Нефть удмуртии состав. Состав нефть удмуртии


Нефть удмуртии состав – Telegraph

Нефть удмуртии состав

Скачать файл - Нефть удмуртии состав

ТРУДОВОЙ ДОГОВОР ДЛЯ ДИРЕКТОРА. ЕЩЕ В х годах, создавая в республике первое нефтедобывающее объединение 'Удмуртнефть', Валентин Иванович Кудинов столкнулся с фантастическим набором неблагоприятных факторов: Порода, пропитанная нефтью, находилась очень глубоко, и состав нефти приводил в отчаяние: Человек ищет, где лучше, и ясно, что в первую очередь молодая нефтяная отрасль региона начала с легкой нефти. Когда предприятие перешло от Архангельского месторождения к Мишкинскому, столкнулись с тем, что нефть не качалась. Попробовали залить подогретую воду, но это вызвало угрожающее обводнение, которое все нарастало. Нужно искать иные подходы. В то время ни у кого из молодых специалистов 'Удмуртнефти' не было опыта работы с высоковязкой нефтью. Проекты разработок скважин составлял специализированный Куйбышевский НИИ. Когда стало ясно, что волжане не могут решить проблемы удмуртских нефтедобытчиков, Валентин Иванович обратился в Министерство нефтяной и газовой промышленности СССР с просьбой разрешить поискать выход самим. Он был открыт случайно техасскими нефтяниками, когда по ошибке в скважину закачали огромное количество полимеров, и нефть резко увеличила отдачу. Но изворотливая русская мысль пошла дальше. Валентин Кудинов предложил нагреть полимерный раствор. Желтов провел в Москве лабораторные исследования и радостный позвонил: Сомневающихся в нефтяном министерстве не было. Чтобы доказать свою правоту, ученые и практики выделили четыре опытных участка, равноценных по запасам. На них добывали нефть четырьмя способами: Разница в добыче оказалась впечатляющей: Технология впервые внедрялась Воткинским НГДУ, где этой идеей зажегся главный инженер Владимир Шмелев. Ее авторы получили свидетельство на изобретение. Следующая разработка Кудинова создана им совместно с заведующим лабораторией Российского НИИ по термическим методам добычи нефти Валентином Колбиковым. На Гремихинском месторождении, где нефть залегает на глубине до метров, решили посмотреть возможности закачки горячей воды в пласт. Как предотвратить остывание воды по пути к цели? Чтобы сохранить тепло, нужны были хорошо изолированные насосно-компрессорные трубы. Ученые решили попробовать супертонкое базальтовое волокно для укутывания, и вскоре был открыт цех по его производству. Но и это не все. Усилил эффект метод импульсно-дозированного теплового воздействия, то есть цикличная закачка воды: Так появился в нефтяной науке термин эффективной температуры, выше которой нагревать пласт нельзя: Ее можно применять при любой глубине залегания пласта. На этом научная мысль не остановилась. Авторский коллектив во главе с Валентином Кудиновым и доктором технических наук Борисом Сунковым - директором института 'УдмуртНИИнефть' - предложил несколько новых вариантов для обработки призабойной зоны скважин в условиях добычи вязкой нефти. Революционным нововведением стало горизонтальное бурение. Первая такая скважина поставлена в том же Мишкино в г. За это время нефтяники дополнительно добыли более миллиона тонн нефти. Как известно, все гениальное просто. А потом вдруг вышли в свет шесть монографий, одна из которых переведена на английский и издана в США. Ежегодно Ижевск принимает участников Международной конференции по горизонтальному бурению. В этом году на ней побывали представители 63 нефтедобывающих и машиностроительных компаний из пяти стран. Авторы знакомят со своими идеями мир на симпозиумах и семинарах. Познакомиться можно, но перенять без контракта нельзя - разработчики защищены сорока патентами. На сегодняшний день результаты апробирования нововведений в ОАО 'Удмуртнефть' таковы: Легкая нефть, как это ни грустно, кончается и в России, и в мире. Чем дальше, тем нужнее будут открытия ученых и практиков, сделанные в небольшой российской республике, обладающей скромными, на фоне сибирских или арабских, запасами нефти. Интерес к ним растет. Авторскому коллективу под руководством академика, доктора технических наук, профессора В. Кудинова присуждена Государственная премия России в области науки и техники за год. Эту награду, кроме самого патриарха удмуртской нефтедобычи, получили Евгений Богомольский, Владимир Шмелев, Юрий Желтов, Владимир Колбиков, Борис Сучков, Николай Зубов и Михаил Даник. Удмуртских нефтяников как специалистов по горизонтальному бурению приглашают вводить в действие скважины в Коми, Татарии, Оренбургской и Иркутской областях. Выигран тендер на бурение на Самотлоре. Впереди работа в Западной Сибири. Ведутся переговоры с Ливией. А мэтр передал 'Удмуртнефть' в руки ученика - Евгения Богомольского. Сам же основал при Удмуртском госуниверситете нефтяной факультет, выпускники которого идут нарасхват. Облачно, местами гроза; ночью дождь; днём дождь, местами сильный, град. Погода в России и за рубежом. ТВ - Первый канал бизнеса.

Месторождения нефти и газа

Русский фильм парни и стали

Что нужно делать чтобы похудеть за неделю

Чёрное золото удмуртской пробы

Диван еврософа с ортопедическим матрасом

Съел мыло что делать

Где безопаснее отдыхать на черном море

Игры про делать роботы

Быстрая помощь студентам

Фильм про аляску на реальных событиях

Где выиграть айфон 7

Презентация на тему алкоголизм

Нефть Удмуртии

Инструкция наушники jabra

Сильная головная боль правого полушария

Сила 5 стихий

telegra.ph

Билет № Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

Билет №

1. Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

На территории Удмуртии открыты 63 нефтяных месторождения.

По общности строения структур, принадлежности нефтеносности к определенным стратиграфическим интервалам, однотипности коллекторов и содержащихся в них нефтей и газов все месторождения разделяются на 6 зон нефтенакопления.

1. Киенгопская зона нефтенакопления, приуроченная к северному борту Камско-Кинельской впадины, наиболее крупная по числу выявленных залежей и концентрации запасов нефти. Залежи нефти находятся в карбонатных, верейских, башкирских, турнейских, терригенных и яснополянских отложениях. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях ряда месторождений имеются газовые шапки, содержащие, в основном, азот.

2. Зона накопления, связанная с юго-восточным бортом Камско-Кинельской впадины, содержит значительные запасы нефти, в основном в яснополянских терригенных отложениях.

3. В зоне нефтенакопления, расположенной во внутренней части Камско-Кинельской впадины, месторождения приурочены к тектоноседиментационным структурам, связанным с рифогеннокарбонатными массивами. Нефтеносность установлена в тех же стратиграфических интервалах, что и в Киенгопской зоне.

4. Зона накопления Верхнекамской впадины, нефтеносность которой связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом.

5. Зона накопления Верхнекамской впадины с нефтеносностью, установленной в отложениях башкирского яруса, верейского горизонта и в каширо-подольских отложениях. Над залежами нефти, как правило, имеются шапки азотного газа.

6. Зона нефтенакопления, приуроченная к западному борту Камско-Кинельской впадины, является предполагаемой и полностью неизученной.

Геологический разрез на территории Удмуртской Республики вскрыт в настоящее время до глубины 5500 м (Сарапульская площадь, скв. 1). Нефтегазопроявления отмечены в широком стратиграфическом диапазоне как в палеозойских, так и в протерозойских отложениях. Но в одних горизонтах отмечены незначительные их проявления, в других — открыты залежи нефти.

Наибольшее число залежей Удмуртии открыто в каменноугольных карбонатных отложениях: верейских, башкирских и турнейских. Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства. В разрезе осадочных пород выделяют несколько нефтеносных и нефтегазопер-спективных комплексов. Турнейский ярус относится к верхнедевонско-турнейскому карбонатному комплексу. В верхней части разреза турнейского яруса (черепетский горизонт) выделяется один продуктивный пласт, сложенный органогенными тонкозернистыми известняками. Пористость меняется от 2 до 16 %, проницаемость от 0,104 до 2,85 мкм2, увеличиваясь в зонах развития рифовых массивов вдоль бортов Камско- Кинельской системы прогибов, что обусловлено палекарстовыми прогрессами и трещиноватостью. Залежи нефти массивного типа с этажами нефтеносности 26-72 м на Мишкинском, Лиственском, лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях.

Среднекаменноугольный комплекс включает в себя отложения башкирского и московского ярусов. Литологически комплекс представлен в основном карбонатными породами — известняками и доломитами, и только верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными образованиями. Продуктивные отложения (пласт А4) приурочены к верхней части башкирского яруса и залегают непосредственно под окремнелой пачкой известняков башкирского яруса и аргиллитов верейского горизонта. Пласт неоднороден, состоит из частого переслаивания отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 5 м. Пористость варьирует в широких пределах от 9 до 23%, проницаемость до 1,172 мкм2. Наиболее распространены коллекторы с пористостью 12—15%, проницаемостью 0,05— 0,130 мкм2. Нефтепроявления самого широкого диапазона распространены по всей территории Удмуртии. Залежи нефти установлены на Красногорской, Зотовской, Кезской, Чутырско-Киенгопской, Мишкинской, Гремихинской, Лиственской, Южно-Киенгопской, Лудошурской, Лозолюк-ской и других площадях. Все выявленные залежи массивно-слоистого типа с этажами нефтеносности от 10 м до 63 м. Некоторые из них (Красногорская, Зотовская, Чутырско-Киенгопская) имеют газовые шапки. Башкирская залежь Чутырско-Киенгопского и Мишкинского состоит из 6—7 проницаемых пластов. Основными по емкости являются пласты А4-2, А4.3, А4.6.

В верейских отложениях нефтеносность связана с пластами В2 и В3, хотя встречаются и залежи нефти в пласте Bj. Пласты-коллекторы представлены биоморфными и детритовыми известняками. Покрышкой служат aргиллитовые и карбонатные глинистые породы. Промышленные скопления нефти открыты на 34 месторождениях, что составляет около 60 % от общего числа месторождений. Наряду с залежами нефти в отложениях комплекса выявлены и залежи азотного газа. Газоносность раздела верейского комплекса возрастает в северном направлении, в результате наблюдается переход нефтяных залежей в нефтегазовые, а затем в газонефтяные и газовые с нефтяной оторочкой. Пласт В3 расположен в нижней части верей-ского горизонта. Толщина пласта 1,58 м. Пористость до 10%, проницаемость до 0,522 мкм2. Пласт В2 расположен в 10—15 м от подошвы верейского горизонта и хорошо прослеживается по всей территории. Толщина его 2—9 м, пористость достигает 23%, проницаемость — 0,824 мкм2. Все выявленные верейские залежи пластовые сводовые, некоторые из них имеют газовые шапки (Красногорское, Чутырско-Киенгопское, Лозолюкско-Зуринское, Сундурско-Нязинское месторождения), состоящие на 80—90% из азота.

Каширско-верхнекаменноугольный комплекс распространен повсеместно и представлен карбонатными породами. Промышленные залежи нефти установлены на 7 месторождениях в отложениях каширского и подольского горизонтов в Арланском и Глазовском нефтегазоносном районах. Коллекторами являются органогенные известняки и доломиты. Суммарная толщина пластов 8—10 м, пористость их до 22%, проницаемость до 0,3 мкм2. Покрышкой служат плотные глинистые известняки и доломиты. Залежи пластовые, сводовые. Так, на Ельниковском и Кырыкмасском месторождениях выделяется до 7 проницаемых пластов. В целом, карбонатные породы чаще всего нестабильны по составу и обладают большой литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

По литологии 78% запасов нефти разрабатываемых месторождений приурочено к карбонатным коллекторам, 22% — к терригенным.

Активные запасы на всех разрабатываемых месторождениях не превышают 63%, из них на долю крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Ельниковское, Мишкинское и Красногорское) приходится 56%. К трудноизвлекаемым запасам относится 37%, из которых 16% составляют залежи с высоковязкими нефтями (> 30 мПа-с), 10% составляют залежи с малой толщиной (2), более 2 % запасов находятся в подгазовых зонах. Продуктивные пласты по разрабатываемым месторождениям в основном (87, 12%) имеют толщину менее 10 %. Все вновь вводимые и подготовленные месторождения имеют толщину пластов не более 10 м. Залежи нефти наиболее крупных месторождений — многопластового строения с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости. Степень выработанности запасов низкая, особенно трудноизвлекаемых, которая составляет около 7%.

Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртии, можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность — от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Эффективные нефтенасыщенные толщины также меняются в широких пределах от 0,8—4,6 (верейские отложения Ижевского месторождения) до 0,4—3,5 м (тур-нейские отложения Чутырско-Киенгопского месторождения) при числе прослоев от 1 до 20 [30].

Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа.с) и повышенной (от 10 до 30 мПа.с) вязкости. Последние составляют 44,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Миш-кинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 862 (яснополянский надгоризонт Чутырской площади) до 917 кг/м3 (турнейский ярус Чутырско-Киенгопского месторождения). Пластовые воды минерализованные, содержание соли в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Ки-енгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до 0,5 мкм2 зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375—0,424 Па-с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1,766-4,213 Па-с, скв. 187, 3401, 3402).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

2.Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Раздельная и совместная эксплуатация. Применяемое оборудование.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные скопления углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловливает экономию металла, труб и других материалов. Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологической точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

  1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.
  2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.
  3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.
  4. Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.
Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базовые) и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

^ ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ 2, работающая по схеме фонтан—фонтан. Один ряд труб имеет на конце пакер, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием. В НКТ, по которым поступает продукция верхнего пласта, также устанавливаются клапаны специальной конструкции, которые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки па проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Оборудование устья состоит из тройника для сообщения с пространством обсадной колонны и планшайбы, на которой подвешиваются оба ряда НКТ и уплотняются двухрядным сальником . Продукция из каждого пласта поступает на поверхность без смешивания и через тройники отводится в нефтесборную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник , причем освоение можно проводить раздельно. После перехода на нормальный режим фонтанирования подача газа в колонну прекращается. Борьба с отложениями парафина может осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от передвижной паровой установки (ППУ) или с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор с помощью автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как обычно, сменой штуцеров на арматуре устья.

При спуске двух параллельных рядов труб с использованием оборудования, можно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос или насос-фонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, предназначенная для эксплуатации верхнего или нижнего пласта с помощью ШСН, берется большего диаметра, допускающего спуск в них вставного насоса. Сначала спускается колонна НКТ, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным пакером для изоляции пластов друг от друга. Затем спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием с поверхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через лубрикатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заранее определенной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы при спуске или подъеме колонны НКТ не происходило зацепление муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины специальная арматура должна обеспечивать выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным способом, и установку тройника и сальника для полированного штока штанговой насосной установки, эксплуатирующей второй пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при этой схеме, как обычно: в фонтанной колонне—малогабаритными скребками, а в насосной колонне—с помощью установки на штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим образом: нижний пласт, фонтанный—малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный - с помощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением режима откачки, т.е. длины хода или числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, так как он перекрывается пакером. Таким образом, исследование нижнего пласта может ограничиваться только получением зависимостей подачи насоса от длины хода или числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за невозможности измерения забойных давлений. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.

Применение описанных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос—фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством — наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуатации двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как правило, собирают, транспортируют и перерабатывают отдельно, без смешивания с обычными парафинистыми или масляными нефтями.

Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых используют погружной центробежный электронасос. Подземное оборудование состоит из пакера, устанавливаемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса, заключеного в специальный кожух для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя, позволяющего с помощью плунжера сообщать межтрубное пространство скважины с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по кольцевому зазору между кожухом и насосом, охлаждает при этом электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, расположенного выше переводника кожуха.

Далее, минуя обратный клапан и разобщитель, жидкость нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтанного пласта проходит по кольцевому зазору между обсадной колонной и кожухом ПЦЭН, достигает разобщителя и через боковое отверстие в разобщителе и плунжере попадает в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов выше разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель имеет сменный плунжер, в котором заблаговременно устанавливается штуцер заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта. Плунжер спускается в НКТ на обычной скребковой проводке через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного приспособления. Наличие двух обратных клапанов (один под пакером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуществлять промывку либо через межтрубное пространство в НКТ, либо через НКТ в межтрубное пространство (прямую или обратную) и, таким образом, осваивать верхний пласт. После освоения фонтанного пласта, установления его режима работы и спуска плунжера с соответствующим штуцером осваивается нижний пласт запуском насоса.

Описанное подземное оборудование спускается в скважину на НКТ и подвешивается в обсадной колонне на специальном плашечном трубном якоре, в котором предусмотрен проход для электрокабеля . Трубный якорь воспринимает нагрузку от веса НКТ и не передает ее на подвешенное насосное оборудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре. На устье скважины устанавливается обычная фонтанная арматура и станция управления ПЦЭН- с автотрансформатором. Установка не позволяет исследовать скважину традиционными способами. Однако допускает обычное измерение манометром давления в НКТ над разобщителем. Зная это давление и потери давления в штуцере плунжера (по результатам его тарировки), можно косвенно определить давление против верхнего, фонтанного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями давления над разобщителем можно получить зависимость изменения суммарного дебита обоих пластов от забойного давления верхнего, фонтанного пласта. Однако такая информация не позволяет построить индикаторные линии для обоих пластов. Благодаря наличию одного канала для движения жидкости довольно просто решается проблема борьбы с отложениями парафина. С этой целью могут быть применены либо остеклованные трубы, либо другие методы очистки парафиновых отложений. При работе по схеме фонтан—насос пласты разобщаются пакером, который повернут резиновой манжетой вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее давление. Это способствует самоуплотнению пакера. Вся сборка, состоящая из ПЭД , ПЦЭН , разобщителя обводного канала, и трубного якоря спускается в скважину на НКТ вместе с кабелем . Хвостовая часть сборки входит в канал пакера и уплотняется там с помощью резиновых манжет. На поверхности, как обычно, устанавливается арматура, станция управления и автотранформатор .

В данной установке вместо кожуха используется обводная трубка для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пласта к штуцерному сменному плунжеру в разобщителе . Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору между обсадной колонной и корпусом ПЭД и ПЦЭН поднимается вверх и достигает приемной сетки насоса. Через обратный шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя разобщитель. Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центробежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный якорь, воспринимающий нагрузку от веса труб и передающий ее посредством шлипсового сцепления на обсадную колонну. В пакере разобщителя, в его нижней части имеется подпружиненный шариковый клапан, который при подъеме сборки освобождается хвостовиком и перекрывает доступ жидкости из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это позволяет ремонтировать без предварительного глушения скважины тяжелой жидкостью. В случае работы подобного оборудования по схеме насос—фонтан при подъеме оборудования возникает необходимость глушения верхнего, фонтанного пласта прямой или обратной промывкой скважины и закачкой в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке циркулирует через боковое отверстие в разобщителе, которое всегда открыто для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта. Поглощение промывочной жидкости нижним, насосным пластом предотвращается разделительным пакером и обратным клапаном в нижней его части, так как пакер при подъеме оборудования остается в скважине. Спуск и посадка разделительного пакера проводится заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.

Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструкторскими бюро и проектными институтами разработано много установок для раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Как правило, все эти конструкции основаны на принципе наиболее полного использования стандартного оборудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр., при возможно малом добавлении специальных узлов и деталей. Трудности с установкой или извлечением оборудования при ремонтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках для удаления механических осадков и солей, невозможность раздельного определения дебита каждого пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения. Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены специальной штангой. Оба насоса спускаются на одной колонне труб и приводятся в действие одной колонной штанг от станка-качалки. Нижний ШСН забирает жидкость из-под пакера из нижнего пласта и полает ее в пространство НКТ над верхним ШСН через обводные каналы, Из верхнего пласта жидкость поступает на прием верхнего насоса через боковое отверстие, имеющееся в посадочном устройстве. Жидкость из верхнего ШСН также подается в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются и подаются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как обычно, изолированы друг от друга разделительным пакером. Посадочное устройство верхнего ШСН может быть оборудовано каналами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа из нижнего пласта. В этом случае в промежутке между насосами подвешивается дополнительная колонна НКТ. По межтрубному пространству, образованному этой дополнительной колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса отводится в затрубное пространство через каналы посадочного устройства верхнего ШСН. Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Другими словами, отвод подпакерного газа для увеличения коэффициента наполнения насоса достигается существенным усложнением конструкции и ущемлением его технологических возможностей (подачи). В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос—насос, нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновидности установок УГР типа насос—насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1-В и УГРТ1-В вставного исполнения с отводом газ, накопившегося под разделительным пакером, и УГР2-В и УГРТ2-В вставного исполнения без отвода подпакерного, а также УГР1-Н и УГРТ1-Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2-Н и УГРТ2-Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалка. соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется с помощью пластинчатых скребков и штанго-вращателя с обязательным применением штангового вертлюжка в нижней части колонны штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной паровой установки (ППУ).

^

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб в скважину опускается шлипсовый пакер специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер имеет муфту перекрестного течения , подпружиненный промывочный клапан и центральный патрубок , нижний конец которого пропущен через сальник.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты и далее по центральному патрубку пакера передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан , который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал между центральным патрубком и основной трубой в пакере и далее через отверстия попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал4 и отверстия, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак попадет под промывочный клапан. Если давление под клапаном будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок и далее через каналы перекрестной муфты в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны отключается от водовода и давление падает. Для того чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением, так как в этом случае давление над клапаном будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана и присоединить его к переводнику . При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический кожух который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением—в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится. Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций.

litcey.ru

Нефть Удмуртии — реферат

  Асфальтены  представляют собой черное твердое  вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными  соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых  углеводородах, частично растворимы в  нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.

      

  IV.Физические свойства.

   Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

   Различные компоненты нефти переходят в  газообразное состояние при различной  температуре. Легкие нефти кипят  при 50–100°С, тяжелые – при температуре  более 100°С.

   Различие  температур кипения углеводородов  используется для разделения нефти  на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток  представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит  из углеводородов с C11-C13, газойлевая – C14-C17.

   Важным  является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.                

  V. Методы и способы переработки нефти.

     1. Подготовка нефти к переработке.

   Добываемая  на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое  количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной  нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких  пределах. С увеличением продолжительности  эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых  старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие  в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам  и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и  образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки  нефти (мазутов и гудронов), содействует  образованию стойких эмульсий. Кроме  того, в процессе добычи и транспортировки  нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

   С целью понижения затрат на переработку  нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом  нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной  обработке.

   Для сокращения потерь легких компонентов  осуществляют стабилизацию нефти, а  также применяют специальные  герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают  путем отстаивания в резервуарах  на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

   Однако  вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет  или даже препятствует обезвоживанию  нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых  жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии  в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

   Существуют  три метода разрушения нефтяных эмульсий:

  • Механический.
    • Отстаивание – применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.
    • Центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м3/ч каждая.

   Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов. Разрушение достигается

   а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей  поверхностной активностью,

   б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции  с вводимым в систему деэмульгатором.

     Химический метод применяется  чаще механического, обычно в  сочетании с электрическим.  

  • Электрический.

   При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами

   (ЭЛОУ  – электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В  при давлении 8-10 атмосфер, применяют  группами по 6-8 шт. с производительностью  250-500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом  этот метод имеет наибольшее  распространение в промышленной  нефтепереработке.

   Важным  моментом является процесс сортировки и смешения нефти.    

   2. Сортировка и смешивание  нефти.

   Различные нефти и выделенные из них соответствующие  фракции отличаются друг от друга  физико-химическими и товарными  свойствами. Так, бензиновые фракции  некоторых нефтей характеризуются  высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов  и поэтому имеют высокие октановые  числа, тогда как бензиновые фракции  других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые  числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность, смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

   Однако  раздельные сбор, хранение и перекачка  нефтей в пределах месторождения  с большим числом нефтяных пластов  весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших  капиталовложений. Поэтому близкие  по физико-химическим и товарным свойствам  нефти на промыслах смешивают  и направляют на совместную переработку.

      3. Выбор направления переработки нефти.

   Выбор направления переработки нефти  и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности  хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

  • топливный,
  • топливно-масляный,
  • нефтехимический.

   По  топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные  топлива. Топливный вариант переработки  отличается наименьшим числом участвующих  технологических установок и  низкими капиталовложениями. Различают  глубокую и неглубокую топливную  переработку. При глубокой переработке  нефти стремятся получить максимально  возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход  котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор  процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона  получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические  процессы, например коксование. Переработка  заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке  нефти предусматривается высокий  выход котельного топлива.

   По  топливно-масляному варианту переработки  нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают  нефти с высоким потенциальным  содержанием масляных фракций. В  этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное  количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала  подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых  веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию  при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

   Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом  нефтехимической продукции и  в связи с этим наибольшим числом технологических установок и  высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие  заводы, строительство которых проводилось  в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки  нефти представляет собой сложное  сочетание предприятий, на которых  помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством  азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических  волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.         

   4. Принципы первичной  переработки нефти.

   Нефть представляет собой сложную смесь  парафиновых, нафтеновых и ароматических  углеводов, различных по молекулярному  весу и температуре кипения. Кроме  того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и  со специфическими свойствами применяют  методы разделения нефти на фракции  и группы углеводородов, а также  изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные  методы переработки нефти:

  • к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов – перегонка нефти;
  • ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.
                 

   5. Перегонка нефти.

   Братья  Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник для керосина.

turboreferat.ru

Объем добычи нефти в Удмуртии в 1-м квартале 2018 снизился на 6,5% // Добыча // Новости

Ижевск, 26 апр - ИА Neftegaz.RU. Добыча нефти в Удмуртской республике в 1м квартале 2018 г составила 2,566 млн т.

Об этом Минпромторг Удмуртской республики сообщил 26 апреля 2018 г.

 

В 1м квартале 2017 г в республике было добыто 2,744 млн т нефти.

Таким образом, в 1м квартале 2018 г объем нефтедобычи в Удмуртии снизился на 6,5%.

 

Добыча полезных ископаемых занимает важное место в структуре промышленности Удмуртской республики, на долю добывающей отрасли приходится 38,7%.

Объем отгруженных товаров отрасли в 1м квартале 2018 г составил 52,3 млрд руб, что на 12,1% больше, чем в 1м квартале 2018 г.

 

Таким образом, Удмуртия сохраняет тенденцию к снижению объемов добычи нефти.

В 2017 г в республике было добыто 10,817 млн т нефти, что на 1,9% ниже, чем в 2016 г.

Тут следует учитывать, что 2016 г был для удмуртских нефтяников очень удачным - объем добычи составил 11 млн т при плане в 10,85 млн т.

По сравнению с 2015 г объем добычи вырос на 1,9%.

Помимо выполнения условий соглашения ОПЕК+ о сокращении объема добычи нефти и эффекта высокой базы в 2016 г, снижение объемов добычи нефти в регионе в 2017 г обусловлено еще 1 важным фактором.

В 2017 г нефтяные компании провели переоценку запасов нефти и уменьшили плановые показатели ее извлечения с учетом естественного истощения природных ресурсов и фактической выработанности запасов.

 

Основными нефтедобывающими компаниями Удмуртии являются Удмуртнефть, СП Роснефти и Sinopec и Белкамнефть, дочка Нефтисы М. Гуцериева.

На долю этих компаний приходится порядка 95% общего объема добычи в республике.

Удмуртнефть ведет разведку и разработку 33 месторождений в Удмуртской республике.

С начала производственной деятельности в 1967 г накопленная добыча предприятия составила более 295 млн т нефти.

У Белкамнефти,также работающей в республике Башкортостан и Кировской области, 53 нефтяных месторождения, большая часть которых - на территории Удмуртии.

В 1й декаде апреля 2018 г накопленная добыча нефти на месторождениях Белкамнефти с начала года достигла 1 млн т.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

История 90-х | ОАО Удмуртнефть

Исторические события 1960-х годов

Исторические события 1970-х годов

Исторические события 1980-х годов

Исторические события 1990-х годов

Исторические события 2000-х годов

 

Все события одной строкой

Вернуться раздел «История «Удмуртнефти»

 

 

1990

  • Введено в эксплуатацию Михайловское месторождение.

 

1991

  • В Сарапульском районе досрочно завершено бурение первой сверхглубокой скважины.

  • Введено в разработку Котовское месторождение нефти.

  • 1 сентября принял первых гостей Дворец культуры и техники «Нефтяник» в Игре.

 

1992

  • На правах структурной единицы объединения «Удмуртнефть» создан научно-исследовательский и проектный институт «УдмуртНИПИнефть».

  • На Мишкинском месторождении бригадой мастера А. Ф. Бронникова пробурена первая горизонтальная скважина.

  • Началась добыча нефти на Кезском месторождении.

  • В соответствии с Указом Президента России создана рабочая комиссия по акционированию и приватизации объединения «Удмуртнефть».

 

1993

  • Из недр удмуртской земли извлечена 150-миллионная тонна нефти.

  • В июне запущен первый куст скважин на новом Мещеряковском месторождении.

  • В сентябре принял первых студентов нефтяной факультет Удмуртского государственного университета.

  • 19 октября подписано распоряжение, согласно которому объединению «Удмуртнефть» разрешено провести акционирование.

 

1994

  • 17 мая на базе объединения «Удмуртнефть» создано акционерное общество открытого типа. АООТ «Удмуртнефть» вошло в состав нефтяной компании «Сиданко».

  • Введено в эксплуатацию Есенейское месторождение нефти.

 

1995

  • Введено в эксплуатацию Ончугинское месторождение нефти в Сарапульском НГДУ.

  • Состоялось первое общее собрание акционеров «Удмуртнефти». Президентом акционерного общества назначен В. И. Кудинов.

  • В «Удмуртнефти» состоялось расширенное заседание президиума Академии естественных наук Российской Федерации.

 

1996

  • Первый международный семинар-совещание по вопросам развития горизонтального бурения прошел в «Удмуртнефти».

  • На годовом собрании акционеров председателем Совета директоров ОАО «Удмуртнсфть» избран В. И. Кудинов, а генеральным директором предприятия — Е. И. Богомольный.

  • К Дню республики коллектив акционерного общества «Удмуртнефть» впервые занесен на республиканскую Доску почета. Еще шесть лет подряд коллектив будет удостаиваться этой чести.

 

1997

  • В региональном конкурсе профессионального мастерства рабочих нефтяных специальностей Урало-Поволжья коллектив «Удмуртнефти» занял первое командное место.

  • Введено в разработку Ломовское месторождение нефти в Сарапульском НГДУ.

  • Премией Правительства Удмуртской Республики отмечена работа авторского коллектива ОАО «Удмуртнефть» «Создание и промышленное внедрение техники и технологии горизонтального бурения для разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Удмуртской Республики». В числе лауреатов В. И. Кудинов, Е. И. Богомольный, М. И. Дацик, В. А. Шмелев, Б. М. Сучков, В. А. Савельев, Р. Т. Шайхутдинов, Г. И. Пьянзин И. А. Галикеев, С. В. Афанасьев, Н. В. Зубов.

 

1998

  • Решением Совета директоров в акционерном обществе разработано положение о звании «Почетный нефтяник ОАО «Удмуртнефть».

  • Коллектив «Удмуртнефти» награжден орденом Российской Академии Естественных Наук «За заслуги в развитии науки и экономики».

  • Состоялся первый выпуск студентов нефтяного факультета Удмуртского государственного университета.

  • Проведена реструктуризация акционерного общества. Часть филиалов «Удмуртнефти» реорганизована в закрытые акционерные общества.

 

1999

  • За создание и промышленное внедрение новых высокоэффективных технологий разработки месторождений вязких нефтей в сложных геологических формациях группа специалистов «Удмуртнефти» отмечена Государственной премией Российской Федерации в области науки и техники. Среди них В. И. Кудинов, Б. М. Сучков, М. И. Дацик, Е. И. Богомольный, В. А. Шмелев, Н. В. Зубов.

 

Бригада ПРС мастера Фаррахова

Бригада мастера Шкаликова

 

Открытие школы №12 в Воткинске

Н. К. Байбаков на Мишкинском месторождении

 

Команда ОАО "Удмуртнефть" на межрегиональном конкурсепрофмастерства в Башкирии

 

В 2000 году В. В. Путин вручил Государственную премию Российской Федерации в области науки и техники авторскому коллективу ОАО "Удмуртнефть"

 

Выпускники и преподаватели Нефтяного факультетаУдмуртского государственного университета

 

www.udmurtneft.ru