дворы, тротуары, улицы и площади. В 1869-1873 гг. были покрыты асфальтом улицы в Кронштадте, Риге, Москве, Одессе, Киеве, Харькове и Тамбове. Примечательно, что для производства этих работ использовался асфальт, закупленный за рубежом. Только в 1874 г. в России был построен асфальтовый завод вблизи Сызрани. Он существует и в настоящее время.

Современные дороги покрыты асфальтом, изготовленным на базе нефтяных битумов, получаемых в результате окисления воздухом тяжелых остатков перегонки нефти при температуре 239…340 °С. Этот процесс был разработан в 1896 г., а внедрен в производство в 1914 г.

Для освещения человечество использовало различные средства: лучину, оливковое масло, нефть, животные жиры и др. В 1830 г. австрийский химик К. Рейхенбах впервые получил осветительное масло путем сухой перегонки дерева, торфа и каменного угля. Полученный продукт он назвал «фотоген» (от греческих слов «фотос» - свет и «генос» - рождение), т. е. «свет рождающий» или «свет дающий». Позже словом «фотоген» стали называть светлую прозрачную жидкость, получаемую при перегонке нефти (современный керосин).

Первый в мире нефтеперегонный заводик был построен в 1745 г. российским предпринимателем Ф. С. Прядуновым на реке Ухте. Завод просуществовал до 1782 г., перерабатывая ежегодно до 2000 пудов нефти.

В 1825 г. около г. Моздока крепостные крестьяне графини Паниной, братья Василий, Герасим и Макар Дубинины, построили нефтеперегонный завод, просуществовавший 25 лет. В 1837 г. нефтеперегонный завод в 15 верстах от Баку построил горный инженер Н. И. Воскобойников. В 1869 г. в Баку существовало уже 2 фотогеновых завода, в 1872 г. - 57, в 1876 г. - 146. Стремительное увеличение количества фотогеновых заводов связано с изобретением керосиновой лампы львовскими фармацевтами И. Лукасевичем и Я. Зегом.

Откуда же появилось слово «керосин»? В 1846—1847 гг. производство осветительного масла из каменного угля организовал в США А. Геснер. Ошибочно полагая, что масло при этом образуется в результате разложения содержащегося в угле вещества, аналогичного воску, он назвал полученную жидкость «керосен ойл» (от греческого «керос» — воск), т. е. «восковое масло». В разговорной речи словосочетание «керосен ойл» постепенно преобразовалось в одно слово «керосен». Когда в пятидесятых годах XIX в. осветительное масло в США начали получать из нефти, то его также назвали «керосеном».

В настоящее время «керосином» называют фракцию нефти, которая выкипает в температурных пределах от 175 до 300 °С. Различают «керосин осветительный», используемый для освещения, «керосин тракторный», применяемый в качестве горючего для тракторов, и «керосин авиационный» — топливо для реактивных двигателей.

С первых дней своего возникновения процесс переработки нефти был подчинен получению керосина (фотогена). Однако при этом получалось два побочных продукта. Один из них — более легкая фракция нефти, чем керосин, получил название «бензин» (от искаженного арабского «любензави» - горючее вещество), а другой - густая грязно-черная жидкость, получаемая в остатке и названная «мазутом» (от арабского «макзулят» - отброс). Длительное время оба они считались ненужными продуктами.

Около 100 лет бензин оставался опасным и ненужным продуктом. Только изобретение двигателя внутреннего сгорания русским изобретателем Игнатием Костовичем в 1879 г. открыло дорогу его широкому применению. О росте спроса на бензин можно судить по росту количества автомобилей с карбюраторным двигателем: в 1896 г. в мире их было около 4, в 1908 г. — 250 тысяч, а в 1910 г. — 10 миллионов.

В 1910 году в топливный баланс стран мира основной вклад вносили уголь (65 %), дрова (16 %), растительные и животные отбросы (16 %). На долю нефти приходилось всего 3 % потребляемой энергии. Природный газ использовался в ограниченных масштабах.

В настоящее время нефть служит сырьем для производства не только топлив, но также масел, смазок и многих других продуктов: самых различных моющих веществ, спиртов, гербицидов, взрывчатых веществ, медицинских препаратов, серной кислоты, синтетического белка и т. д.

Природный газ, как и нефть, также стал известен человеку очень давно. В предгорьях Малого Кавказа за 6000 лет до н. э. горели «вечные огни». Это были случайно воспламенившиеся (от молнии или костра, например) выходы газа на поверхность. Необъяснимым в те времена явлениям, когда над землей либо над водой, казалось бы, из ничего возникало пламя, естественно, приписывалось божественное происхождение. Еще большее впечатление производили на людей залповые выбросы воспламенившегося газа из грязевых «вулканов». О том, что они собой представляли, можно судить по наблюдениям наших дней. Так, 15 ноября 1958 года во время «извержения» грязевого вулкана банки Макарова — отмели, находящейся в море на расстоянии около 25 км от Баку, высота первоначально вырвавшегося и воспламенившегося столба газа достигала нескольких километров. В последующем горящее пламя имело высоту около 500 м и диаметр около 120 м. Мощное извержение продолжалось около суток.

По-видимому, данные явления стали одной из причин культа поклонения огню у многих народов мира (зороастризм). Зороастрийские жрецы из поколения в поколение передавали секреты поддержания «священного огня» и использования для этих целей нефти и газа.

За 200 лет до н. э. в Китае были пробиты первые бамбуковые скважины для добычи газа, который применялся для освещения, отопления и выварки соли.

Недалеко от Баку, в Сураханах, находятся развалины храма Атешга. Его строители проложили глиняные трубы от мест выхода природного газа к четырем углам храмовой крыши, что обеспечило горение «вечного огня».

Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и в Дагестане на побережье Каспийского моря в начале нашей эры служили маяками для моряков.

Первый завод по производству светильного газа в России был построен в 1835 году в Петербурге. К концу XIX века такие заводы были построены почти во всех крупных городах страны. Они давали свет улицам, фабрикам, театрам, жилым домам. В 1914 году в Петербурге было газифицировано 3000 квартир.

В конце XIX века в Баку начали использовать в котельных попутный нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью.

Широкое применение природного газа в России и в мире началось лишь в 50-х годах XX века. [8]

studfiles.net

Отчет по практике - Транспортирование нефти и газа

Российская Федерация

Министерство народного образования Удмуртской Республики

Профессиональное училище № 31

ОД-4

“Оператор добычи нефти и газа”

Пояснительная записка

к письменной экзаменационной работе

Тема работы: “Транспорт и хранение нефти и газа”

Выпускник: Голубев С.В. Группа: ОД-4

Работа выполнена: _08_”_04_”2002_”_________________________________

Руководитель

работы

Ижевск 2002 г.

Содержание

Стр.

I. Введение. Нефтяная промышленность Удмуртии… 3

II. Технологическая часть… 4

II.1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение. Промысловые нефтепроводы… 4

II.2. Насосные станции. Оборудование насосных станций. Насосы для перекачки нефти… 10

II.3. Резервуары… 14

II.4. Техника безопасности и охрана окружающей среды… 21

III. Использованная литература… 25

I. Введение

Нефтяная промышленность Удмуртии

Месторождения нефти имеют промышленное значение. Это по­зволило создать в республике нефтяную отрасль.

В 1958 году начала свою деятельность Удмуртская геофизическая экспедиция, а в 1961 году – трест «Удмуртнефтеразведка» (ныне ОАО «Удмуртгеология»).

Для ускорения ввода в разработку открытых в республике про­мышленных запасов нефти и организации нового нефтедобываю­щего района страны в 1973 году в городе Ижевске было создано производственное объединение «Удмуртнефть».

От 100 тысяч тонн нефти, добытых в 1969 году, в, год становле­ния нефтяной отрасли Удмуртии, до 9,3 млн. тонн в г982 году -^ та­ков темп развития ее нефтедобычи. В последние годы из недр из­влекается ежегодно 5-6 млн тонн «черного золота».

ОАО «Удмуртнефть» разрабатывает 23 нефтя­ных месторождения. За время работы это предприятие извлекло из недр более 185 млн. тонн нефти. Остальные запасы на конец 1999 года составляли около 240 млн. тонн нефти.

На балансе ОАО «Удмуртгеология» находится 33 нефтяных мес­торождения. Это, в основном, те месторождения на которых ведет­ся разведка и которые позже будут переданы в нераспределенный фонд месторождений Удмуртии.

Учитывая большой опыт ОАО «Удмуртнефть» в разработке не­фтяных месторождений и наличие в ее составе производственной инфраструктуры целесообразно объединить усилия всех нефтедо­бывающих предприятий республики в единый Холдинг для реше­ния задач не только по стабилизации добычи нефти, но и увеличению объемов добычи нефти в республике.

II. Технологическая часть

1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение.

Промысловые нефтепроводы.

Нефтепроводы

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов –трубопроводный.

Преимущество этого вида транспорта:

1. Низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстоя­ния;

2. Непрерывность подачи продукции;

3. Широкая возможность для автоматизации;

4. Уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспорти­ровании;

5. Возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные рассто­яния, называются магистральными.

Магистральные трубопровода в зависимости от перекачиваемой жидко­сти соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов.

Нефтепровод состоит из следующих звеньев:

1. трубопровода;

2. одной или нескольких насосных станций;

3. средств связи.

Нефтепровод характеризуется следующими показателями: длиной, диа­метром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные нефтепроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) статей большой мощности, а также наливными станциями со все­ми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. тонн нефти в год и более. Со­оружают такие нефтепроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 300, 1000,1200 и 1400 мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния прихо­дится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефте­проводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине нефтепровода.

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем вы­годно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым го­дом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных ме­сторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепрово­дов «ДРУЖБА» протяженностью с ответвлениями более 10 тыс.км, нефте­проводы Северо-Западного направления: Альметьевск — Горький — Ярославль — Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень-Куйбышев, Куйбышев- Тихорецкая, Куйбышев — Лисичанск — Кременчуг и др.

По принципу перекачки продукций на практике применяют две сис­темы: 1. постанционную и 2. транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию /рис. А/. Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка про­дукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефте­провод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной стан­ции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предна­значенный для отделения газа или воды от нефти /рис. Б/.

Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыду­щей насосной станции направляется непосредственно на следующую насос­ную станцию, минуя промежуточной резервуар, который подключается па­раллельно нефтепроводу /рис. В/. Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения нефтепровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов нефте­провод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие нефтепроводы имеют дистанционное управление.

Нефтепровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Весь нефтепровод разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за нефтепроводом.

На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персона­ла, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоукладчики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т.д.

Газопроводы

К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым газ транспортируется из районов его добычи до мост потребления газораспреде­лительных станций /ГРС/ городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

Сеть магистральных газопроводов в нашей стране систематически рас­ширяется. Основные системы газопроводов: север Тюменской области- рай­оны Урала и Центра. Средняя Азия- Центр, трансконтинентальный газопро­вод из Оренбурга к государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, Германию, Польшу, Румынию.

В настоящее время магистральные газопроводы сооружают в основном диаметром 1200 и 140 мм. при давлении до 7,5 МПа с пропускной способ­ностью 15-25 млрд м3 год.

Магистральные газопроводы во многом тождественны магистральным нефтепроводам и содержат те же основные элементы: трубопроводы, перека­чивающие станции и телефонную связь.

Однако газопроводы имеют и некоторые специфические особенности, обусловленные большим удельным объемом газа и изменениями этого объе­ма под влиянием давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям относятся в первую очередь увеличенные диаметры газопро­водов по сравнению с трубопроводами, по которым транспортируются жид­кости в эквивалентных газу весовых количествах.

Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегонов между станциями газопровода, имеющего на всем протяжении один диаметр. Так, например, если на нефте­проводе начальное давление нефти на насосной станции, равное 5 МПа, сни­жается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе дав­ление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует оптимальным параметрам перекачки.

К особенностям магистральных газопроводов относится также необходи­мость специальных мероприятий по предотвращению образования в них гидратных пробок и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностью газа. Наконец, к основным особенностям магистральных газопроводов следу­ет отнести особо высокие требования к бесперебойности перекачек, так как каждая длительная остановка газопровода нарушает снабжение топливом по­требителей и может вызвать остановку добычи газа в начальном пункте газо­провода.

Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые за­трудняют транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления вследствие ядовитости.

Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя сле­дующие основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно-магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через ес­тественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, трена­жерных установок; компрессорные станции с остановками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом /КРП/ для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными соору­жениями /включая склады горюче-смазочных материалов, установки регене­рации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки/; газораспределительные станции/ ГРС/, оборудованные регуляторами давления; подземные газохра­нилища с компрессорными станциями.

Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны размещают через каждые 20 — 25 км, а также на берегах водных пре­град /при пересечении их газопроводом в две или более ниток/ и у компрес­сорных станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспе­чивая опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ре­монта. Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные /катодные и протекторные/ установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров /через каждые 20 -30 км/, имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода или его ответвления сооружают газораспределительную станцию /ГРС/, предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или промышленного предприятия. Состав­ная часть магистрального газопровода компрессорные станции предназначе­ны для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его комбинирования, а также для подготовки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном га­зопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции /ГКС/ устанавливает в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и ком­бинирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции /ПКС/ располагают на трассе газопровода на расстоянии 100 — 200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, обезвожи­вание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на проме­жуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту огра­ничивается очистков от механических примесей, конденсата и воды.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора заня­та газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увле­ченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются под землей, их диаметр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3-4 км.

От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

Промысловые трубопроводы

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделя­ются на виды.

1. По назначению — нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, во­допроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или неф­тью и газом может двигаться и пластовая вода.

2. По функции — выкидные линии и коллекторы. Скидные линии — это трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных установок. Коллекторы — это трубопроводы, собирающие продукцию сква­жин от групповьгх установок к сборные пунктам.

3. По величине рабочего давления — низкого давления до 1,6 МПа, сред­него давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого давления выше 2,5 МПа.

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объ­ема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возмож­но в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск.

4. По гидравлической схеме работы — простые и сложные. Простые тру­бопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине. Сложные — трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопро­водом.

5. По способам прокладки — подземные, надземные и подводные.

2. Насосные станции . Оборудование насосных станций.

Насосы для перекачки нефти.

Насосные станции

Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применя­ют только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных технологических установок.

На некоторых месторождениях до сих пор эксплуатируются про­межуточные насосные станции /индивидуальные, дожимные, участковые/, которые служат для перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и промежуточных нефтесборных пунцов до опре­деленных технологических установок"

Кроме того, для перекачки нефти на нефтеперерабатывающих завод или в другие пункты отдачи применяют товарные насосные станции.

Перекачивающие насосные станции, оборудуемые в основном центро­бежными насосами самый сложный комплекс сооружений магистрального трубопровода.

Первая перекачивающая станция называется головной; здесь принимают нефть или нефтепродукты, разделяют их по сортам, учитывают и перекачи­вают на следующую станцию /промежуточную/.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода /в головной части магистрали/, т.е. в районе нефтяных промы­слов или нефтеперерабатывающего завода. Промежуточного станции, пред­назначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции – на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных /основной и подпор­ной/ входят: резервуарных парк /для головных и наливных станций/, устрой­ство для пуска скребков или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных /наливных/ станциях или на промежуточных сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства /эстакады/.

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производ­ственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электро­снабжения, также административно-хозяйственные постройки.

Принцип действия насосной станции следующий. Продукция, подлежащая перекачке, принимается в резервуара, откуда через теплообменники /или минуя их/ направляется на прием насосов, а затем в магистральная тру­бопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована.

Насосы для перекачки нефти

На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмуль­сий применяются в основном центробежные и поршневые насосы.

В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабоче­го колеса. Рабочее колесо с лопатками, насажанное на вал, вращается внутри корпуса, Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патруб­ку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к пери­ферии и выходит через нагнетательный патрубок.

Центробежные насосы делятся на одноколесные /одноступенчатые/ и многоколесные /многоступенчатые/.В многоступенчатые насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличи­вается об они напор насоса.

Основными технологическими характеристиками центробежного насоса являются развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, К.П.Д. насо­са, число оборотов и допустимая высота всасывания.

Подачей насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. Она измеряется в литрах в секунду /л/с/ или в кубических метрах в час /м3 /ч/.

Мощность на валу насоса, т.е. мощность, передаваемая двигателем насосу измеряется в кВт.

В нефтяной промышленности применяется в основном центробежные насосы одно- и многоступенчатые, секционные типа НД и ПК.

Если для обеспечения необходимой подачи или создании потребного за­пора одного насоса недостаточно, применяют параллельные или последова­тельное соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень ши­роко.

Обвязка насоса трубопроводами восполняется на фланцевых соединени­ях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасы­вающим и нагнетательным патрубками устанавливаются задвижки. Если прием жидкости находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающее трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода необходимо установить обратный клапан. На всасывающем трубопроводе ус­танавливается фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса механических примесей.

На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан, ко­торый обеспечивает автоматический запуск и работу насосов. Или отсутствии обратного клапана пуск центробежного насоса и его остановка могут прово­диться только вручную при постоянного наблюдении оператора за процессом откачки, так как, например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда проводилась откачка.

Центробежные насосы имеют следующие преимущества: малые габари­ты, относительно небольшая стоимость, отсутствие клапанов и деталей: с возвратно-поступательным движением, возможность прямого присоединения к быстроходным двигателям, плавное изменение подачи насоса с изменени­ем гидравлического сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закрытой задвижке на нагнетательной линии без угрозы порыва задвижки или трубопровода, возможность перекачки нефти, содержащих механические примеси, простота автоматизации насосных станций, оборудованных цен­тробежными насосами.

Основные технические данные наиболее распространенных центробеж­ных насосов приведены в таблице:

Марка насоса

Подача

М3 /Ч

Напор м Мощность эл-я, кВт Частота вращения, мин Масса, кг

Насосы контрольных одноступенчатые

1,5-К

6-14

20,3-14

2,2

2900

60,5

2К-6

10-30

34,5-24

4

2900

78

ЗК-6

45

54

20

2900

301

ЗК-9

30-54

34,8-27

7

2900

141

4К-6

90

87

55

2900

496

Насосы типа НК

НК-65/35

65-35

7-24

13-90

3000

80-200

НК-200/120

200-180

7-21,0

35-180

3000

100-300

НК-560/335

560-335

7-30

100-600

3000

200-700

Насосы многоступенчатые секционные типа МС

ЗМС-10*2

34

46

7

1950

185

ЗМС-10*3

34

69

10

2950

213

ЗМС-10*4

34

92

14

2950

241

ЗМС-10*5

34

115

17

2950

269

4МС-10*2

60

66

17

2950

220

4МС-10*3

60

99

25

2950

254

4МС-10*4

60

132

33

2950

280

4МС-10*5

60

165

42

2950

324

Насосы многоступенчатые нефтяные

8НД-9*2

150-180

95-140

29

1500

1837

8НД-9*3

200-250

210-305

45

1500

3370

8НД-10*5

300

420

500

2950

3492

Поршневые насосы

При перекачке вязкой нефти и нефтяных эмульсии рабочие характери­стики центробежных насосов резко ухудшаются. В таких случаях рациональ­нее применять поршневые или плунжерные насосы.

Работа поршневых насосов основана на создании разрежения во всасы­вающем и напора в нагнетательном трубопроводе при прямолинейном воз­вратно-поступательном движении поршня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные схемы поршневого и плунжерного насосов аналогичны, разница состоит лишь в том, что поршни в первом насосе выполняются в ви­де диска, снабженного уплотняющими кольцами, а во втором — в виде плунжера.

Применяемые на нефтяных месторождениях поршневые насосы имеют кривошипно-шатунный механизм и приводится в действие электродвигате­лем, соединенным с насосом ременной передачей.

К основным техническим данным поршневых насосов относятся подача, давление нагнетания, высота всасывания, число оборотов или двойных ходов и мощность навалу.

Поршневые насосы имеют следующие особенности: их подача при изме­нении напора остается постоянной; движение жидкости характеризуется пульсацией, для устранения которой требуется установка воздушных колпа­ков на нагнетательной линии. Воздушные колпаки обычно конструктивно связаны с самим насосов. При увеличении подачи жидкости в единицу вре­мени находящийся в воздушном колпаке воздух сжимается, а при уменьше­нии подачи — расширяется. Таким образом, в колпаке создается упругая воз­душная подушка, выравнивающая подачу жидкости в нагнетательный трубо­провод.

Обвязка поршневых насосов трубопроводами обычно выполняется так же, как и обвязка центробежных насосов.

3. Резервуары

Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефте­промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях маги­стральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары — со­суды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материа­лов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

По материалу — на металлические и неметаллические. Металлические ре­зервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резер­вуарам относятся в основном железобетонные резервуары.

Резервуары каждой группы различают по форме: вертикальные, цилинд­рические, горизонтально-цилиндрические, каплевидные и других форм.

По схеме установки резервуары делятся на: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ни­же наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. Резер­вуары сооружают различных объемов от 100 до 120000 м3 .

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием -листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойки­ми к воздействию нефтепродуктов.

Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов реко­мендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

Группа однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными ком­муникациями, называется резервуарным парком. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота которых при­нимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не ме­нее 1 м при ширине земляного вала по верху 0,5 м.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуа­ры низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый ре­зервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, от­бора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения ле­стницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и аппаратуру.

Резервуары низкого давления с щитовым коническим или сферическим покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуаров имеют толщину 4-10 мм / снизу вверх/.

Резервуары с коническим покрытием сооружают объемом 100 — 5000 м3, причем в центре их устанавливают центральную стойку, на которую опира­ются щиты покрытия. Резервуары со сферическим покрытием сооружают объемом 10000, 15000 и 20 000 м3. Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо, установленное на корпусе резервуара. Толщина листов резервуа­ров 6-14 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним относятся (рис.1):

1. Люк — лаз для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

2. Люк световой /на крыше резервуара/ для проветривания и освещения ре­зервуара;

3. Люк замерной для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб, которые нормально осуществляются специальным уровнемером и сниженным пробоотборником.

4. Хлопушка, предназначенная для предотвращения потерь нефтепродуктов в случае разрыва трубопроводов или выхода из строя резервуарной задвижки;

5. Сифонный водоспускной кран, устанавливаемый для выпуска подтоварной воды из резервуара; монтируется он снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся внутри резервуара у его днища;

6. Дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры; в зависимости от условий применения и конструкции резервуаров на них устанавливают дыхательные клапаны раз­личных модификации и диаметров;

7. Огневой предохранитель, служащий для защиты резервуара от проникно­вения в его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру;

8. Предохранительные клапаны /гидравлический' и мембранный/ для регули­рования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхатель­ного клапана иди если сечение дыхательного клапана окажется недостаточ­ным для быстрого пропуска газов или воздуха;

9. Пеногенератор для подачи цены при тушении пожара в резервуаре.

С целью снижения потерь легкоиспаряющейся нефти и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном.

Понтон, плавающий по поверхности жидкости, уменьшает площадь испа­рения, благодаря чему резко снижаются /в 4-5 раз/ потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его пла­вучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 — 300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако в основном применяют затворы из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора упругим материалом.

Плавающие понтоны различают двух типов: металлические и из синтети­ческих пенопластовых или пленочных материалов. Резервуар с металличе­ским понтоном в виде диска с открытка коробами. К периферийному кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется герметизирующий затвор. Понтон оснащен опорами, на которые он опирает­ся в нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуа­рах со стационарным покрытием, которое предотвращает попадание атмо­сферных осадков на поверхность понтонов, это позволяет применять облег­ченные конструкции понтонов из синтетических пленочных материалов.

Резервуары с плавающей крышей не имеют стационарного покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на по­верхности жидкости.

Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящемся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря та­кой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверх­ности корпуса под действием давления.жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее давление в газовом пространстве 0,04-0,2 МПа и вакуум 0,005 МПа, легко­испаряющиеся нефтепродукты хранятся почти полностью без потерь от ма­лых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу главным образом при напол­нении резервуаров.

В зависимости от характера изготовления оболочки различают два основ­ных типа этих резервуаров: гладкие и многоторовые. К каплевидным отно­сятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов. Такие резер­вуары сооружают объемом 5000-6000 м3, рассчитанные на давление 0,075 МПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких обо­лочек двойной кривизны называются многокупольными или многоторовыми. Резервуары этого типа сооружаются объемом 500- 20000 м3, они рассчитаны па давление до 0,37 МПа.

Неметаллические резервуары — такие резервуары, у которых несущие кон­струкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в ка­честве передвижных емкостей.

Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродук­тов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воз­действия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать /кольматировать/ мелкопористые материалы, умень­шая со временем их просачиваемость и проницаемость, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных материалов во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарами для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вяз­костью, легко фильтруется через бетон. Кроме того, покрытие в данном слу­чае должно обладать повышенной герметичностью /газонепроницаемостью/ с целью уменьшения потерь от испарения.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще ря­дом технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемой вяз­кой нефти и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет ма­лых тепло потерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродук­тов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми и прямоугольными. Наиболее эконо­мичны, резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему располо­жения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно де­лать необходимые переключения при эксплуатации резервуаров наиболее ответственные операции – это наполнение и опорожнение. Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен пре­вышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, я также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или пла­вающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема понтона не превышала 3,5 м/ч. Пели по измерениям уровня нефти в резервуаре пли по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение резервуара нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выясне­нию причины нарушения и к ее устранению. В необходимых случаях пере­качку должна быть остановлена.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управ­лением должна быть предусмотрена сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижек.

Одновременное операции с задвижками во время перекачки по отключе­нию нового резервуара запрещается. Действующий резервуар должен быть выведен из перекачки только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара.

Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном палке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давле­ния в случае неправильного переключения задвижек.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за, высотой уров­ня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не за­полняют до верха на 3-5 %. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подог­ревателем был не менее 0,5 м, так как действующий оголенный подогрева­тель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. По­этому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу, швам окраин днища и прилегающим уча­сткам основного металла.

При появлении трещин в швах или основное металле днища действую­щий резервуар должен быть немедленно опорожнен и защищен. При появлении трещин в швах или основном металле стенки действующий резервуар должен быть опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа его ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежеме­сячно, а плавающие крыши — ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем положении понтон осматривают через световой люк, в нижнем по­ложении — через люк-лаз в третьем поясе резервуара. При осмотре необходи­мо следить за тем, нет ли отпотин нефтепродукта на ковре понтона и в ко­робках, следить за плотностью прилегания затвора к стенке резервуара, к центральной стойке и к кожуху пробоотборника. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалить и выяснить причину неисправности. В случае нарушения герметичности ковра понтона или коробок резервуар дол­жен быть опорожнен и выведен на ремонт.

При осмотре резервуарного оборудования необходимо следить за со­стоянием прокладочных колец и.шарнира замерного люка, плавностью движения и плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, качеством и уровнем масла в гидравлических предохранительных клапанах, чистотой сетки этих клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пеносливной камеры, чистотой пакетов с гофрированной пластинами огне­вых предохранителей, положением приемного отвода сифонного крана /внерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении/.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей. Особенно интенсивное накопление осадков проис­ходит в резервуарах, в которых хранится малосмолистая парафинистая нефть. Сроки зачистки должны быть определены в зависимости от вида неф­ти, но не реже 1 раза в два года. Зачистку резервуаров должен осуществлять специально обученный и подготовленный персонал, допущенный медицинской комиссией.

При зачистке резервуаров рекомендуется применить механизированные средства, гидромониторы и пароэжекторы. При использовании пароэжектора к нему прикрепляют зачисткой шланг. В эжектор подают пар поп давлением 0,6-0,7 МПа. Осадок, засасываемой в эжектор, разогревают струей пара, пре­вращают в легко перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.

Гидромонитор- моечная машина, в которую подают моечную жидкость под давлением 0,8 -1,2 МПа. Моечная жидкость при помощи брандспойтов моечной машины вращается в горизонтальной и вертикальной плоскостям, при этом она омывает внутреннюю поверхность резервуара. В качестве мо­ечной жидкости используют горячий /45-70°С/ водный раствор моющего препарата МЛ-2, концентрация которого составляет 0,15-0,35%. Препарат МЛ-2 представляет собой композицию синтетических поверхностно-активных веществ с добавками электролитов.

Такой метод — очистки основан на гидродинамическом и физико-химическом воздействии струи моющего раствора на осадки. Под действием раствора осадок Размягчается, уменьшается его сила поверхностного натя­жения он распределяется в моечной жидкости, образуя неустойчивую эмуль­сию, которую откачивают из резервуара.

Особое внимание при зачистке резервуара, в котором хранилась серни­стая нефть, должно быть удалено пирофорных отложений. Пирофорные от­ложения образуются вследствие воздействия на железо и его окислы серово­дорода и состоят в основном из сернистого железа. Пирофорные отложения способны к.самовозгорания при невысоких температурах. Объясняется это тем, что пирофорные отложения при контакте с кислородом воздуха быстро окисляются, что сопровождается и разогревом, и это явиться причиной взрывов и пожаров.

При зачистке резервуара, в котором хранилась сернистая нефть необходимо пропаривать резервуар в течение 24 часов. Водяной пар подают с такой интенсивностью, чтобы внутри резервуара все время поддерживалось давле­ние несколько выше атмосферного. Это можно контролировать по выходу водяного пара через дыхательные клапаны, на крыше резервуара. Пропарку следует производить при закрытом нижнем люке, а конденсат спускать в ка­нализацию через спусковую трубу. При этом:

а/ если имеется необходимое дозировочное оборудование, в процессе про­парки в резервуар следует вводить небольшое количество воздуха, обеспечи­вающее медленное окисление пирофорных отложений до 6% кислорода в паро-воздушной смеси;

б/ при отсутствии дозировочных устройств по окончании пропарки резер­вуар необходимо заполнить водой, а затем уровень воды постепенно снижать со скоростью 0,5- 1м/ч, что обеспечивает медленное окисление пирофорных отложений по мере их высыхания.

Сбрасывать пирофорные отложения в канализацию запрещается. Во из­бежания самовозгорания извлекаемые из резервуара пирофорные отложения Должны поддерживаться во влажном состоянии по удаления из зоны хране­ния нефти, в специально отведенное место. Каждый резервуар должен пе­риодически подвергается текучему, среднему и капитальному ремонту. Те­кущий ремонт резервуара выполняют не реже 1 раза в шесть месяцев без ос­вобождения его от нефти. При этом проверяют техническое состояние корпу­са, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняются также в процессе эксплуатации. Средства ре­монт резервуаров проводят не реже 1 раза в два года, при этом полностью сливают нефть, зачищают и дегазируют его. но газовое пространство запол­няют негорючими /дымовыми/ газами. Внутреннюю и внешнюю поверхности очищают от продуктов коррозии, проверяют техническое состояние корпуса днища и крышки, заваривают коррозионные раковины и отверстия с привар­кой накладок, проверяют сварные швы, проверяет и ремонтируют резервуарное оборудование, окрашивают и испытывают резервуар на прочность и гер­метичность.

Капитальный ремонт резервуара следует проводить по мере необходимо­сти. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании резуль­татов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах ре­зервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнении и нефтяных остатков. При капитальном ремонте выполняют все работы, предусмотренные средним ремонтом, а также заменяет дефект­ные листы корпуса, днища и крыши, исправляют положение резервуара /при неравномерной осадке/, ремонтируют основание, исправляют или заменяют оборудование.

4. Техника безопасности и охрана окружающей среды

1. Трубопроводы

Рабочему на территории промысла при обходе трассы трубопровода сле­дует соблюдать следующие правила. Места открытого выделения газа обхо­дить с наветренной стороны и извещать об опасности всех присутствующих вблизи аварийной зоны. Не располагаться на отдых и для приема пищи вбли­зи газоопасных местах. Не допускать появления открытого огня на террито­рии промысла, курить только в специально отведенных местах. Не допускать на территории промысла разлива нефти, принять все меры по недопущению загрязнения почвы и водоемов нефтью и атмосферы нефтяным газом. Запре­щается наносить удары по оборудованию, находящемуся под давлением. За­прещается закрывать и открывать задвижки при помощи ломов, патрубков и других усиливающих рычагов.

Предварительный осмотр колодцев на нефтепроводах, нефтегазопроводах и газопроводах разрешается проводить, не спускаясь в колодец. При откры­тии крышки колодца следует находиться с наветренной стороны. При работе в зимнее время перед открытием крышка колодца должна быть очищена от льда и снега.

Места утечек газа из газопровода и нефтегазопровода следует определять по запаху, шуму, нанесением мыльной эмульсии на места соединения труб, газоанализаторами или химическим анализом пробы воздуха. Место утечек газа запрещается определять при помощи огня.

Продувка конденсата из газопроводов производится через дрипы с выводом продувочного газа на безопасное расстояние, при продувке необхо­димо остановиться сбоку, с наветренной стороны и продувать при небольшом открытии задвижки через специальный отвод.

При ремонтных работах на нефтепроводах, нефтегазопроводах и газопро­водах в ночное время рабочее место должно быть достаточно освещено. Ра­бочее место должно освещаться только аккумуляторными фонарями или пе­реносными светильниками напряжением 12В во взрывобезопасном исполне­нии.

При вскрытии трубопроводов на больших участках во избежание прови­сания трубопровода необходимо оставлять целики длиной 3-1 м.

Запрещается применять землеройные машины при раскопке трубопрово­дов, имеющих утечку газа.

Перед началом ремонта на трубопроводе, находящемся под электрохими­ческой защитой от коррозии или в зоне блуждающих токов, должны приме­няться меры, исключающие искрообразование /отключение электрозащиты, устройство перемычек и т.п./.

Перед началом сварочных работ в траншее или колодце необходимо отобрать пробы воздуха и проанализировать их на загазованность с помощью газоанализатора.

Если с выходом горящего газа из установленных стояков пламя гаснет или протекает внутрь трубопровода, а также при выбросах нефти, то огневые работы должны быть прекращены, люди удалены от котлована на безопасное расстояние.

На пунктах сепарации рабочему перед пуском оборудования в работу не­обходимо проворить его исправность, наличие заземления электрооборудо­вания, ограждения, убрать инструмент и другие предметы с движущихся час­тей. Пуск электродвигателей ведут в диэлектрических перчатках, стоя на спе­циальной подставке.

2. Резервуары. Все работники, обслуживающие резервуары, должны знать опасности, которые могут возникнуть при операциях с нефтяными газами и сернистой нефтью. Инструктаж по пожарной безопасности и технике безопасности и производственной санитарии должны проводиться не реже 1 раза в шесть месяцев.

Курить на территории резервуарного парка запрещается. Для курения должны быть отведены специально оборудованные / по согласованию с по­жарной охраной/места.

Запрещается применять открытый огонь /Факелы, спички, свечи, свечные и керосиновое фонари/ для освещения резервуаров с нефтью, траншей и ко­лодцев, нефтепроводов, промышленной канализации резервуарного парка, где возможно скопление горючих газов.

При измерениях уровня и отборе проб нефти в резервуаре в ночное время, при работах внутри незащищенного и не проветренного резервуара работни­ки должны пользоваться только аккумуляторными фонарями взрывозащищенного исполнения типа В2А, В2А- 2000, УАС-ЗВ, ВЗГ-25, ЙПР-6ОВ. Фо­нарь должен быть включен на расстоянии не менее 20 м от ближайшего ре­зервуара с нефтью. Запрещаются ремонт фонаря и смена лампы непосредст­венно в резервуаре и резервуарном парке.

В зачищенном, проветренном резервуаре с концентрацией паров ниже предела взрываемости можно пользоваться переносной электрической лам­пой напряжением не более 12 В.

Осмотр резервуаров с нефтью, измерение уровня и отбор проб необхо­димо проводить в обуви без стальных накладок и гвоздей.

При текущем обслуживании резервуара и ремонтных работах запрещается применять инструменты из неомедненной стали. Используемый инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр; ударный и режущий инструмент при работе необходимо смазывать консистентными смазками по­сле каждого разового применения.

При открытии люков резервуаров, измерении уровня, отборе проб нефти, а также спуске подтоварной воды и грязи из резервуара обслуживающий пер­сонал должен стоять боком к ветру. Запрещается наклоняться над открытым замерным люком и заглядывать в него.

Работу внутри незащищенного и не проветренного резервуара работники должны выполнять в шланговых противогазах и в специальной непроницае­мой для нефтепродуктов одежде и обуви.

Противогазы шлангового типа обеспечивают человека чистым воздухом, подаваемым в лицевую часть защитного устройства по шлангу. В соответст­вии с ГОСТ 12.4.034-78 шланговые дыхательные аппараты обозначаются бу­квами «ПШ». Они должны обеспечивать 1 степень защиты, т.е. надежно за­щищать работающего при содержании в воздухе вредных веществ в количе­стве, превышающем предельно допустимую концентрацию более чем в 100 раз.

Противогаз ПШ-1 относится к самовсасывающим шланговым аппаратам, выпускается отечественной промышленностью. Он представляет собой шлем-маску от промышленного противогаза с двумя последовательного со­единенными гофрированными трубками, и которым прикрепляется армиро­ванный шланг длиной 10 м. К наружному концу шланга подключается фильтрующая коробка для очистки вдыхаемого воздуха от пыли. Кроме этих деталей, в комплект ПШ-1 входят пояс, на котором крепится шланг, спаса­тельные /сигнальные/ веревки и штырь. На этих штыре устанавливается ко­нец шланга в зоне чистого воздуха. Масса всего аппарата около 8 кг.

В связи с весьма высоким сопротивлением дыханию применений этого аппарата в течение длительного времени не рекомендуется. Егоможно ис­пользовать при кратковременных работах, не связанных с необходимостью передвижения на большие расстояния /более 8-10 м/, и только в местах, где исключается возможность запутывания шланга.

При работе, в ПШ-1 должен присутствовать второй человек, который, на­ходясь в чистой зоне, подает необходимые материалы, а в случае необходи­мости /запутывания шланга/ помогает первому выйти из загазованного по­мещения.

Поверх спецодежды должен быть надет широкий пояс с крестообразными лямками и прикрепленное к ним прочное сигнально-спасательной веревкой, конец которой должен быть выведен наружу через нижний люк. У люка должно быть не менее двух рабочих, готовых в случае необходимости ока­зать помощь работающему в резервуаре. Они должны быть также в специ­альной одежде и обуви и иметь при себе шланговый противогаз. Один из этих рабочих должен держать в луках конец сигнально-спасательной верев­ки. За работающим в резервуаре и за исправным состоянием шланга должно быть непрерывное наблюдение. Перегибы шланга не допускаются, свобод­ный конец его должен быть закреплен в зоне чистого воздуха. Продолжи­тельность единовременного пребывания в резервуаре работника в шланговом противогазе не должна превышать 15 минут с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 минут.

При ремонте резервуаров основная работа — сварка, Качество которой во многом определяет прочность резервуара. Поэтому к сварочным работам мо­гут допускаться только квалифицированные сварщики, сдавшие испытания и имеющие удостоверение Государственной инспекции Госгортехнадзора.

Перед началом сварочных работ после проветривания и пропарки резер­вуара анализируют состав воздуха в нем для выявления взрывобезопасности и безвредности для здоровья рабочих. Пробы отбирают из нижней части ре­зервуара и замерного люка, анализ воздуха можно выполнять переносном га­зоанализатором типа ПГФ 11-54.

Огневые работы по ремонту резервуаров и их трубопроводов с предва­рительной зачисткой и дегазацией разрешается вести на расстоянии не менее 20 м от эксплуатирующихся резервуаров. Электросварочные и газосва­рочные аппараты устанавливают на расстоянии не менее 20 м от ближайшего эксплуатируемого резервуара.

Для надежного заземления ремонтируемого резервуара его корпус или упорную часть днища соединяют с заземляющим проводом электросвароч­ного аппарата до начала сварки и не отсоединяют до полного ее окончания. Электросварочные провода соединяют при помощи кабельных наконечни­ков и изолируют. Эти провода не разрешается укладывать вблизи газовых шлангов и технологических трубопроводов. При уходе электросварщика провода должны быть обесточены.

При подготовке резервуара к ремонту необходимо освободить от нефти резервуары, размещенные в одном парке с ремонтируемым, и залить их во­дой на высоту 4-5 м. Это необходимо для предупреждения деформации ре­зервуаров от волнового удара воды, смещения их основания и всплытия в случае разрешения испытуемого резервуара.

В резервуарных парках нефтяных месторождениях, содержащих серово­дород, возникает опасность самовозгорания пирофорных отложений, осо­бенно в резервуарах, работающих в режиме «заполнение — откачка», потому что при откачке нефти из резервуара происходит поступление воздуха в ре­зервуар и контактирование его с пирофорными отложениями. Наиболее благоприятное время для возникновения пожаров и взрывов — это весна и осень, вечерние и предвечерние часы, во время или вскоре после опорож­нения резервуаров.

В вечернее время малое дыхание при охлаждении резервуара вызывает приток свежего воздуха, что делает возможным образование взрывоопасной смеси и создает условия для контактирования пирофорных отложений с воздухом.

Для предотвращения образования и самовозгорания пирофорных отло­жений необходимо выполнение следующих мероприятий:

1. удаление сероводорода из нефти глубокой сепарацией серо-водородосодержащей нефти;

2. внедрение системы без резервуарной сдачи нефти с помощью поточ­ных приборов;

3. внедрение и поддержание в работоспособном состоянии газоуравни­тельных систем в резервуарных парках;

4. внедрение герметизированного сброса подтоварное воды из резервуа­ров;

5. применение ингибиторов коррозии, наиболее эффективные из них ИКАР-1, И-1-А, ИКБ-4;

6. покрытие внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными материалами.

Так как очистка поверхности от ржавчины связана с большими техноло­гическими трудностями, то перед нанесением лакокрасочных покрытий по­верхность предварительно покрывают специальными грунтами типа ВА-01 ГИСИ и ВА-0112, которые превращают продукты коррозии железа в химиче­ски стоящие нерастворимые соединения. Они наносятся на поверхность ре­зервуаров без предварительной их очистки от ржавчины. На подготовленную с помощью грунтов поверхность наносятся лакокрасочные покрытия сле­дующих марок: ЭП-0010, ЭП-4100, ЭП-582, ЭП-773, ФАЭД-КХи др.

III. Использ ованная литература.

1. «Оператор обезвоживающей и установки» А.А.Каштанов, С.С. Жуков

2. «Основы нефтяного и газового дела» Н.Г. Середа, В.И.Муравьев

3. «Сбор и подготовка нефти и воды» В.Ф.Медведев

4. «Технология добычи нефти и газа» И.В.Элияшевский

УТВЕРЖДАЮ:

Зам. директора по УПР
ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ РАБОТУ

Выдано учащемуся группы № ОД-4 Голубеву С.В.

ВАМ ПРЕДЛАГАЕТСЯ РАЗРАБОТАТЬ

Тема: “Транспорт и хранение нефти и газа”

РАБОТА ДОЛЖНА СОСТОЯТЬ

1. Введение. Нефтяная промышленность Удмуртии.

ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение. Промысловые нефтепроводы.

2. Насосные станции. Оборудование насосных станций. Насосы для перекачки нефти.

3. Резервуары.

4. Техника безопасности и охрана окружающей среды.

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Система перекачки нефти по нефтепроводам.

2. Схема товарного резервуара и расположения в нем оборудования.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

1.

Работа выполняется на 20-30 листах формата А4. Графическая часть выполняется на 1 листе формата А1. Описательная часть сопровождать эскизами и рисунками.

Работу выполнить к

“_7_”_июню_______________2002 г.

Утверждено на заседании

методкомиссии

“___”____________________200 г.

www.ronl.ru

Отчет по практике в нефтяной компании

Введение

 

Целью нашей практики являлось ознакомление студента с нефтяной и газовой промышленностью, а также подготовка к изучению общетехнических дисциплин и получение начального представления о будущей профессии

За время учебно-ознакомительной практики мы посетили :

1. ЛПДС Бавлы

 

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

 

2. Организационная структура Бугурусланского РНУ

 

ЛПДС Бавлы входит в состав Бугурусланского РНУ. Основными задачами ЛПДС Бавлы является прием нефти и перекачка ее из резервуаров в магистральный нефтепровод.

Бугурусланское районное нефтепроводное управление - самая восточная часть Приволжских магистральных нефтепроводов. Нефтяной поток из Западной Сибири, нефть Оренбуржья, Татарстана и Самарской области впадают в стальные русла системы ОАО Приволжскнефтепровод и движутся далее на Самару, на запад и юг России. Первым звеньями в этой технологической цепи являются объекты Бугурусланского РНУ.

Бугурусланское РНУ - это мощное, современное предприятие трубопроводного транспорта, оснащенное передовой техникой и технологией. Оно эксплуатирует более 1000 км магистральных нефтепроводов, среди которых участок трансрегионального трубопровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев. В составе управления 4 блочно-комплектных и 4 нефтеперекачивающих станций, резервуарные парки и нефтеналивная эстакада на ЛПДС Кротовка. Все это обширное хозяйство обслуживают около 1000 человек специалистов нефтепроводного транспорта: инженеров, техников, рабочих и служащих. Они обеспечивают транспортировку нефти, занимаются ремонтом оборудования нефтеперекачивающих станций, а также линейной части магистральных нефтепроводов.

Административно-географическое расположение НПС Бугурусланского РНУ ОАО Приволжскнефтепровод представлено на Рисунке №1.

 

Рисунок 1- Административно-географическое расположение объектов Бугурусланского РНУ.

3. Общая характеристика ЛПДС Бавлы

 

НПС Бавлы расположена в Бавлинском районе республики Татарстан.

С восточной стороны к площадке НПС примыкает рабочий посёлок Бавлы. Рядом с поселком на расстоянии 250 м проходит автомобильная дорога Бавлы-Октябрьский. С западной стороны на расстоянии 40 м от ограждения проходит автомобильная дорога на Оренбург. С северной стороны на расстоянии 10 м расположены садовые домики, с южной стороны - поля.

Рельеф площадки НПС Бавлы ровный. НПС территориально расположена в восточной части Русской равнины на Бугульминско-Белебеевской возвышенности на высоте 159,3 м над уровнем моря.

Территория НПС Бавлы представляет собой комплекс отдельно стоящих одноэтажных производственных помещений, в которых размещено основное и вспомогательное оборудование для транспортирования нефти по магистральному нефтепроводу. На открытой площадке расположен резервуарный парк, который обеспечивает прием нефти и ее хранение.

Территория НПС Бавлы незатопляемая. Землетрясения, сели, лавины для данной местности не характерны. Карстовые явления в месте расположения НПС Бавлы не наблюдались.

Нефтепроводы преимущественно проходят по холмистой местности с абсолютными отметками 100-200м. Грунты в основном глинистые и суглинистые. Грунтовые воды на глубине 2-10м.

Климат района расположения Бугурусланского РНУ - континентальный.

Зима (середина ноября - март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами. Средняя температура января составляет от минус 10С до минус 15С, снежный покров устанавливается в конце ноября, толщина его в марте достигает 50-60 см. В течении всей зимы преобладает значительная облачность, снежный покров сходит в середине апреля.

Весна (середина марта - середина мая) сравнительно теплая, однако заморозки наблюдаются до конца апреля. Преобладает ясная, сухая погода. Осадки выпадают редко, преимущественно в виде моросящих дождей.

Лето (июнь - середина сентября) теплое. Средняя температура в июле 20-25С.

Осень продолжается с середины сентября до середины ноября. Осень в первой половине сухая и теплая, во второй прохладная, с ночными заморозками, сырая. Среднемесячная и годовая температура воздуха в районе расположения объектов Бугурусланского РНУ приведена в Таблице №1.

Ветры в течение преимущественно западные и юго-западные, иногда дуют юго-восточные ветры, которые летом вызывают засуху. Преобладающая скорость ветра 2-5 м/с.

 

Таблица 1 - Среднемесячная и годовая температура в районе расположения объектов Бугурусланского РНУ, С

Месяцы123456789101112годТемпе-ратура-14,1-13,6-6,65,714,518,820,718,912,54,23,5-10,04,0

4. Задачи станции

 

Бугурусланское РНУ обеспечивает:

обеспечивает прием нефти от ОАО Ура

www.studsell.com

Отчет по второй производственной практике Содержание

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЕТ

по второй производственной практикеСодержание1. Введение…………………………………………………………………… .3

2. Характеристика месторождения……………………………………………4

3. Объекты разработки и их характеристика…………………………………5

4. Коллекторские свойства продуктивных пластов…………………………11

5. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)…………12

6. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)…………………17

7. Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН)…………....18

8. Скважинные штанговые насосы, их элементы……………………………19

9. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и

насосных штанг……………………………………………………………...22

10. Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)………………25

11. Технологический режим работы УСШН при постоянной

откачке жидкости…......................................................................................27

12. Технологический режим работы УСШН при периодической

откачке жидкости…......................................................................................27

13. Технологический режим работы УЭЦН………………………………….28

14. Приборы для исследования работы скважинных насосов……………....29

15. Результаты исследования работы УСШН………………………………..37

16. Конструкция газопесочных якорей……………………………………….38

17. Устройства для борьбы с отложениями парафина в

подземном оборудовании………………………………………………….39

18. Схема групповой замерной установки……………………………………40

19. Схема ДНС………………………………………………………………….41

20. Автоматизация работы установок скважинных насосов………………...42

21. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа …….43

22. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании

добывающих скважин……………………………………………………...44

23. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти…………………….47

24. Структура нефтегазодобывающего предприятия………………………...49

25. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти………….50

26. Технико-экономические показатели деятельности НГДУ………………51

Список используемой литературы…………………………………………...53

1. ВВЕДЕНИЕ

Я проходил практику в ОАО «Удмуртнефть» НГДУ «Воткинск» на Мишкинском месторождении в бригаде по добыче нефти и газа. Находился на должности оператора по добыче нефти и газа 4 разряда.

Меня закрепили за оператором д/н 5 разряда, под чьим руководством я проходил практику. За время практики я прошел инструктажи по т/б и по электробезопасности, ходил на обходы, где наблюдал за работой СК и ГЗУ, работал на ЭВМ, где составил электронную версию различных схем.

У меня остались хорошие впечатления от практики. Во-первых, мастер следил за тем, чтобы я получил как можно больше информации об обязанностях оператора по добыче нефти и газа: давал указания закрепленному за мной оператору, после 3-х недель практики провел экзамен по полученным мной знаниям. Во-вторых, желание самих операторов рассказывать о своей работе.

Почти каждый день находился на различных работах. Я не разочаровался в выбранной мной профессии и рад, что учусь именно на этой специальности.

^

Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 г. и расположено на границе Воткинского и Шарканского районов севернее города Воткинска.

Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы рек Вотка и Сива. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140 – 180 м на юге, до 180 – 250 м на севере. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельскохозяйственными угодьями.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2С, морозы в январе – феврале иногда достигают -40С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60 – 80 см.

Водозабор для целей ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском ЦКПН, расположенном на территории месторождения.

Мишкинская структура осложнена двумя куполами: западным — Воткинским и восточным — Черепановским.^

На Мишкинском месторождении нефтепроявления зарегистрированы в породах турнейского яруса и яснополянского надгоризонта (пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III), нижнего карбона, в башкирском ярусе и верейском горизонте (пласты B-II, B-III) московского яруса среднего карбона.

Нефтегазоносность разреза изучалась по керну, образцам бокового грунтоноса, анализом материалов промыслово-геофизических исследований, газового каротажа и результатам испытания скважин на приток.

Турнейский ярус

В турнейских отложениях обнаружено три залежи нефти, приуроченные трём структурам: Западному и Восточному куполам Воткинского и Черепановского поднятия. Промышленно-нефтеносным является пласт пористо-кавернозных известняков в кровле черепетского горизонта мощностью до 36 м. Наиболее высокая часть залежи нефти встречена на Воткинском поднятии, в скважине № 180 на отметке 1334 м. Залежь небольшого размера обнаружена в районе 184 скважины с наивысшей отметкой 1357 м.

Отмечается наклон поверхности ВНК (от скв.№ 189 к скв.№ 183) Западно-Воткинского купола в пределах 2 – 2,5 м. Поэтому ВНК принят на отметке 1356 – 1354 м. Высота залежи нефти на Западно-Воткинском куполе 32 м, размеры её около 8x5 км.

На Восточно-Воткинском куполе среднее положение ВНК условно принимается на отметке 1358 м. Высота залежи на этом куполе в районе скв.№ 184 около 5 м, размеры её 3x1,5 км.

На Черепановском поднятии ВНК условно принимается на отметке 1370 м. Высота залежи нефти этого поднятия 4,5 м, размеры её около 4,5x2 км. Наличие плотных прослоев прослеживаемых на большой площади и опробование прикупольных скважин 211, 190, 191 доказывают слоисто-массивное строение земли.

Нефтепроявления Кизиловского горизонта встречены в его нижней части в пласте тонкопористых известняков. Результаты опробования указывают на плохие коллекторские свойства продуктивного пласта кизиловского горизонта.

ВНК кизиловской залежи условно принимаем на отметке 1330,4 – 1330 м.

Яснополянский надгоризонт

В яснополянском надгоризонте нефтепроявления приурочены к пластам пористых песчаников и алевролитов тульского и бобриковского горизонтов.

В бобриковском горизонте прослеживаются три пористых пласта. Промышленный приток нефти из пласта Бб-III получен в скважине № 211 и нефть с водой из скважины № 190.

Пласт Бб-II прослежен во всех скважинах, вскрывший нижний карбон и только в скважине № 191 замещён непроницаемыми породами.

Мощность пласта Бб-II изменяется от 0 до 2 м, а Бб-I от 0,8 до 2,5 м. Из пласта Бб-I промышленные притоки нефти получены в скважине № 189 совместно с другими пластами.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность установлена в трёх пластах Тл-0, Тл-I, Тл-II. В яснополянском надгоризонте залежи нефти приурочены к структурам: Западно- и Восточно-Воткинскому куполам и Черепетскому поднятию. Наиболее незначительные мощности непроницаемых прослоев, разделяющих нефтеносные пласты яснополянского надгоризонта, а часто соединения проницаемых пластов друг с другом и литологическая их изменчивость позволяют предполагать о слоисто-пластовом типе залежей с единым ВНК для всех пластов Воткинского поднятия и отдельно для пластов Черепановского.

ВНК Черепановского поднятия для тульских пластов Тл-I, Тл-II, Тл-0 принимаем по подошве пласта Тл-II, давшей безводную нефть в скважине № 187 на отметке 1327,5 м.

Башкирский ярус

Нефтепроявления в отложениях башкирского яруса встречены во всех скважинах, вскрывших залежь нефти и охарактеризованных керном. Причём нефтепроявления размещаются в верхней, более плотной части разреза. Мощность эффективных прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 12,2 м. В некоторых скважинах при опробовании притоков не получено или получены после солянокислотной обработки забоев. Значительные колебания величин притоков позволяют предполагать о сложном строении коллектора как по размеру, так и по площади. Наличие значительных дебитов вероятно указывает на наличие крупной кавернозности или трещиноватости в коллекторе. Наиболее высокая часть нефти Воткинского поднятия встречена в скважине № 211 на отметке 1006,6 м. Высота залежи около 38 метров, размеры залежи в пределах 16x8 км. ВНК условно принимается на отметке 1044 м.

Залежь нефти Черепановского поднятия изучена недостаточно. Она отделена от залежи Воткинского поднятия зоной ухудшения коллекторских свойств карбонатных пород. ВНК Черепановского поднятия принят на отметке 1044 м.Верейский горизонт

В верейском горизонте прослеживаются в основном два нефтяных пласта, разделённых пластами аргиллитов и глинистых известняков. Мощность эффективных нефтенасыщенных известняков В-III колеблется от 0,6 до 6,8 м (скв.№ 201). Наиболее низкая отметка с которой получена безводная нефть 1042,8 метров (скв.№ 214). Наиболее высокая отметка залежи нефти пласта В-III – 990 м. ВНК принят на отметке 1042 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 1042 метров составляет около 52 м. Размеры её в пределах внешнего контура около 25x12 км. Мощность эффективной части пласта колеблется от 1,2 до 6,4 м.

Наиболее высокая часть залежи пласта B-II вскрыта в скв.№ 211. ВНК принят на отметке 1040 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 104 м и равна около 50 м. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности около 25x12 км. Залежи нефти пластов В-II и В-III пластового типа.

Эффективная часть пласта B-I прослеживается не во всех скважинах. Результаты опробования указывают на низкую проницаемость пласта, а сложное расположение пористых разностей на площади месторождения осложняют оценку возможной нефтеперспективы пласта В-I.

^ Турнейский ярус

Турнейский ярус представлен карбонатными породами – известняками черепетского и кизиловского горизонтов. В скважинах выделяется от 1 (скв.№ 212) до 29 (скв.№ 187) пористых прослоев. Мощность выделяемых пористых разностей изменяется от 0,2 до 25,2 м. Суммарная мощность коллекторов черепетского горизонта в изученной части колеблется от 10,8 (скв.№ 207) до 39,2м (скв.№ 193). Почти во всех скважинах в кровле турнейского яруса выделяются прослои, как правило, это одиночный пласт мощностью около 2 м, но в некоторых скважинах (195, 196) появляется большее количество тонких пористых прослоев, число которых достигает 8. Общая мощность кизеловского коллектора возрастает в этом случае до 6,8 м.Яснополянский надгоризонт

Отложения яснополянского надгоризонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин бобриковского и тульского горизонтов. В составе бобриковского горизонта выделяются пласты песчаников Бб-II и Бб-I, а в составе тульского горизонта Тл-0, Тл-I, Тл-II. Эти пласты прослеживаются по всей площади Мишкинского месторождения. Общая мощность коллекторов бобриковского и тульского горизонтов колеблется от 7,4 м (скв.№ 188) до 24,8 м (скв.№ 199).Башкирский ярус

Представлен чередованием плотных и пористо-проницаемых известняков. Известняки не глинистые. Приведённый относительный параметр Jnj изменяется от 0,88 в плотных прослоях до 0,12 – 0,14 в высокопористых разностях. Такой характер изменения Jnj свидетельствует о значительной кавернозности известняков. Количество пористых пропластков в скважинах по площади меняется от 5 (скв.№ 255) до 33 (скв.№ 189). Мощность выделяемых пористых разностей колеблется в пределах от 0,2 до 21,0 м. Суммарная мощность коллекторов башкирского яруса колеблется от 6,8 м (скв.205) до 45,5 м (скв.№201).Верейский горизонт

Верейские отложения представлены чередованием алевролитов и карбонатных пород. Продуктивный пласт приурочен к карбонатным отложениям пористым и проницаемым. Выделяется два пласта В-III и B-II.

Суммарная мощность коллекторов верейского горизонта меняется от 4,0 (скв.№ 198) до 16,0 м (скв.№ 201). Мощность отдельного проницаемого прослоя меняется по площади от 0,4 до 6,4 м.Сводные данные о коллекторских свойствах продуктивных пластов

Показатели Верейский горизонт Башкирский ярус Яснополянский горизонт Турнейский ярус
Пористость, % 20,0 18,0 14,0 16,0
Проницаемость, мкм2 0,2 0,18 0,215 0,19
Нефтенасыщенность, % 82 82 84 88

^

(НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА)НЕФТЬВерейский горизонт

Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 – 0,8874 г/см3 и в среднем составляет величину 0,8798 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65 – 26,4 СП и в расчётах принималась 18,4 СП.

Среднее значение давления насыщения принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м3/т.

По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см3; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).Башкирский ярус

Данные анализа показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см3. Вязкость нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 сп. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м3/т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см3. Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%. Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).Яснополянский надгоризонт

Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см3, высоковязкая 34,2 сп. Газовый фактор составляет 12,2 м3/т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.

Поверхностные пробы нефти яснополянского надгоризонта были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см3. Содержание серы  3,35%, содержание асфальтенов 5,5%, содержание парафина 4,51%.Турнейский ярус

Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 сп. Плотность нефти 0,9139 г/см3. Газовый фактор 7,0 м3/т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см3. Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.^

В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54%, по яснополянскому надгоризонту - 67,2%, по башкирскому ярусу - 44,4%, по верейскому горизонту - 37,7%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.

По содержанию гелия в контурном газе яснополянского (0,042%) надгоризонта и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%. ^ Верейский горизонт

Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см3, первую солёность – 70, содержат В – 781 мг/л, J – 14 мг/л и В2О2 – 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот – 81 %, метан – 13 %, этан – 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.Башкирский ярус

Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л., Cl – Na/Mg не превышает 3,7; SO4/Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B2O3 – 28-39; калия – 1100; стронция – 400; лития – 4,0.Яснополянского надгоризонт

Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.

Средняя газонасыщенность пластовых вод яснополянских отложений 0,32 – 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 – 3,5 %, аргона – 0,466 %, гелия – 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.Турнейского ярус

Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO4/Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В2О3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.

Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO4/Cl – 100-0,12*0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; Nh5 79-89 мг/л; В2О3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л;Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Показатели Верейский горизонт Башкирский ярус Тульский горизонт Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа 12,0 10,0 12,9 14,0
Плотность нефти, г/см3 0,8798 0,8920 0,9 0,9139
Давление насыщения, кг/см2 89,9 107,0 101,5 96,5
Вязкость, СПЗ 18,4 10,3 34,2 73,2
Газовый фактор, м3/т 18,8 24,7 12,2 7,0
Коэффициент сжимаемости 9,1 8,0 5,3 6,0
Объёмный коэффициент 1,04 1,05 1,009 1,01
Сера %

Селикагелевые смолы %

Асфальтены %

Парафины %

3,07

15,6

4,6

3,6

13,01

14,47

4,51

3,97

3,35

12,3

5,5

4,51

5,7

22,6

4,39

3,47

Физико-химические свойства газа

Показатели Верейский горизонт Башкирский ярус Тульский горизонт Турнейский ярус
Плотность газа, г/л 1,1 1,168 1,253 1,194
Содержание компонентов в %
CO2 + h3S 1,5 1,1 0,3 1,15
N 41,23 37,65 63,8 86,60
Ch5 14,0 8,0 7,0 0,83
C2H6 14,1 12,9 7,9 2,83
C3H8 17,4 18,1 12,1 1,28
C4h20 2,9 5,2 2,5 1,44
C5h22 1,85 3,0 0,9 0,87

Физико-химические свойства пластовых вод

Солевой состав Общая минерализация мг/л Плотность, г/см3 Вязкость, СПЗ
Na+Ka Md Ca Fe Cl SO4 HCO3
Воды Верейского горизонта
50406,8

2191,6

68,10

2879,2

236,0

7,32

15839,5

790,0

24,58

113600,0

3200

99,44

738,2

15,4

0,48

134,2

2,2

0,08

183714,5

6435,2

1,133

1,088

1,0

Воды Башкирского яруса
75281,829

3273,123

74,36

3721,0

305,0

6,90

16432,8

820,0

18,628

127,1

4,587

0,114

156010,8

4400

99,94

111,10

2,31

0,0522

24,40

0,40

0,004

251709,0

8805,42

1,167

1,099

1,0

Воды тульского горизонта
79135,7

3442,07

71,62

4355,4

358,17

7,45

201690

1005,93

20,93

170400

4805,73

99,99

нет 24,4

0,4

0,0

274075

9612,36

1,183

1,166

1,0

Воды турнейского яруса
65867,1

2856,21

71,24

4349,3

356,99

8,90

15960,0

795,40

19,86

142000,0

4004,8

99,88

160,0

3,33

0,08

35,4

1,40

0,04

228294

8019,08

1,157

1,178

1,0

^

(продуктивного пласта)

Показатели за 2003 г. Верейский горизонт Башкирский ярус Тульский горизонт Турнейский ярус Всего или среднее значение
Добыча нефти с начала года, тыс. т. 334,623 81,919 129,351 394,812 940,705
Добыча нефти в сутки, т/сут 1089,7 212,2 358,2 1043,9 2704,0
% от извлекаемых запасов 28,1 35,0 59,4 40,3 36,3
Закачка воды, тыс.м3 1507,318 673,697 832,214 303,171 3316,400
Добыча воды с начала года, тыс. т. 1430,993 618,051 1093,363 2030,673 5173,080
Обводненость (по весу), % 74,5 86,5 87,5 82,0 81,4
Средний газовый фактор, м3/т 18,4 24,7 12,2 10,0 14,8

litcey.ru


Смотрите также