Отчет по практике в организациях: «Уфимское управление буровых работ» и «Уфимское управление добычи нефти и газа»

Основной составляющей в структуре  расходов в системе ППД являются удельные затраты электроэнергии. Для  определения оптимального (с точки зрения минимальных удельных затрат электроэнергии) режима работы насосных агрегатов расчетным путем построены зависимости удельных затрат электроэнергии от подачи для различных типоразмеров насосов (рис. 4). По этим зависимостям по полученным ранее рабочим параметрам (подаче) определяем удельные затраты электроэнергии.

 

                                                                                                                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                 

 

 

                                                                                                                 Таблица 1.

В табл. 1,2 приведены фактические данные, полученные при эксплуатации. ЭЦН, и расчетные  параметры, полученные на основе паспортных характеристик насосных агрегатов  ЦНС-63 и ЦНС-45. Из табл. 2 видно, что  на КНС-88 у ЭЦН, несмотря на минимальные  удельные затраты электроэнергии, остальные  параметры работы (наработка до капитального ремонта, число ремонтов)Таблица 2.

 

Из табл. 2 видно, что на КНС «Волкове»  использование ЦНС всех рассматриваемых  типоразмеров более выгодно по сравнению с установками ЭЦН. Наиболее целесообразно на данной КНС использовать насос ЦНС45х1100 (удельные затраты 5,34 (кВт-ч)/мЗ)

 

                                                                                                                   Таблица 2.

		Типоразмер насоса на КНС "Волкове"
	ЭЦН250х1500	ЦНС63Х1100	ЦНС63х1400	ЦНС45Х1100	ЦНС45Х1400
Закачка, м3/сут	300	300	300	300	300
Подача, м3/ч	11	61,5	82,5	52,5	71
Напор, м вод. ст.	670	1120	1270	1060	1180
Удельные затраты электроэнергии, (кВт.ч)/м3	8,1(6,7)	5,7	5,8	5,34	5,74
Продолжительность работы в сутки,ч	24	4,85	3,61	5,71	4,22
Наработка до капитального ремонта, ч/сут	7000/259	14000/2886	14000/3878	14000/2452	14000/3318
Число ремонтов в год	1,26	0,13	0,09	0,15	0,11
Расход электроэнергии в год, кВт-ч	886950	624150	635100	584730	628530
К.П.Д., %	51	52	58	54	56
Затраты на электроэнергию в год, тыс. руб.	656,34	461,87	469,97	432,7	465,11
Амортизация в год, тыс. руб.	62,5	206,25	212,5	200	206,25
Затраты на капитальный ремонт в год, тыс. руб.	504	13	9	15	11
Эксплуатационные затраты в год, тыс. руб.	208	3	3	3	3
Итого затрат в год, тыс. руб.	1430,84	684,12	694,47	650,7	685,36

 

Сегодня на третий день ознакомительной  практики мы посетили  куст нефтяных скважин.

Данный куст находится рядом  с деревней Сергеевка 

Южно-Сергеевская площадь Сергеевского нефтяного месторождения введена в промышленную эксплуатацию в 1984 году. Объектами разработки  являются терригенный девон и бобриковский горизонт.

          Обводнённость скважин составляет 67% , газовый фактор 52 м3/т.Фонд пробуренных скважин всего 132 скв.В том числе

-эксплуатационный- 58 скважин

-действующий -53 скв.

-пьезометрический -7 скв

Преимущества кустового строительства  скважин:

-Площадь кустовой площадки меньше суммы площадей одиночных площадок;

-Стоимость подвода коммуникаций к кустовой площадке меньше чем стоимость подвода  коммуникаций к отдельно расположенным площадкам;

-Удобство в обслуживании.Недостаток:

-длина наклонной скважины больше длины вертикальной, следовательно, стоимость проводки наклонной скважины больше стоимости проводки вертикальной.

Кустовое строительство оправдано, если стоимость строительства кустовой площадки + стоимость проводки наклонных  скважин + стоимость подвода коммуникаций будет ниже, чем стоимость строительства  отдельных площадок + стоимость проводки вертикальных скважин + стоимость подвода  коммуникаций к каждой площадке.

Способы добычи нефти:

-фонтанный;

-газлифтный;

-насосный.

 При насосном способе добычи  возможно применение нескольких  разновидностей насосов:

-Электроцентробежный насос (ЭЦН);

-Штанговый глубинный насос (ШГН);

-Винтовой насос.

При добыче нефти электроценторбежным  насосом и насос и привод находятся  в скважине. При добыче же штанговым  глубинным насосом в скважине находится только насос, который  приводится в действие при помощи станка – качалки или другого  привода находящегося на поверхности.

с

                       Рис.11 Станок – качалка

 

Жидкость со всех скважин поступает  на автоматическую групповую замерную установку (АГЗУ). Чтобы определить дебит каждой из скважин замер  производится не коллективно, а по очереди. Для попеременного подключения  скважин к замерному узлу на установке  предусмотрен ПСМ (переключатель скважин  многоходовой).

                                   Рис.12 ПСМ

 

Данный  переключатель работает в автоматическом режиме.

Замерный  узел состоит из сепаратора и счетчика. Сепаратор нужен для отделения  газа от замеряемой жидкости. После  сепарации жидкость поступает на счетчик  и далее в выкидную линию, а газ на факел.

          Рис.14 замерный узел     

 

 

По выкидной линии  смесь поступает на установку  предварительного сброса воды ( УПСВ ). В данной установке  под действием  деэмульгаторов происходит разделение жидкости на нефть, газ и воду.

Обработка деэмульгаторами  производится при помощи блочной  дозировочной установки. Введение деэмульгатора  может быть произведено непосредственно  в скважину, в любую часть системы  трубопроводов или сразу в  УПСВ.

 После разделения  газ поступает на факел, а  нефть и вода в накопительные емкости.

                       Рис.13 Накопительные резервуары

 

Из накопительных  емкостей нефть и вода поступают  в специальные шурфы из которых нефть по нефтепроводу перекачивают в цех подготовки и перегонки нефти, а воду через нагнетательные скважины  закачивают обратно в пласт для поддержания пластового давления.

Цех подготовки и перекачки нефти производит подготовку  товарной нефти.

Здесь производят следующие операции:

1.Обезвоживание нефти;

2.Обессоливание нефти;

3.Дегазация.

Как нам объяснили, в цех поступает два вида нефтей: Девонская и Турнейская. Эти нефти  проходят подготовку на разных участках и смешиваются только в резервуарах  для хранения готовой продукции. Если их смешать раньше то это приведет к образованию прочных, трудно поддающихся разложению соединений.

Рассмотрим  более подробно схему подготовки нефти.

Сначала вся поступившая  нефть поступает на узел оперативного учета, где производится замер количества, воды, газа и солей в нефти, а  также общий объем смеси. Дальше  обводненная нефть поступает  в сепараторы – отстойники, где  под действием деэмульгаторов происходит отделение от нефти газа и воды. Кроме того, Турнейскую нефть  для  более полного удаления газа и  воды подогревают в печах. После  обезвоживания нефть поступает  на участок обессоливания. Здесь  через нефть пропускают пресную  воду с целью удаления минеральных  солей. Затем нефть опять поступает  на участок обезвоживания, после  чего товарная нефть проходит учет и поступает в резервуары для  хранения готовой продукции. Нефть  считается хорошего подготовленной, если воды о ней не более 0.4 % от общего объема, а солей не более 100 мг/л.

Далее из цеха нефть перекачивается на заводы для дальнейшей переработки, газ отправляют на ТЭЦ № 4 а минерализованную воду перекачивают на месторождения  чтобы закачать обратно в пласт  для поддержания пластового давления.

 

10. УПСВ. Ознакомление с КРС

 

Установка предварительного сброса воды. Как  уже говорилось выше, месторождения  Башкирии  находятся на поздней  стадии разработки и добываемая из скважин жидкость примерно на 95% состоит  из воды и только на 5 % из нефти. Чтобы  не перекачивать огромные объемы воды в цеха подготовки нефти, применяют УПСВ. На входе в установку

 Рис.16 Приемный трубопровод депульсатора

жидкость проходит учет после чего через депульсатор  поступает на установку первичного сброса, где под действием деэмульгаторов происходит отделение нефти от воды. Данная установка представляет собой  наклонную трубу большого диаметра.

                       Рис.15 Установка первичного сброса

Деэмульгатор подается при помощи блочной дозирующей установки. Также  при помощи данной установки ингибиторами коррозии  производят обработку  поступающей жидкости.

Вода из нижней части установки  поступает в накопительные резервуары,  нефть через автоматический пробоотборник  поступает в дегазатор – отстойник, а газ отправляют на ТЭЦ № 4.

После дегазации  нефть поступает в нефтехранилище. А оттуда насосами подается в цех  подготовки и перекачки нефти.

Далее мы прошли в насосный блок,  где установлено  два насоса один рабочий, а другой резервный . При помощи этих насосов и происходит перекачивание нефти.

Из насосного блока мы прошли на станцию управления УПСВ. Она  состоит из блока приема и обработки данных и пульта оператора. Сюда стекается вся информация касающаяся  работы установки. С пульта оператора происходит контроль над всеми процессами, протекающими на установке, и в случае необходимости проводится корректировка работы.

                                Рис.17  Блок приема и обработки данных

  Кустовая насосная станция (КНС).

КНС входит в состав Уфимского цеха поддержания пластового давления. Эта  станция предназначена для подачи минерализованной воды  из резервуаров  УПСВ на месторождения. Где для поддержания  пластового давления через нагнетательные скважины происходит закачка воды в  пласт. КНС состоит из насосного зала и блока управления

.

 

                 

 

 

 

11.Заключение

     В процессе прохождения летней ознакомительной практики я получил знания о нефтегазовой промышленности, смог наблюдать процесс выполнения работ, ознакомился с принципами организации работ предприятий, и т.д.

      Достоинством практики является  возможность закрепить  теоретические знания, и подчеркнуть знания о своей специальности.