43182

Разработки и эксплуатации нефтегазодобывающих предприятиях «Джалильнефть», «Елховнефть»

Отчет о прохождении практики

География, геология и геодезия

Литологофизическая характеристика коллекторов Физикохимические свойства жидкостей и газов Эксплуатация скважин насосными установкам. Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации.

Русский

2013-11-06

1.77 MB

32 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра  «Разработки и эксплуатации

нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЁТ

     Студента      Рыжова Романа Викторовича   группы       19-11

Факультета           нефти и газа                                 специальности    130503.65

По учебной  практике, проходившей в  НГДУ «Елховнефть», НГДУ «Джалильнефть»,  полигон  

Место прохождения практики г.Альметьевск

   

Начало практики           5.04.2012             окончание практики          27.04.2012

 

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ                                                                          Надыршин Р.Ф.

 

Альметьевск 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………….…….3

  1.  Сведения о месторождении(площади)……………………………................4
  2.  Строение эксплуатационного объекта………………….…… ………………6
  3.  Литолого-физическая характеристика коллекторов………………………  8
  4.  Физико-химические свойства жидкостей и газов……………………………10
  5.   Эксплуатация скважин насосными установкам…………..………...……...13
  6.  Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин….15
  7.  Классификация и характеристика видов  капитального ремонта скважин…………………………………………............................................18
  8.  Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта..............................22
  9.  Характеристика исследований на фонде механизированных скважин………………………......................................................................28
  10.  Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах…………….................................................................................32
  11.   Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт………………………………………….43
  12.   Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин …………………………. ……………………………………….......46

Список литературы………………………………………………………..........48

ВВЕДЕНИЕ

Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Джалильнефть», «Елховнефть», учебном полигоне

Основные задачи практики являлись:

  1.  Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
  2.  Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
  3.  Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
  4.  Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
  5.   Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.

    В ходе учебной практики мы посетили ознакомились с обустройством ГЗУ, ДНС, а также  с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были ГЗНУ, ДНС, КНС  НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку. Не менее интересно была ознакомительная практика на учебном полигоне.

                 1. Сведения о месторождении(площади)

Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается комплекс мероприятий, которые связаны с извлечением нефти и газа из отдельных залежей, складывающих данное месторождение, а также управление движением нефти и газа к скважинам  и регулирование баланса пластовой энергии.

Рис. 1 Типы режимов  нефтяного пласта

а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворённого газа; г) гравитационный

В Татарстане открыто 127 месторождений нефти, объединяющих более 3000 залежей нефти. Здесь расположено одно из крупнейших в России месторождений — Ромашкинское на юго-востоке республики у города Альметьевск, и крупное Новоелховское нефтяное месторождение Лениногорском

районе. Также крупными месторождениями являются Бавлинское, Первомайское, Бондюжское, Елабужское, Собачинское. Вместе с нефтью добывается попутный газ — около 40 м3 на 1 тонну нефти. Известны несколько незначительных месторождений природного газа и газового конденсата. Также в республике открыты Лангуевское, Ново-Чегодайское месторождения сверхвязких нефтей, Нурлатское, Искринское, Вишнево-Полянское, Черемшанское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ново-Суксинское, Бахчисарайское, Бардинское, Нижне-Нурлатское, Шиповское, Шиповское, Лазурное, Купавное, Западно-Урустамакское, Западно-Хрусталинское, Коногоровское, Бухарское, Западно-Галицкое, Соколкинское, Аксаринское, Упино-Малевское, Кутушское, Ерсубайкинское, Ново-Суксинское, Пионерское, Чегодайское и другие нефтяные месторождения.

                    2. Строение эксплуатационного объекта

На площадях Ново – Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в состав среднего и верхнего отделов залегает на глубинах 1280 – 1930 м., и представлена в объеме четырех ярусов, от Эйфельского и Фаменского, и 14 горизонтов – от Бийского до Лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до Кыновского горизонта  сложена терригенными породами, песчанно – глинистыми, песчанно – алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотным и глинистыми породами (горизонты Д… Д). Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 м.

Общая толщина карбонатной части составляет, в среднем , 450…500 м. Толщина горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания – от 3 до 125 м., в литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо – проницаемых интервалов.

Каменная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от Турнейского до Гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от  460 до 1280 м., общая толщина  до 820 метров.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. На Ново – Елховском месторождении эта толщина представлена Акташским  типом разреза, который характерен для южного и северного куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским, Саитовским), уменьшением турнейского яруса до 120 – 200 м.

В разрезе палеозоя по степени совпадения и соотношения поверхностей маркирующих горизонтов выделяется несколько структурно – тектонических этажей (СТЭ), каждый из которых имеет свои отличительные особенности.  Первый СТЭ – терригенные отложения девона, второй тектонический этаж – верхняя граница проводится по кровле нижнего карбона, третий СТЭ – кровля верей – каширских отложений, четвертичный СТЭ – кровля верхнего карбона.

В региональном плане для юга – востока Татарии характерно четкое совпадение основных тектонических элементов по всем СТЭ.

Ново – Елховское  месторождение приурочено к Акташско – Ново – Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5 – 3 км)  и сравнительно глубоким (50 – 60) Алтунино – Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км

По терригенным отложениям девона (первый СТЭ) Акташско – Ново – Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простерания со слегка ундулированной осью Восточное крыло складки в сторону Алтунино – Шунакского прогиба крутое, наклон слоев достигает 3 – 4; на западном крыле, а также периклиналях складки углы падения пород небольшие 12 – 15 минут.C запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всем протяжении.

Как свод, так и крылья Ново – Елховскогой структуры, особенно северная переклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3 – 10 м.). Ширина складки по стратоизогипсе – 1516 м., соответствующей отметке ВНК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14 – 18 км, длина 85 км.

             3. Литолого-физическая характеристика коллекторов

       Нефтепроявления в пределах рассматриваемого района отмечены во многих  горизонтах, терригенных (отложения среднего девона – пласты D111 и D, пашийский горизонт – пласт D1, бобриковский горизонт нижнего карбона), так и в карбонатных коллекторах – известняки данкого-лебедянских и заволжских отложений турнейского яруса, алексинский горизонт. В настоящее время основными эксплуатационными объектами, из перечисленных выше, являются пашийский и бобриковский горизонты. В разрезе алексинсокого горизонта Татарии выделяются четыре пласта коллектора: Ал–1, Ал–2, Ал–3, Ал–4, которые перекрываются плотными породами реперных пачек. Пласт   Ал–2 сложен доломитами различной зернистости, преимущественно мелкозернистыми и известняками. Тип коллектора преимущественно поровый. Отмечается наличие микрокаверн, макро и микротрещин. Это указывает на более сложный тип коллектора, возможно порово-каверно-трещиноватый. Пачка непроницаемых пород тульского горизонта, представленных темно-серыми, глинистыми окремнелыми известняками, с редкими прослоями аргиллитов толщиной от 30 до 60см. является покрышкой алеврито – песчаных пород бобриковско-радаевского продуктивного горизонта. В разрезе бобриковского горизонта выделяется сверху вниз четыре пласта: бр-2, бр-1, бр. Пласты разделены пачками глинистых алевритов и глин толщиной от 1 до 8 м.

        Породы, слагающие продуктивные пласты, относятся к многоминеральным  кварцевым песчаникам  и алевролитам. Песчаники мелкозернистые алевролитовые – 57 - 60%, алевролиты крупнозернистые песчаные – 25 - 27%. Кварц составляет 95 - 99%. В целом залежь бобриковского горизонта пластовая сводовая, участками литологическая сложная. Покрышка для залежи нефти в турнейском ярусе служат глинистые породы елховско-радаевского возраста и плотные известняки турнейского яруса. Коллектор

яруса незначительно прерывист. Доля неколлектора составляет 22% от общей площади залежи. Зоны замещения плотными породами размещены по площади небольшими участками .

        Заволжский и данково-лебедянский горизонты сложены примерно на 86% известняками и на 14% доломитами. Среди известняков преобладают тонкозернистые разности, далее по количеству известняки пелитоморфные, еще в меньшем количестве известняки разнозернистые (от тонко- до крупнозернистых) и исключительно редко встречаются известняки органогенно-блочные. Породы большей частью плотные и крепкие, но даже и в случае трещиноватых разностей породы также имеют плотное монолитное сложение, так как обычно крупные трещинки обычно заполнены агрегатом зернистого кальцита или глинисто битуминозными материалами. Поры имеют неправильную форму размером от 0,01 - 0,1 мм. Тип коллектора смешанный порово-каверно-трещинный. Литолого-петрографическая характеристика продуктивных отложений пашийского горизонта в основном однозначна. Породы слагаются песчаниками и алевролитами и их переходными разностями. Наличие глинистых разделов в основном незначительной толщины и в пределах площадей, не приуроченных к определенным интервалам разреза, что позволяет все эти залежи рассматривать в виде единой гидродинамической системы.  В нижней части этой системы доля коллекторов составляет 80 - 85% от объема горизонта, причем, с явным преобладанием песчаника. Доля алевролитов составляет 2 - 5 %. В верхней части горизонта доля коллекторов постепенно уменьшается, а алевролитов увеличивается. В целом по местонахождению все залежи относятся к пластовым сводовым.

             4.Физико-химические свойства жидкостей и газов

 Исследования свойств поверхностной нефти на Ново-Елховском месторождении проведено по 94 пробам из 82 скважин, причём по 29 пробам изучен компонентный состав нефти. По изучению состава попутного газа выполнено 147 анализов из 74 скважин.

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), среднепарафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 3500С (30-45%), маловязкая (до 4 мПа·с). В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север и, как следствие этого, увеличение объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, то есть несущественны (табл.1.9).

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 - 400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново-Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22 - 1,5 мПа·с.

    Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти

                                                                                                                                                                       Таблица 1

Параметры

Средние значения по площадям

Акташская

Ново-Елховская

Федотовская

Давление насыщения, МПа

8,26

8,24

7,84

Газосодержание, м3

57,3

53,5

51,9

Пересчётный коэффициент

0,8787

0,8795

0,8849

Вязкость пластовой нефти,

мПа с

3,95

3,97

4,5

Плотность поверхностной нефти, кг/м3

Д 0

862

862

862

Д 1

861

863

863

Содержание серы, % вес

1,6

1,6

1,6

Содержание гелия в попутном газе

0,042%

Общая минерализация составляет 250 - 300 г/л. Из микрокомпонентов присутствуют (мг/л): бром 605 - 823; йод 6,6-10; аммоний 173 - 200; бор 9-18; нафтеновые кислоты – следы, сероводород не обнаружен.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45 - 74% объёмных, газонасыщение 240-460 см3/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1, свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.

Для закачки в пласты используется вода реки Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8  кг/м3.

Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньшей минерализацией, повышенным содержанием сульфатов и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона.

В связи с разработкой Ново-Елховского и Ромашкинского месторождений с поддержанием пластового давления путём закачки в пласты пресных вод существенно изменились гидродинамические условия недр.

.

       5. Эксплуатация скважин насосными установкам

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация не эффективна по причине малых погружений подъемника при  больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы  применяются в скважинах, где необходимо высокие и форсированные отборы жидкости.

Рис.2 Погружной многоступенчатый ЭЦН

Установка  погружного центробежного  электронасоса состоит из подземного и наземного оборудования.

В подземное оборудование входят погружной многоступенчатый вертикальный центробежный насос, электродвигатель, протектор (устройство защиты элктродвигателя от попадания в него скважинной жидкости), специальный кабель для подачи электроэнергии, обратный клапан предотвращающий слив жидкости обратно в скважину при остановке агрегата,и устройство для слива жидкости из НКТ во время их подъема.

К наземному оборудованию относятся кабельный барабан, направляющий ролик устьевая арматура, автоматическая станция управления.

Для привода  погружных центробежных насосов применяют специальные асинхронные электродвигатели трехфазного тока, в герметичном исполнении мощностью от 10 до100 квт. Длина двигателя в зависимости от мощности колеблется от 5 до 10 м. Диаметр двигателей – 103; 119; 123; 135 мм.

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления установкой и защиты электродвигателя от перегрузок при коротких

замыканиях, а также отключения двигателя  при прекращении подачи жидкости и последующего включения по заданной программе.

В настоящее время выпускается насосы с подачей: 40; 80; 130; 200 м3/сут

для обсадной колонны не менее 122 мм; 100;160; 250; 350; 500; 700 м3/сут для обсадной колонны не менее 144 мм. Секционные  многоступенчатые погружные электронасосы содержат от 130 до 400 и более ступеней

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристики насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней и созданием на устье противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера.

Глубина погружения насоса под динамический уровень зависит от содержания в газожидкостной смеси свободного газа и может колебаться в широком диапазоне от100 до 400 м, а в некоторых случаях значительно ниже.

Типичными осложнениями  при добыче ЭЦН являются:

вредное влияние газа (в качестве мероприятий против  этого,  увеличивают глубину погружения, устанавливают на приеме насоса газовый сепаратор), вредное влияние песка (для предотвращения попадания песка в узлы насоса на приеме устанавливают фильтр), а также выход из строя электродвигателя в результате короткого замыкания , разрушение рабочего колеса насоса и др.

 

 6. Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин

Нефтяные и газовые скважины, как и любые инженерные сооружения, в процессе их эксплуатации нуждаются в проведении текущих, планово-предупредительных и капитальных ремонтов.

Ремонт наземного оборудования (станки-качалки, устьевые арматуры, трубопроводы, трапы и т. п.) производят слесарно-ремонтные бригады или бригады по добыче нефти. Ремонт подземного оборудования производят специализированные бригады по подземному ремонту скважин. Эти бригады обычно выполняют следующие виды работ:

1) смена подземного оборудования — насосов, труб,  штанг;

2) перевод скважины с одного на другой способ эксплуатации;

3) изменение  подвески подземного  оборудования;

4) ликвидация песчаных пробок;

5) ловля оборвавшихся или отвернувшихся штанг;

6) тартание и свабирование скважин при их освоении.

Все работы по подземному текущему сопровождаются спуском в скважину и подъемом из него труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливают какие-либо подъемные сооружения для проведения спускоподъемных работ.

Такими сооружениями являются вышки или мачты. Кроме этого, у скважины необходимо иметь подъемную установку. В качестве такой установки применяются тракторные или автомобильные подъемники, которые представляют собой механизированные лебедки, смонтированные непосредственно на тракторе или автомобиле.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается, поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полиспаста, собранные в один узел, называемый кронблоком, устанавливаются на верхней

площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колонны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки пропускается через оттяжной ролик, укрепленный у основания вышки.

При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента) над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор. Эксплуатационные вышки обычно изготовляются из отработанных бурильных и насосно-компрессорных труб. Стандартная высота заводских четырехногих вышек равна 24 и 28 м, их грузоподъемность 50 и 75 т. Нижнее основание имеет размеры 8 X 8 м, верхняя площадка 2 X 2 м.

Вышки устанавливаются на бутобетонных или деревянных фундаментах, а для устойчивости укрепляются оттяжками из стального каната, которые соединяются  с якорями, вделанными в грунт.

Для обслуживания кронблока (монтаж, демонтаж, оснастка талевой системы, смазка) вышки снабжаются маршевыми лестницами.

При эксплуатации неглубоких скважин установка громоздких вышек нецелесообразна, поэтому над такими скважинами устанавливаются легкие, обычно двуногие мачты.

Мачты заводского изготовления имеют высоту 15 и 22 м с соответствующей грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона и укрепляется оттяжками.

Рис 3. Агрегат для подземного ремонта скважин:

1 — оттяжки вышки; 2 — установочные оттяжки;3 — клиновые упоры;4 — винтовой домкрат; 5 — поворотный кран; 6 — крюкоблок; 7 — коробка перемены передач; 8 — лебёдка; 9 — пост управления подъёма вышки; 10 — гидравлический домкрат,;11 — инструментальный ящик; 12 — задняя опора вышки

7. Классификация и характеристика видов  капитального ремонта скважин

     Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.       Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

     К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению  нефтеотдачи пластов относятся:

- ремонтно-изоляционные  (шифр КР-1);

- устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

- устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

- переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).

Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,

- КР-7 – с обработкой призабойной зоны;

- КР-8 – исследование скважин;

далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),

- ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)

и, наконец, консервация и расконцервация  скважин (КР-11).

Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

     К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся  следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.

       В этот раздел входит также  исправление негерметичности цементного  кольца, что должно служить снижению  обводненности продукции при  сокращении или увеличении дебита  скважины. Правда, подтвердить, что  эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.

     Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений  на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором. 

     Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием,  установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.

     Прохождением  шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны  в интервале работ фрезером характеризуется  выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в  процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ  по ликвидации  аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин.  

     Шифр  КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.

     Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и  увеличение или сокращение объемов  закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним  относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров- отсекателей. Зарезка двух стволов скважин, бурение цементного стакана, бурение и оборудование шифров и  артезианских скважин также служат повышению производительности. Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6). 

     Увеличения  продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью т.н. обработки  призабойной  зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

     В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны.

     В классификаторе все они идут под  шифром КР-7.  

     К капитальному ремонту скважин относят  специалисты и их исследование характера  насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также  оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном  режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения. 

     Достижению  приемистости, оговоренной в плане  служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного  притока – перевод скважин  под отбор технической воды. Эти  работы обозначаются шифром КР-9.

     Обеспеспечение  или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10). 

     К комплексу работ по обработке  призабойной зоны относится еще  и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов. 

     Сюда  же относится инициирование и  регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных  и приемистости нагнетательных скважин.

8. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта

 

В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:

вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттесняют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капиллярных сил;

вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на границе "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмульсий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород.

В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дренажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смоли парафина, осевших на стенках поровых каналов.

Проницаемость призабойной зоны практически можно увеличить:

1) путем создания искусственных каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте соляно кислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой норового пространства от илистых и смолистых материалов;

2) путем создания искусственных или расширения естественных трещин в

породах гидравлическим разрывом пласта или взрывами торпед на забое.

Удалить парафин и смолы, осевшие на стенках поровых каналов, а также снизить вязкость нефти можно методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.

Для улучшения притока нефти и газа применяют также комбинации упомянутых методов (например, торпедирование с соляно-кислотной и термокислотной обработкой, разрыв пласта соляной кислотой         и т. д.).

Хороший результат получен при взрывной очистке засорившихся фильтров забоев нефтяных скважин при помощи специальных шнурковых торпед (ТДШ-50). Ударные волны, возникающие при взрыве торпеды, разрушают осадки,

закрывшие отверстия фильтра (глинистые частицы, парафин, продукты коррозии и т. д.).

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока. Соляно кислотные обработки дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. В песчаниках наилучшие результаты дает обработка их смесью соляной и плавиковой кислот (так называемой грязевой кислотой).

Торпедирование скважин и гидравлический разрыв применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами и имеющих малую проницаемость и достаточно высокое пластовое давление.

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до   60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут,  керосин,  дизельное  топливо)  и других  жидкостей.  В  результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

Гидропескоструйная перфорация - это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с: расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет

200-260 м/с, а перепад давления -18...22МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой   НСI8...15 %-ной концентрации, растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции

СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2

CaМg (СО3)2 + 4HCl = СаСl2 + MgC12 + 2Н2О + 2СО2

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хлористый магний MgC12 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота НF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fе(ОН)3.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H24 положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaS04 ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная (98%) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в норовом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе, не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (СНПX-7,-1, СНПX-7,-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистыx веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели  ,     термоакустическое     воздействие,     а     также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

      

  9.   Характеристика исследований на фонде механизированных скважин

      

      Применение интенсивных методов освоения месторождений с внутри-контурным разрезанием залежей способствовало росту фонда обводненных скважин и переводу их на механизированную эксплуатацию; число механизированных скважин достигло почти трети эксплуатационно-ного фонда. Наличие в нефтегазовых и нефтяных с газовыми шапками месторождений и необходимость обеспечения высоких отборов жидкости из скважин обусловили применение газлифтного способа эксплуатации как одного из наиболее перспективных для данных условий. Этот способ освоен на Правдинском месторождении. Полученные результаты подтверждают высокую эффективность метода. 

        Схемы, необходимые для проведения технологического процесса, применяются в зависимости от цели обработки: удаление АСПО из фонтанных лифтов, подземного оборудования механизированных скважин, восстановления циркуляции по затру бному пространству и при образовании глухих пробок, или при воздействии на призабойную зону пласта. 

Повышение давления в системе сбора нефти и газа достигается путем максимального использования энергии пласта в фонтанных скважинах и повышения давления на устье в механизированных скважинах. Если давление на устье фонтанных скважин недостаточно для сбора и транспорта нефтегазовой смеси до центрального пункта, то такие скважины переводят на механизированную добычу. 

      Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить условия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эффективность работы нефтяного газа в скважине и, как следствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии как в фонтанных, так и в механизированных скважинах

При первом значении этого параметра рассчитываются показатели

гидродинамических процессов, происходящих в пласте, в подъемных лифтах, а

также показатели процесса разработки на интервале ( Г, Тк) при заданных буферных давлениях на фонтанных скважинах, дебитах на механизированных скважинах и забойных давлениях на нагнетательных скважинах. Отметим, что при лросчете определяются моменты времени, когда в результате обводнения перестают фонтанировать добывающие скважины. 

        Программа 19 ( выбора режимов работы скважин на многопластовых месторождениях) предусмотрена для определения режима работы скважин таким образом, чтобы максимизировать добычу нефти с месторождения за данный период; определения порядка перевода фонтанных скважин на механизированную добычу, а также порядка перевода механизированных скважин на более мощный насос. 

         Благодаря текущему ремонту поддерживается в работоспособном состоянии весь механизированный фонд скважин, удельный вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин Миннефтепрома. Намеханизированных скважинах проводится более 95 % всех текущих ремонтов, общее число которых превышает 250 тыс. ремонтов в год. При таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением текущего ремонта скважин. Организация текущего ремонта скважин должна обусловливать минимальный простой скважин в ожидании ремонта и пребывание в нем, получение дебита нефти, предусмотренного технологическим режимом, и достижение запланированного межремонтного периода. 

        Уже вскоре после национализации нефтяных промыслов на механизированных скважинах желонки были повсеместно заменены глубинными насосами - значительно более экономичным и современным оборудованием для добычи нефти. На Бакинских промыслах впервые был применен компрессорный способ добычи нефти, который все время совершенствуется. 

        Порядок оперативного планирования текущих ремонтов покажем на примере четырех скважин. Условно будем считать, что эти четыре скважины представляют весь фонд механизированных скважин одного НГДУ. 

Предложенный метод реализован в виде программного комплекса. Этот комплекс апробирован на месторождениях Западной Сибири и Урало -                Поволжья при решении задач оптимизации работы механизированных скважин с учетом взаимовлияния. 

        Однако объем исследовательских работ с целью определения водонефтяного контакта и контуров нефтеносности еще не удовлетворяет требованиям, предъявляемым условиям рациональной разработки нефтяных месторождений. Это объясняется недостаточной эффективностью исследования пластов, вскрытых перфорацией, отсутствием надежных методов обнаружения пресной воды и изучения механизированных скважин, трудоемкостью и дороговизной методов и технологии измерений в скважинах. 

       Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счетмалодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Тонна нефти, добытая из малодебитных скважин - это тонна, которая улучшает платежный баланс страны -, считает Национальная ассоциация по малодебитным скважинам США. В нефтепромысловой практике США распространены два варианта эксплуатации малодебитных скважин: первый - периодическая откачка; второй - откачка с использованием полых штанг. Первый вариант применяется в том случае, когда установленное на скважине самой низкой производительности оборудование имеет запас по отношению к добывным возможностям скважины. 

       Конструирование и выпуск новых приборов и средств контроля за разработкой систематически отстают от темпов внедрения новых методов разработки. Недостатки в контроле за разработкой объясняются тем, что основные приборы были созданы для фонтанных скважин, а наибольший объем работ приходится вести вмеханизированных скважинах. Для этой основной категории скважин, особенно с ЭЦН, средства контроля весьма ограничены. 

Принято определение величины пластового давления производить глубинным манометром или пересчетом по глубине статического уровня в скважине. Если при измерении величины пластового давления глубинным манометром со спуском прибора до перфорированного пласта в фонтанных и пьезометрических скважинах особых технических и методических проблем нет, то определение величины пластового давления вмеханизированных скважинах сопряжено со сложностями, связанными со спуском манометра до интервалов перфорации. 

10.Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах

Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются друг с другом.

В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.

Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства, представляющий совокупность проектов отдельных технологически взаимосвязанных систем, включающих размещение скважин на поверхности; сбор и подготовку нефти и нефтяного газа; поддержание пластового давления; системы обеспечения электроэнергией, водой, связью, автомобильными дорогами, контроля и автоматизации процессов, промысловой канализации и др.

Особенности в обустройстве нефтяных месторождений определяются также наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), состоянием изученности залежей нефти, необходимостью уточнения или пересмотра технологических схем разработки, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом, орфографией района и другими условиями.

Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их

дебиты, обводненность.

Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в процессе производства продуктов и вредных веществ. Конструктивно - это разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные.

Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.

        Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от состава и свойств продукции, ее обводненности, объемов добычи, технологий разработки и способов извлечения продукции, размеров площади разработки, географического расположения, рельефа местности.[3].

Современные системы сбора продукции и схемы размещения объектов подготовки должны обеспечить: надежную герметизацию всей системы при любых изменениях параметров и норм разработки; измерение дебитов отдельных скважин и групп, а также их подключение и отключение, укрупнение и централизацию технологических объектов; раздельный сбор продукции, смешение которых нежелательно; возможность совмещения технологических процессов в трубопроводах и технологическом оборудовании; требуемое качество товарной продукции; охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра; использование избыточной энергии потока поступающего из добывающих скважин и особенностей рельефа местности; автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов. Схема должна предусматривать возможность ввода необходимых ингибиторов, подогрева продукции в любых точках технологической линии.

Рис.4.Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

       Продукция добывающей скважины  по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4, Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УИН) в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк.

Выделившийся из нефти газ в установках 5. 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10.

      Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.

В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему включают промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ). Если месторождение значительно по размерам, а ГЗУ разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предварительный сброс воды и частичное отделение газа.

Рис.5.Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях ОАО «Татнефть».

Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуществляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами. Нефть из сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаждения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из которых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.

Как правило, давление на устье нефтяных добывающих скважин меньше насыщения нефти газом. Поэтому по трубам от скважин движется газожидкостная смесь (ГЖС). Трубопроводы от устья скважин до ГЗУ называют выкидные линии (усы), от ГЗУ до сборных пунктов – коллекторы. На посещенном нами ДНС-61 присутствовал ГЗУ, в котором на 1 ус приходилось по 2-3скважины.

Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй ступени сепарации, несконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными водами при подготовке нефти.[2].

Рис.6. Схема  динамического  распределения  насыщенностей фаз в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода):1 - нефтегазовая смесь;2 - газовое скопление;3 - скопление воды

Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:

- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),

- групповые замерные установки (ГЗУ),

- дозаторные установки,

- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),

- сепараторы газа,

- дожимные насосные станции (ДНС),

- установки подготовки нефти,

- очистные сооружения для очистки промысловых вод,

- резервуарные парки,

- компрессорные станции,

- системы улавливания паров нефти (УЛФ),

- блоки очистки газа от сероводорода,

- головные сооружения,

- система ППД (поддержание пластового давления).

В современных герметизированных системах совместно собранную продукцию транспортируют до групповых установок и дожимных станций, где они частично разделяются на отдельные потоки. Цель совместного сбора нефти, газа и воды - максимальное использование энергии потока для доставки продукции скважин до пунктов сбора.[1].

На эксплуатационных скважинах кроме скважинного и устьевого оборудования могут устанавливаться компрессоры для отбора газа из межколонного пространства, дозаторы ингибиторов и деэмульгаторов.

Групповые замерные установки обеспечивают автоматическое переключение скважины на замер, измерение и регистрацию дебитов скважин; контроль режимов эксплуатации скважин по поступлению продукции, автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

Дозаторные установки служат для ввода в продукцию скважины деэмульгаторов для разрушения эмульсии в процессе транспортирования по трубопроводам, ингибиторов коррозии и других химических реагентов Устанавливаются на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях, отдельных скважинах или кустовой площадке.

                        

Рис.7. — Принципиальная схема напорной системы сбора

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод, 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция.

Подготовка состоит из:

-обезвоживания, которое включает в себя: внутренняя деэмульсацию; термическое воздействие, электрическое воздействие, фильтрацию, разделение в поле центробежных сил.

-обессоливания, которое осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают.

-стабилизации, осуществляемое методами горячей сепарации и ректификации.

Путевые нагреватели осуществляют нагрев продукции скважин для снижения вязкости и повышения текучести, улучшения процесса сепарации газа. Дожимные насосные станции в зависимости от режима работы должны обеспечить:

- совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объекты;

- раздельный транспорт  части сепарированного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) и частично газированной нефти вместе с водой на объекты подготовки,

-сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции.

Сепараторы газа в системе подготовки устанавливают без предварительного сброса и с предварительным сбросом воды или с применением блоков очистки воды.[4].

Сепаратор - аппарат для отделения нефти от газа. Процесс разделения называют сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько ступеней. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями сепарации.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Работа сепараторов любого типа характеризуется степенью разгазирования нефти или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью очистки нефти от пузырьков газа.

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа.

Газосепарационный узел, составленнй из депульсатора и сепаратора, позволяет разделить  газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа.

Рис.8. Вертикальный сепаратор:

А - основная сепарационная секция; Б - осадительная секция; В - секция сбора нефти; Г - секция каплеудаления;1 - патрубок- ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан,6 - наклонные колки;7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 -линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба.

Рис.20. Горизонтальный сепаратор:1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба, 3 - пеногаситель; 4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10-ввод продукции.

Обезвоживание    продукции скважин содержащую водонефтяные эмульсии включает следующие стадии:

- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки,

-укрупнение   капель  за  счет   их   слияния,

- разделение   (отстаивание)   фаз.

Рис.9. Принципиальная технологическая схема газосепарационного узла:

1 - депульсатор; 2 - каплеотбойник; 3 - отстойник-сепаратор.

Процесс  обезвоживания  нефти  завершается,   как  правило,  в гравитационных отстойниках.

Рис.10.Технологическая схема обезвоживания нефти:

1 - газосепарационный узел; 2 - отстойник предварительного сброса воды; 3 - печь подогрева; 4 - узел обезвоживания нефти; 5 - каплеобразователь;

6 - гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной - эмульсии.[1].

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании уменьшается прочность бронированных оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, а это увеличивает способность разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материалов для фильтра используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.

Обессоливание нефти (удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции) осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь обезвоживают.[3].

Рис.11. Принципиальная технологическая схема ступени обессоливание нефти.

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III.[1].

Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотлелитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ПОД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень - стабилизацию.

Под процессом стабилизации понимают отделение от нефти легких фракций (пропан-бутановые и частично бутановые) с целью уменьшения потерь в результате испарения. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации.

При горячей сепарации нефть нагревают до температуры 40 - 80°С (60°С), а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и откачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240 °С).

Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и направляют для дальнейшей переработки.

Обессоливание и обезвоживание нефти проводится до таких показателей как 3 г/м3 хлористых солей, 0.1 % воды и 0.86 кг/м3 плотности.

Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество минерализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вол. Эти воды, как правило, после соответствующей подготовки используются для поддержания пластового заводнения. Качество подготовки воды определяется фильтрационными свойствами продуктивных пластов.

Во время подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют отстойный принцип с помощью отстойников, эксплуатирующихся под давлением.

Резервуарные парки предназначены для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтяных промыслах, станциях магистральных нефтепроводов, заводов по переработке нефти, нефтебазах. Резервуарным парком называют группу однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями. Резервуары - сосуды разнообразной формы и размеров, построенных из различных материалов.

По назначению их подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу на металлические и неметаллические (железобетонные).

По форме различают резервуары цилиндрические вертикальные и горизонтальные, каплевидные и других форм.[4].

11.  Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт

Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты. При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м - при площадном заводнении и 2...2,5 м - при законтурном заводнении.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать, как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (-85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Подготовка вод,  закачиваемых в  пласт,  предусматривает:

1)  осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание;  4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести.

Декарбонизация   выполняется  с  целью  удаления  из   воды  бикарбонатов кальция и магния.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из  воды с целью предотвращения  загрязнения фильтрующих  поверхностей  скважин железистыми осадками.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии.  По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде  сформулированы следующим образом:

  •  невысокое  содержание механических примесей;
  •  незначительное содержание эмульгированной нефти;
  •  коррозионная инертность  по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;
  •  отсутствие  в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов  инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Подрусловый    способ   подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном  водоотборе (рис.18) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке  входять следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; насосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема  в 150 – 200 м  друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные – 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м  и герметичным люком.

Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами  для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами  - для подачи воды в систему ППД  и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.

 

Рис.12. Схема сифонного водозабора

1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая скважина; 3 – групповой сифонный коллектор; 4 – ваккум-котел; 5, 12 – насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод.

Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом  с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема. По выкидным  линиям и сборным водоводам вода подается на станцию второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный ( кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения.

12. Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин

     Основными условиями бесперебойной и безаварийной работы станков-качалок являются систематический уход и надзор за ними, своевременный ремонт или замена износившихся деталей и узлов.

      Агрегат предназначен для механизации основных работ по обслуживанию, текущему и среднему ремонту станков-качалок на нефтегазодобывающих предприятиях.

    Обслуживание и ремонт машин, оборудования и механизмов, связанных с добычей нефти и газа, в том числе: а) при спуско-подъемных операциях б) на электроустановках' и линиях электропередач в) при прочих работах

Приспособления и устройства по обеспечению безопасных условий труда при ремонте штанговых глубинных насосов.

     Ремонт глубинных штанговых насосов, как правило, ведут в мастерских нефтегазодобывающих управлений.

    В мастерских по ремонту насосов моют и очищают детали насоса (втулки, переводники, клапанные узлы и др.

    Применение их устраняет необходимость в громоздком наземном оборудовании с движущимися частями и колонной штанг, что ликвидирует несчастные случаи, связанные с обслуживанием и ремонтом наземного оборудования, свинчиванием и развинчиванием насосных штанг, а также авариями при их обрыве.

     Чтобы обеспечить безопасное ведение работ по обслуживанию арматуры и при подземном ремонте скважин, наиболее целесообразно расположить арматуру таким образом, чтобы вы-киды и воздушные линии были направлены в противоположные друг от друга стороны перпендикулярно к оси мостков.

     При ремонте двухрядных скважин необходимо соблюдать некоторые дополнительные условия.

      При эксплуатации очистных сооружений не исключена возможность отравления, при газоопасных работах (очистке объектов, где хранятся нефтесодержащие сточные воды, ремонте оборудования, при котором могут выделяться взрывоопасные или токсичные газы, пары), работах в канализационных колодцах и др.

ремонт коммуникаций во время закачки раствора кислоты в скважину.

     При необходимости ремонта коммуникаций следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникацию промыть водой.

При ремонте скважин с концентрацией газа, превышающей предельно допустимые санитарные нормы, необходимо применять ветродуйные установки, устройство для отсасывания и отвода затрубного газа (передвижной агрегат ВГ-1М), индивидуальные средства защиты (например, дыхательный аппарат АСВ-2М, см.

   Во избежании отравления сероводородом работники бригад по добыче нефти, текущему и капитальному ремонту скважин должны иметь при себе во время работы противогазы, закрепленные за каждым работником, и индикаторы на сероводород.

     Исправность действия предохранительного клапана проверяют при давлении свыше 6 МПа — не реже, чем через 1000 ч работы установки и, кроме того, при ее остановке на плановый ремонт, включении установки в работу после ремонта предохранительного клапана и установки нового неотрегулированного на стенде.

Список литературы

  1.  Вакула Я. В. Нефтегазовые технологии. Учебное пособие. Альметьевск, 2006г.
  2.  Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. М., 1999г.
  3.  Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Уфа, 2001г.
  4.  Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти. М., Недра,1983г.
  5.  Акульшин  А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра,1989г.
  6.  Гиматудинов  Ш.К.  Эксплуатация и технология разоаботки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра,1978г.


Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Сведения о месторождении(площади)

Утверд.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

16

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф.

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

                2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

6

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

9

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф.

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин

Утверд.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

39

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

38

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

 42

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

26

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

43

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

25

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт

Утверд.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

7

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

24

АГНИ гр.19-11

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

37

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

36

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

35

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

47

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

46

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

 41

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

                2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

8

Лист

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

23

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

11

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Строение эксплуатационного объекта

48

Листов

Лит.

Литолого-физическая характеристика коллекторов

Утверд.

Рыжов Р.В.

Разраб.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

22

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

4

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

 40

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф.

Провер.

Рыжов Р.В.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

5

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

2.УП .130503.65.11.2.14

ПЗ

48

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

3

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Физико-химические свойства жидкостей и газов

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

10

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

34

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

33

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

12

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Эксплуатация скважин насосными установкам

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

13

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

14

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

15

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

17

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Классификация и характеристика видов  капитального ремонта скважин

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

18

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

19

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

20

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

21

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта

Утверд.

АГНИ гр.19-11

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

27

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

48

Листов

Лит.

Характеристика исследований на фонде механизированных скважин

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

28

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

29

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

30

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

31

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

АГНИ гр.19-11

48

Листов

Лит.

Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Надыршин Р.Ф

Провер.

Рыжов Р.В.

Разраб.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

32

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

44

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

2.УП .130503.65.11.2.14 ПЗ

45

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

62952. ОЖИРЕНИЕ – ГЛОБАЛЬНАЯ ПРОБЛЕМА. ВЛИЯНИЕ ОЖИРЕНИЯ НА РИСК СМЕРТИ. ПРОГРАММЫ ПО СНИЖЕНИЮ ВЕСА 100.51 KB
  Способностью и готовностью применять современные социально-гигиенические методики сбора и медико-статистического анализа информации о показателях здоровья взрослого населения и подростков на уровне различных подразделений медицинских организаций...
62955. Злочини і покарання. Вбивство. Герундій 38.38 KB
  The old English rule extended this concept to include not only intentional or deliberate killings but also accidental killings in the course of some other serious crime (such as robbery or rape).
62956. Типи злочинів. Інші види злочинів 164.24 KB
  The European Court of Human Rights was established by the European Convention (домовленість, угода) for the Protection (захист) of Human Rights and Fundamental Freedoms and was set up in Strasbourg in 1959.
62957. Види покарання 52.17 KB
  here are several kinds of punishment available to the courts. In civil cases, the most common punishment is a fine, but specific performance and injunctions may also be ordered.