Учреждение частное профессиональная образовательная организация «Нефтяной техникум» НАИМЕНОВАНИЕ МОДУЛЯ «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» НАИМЕНОВАНИЕ МЕЖДИСЦИПЛИНАРНОГО КУРСА «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТЕМА КУРСОВОГО ПРОЕКТА: «Классификация трубопроводов» ВЫПОЛНИЛ СТУДЕНТ Садыков Сергей Игоревич (ФАМИЛИЯ, ИМЯ, ОТЧЕСТВО СТУДЕНТА) КУРСА 4 ГРУППЫ __4Р20__ РУКОВОДИТЕЛЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Латыпов Р.Г. (Ф.И.О. руководителя) ДАТА ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА: «___»______2024 г. Курсовой проект принял(а) _____________________________ Дата принятия: «___»_______2024 г. Рег. №_________________________ Ижевск 2024 г. УТВЕРЖДАЮ Заместитель директора по учебной работе УЧ ПОО «Нефтяной техникум» ______________Е. А. Волохин «___»______________2024 г. ЗАДАНИЕ на выполнение курсового проекта по модулю «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»междисциплинарному курсу «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: Садыкову Сергею Игоревичу Студенту ____________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 4Р20 Специальность______________________________________________________Группа ______ Латыпов Р.Г. Руководитель____________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) ________________________________________________________________________________ ( место работы, должность, ученое звание, степень) Тема курсового проекта _________________ Классификация трубопроводов ___________________________________________________________________ _______________________________________________ утверждена приказом от № Срок сдачи студентом курсового проекта до 29 марта 2024 года Срок защиты работы с 01 апреля 2024 г. по 20 апреля 2024 года Исходные данные к работе: Название объекта (название месторождения …) Ельниковское месторождение ______________________________________ Каракулинский район Место положения объекта (Удмуртская Республика¸ район…) _________________________ Цель курсового проекта (разработать, проанализировать, исследовать, обобщить…): Разработать мероприятия по совершенствованию режима работы СШНУ Содержание пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): I) Теоретическая часть (пояснительная записка) I Введение II Основная часть: 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Общие сведения о районе Ельниковского месторождения 1.2. Геологические данные Ельниковского месторождения 1.3. Характеристика пластовых флюидов 1.4. Состояние разработки Ельниковского месторождения Выводы по общему разделу 2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. Виды и классификации трубопроводов 2.2. Общие сведения о нефтепроводе «ДНС №2 – УПН «Ельниковка» ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова 2.3 Характеристика транспортируемой продукции, ее физико-химические и теплофизические свойства 2.4 Аварийность трубопроводного транспорта Выводы и рекомендации по техническому разделу 3.ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ . 3.1 Методы защиты трубопроводов от АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» 3.2 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» 3.2.1 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-87 – ДНС-2 3.2.2 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-104 – ДНС-2 3.2.3 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-99 – ДНС-2 3.2.4 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-55 – ДНС-2 3.3 Применение альтернативного метода удаления АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» 3.4 Технико-экономическое обоснование применения «Терматик 260» 4 (для направления ГЗУ-55- врезка)Выводы по организационному разделу III Выводы и заключение. IV Приложения - Геологический профиль Ельниковского месторождения - Ремонты по причинам отказов СШНУ - Схема установки штангового глубинного насоса Содержание работы (примерный перечень вопросов, подлежащих разработке) Для реализации технического решения проведен анализ Объем курсового проекта (пояснительная записка) составляет 30-40 стр. печатного текста. II) Практическая часть (графическая часть) Минимальный объем графической части курсового проекта (чертежи , схемы, плакаты….) должен составлять 2-3 листа формата А1, если используется формата A2 то количество составляет 4-6 листов (допускается спецификацию прикладывать в пояснительную записку или выносить на поле чертежа) Основная рекомендуемая литература 1. Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской республики. Ижевск, 2018. 356с. 2. Шаймарданов В. Х. Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах: учебное пособие / Под ред. В. И. Кудинова. М.–Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2013. 508 с. Задание выдал руководитель курсового проекта Латыпов Л.Г./ _________________________________________ / (Ф.И.О. и подпись руководителя) Дата выдачи задания «____»__________2024 г. Задание получил «_____»____________2024г. Садыков С. ______________________________ (фамилия 10 СОДЕРЖАНИЕ 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 2. 2.1 2.2 2.3 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 Изм. Лист Разраб. Провер. Реценз. Н. Контр. Утверд. ВВЕДЕНИЕ ОБЩИЙ РАЗДЕЛ Общие сведения о районе Ельниковского месторождения Геологические данные Ельниковского месторождения Характеристика пластовых флюидов Состояние разработки Ельниковского месторождения Выводы по общему разделу ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Общие сведения об использовании СШНУ Состав СШНУ Исследование скважин, оборудованных СШНУ на Гремихинском месторождении Выводы по техническому разделу ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных СШНУ Динамометрирование и результаты исследований Пример подбора оборудования Определение экономической эффективности при использовании дополнительного оборудования Охрана труда и промышленная безопасность при эксплуатации скважин штанговыми насосами Выводы по организационному разделу Выводы и заключение Литература Приложение А Приложение Б Приложение В № докум. Подпись Дат а 4Р20 Лит. Лист 5 6 6 7 10 11 13 14 14 15 20 26 27 27 29 34 44 50 53 54 56 57 58 59 Листов 45 ВВЕДЕНИЕ Так как современные нефтебазы - это сложные комплексы инженернотехнических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами, то выполнение всех основных операций на нефтебазах: перевалку нефти и нефтепродуктов крупными партиями с одного вида транспорта на другой, отпуск потребителю через сеть филиалов и автозаправочных станций, прием нефти и нефтепродуктов из магистральных и распределительных трубопроводов, нефтеналивных судов и барж, железнодорожных цистерн - невозможно представить без технологических трубопроводов. Технологические трубопроводы работают в разнообразных условиях, находятся под воздействием значительных давлений и высоких температур, подвергаются коррозии и претерпевают периодические охлаждения и нагревы. Их конструкция делается все более сложной за счет увеличения рабочих параметров транспортируемого продукта и роста диаметров трубопроводов и ужесточения требований к надежности эксплуатируемых систем. Затраты на сооружение и монтаж трубопроводов могут достигать 30% стоимости всего предприятия. В связи с этим делом первостепенной важности специализированных проектных, строительных и эксплуатирующих организаций являются техническое совершенствование и перевооружение технологических схем на основе внедрения новейших достижений науки и использования передовой техники. От правильного выбора конструкций, качественного изготовления элементов и организации строительства зависят экономия материальных ресурсов и сокращение потерь перекачиваемого продукта Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 5 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Общие сведения о районе Гремихинского месторождения Ельниковское месторождение (рис.1) расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики в 100 км от Ижевска. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ месторождений Удмуртской Республики Золотаревское Карсовайское Пызепское Ю-Пызепское Кулигинское Медведевское Горлинское Турецкое Майковское Кезское Поломское Чубойское Пибаньшурское Лозолюкско-Зуринское Зотовское НефеСмольнидовское ковское В-Красногор ское Потаповское Красногорское ИГРА Шадбеговское Михайловское СундурскоНязинское Пионерское ЮжноСмольниковское Ирымское Итинское Тыловайское Кабановское Центральное Вукошурское Шарканское Есенейское Коробовское Дебесское ЧутырскоКиенгопское Патраковское ñêîå Быгинское êîå СосновсНиколакое Лудоñêîевское шурсОшворцев ско- кое Мишкинское Чеерновское ñêîå Якшур- Дмитриевско Лиственское Бодьинское ЮжноЛиственское Быковское Тукмачевское Бегешкинское Кияикское Вишурское Злобинское Вязовское Областновское Южно-Люкское Гремихинское Ильинское Логошурское Шурминское Нылгинское Забегаловское Мещеряковское Архангельское ВосточноПостольское Динтемское Ижевское Юськинское Пазялинское Еловское ВосточноЮськинское Азинское Бурановское Ершовское Мазунинское Северо-Алексеевское Алексеевское Хмелевское Северо-Никольское Тимеевское Решетниковское Мушакское Ончугинское Окуневское Заборское Дубровинское Котовское Новоселкинское Никольское Камбарское Ельниковское Ломовское îå Арланское Кырыкмасское Русиновское Кулюшевское Граховское В Ба шкир ию Покровское Пограничное УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: НС месторождения месторождения ОАО “Удмуртнефть” месторождения УНК ВКВ СТС КП тектонические элементы граница распространения Камско-Кинельской системы прогибов Верхнекамская впадина Северо-Татарский свод Кильмезский прогиб Немский свод нефтепровод автомобильные дороги железные дороги реки административная граница Рисунок 1- Схема расположения месторождений Удмуртской Республики Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 6 Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва – Казань – Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог, в пределах месторождения, представлена асфальтовым шоссе Ижевск – Сарапул – Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в Сарапуле и Камбарке. С действующим Вятским нефтепромыслом месторождение связано нефтепроводом. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП – 110 Воткинская ГЭС – Сарапул и ЛЭП – 35 Сарапул – Мостовое – Каракулино. К наиболее крупным населенным пунктам относятся деревни: Мазунино, Соколовка, Тарасово, Северное, в 40 км от центра площади расположен город Сарапул, являющийся районным центром, крупной железнодорожной станцией и важным речным портом. Здесь же расположены производственные базы Сарапульского НГДУ объединения “Удмуртнефть”. В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмас (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров. Ельниковское нефтяное месторождение нефти наряду с другими месторождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское) разрабатывается силами ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова. 1.2 Геологические данные Ельниковского месторождения Геологический разрез месторождения представлен осадочными породами каменноугольной, пермской и четвертичной систем. По тектоническому строению Ельниковское месторождение является типичным для месторождений, Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 7 расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения и прилегающей территории наиболее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м. Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м. В структурном плане на месторождении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское. Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур. Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на три зоны. В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона. Таблица 1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Средняя глубина залегания, м. 1380 Поднятия Ельниковск ое 1380 Тип залежи пласт. пласт. пласт. Тип кллектора терриген. терриген. терриген. 39014 21923 22094 Параметры Соколовское Площадь нефтеносности, тыс.м² Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Апалихинс кое 1380 Лист 8 Таблица 1 (продолжение) Средняя общяя толщина, м. 32,7 32,6 25 Средняя нефтенасыщенная толщина, м. Пористость, % 4,3 4,9 3,6 20,4 21 19,4 Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед. Проницаемость, мкм² 0,79 0,86 0,73 0,315 0,415 0,445 Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,67 0,68 0,54 Коэффициент расчлененности, д. ед. 5,1 4,3 3,8 29 29 29 12,6 13,9 13,2 16,3 17,2 20 0,879 0,897 0,886 -1198 -1198 -1198 1,033 1,032 1,03 2,33 2,48 2,66 4,21 4,32 4,45 7,1 8,95 7,23 13,4 15,42 12,35 - - - 1,5 1,5 1,5 1,117 1,117 1,117 1,17 1,17 1,17 Начальная пластовая температура, ºС Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Плотность нефти в пластовых условиях, т/м³ Абсолютная отметка ВНК, м. Объёмный коэффициент нефти, д. ед. Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти газом, мПа·с Газосодержание нефти, м³/т Содержание стабильного конденсата, г/см³ Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с Плотность воды в пластовых условиях, т/м³ Средняя продуктивность, м³/сут. МПа Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 9 1.3 Характеристика пластовых флюидов Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа. По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вязкие в пластовых условиях (10,3 мПа∙с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установлено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского пласта – III Т2М4И2П3, тульского – III Т2М3И1П3, каширо-подольского пластов – III Т1М2И1П2. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 10 Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана. По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском – 275,1 г/л и 1,178 г/см3, на Апалихинском – 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском – 245,4 г/л и 1,161 г/см3. 1.4 Состояние разработки Ельниковского месторождения Ельниковское нефтяное месторождение открыто в 1959 году, расположено в юго-восточной части Удмуртской Республики, в 100 км от г. Ижевска. Месторождение включает в себя Ельниковскую являются карбонатные площадь и Прикамский участок. Промышленно-нефтеносными отложения подольского (пласты П1, П2, П3, П4), каширского (К1, К2, К3, К4), верейского (В-0”В-0, В-I. В-II) горизонтов и турнейского яруса (пласт С1t), а также терригенные отложения тульского (пласты С-II. C-III. C-IV). Бобриковского (пласты С-V. C-VI) горизонтов визейского яруса. Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Кырыкмасское, Котовское, Ончугинское и Арланское. На разработку Ельниковского месторождения ОАО «Удмуртнефть» выданы две лицензии ИЖВ № 00134 НЭ от 26.10.1996г. (Ельниковская площадь) и ИЖВ № 00135 НЭ от 02.10.1996 г. (Прикамский участок). Действующий проектный документ «Дополнение к технологическому проекту разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской Республики», который является действующим проектным документом (Протокол заседания Центральной нефтегазовой секции № 6781 от 22.12.2016). Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 11 На 01.01.2021 г. из залежей Ельниковской площади Ельниковского месторождения добыто – 32415,0 тыс. т нефти или 50,1 % от НИЗ. Накопленная добыча жидкости составила 153790,7 тыс. т. С начала разработки в пласты закачано 157186,0 тыс.м3 воды. За 2020 год отобрано 933,4 тыс.т нефти и 7379,7 тыс.т жидкости. Темп отбора от НИЗ составил 1,4 %. Средние дебиты действующих скважин по нефти и жидкости составили – 8,0 т/сут и 62,9 т/сут. Фактическая обводненность продукции скважин составила 87,4 %. Из залежей верейско-каширо-подольского объекта добыто – 4590,0 тыс. т нефти и 13133,2 тыс. т жидкости; визейского –27714,0 тыс. т нефти и 140192,5 тыс. т жидкости; турнейского – 111,0 тыс. т нефти и 465,0 тыс. т жидкости. В процентном отношении накопленная добыча нефти распределяется по объектам следующим образом: верейско-каширо-подольский – 14,2 %, визейский – 85,5 %, турнейский – 0,3 %. Основные технологические показатели разработки Ельниковской площади приведены в таблице 2. Максимальный уровень годовой добычи нефти на Ельниковской площади 1325,1 тыс.т был достигнут в 1986 году при темпе отбора от НИЗ – 2,1 %. Начиная с 1987 года годовой уровень добычи нефти постоянно снижался и составил 377,9 тыс. т в 2001 году. С 2002 наблюдается постепенный рост годовой добычи нефти до 831,8 тыс. т в 2015 году. В 2016-2018 гг. добыча нефти стабилизировалась на уровне 820 тыс.т. В период 2019-2020 гг. добыча растет из-за снижения обводненности. Уровень годовой добычи жидкости непрерывно возрастал до значения 3612,3 тыс.т в 1991 году, затем наблюдалось постепенное снижение до 2024,5 тыс.т в 2001 году, а начиная с 2002 года отмечается резкий рост добычи жидкости, которая в 2015 году достигла уровня 6718,3 тыс.т/год. В 2016 – 2018 гг. добыча жидкости стабилизировалась на уровне 7600 – 7710 тыс.т. В 2019 году рост добычи жидкости обусловлен вводом из бурения новых скважин. В 2020 году резкий спад произошел из-за ввода ограничения ОПЕК, при котором Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 12 было остановлено (27 скважин) и изменен режим работы (66 скважин) высокообводенного фонда скважин. Таблица 2 - Основные технологические показатели разработки по Турнейский объект Ельниковская площадь 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Основные показатели разработки Визейский объект № п/п Верейско-кашироподольский объект состоянию на 01.01.2021 г. Ельниковская площадь Год ввода в разработку Текущая добыча нефти, тыс.т/год Накопленная добыча нефти, тыс.т Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед. Утвержденный КИН, доли ед. Годовая добыча жидкости, тыс.т/год Накопленная добыча жидкости, тыс.т Обводненность, % Водонефтяной фактор, т/т Накопленный водонефтяной фактор, т/т Фонд добывающих скважин Действующий фонд добывающих скважин Действующий фонд нагнетательных скважин Средний дебит нефти, т/сут Средний дебит жидкости, т/сут Средняя приемистость скважины, м3 /сут Годовая закачка воды, тыс.м3/год Накопленная закачка воды, тыс.м3 Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, % Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, % Отбор от НИЗ, % Кратность запасов, годы Темп отбора от НИЗ 1984 492,2 4590,0 0,033 0,240 1591,1 13133 69,1 2,2 1,9 271 266 85 6,2 19,9 68,9 1523,1 10726 100,6 84,7 13,9 9 1,5 1977 430,5 27714,0 0,382 0,450 5713,6 140193 92,5 12,3 4,1 141 135 94 10,0 133,0 164,4 4578,5 146460 92,0 115,3 83,9 64 1,3 1978 10,7 111,0 0,016 0,182 75,0 465 85,8 6,0 3,2 6 6 5,2 36,5 8,6 10 0,8 1977 933,4 32415,0 0,149 0,309 7379,7 153791 87,4 6,9 3,7 385 376 168 8,0 62,9 128,3 6101,6 157186 93,0 112,2 48,1 35 1,4 С 1986 по 1993 годы обводненность продукции скважин ежегодно резко возрастала до 76,8 %, затем с 1994 обводненность ежегодно незначительно повышалась и в 2019 году достигла уровня 89,0 %, а в 2020 году снизилась до 87,4 %. Причины высокой обводненности: негерметичность и заколонные перетоки, на визейском объекте – обводнение по высокопроницаемому пласту С-III закачиваемой водой, на турнейском объекте – обводнение подстилаемой водой. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 13 Выводы по общему разделу 1. Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртии, в 100 км от г. Ижевска; 2. Геологический разрез месторождения представлен верхнепротерозойскими (рифейскими, вендскими), палеозойскими (девонскими, каменноугольными и пермскими) и четвертичными отложениями осадочного чехла. Породы кристаллического фундамента скважинами не вскрыты. По материалам сейсморазведочных работ они залегают в этом районе на глубинах 4-5 км. Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собственно Ельниковским, Апалихинским и Соколовским, причем следует отметить, что границей Ельниковского и Апалихинского поднятий служит не резко выраженный прогиб; 3. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса (пласт С1t), терригенные отложения визейского яруса (пласты С-I, C-II, C-III, C-IV, C-V и C-VI) нижнего карбона и карбонатные отложения каширского (пласты К1, К2, К3 и К4) и подольского (пласты П1, П2, П3 и П4) горизонтов среднего карбона; 4. Нефти по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вязкие в пластовых условиях (10,3 мПа∙с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые; 5. Все продуктивные пласты имеют сложное литологическое строение, характеризуются неоднородностью по площади и разрезу. Отмечаются зоны слияния продуктивных пластов визейского возраста; 6. На настоящем этапе разработки Ельниковского месторождения эксплуатации имеет место такие осложнения, как АСПО, при отложения неорганических солей, коррозия оборудования, высоковязкая эмульсия, наличие механических примесей. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 14 2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Виды и классификации трубопроводов Трубопровод – это сооружение из труб, деталей трубопровода и арматуры, плотно соединенных между транспортирования газообразных и собой, жидких предназначенное продуктов. В для состав технологических трубопроводов входят: · прямые участки (линии); · фасонные детали (отводы, переходы, тройники, заглушки); · опоры и подвески; · крепежные детали (болты, шпильки, гайки, шайбы); · запорно-регулирующая арматура; · контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; · тепловая и антикоррозионная изоляция. В зависимости от транспортируемой среды применяются маслопровод, названия: газопровод, водопровод, нефтепровод, паропровод, продуктопровод воздухопровод, и т.д. Для геометрической характеристики труб используют следующие размеры: · условный внутренний диаметр (проход) Dу; · наружный диаметр Dн; · толщина стенки σ; · длина l. Основной характеристикой любого трубопровода является диаметр, определяющий его проходное сечение. Величина проходного сечения определяет расход потока при его рабочих параметрах (давление, температура, скорость). Условный диаметр Dу – это номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода (мм). Труба при одном и том же наружном диаметре может иметь различные номинальные внутренние диаметры. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности обычно применяют трубы с условным внутренним диаметром 25÷1400 мм, толщиной стенки 2÷16 мм и длиной 4÷12 м. Для каждого наружного диаметра трубы в зависимости от давления перекачиваемой среды предусмотрено несколько толщин стенок. Следовательно, труба при конкретном наружном диаметре может иметь различные внутренние диаметры. Внутренний диаметр определяет сечение трубопровода, необходимое для прохождения заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации (давлении, температуре, скорости). Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 15 В Российской Федерации существует Государственный комитет по стандартизации и метрологии, который разрабатывает государственные стандарты (ГОСТы) на всю выпускаемую в стране продукцию. Кроме государственного стандарта в промышленности используются отраслевые стандарты (ОСТы). Для сокращения количества видов и типоразмеров входящих в состав трубопроводов соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных диаметров Dу. Для технологических трубопроводов наиболее часто применяют условные проходы, мм: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1400, 1600. Этот ряд условных диаметров введен для ограничения числа применяемых при проектировании и сооружении трубопроводов и, как следствие, сокращение числа типоразмеров входящих в их состав соединительных деталей, арматуры, а также труб. При выборе трубы для трубопровода под условным диаметром (проходом) понимают ее расчетный округленный внутренний диаметр. Например, для труб наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки 6 и 16 мм, внутренний диаметр которых соответственно равен 207 и 187 мм, в обоих случаях принимают ближайший условный диаметр трубы, т. е. Dу=200 мм. Для выбора толщины стенки (наружного диаметра трубы) и типа стали, которые обеспечат механическую прочность трубопровода при заданных рабочих параметрах среды, вводится понятие «условное давление». Условное давление Ру – это наибольшее избыточное рабочее давление (при температуре среды 20 °С), при котором обеспечивается длительная работа трубопровода. Для сокращения числа типоразмеров арматуры и деталей трубопроводов ГОСТом установлен унифицированный ряд условных давлений (МПа): 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 160; 250. Например, если предполагается транспортировать поток с давлением 2 МПа, то необходимо выбрать трубу, рассчитанную на условное давление 2,5 МПа. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 16 Рабочее давление Pраб – это наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов. Пробное давление Pпр – это избыточное давление, при котором должно проводиться гидравлическое испытание арматуры и деталей трубопроводов на прочность и герметичность водой с температурой не менее 5 и не более 70 °С. Соотношение между условным, пробным и рабочим давлениями для арматуры и соединительных частей трубопроводов с учетом температуры рабочей среды установлены ГОСТ 356-80. Применение ограниченного проектирование трубопроводов, комплектующих изделий числа размеров обеспечивает (соединительных труб сокращение деталей, упрощает типоразмеров арматуры и пр.), способствует организации их массового изготовления, а также упрощает комплектование строительных, ремонтных и производственных организаций трубами и изделиями. Трубопроводы должны быть надежны в эксплуатации, так как неисправность в какой-либо части трубопровода может привести к аварии и полной остановке производства или всего промышленного объекта, а также к загрязнению окружающей среды. В зависимости от размещения на промышленном объекте технологические трубопроводы подразделяют на внутрицеховые, соединяющие агрегаты, машины и аппараты технологических установок цеха, и межцеховые, соединяющие технологические установки разных цехов. Внутрицеховые трубопроводы называют обвязочными, если они устанавливаются непосредственно в пределах отдельных аппаратах, насосов, компрессоров, резервуаров и др. и соединяют их. Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию, большое число деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится до 80÷120 сварных стыков. Масса деталей и арматуры в таких трубопроводах достигает 37% от общей массы трубопровода. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 17 Межцеховые трубопроводы, наоборот, характеризуются довольно прямыми участками (длиной до несколько сот метров), сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных швов. Общая масса деталей и арматуры в межцеховых трубопроводах составляет 5%. Но в состав межцеховых трубопроводов необходимо включать П-образные температурные компенсаторы, на долю которых приходится около 7% массы (подробно П-образные компенсаторы описаны на с. 28). Технологические трубопроводы считаются холодными, если они работают при среде, имеющей рабочую температуру tp 50 °C, и горячими, если температура рабочей среды больше 50 °С. В зависимости от условного давления среды трубопроводы подразделяются на вакуумные, работающие при абсолютном давлении среды ниже 0,1МПа, среднего давления, работающие при избыточном давлении среды от 1,5 до 10 МПа и высокого давления, когда избыточное давление рабочей среды находится в пределах от 10 до100 МПа. Кроме того, существуют ещё так называемые безнапорные трубопроводы, в которых среда движется самотёком. Все применяемые в промышленности соединения можно разделить на неразъёмные и разъёмные. В трубопроводах применяются, как правило, неразъёмное соединение – сварка. Сварка является наиболее целесообразным и надежным методом соединения стальных труб. Она широко применяется в трубопроводных системах различного назначения. Но во многих случаях целесообразнее применять разъёмные (фланцевые и резьбовые) соединения, обладающие своими достоинствами и недостатками. Так, в местах установки арматуры, с целью присоединения ее к трубопроводу, принято применять именно фланцевые соединения. Они могут быть использованы и в трубопроводах, требующих периодической разборки в целях очистки или замены отдельных участков. А в трубопроводах с малыми условными диаметрами часто используются резьбовые соединения. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 18 По методу прокладки труб трубопроводы или их участки подразделяют на: подземные – трубы прокладывают в траншее под землей; · наземные – трубы прокладывают на земле; · надземные – трубы прокладывают над землей на стойках, опорах или с использованием в качестве несущей конструкции самой трубы; · подводные – сооружают на переходах через водные препятствия (реки, озера и т.п.), а также при разработке морских месторождений. Подробная классификация технологических трубопроводов приведена в таблице. В зависимости от класса опасности транспортируемого вещества технологические трубопроводы делятся на три группы А, Б и В. К группе А относятся трубопроводы для транспорта чрезвычайно и высокоопасных веществ I и II классов опасности (бензол, дихлорэтан, метилхлорид и др.). К группе Б относятся трубопроводы для транспорта умеренно опасных веществ III класса опасности (жидкий аммиак, винилацетат, ксилол, метанол, фурфурол и др.). К группе В отнесены трубопроводы, предназначенные для перекачивания взрыво- и пожароопасных веществ (горючие сжиженные газы, легковоспламеняющиеся жидкости, горючие жидкости). Кроме деления на группы, применяется также деление технологических трубопроводов на пять категорий I, II, III, IV, V в зависимости от давления и температуры перекачиваемой среды. Для того чтобы определить группу и категорию трубопровода, необходимо воспользоваться «Правилами устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» [1, 4]. Расположение трубопроводов должно обеспечивать: · безопасность и надежность эксплуатации в пределах нормативного срока; · возможность непосредственного наблюдения за техническим состоянием; · возможность выполнения всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов и испытанию; · изоляцию и защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений Изм. Лист молний № докум. и статического электричества; 4Р20 Подпись Дата · предотвращения Лист 19 образования ледяных и других пробок в трубопроводе; · исключения провисания и образования застойных зон. Таблица 3 Классификация технологических трубопроводов Признак классификации Наименование группы Место расположения Межцеховые Внутрицеховые Способ прокладки Надземные Наземные Подземные Внутреннее давление Вакуумные Безнапорные или самотёчные Низкого давления Высокого давления Криогенные Температура транспортируемого вещества Холодные Нормальные Теплые Горячие Изм. Лист № докум. Классификационный критерий Между отдельными видами оборудования в пределах цеха или установки Между установками, цехами, объектами На эстакадах, колоннах, стойках, по стенам зданий По поверхности земли, в лотках, открытых траншеях, на низких опорах, подкладках или подставках В каналах, тоннелях, бесканально Абсолютное давление менее 0.1 МПа Давление близко к атмосферному Давление от 0.1 до 10 МПа Давление свыше 10 МПа Температура ниже минус 153 °С Температура ниже температуры окружающей среды, но не ниже минус 153 °С Температура равна температуре окружающей среды Температура не более 45 °С Температура более 45 °С 4Р20 Подпись Дата Лист 20 Таблица 3 (продолжение) Агрессивность транспортируемого вещества Неагрессивные Коррозия незначительная Малоагрессивные Скорость коррозии до 0.1 мм/год Скорость коррозии от 0.1 до 0.5 мм/год Скорость коррозии свыше 0.5 мм/год Водяной пар Холодная и горячая вода Нефть и енфтепродукты Горючие, токсичные и сжиженные газы Кислород и его смеси с другими газами Ацетилен Аммиак и другие вещества Из углеродистой, низкои высоколегированной стали С покрытием резиной, пластмассой, стеклопластиком, эмалью, биметаллические и др. Из меди, алюминия, титана, и других металлов и сплавов Стеклянные, керамические, пластмассовые, камнелитные и др. Соединяемые пайкой, сваркой, склеиванием Соединяемые на резьбе, фланцах, враструб, или развальцовкой Среднеагрессивные Агрессивные Транспортируемое вещество Паропроводы Водопроводы Нефтепроводы Газопроводы Кислородопроводы Ацетиленопроводы Аммиакопроводы и др. Материал Стальные Стальные с внутренним или наружным покрытием Из цветных металлов Из неметаллических материалов Способ соединения Неразъёмные Разъёмные Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 21 2.2 Общие сведения о нефтепроводе «ДНС №2 – УПН «Ельниковка» ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова Нефтепровод «ДНС №2 – УПН «Ельниковка» ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова. т 69 Куст 70 3512 114х 4,5 3658 127м 3508 114м 3506 96м 3507 83м 3657 65м 7м ГЗУ -69 89х4 350 ,5 3 128 м 365 6 350 0 92м 350 4 82м 349 8 350 1 365 4 5 К ус 150х ГЗУ150х 40 150х 40 150х 70 40 40 150х40 4,5 114х Куст 94 54м -9 4 92 ГЗ У 27 95м 74 94 м м 2 29 780 40 62 м 27 86 79м 109м Куст 97а ГЗУ- 2950 2794 2787 50м 71м 2944 2781 D=1 790м БИУС73 0м 4х4, 5 14 D=11 т 10 2м 4 4,5 04 К ус 82м 114х 100х40 100х40 ГЗУ -1 2 2824 2958 2819 2820 2956 3494 282 106м 9 282 5 116м 296 3 140м 283 2 17 0м ,5 82 14х4 97 15м D=11 4х ГЗУ 99а 529 1 529 529 2 4 530 4 530 8 531 3 531 4 К ус т 99 а 317 96м 89х4 ,5ф -2 Куст 97 11 4х 4,5 5281 5282 5283 5285 5287 127м 96м 20м 17м 4,5 9 ГЗУ -9 м 50х40 т 10 12м 282 296 8 296 0 5 79м 95м 108м 01 ГЗУ -1 58м 360м ,5 150х40 D=159х5 1585 м ГЗУ-86 100х40 ГЗУ-91 ГЗУ-88 2771 2772 2935 71м 94м 106м 127м 2760 2930 2765 2764 162м 114х4,5 Куст 88 2936 2933 2773 100х40 2761 2766 2774 2767 75м 87м 108м 114х4,5 76м 2929 2758 2763 2932 2770 2759 6а 6 150х40 89х5 ф Куст 86 88м 89х6 100х40 72м 4134 102м 89х6 10 Кырыкмаского т 99 14 4131 4133 4132 4136 114х4,5 108м 114х7 м К ус ГЗУ-90а 40м 70 Н/Н от ДНС-4 00 2778 89х6 133м Куст 90а 22 155м 20 123м 41 41 139 4 148 4 145 4 138 4 144 4 143 4 9х 5 3505 2966 2833 2830 2831 2962 100х40 К ус х4 ,5 6а 320 D =1 У-8 ГЗ 150х40 D= 15 4,5 132м 112м 41 41 18 41 19 К ус 41 20 т9 41 21 6а 41 22 41 23 41 26 29 89х6 НС-2 154м ГЗУ103 280 0 280 1 134м 280 295 7 118м 3 281 3 87м 281 4 75м 64 р D=114х4,5 714 м 2942 2777 92 69м 90м 105м 89х4,5 76 м 259 29 27 43 29 85 3 27 9 9 29 1 4 27 6 ГЗ 79 У-9 2 2783 2790 2789 2784 ст Куст 86а 454 40 29 5 28 2 27 06 27 98 29 99 27 47 93 114х 82м 15м -95 ГЗУ 260Д ГЗУ-90 57м 4х4 ,5 Куст 73 147м Куст 103 150х40 96 1 11 32 м 7м 261 Куст 90 ГЗУ-87 D=114х4,5 560м 11 ГЗУ98 40 150х40 0 -9 2782 2938 2776 ст 60м 100х 100х Ку 45м 2788 2941 D=114х4,5 1050 м 75м 40м 65 836м Ку т 10 ГЗ У 114х4,5 116м 2804 2954 2805 D=114х4,5 570м +89х6 80м Куст 87 45м 2810 К ус 65м ГЗ У-9 4142 4146 3653 2821 114м 2815 104м 2816 82м 2957 2812 2811 70м 4м 4140 62р 2823 2818 2959 2817 2955 100х40 4137 2948 150х40 100х40 75м 114 х4,5 27 9 29 6 5 27 1 97 2945 т 95 т 98 90 м 114х4,5 Куст 89 Куст 89а D=11 4х4,5 К ус 5266 5269 5270 5273 5277 5279 5286 К ус D=8 9х4, 5ф D=1 683м 14х4 ,5 70 D=1 14х4 6м ,5 69 0м 3513 3515 3661 3511 3659 3509 3510 Куст 93 т 95 а D=159 х5 44 63 Р 282 2 282 6 282 7 350 2 296 4 Куст 101 К ус 122м 138м Куст 91 Рисунок 2 - Схема нефтесбора «ДНС №2 – УПН «Ельниковка» Наименование – нефтепровод «ДНС №2 – УПН «Ельниковка»; Категория трубопровода – 3; Схема прокладки – подземная; Сооружен по проекту – ТатНИПИнефть, Гипроречтранс; Общая протяженность нефтепровода – 18850 м; Протяженность подводного перехода нефтепровода – 4300 м; Диаметр/ толщина стенки труб подводного перехода нефтепровода 2739,0 мм; Год ввода в эксплуатацию – декабрь 1986 г. Завод изготовитель труб – информация отсутствует; Генеральная подрядная организация по сооружению нефтепровода – СМУ 34; Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 22 Глубина заложения: по проекту 1,6 м. Транспортируемый продукт: пластовая жидкость, температура t = +8°С; Проектное рабочее давление – 4,0 МПа; Количество и тип линейных задвижек: Ду 250х40 – 2 шт. Раскладка труб по трассе: Ø 273х9 мм – 4300 м. Материал труб: трубы изготовлены по ГОСТ 1050-74 (Ст20); Соединения труб: сварные, сварка ручная электродуговая, электрод типа УОНИ 13/55 4 УД по ГОСТ 9467-75; Защитное покрытие трубопровода: битумное, битумное усиленное пленкой; Данные о сертификатах: на трубы – имеются, на ленту и защитную обертку – имеются, на сварочные материалы – имеются. Сведения об испытаниях – информация отсутствует; Сведения об обследованиях и ревизиях трубопровода – информация отсутствует; Документы о ремонтах, авариях, внештатных ситуациях – имеется не в полном объеме; Сведения о представленной на рассмотрение документации: 1. Паспорт нефтепровода «ДНС-2 – УПН «Ельниковка»; 2. Заключение экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-2 – УПН «Ельниковка»; 3. Заключительный отчет по проведению экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-2 – УПН «Ельниковка». Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 23 2.3 Характеристика транспортируемой продукции, ее физико-химические и теплофизические свойства Таблица 4 – Физико-химические свойства нефти № п/п Наименование показателей Един. Результат Измерения анализа 1 2 Плотность при 20°С Вязкость кинематическая При 20°С При 35°С Содержание механических примесей Содержание воды Содержание серы Содержание сероводорода Температура застывания Содержание асфальтенов -смол селикагелевых - парафина Содержание хлористых солей Давление насыщенных паров При 20°С При 35°С Теплота сгорания Температура кипения Г/см3 0,880-0,895 Методика выполнения измерения ГОСТ 3900-85 Мм/с Мм/с 39 22 ГОСТ 33-2000 ГОСТ 33-2000 % по массе 0,026 ГОСТ 6770-83 % % Мг/дм3 До 1.0 До 3.0 9,9 ГОСТ 2477-65 ASTMD 4294 РД-1-1193-84 Гр/сек -22 ГОСТ-20287-85 21 43 ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 % Мг/дм3 До 600 Мм.рт.Ст. 275 330 Ккал./кг °С 10090 80 ГОСТ 1756-2000 2.4 Аварийность трубопроводного транспорта Большую часть нефтепромыслового оборудования месторождений ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова составляют трубопроводы различного назначения, в связи, с чем им уделяется особое внимание. Нефтепромысловые трубопроводы относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в сложных эксплуатационных условиях. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 24 Коррозионные процессы, развивающиеся на внутренней и наружной поверхности труб с течением времени приводят к значительному утонению металла стенки, и, как следствие, к снижению прочности конструкции. Рисунок 3 Образцы трубопроводов с общей (а) и канавочной (ручейковой) (б) коррозией Наличие большого количества соединений (сварных, фланцевых) труб, деталей трубопроводов уменьшает возможность перераспределения внутренних механических напряжений, приводит к возникновению зон концентрации механических напряжений, что еще более усугубляет неравномерность напряженного состояния. В зонах концентрации напряжений проявляется тенденция к развитию начальных дефектов при сравнительно низком уровне общего напряженного состояния, когда средние напряжения в конструкции не превышают расчетных (допустимых) значений. На сегодняшний день первоочередной является задача достоверной оценки фактического состояния трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время. Длительная эксплуатация трубопроводов сопровождается процессами старения металла, ухудшением его физико-химических свойств. Эти и ряд других причин приводят к появлению различного вида дефектов, которые способствуют снижению эксплуатационной надежности трубопроводов. Особое внимание должно уделяться трубопроводам, для которых отсутствуют, сведения о марке стали и механических свойствах металла, а качество металла не отвечает современным требованиям, предъявляемым к трубным сталям. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 25 Отказы и аварии трубопроводов приводят к значительному материальному и экологическому ущербу. Непредсказуемые последствия отказов, обязывают постоянно следить за состоянием элементов трубопроводов и стремиться своевременно, устанавливать начало возникновения условий для образования предельного напряженно-деформированного состояния конструкций. Диагностика – это комплекс мероприятий по получению и обработке информации, установлению технического состояния и принятию обоснованных решений по дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводных систем. В современных приобретают методы диагностирование экономических условиях контроля, позволяющие трубопроводов, резервуаров, приоритетное проводить значение техническое механоэнергетического оборудования насосных и компрессорных станций и других объектов без вывода из эксплуатации. Это обеспечивает значительное снижение материальных, трудовых и временных затрат на проведение обследования. Аварийность трубопроводного транспорта приводит к прямым и косвенным потерям, которые несет нефтегазодобывающее предприятие. К прямым потерям относятся потери нефти в результате разливов и из-за простоя нефтегазодобывающего оборудования, а также те затраты, которые требуются для устранения аварий. К косвенным потерям можно отнести затраты на экологические мероприятия (в том числе, штрафы), которые необходимо проводить для ликвидации экологических последствий аварийных ситуаций. Причем в некоторых случаях косвенные потери могут во много раз превышать прямые. Многие трубопроводы эксплуатируются длительный период, сроки службы многих из них превышают нормативные. Согласно РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту нефтепромысловых трубопроводов», пункт 1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 26 Также аварийность системы нефтесбора ДНС-2 Ельниковского месторождения связана с интенсивным отложением АСПО. Таблица 5 – Механизм образования АСПО Объект Продуктивный пласт Призабойная зона пласта (ПЗП) Изм. Лист № докум. Влияющий фактор Температура ниже температуры насыщения парафинами. - падение давления в ПЗП; - выделение газа, снижающее растворимость АСП. Механизм образования Образование кристаллов АСП Кристаллы парафина формируются при температуре 36-42 ос (температура насыщения парафинами). при температуре нефти в пласте 20 ос уже сформировавшиеся кристаллы парафина присутствуют в потоке жидкости скважины. - образование кристаллов АСП; - адгезия АСП в ПЗП. Снижение давления в ПЗП приводит к выделению газа, что приводит к снижению растворимости парафинов в нефти. в ПЗП происходит дополнительное образование кристаллов парафина, происходит адгезия образовавшихся асп в ПЗП (кольматация) 4Р20 Подпись Дата Описание процесса Лист 27 Таблица 5 (продолжение) Скважина (лифт) Трубопровод (нефтесбор) Изм. Лист № докум. - падение давления в ПЗП; - выделение газа, снижающее растворимость АСП; - снижение температуры при подъёме жидкости. - значительное снижение скорость течения потока, - переход режима течения в ламинарный; - снижение температуры жидкости - образование кристаллов АСП; - адгезия АСП на НКТ. адгезия АСП в трубопроводе 4Р20 Подпись Дата Продолжается процесс выделения газа и снижения растворимости парафина в нефти, происходит остывание жидкости в процессе ее подъема. При этом турбулентный режим и высокая скорость течения препятствуют адгезии АСПО на ГНО. При попадании жидкости в нефтесбор происходит: - переход течения жидкости в ламинарный режим с резким снижением скорости потока и миграцией кристаллов парафина к стенке трубопровода (поперечный массоперенос); - низкая скорость потока исключает возможность смыва парафиновых отложений потоком жидкости. Лист 28 Отложения ПАО АСПО «Удмуртнефть» в им нефтесборных В.И. Кудинова коллекторах проходят месторождений по механизму горизонтального перемещения (конгломерация, осаждение и адгезия ранее сформированных кристаллов). Для такого механизма на интенсивность процесса кроме температурного фактора в значительной степени влияет режим течения жидкости. Основные проблемы при борьбе с АСПО: Интенсивное отложение АСПО (низкий МОП); Высокая протяженность (остывание теплоносителя, невозможность единовременной промывки с одной точки); Наличие участков с футерованным внутренним покрытием (ограничения по температуре теплоносителя, наличие штуцеров); Высокие (по сравнению с производительностью ЦА-320) дебиты трубопроводов (невозможность проведения обработок без остановки фонда из-за разбавления теплоносителя перекачиваемой жидкостью, большие потери при проведении обработок). С целью оценки склонности перекачиваемых жидкостей к выпадению АСПО, интенсивности отложения АСПО, влияния температурного фактора на процесс, произведен расчет системы нефтесбора ДНС-2 в ПО «РН-Симтеп». Таблица 6 - Расчет осложнений нефтесборов ДНС-2 в ПО «РН-Симтеп» АСПО ГЗУ-104 АСПО Изм. Лист № докум. Время перекрытия трубопровода, сут. ГЗУ-99 по всей протяж-ти Время до начала роста давления, сут. АСПО Скорость отложений парафинов, мм/сут. ГЗУ-87 Массовая доля парафинов АСПО Т выпадения парафи, оС ГЗУ-55 Место выпадения Вид осложнения Напр-е 37,14 0,4143 1,3034 15,159 46,614 37,55 0,3808 1,4181 14,104 52,536 37,33 0,3797 1,4221 14,063 52,386 37,743 0,3863 1,3978 14,308 53,296 4Р20 Подпись Дата Лист 29 Расчет в программном комплексе подтверждает наличие во всех нефтесборах ДНС-2 осложнений в виде выпадения АСПО по всей протяженности трубопроводов. Период проявления АСПО сопоставим с фактическим периодом. Расчетная температура исключения отложения АСПО градусов, 37 нагрева жидкости поддержание для температуры перекачиваемой жидкости не ниже 37 экономически нецелесообразно. Выводы и рекомендации по техническому разделу Для увеличения эффективности промывок для направлений АГЗУ-55 и АГЗУ-104 рассмотреть возможность смены теплоносителя для промывки трубопроводов на горячую нефть ввиду невозможности качественного прогрева протяженных участков и удаления АСПО. При обработке горячей водой на направлении АГЗУ-104 эффект промывки не достигается (давления после промывки не достигает расчетных показателей). Необходимо провести работы по поиску штуцирующего участка от АГЗУ-98 до АГЗУ-95; Скорректировать технологию закачки теплоносителя согласно для нефтесборов ДНС-2 согласно сл. 23-26. Проработать термического вопрос нагрева по применению «Терматик 260» (или альтернативной аналог) на технологии нефтесборном трубопроводе с ГЗУ-55 до врезки (в качестве пилотного проекта). С целью снижения потерь нефти при обработке трубопроводов на направлении ГЗУ-87 рассмотреть возможность установки КПШ для проведения механической очистки трубопровода. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 30 3.Организационный раздел 3.1 Методы защиты трубопроводов от АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» В условиях интенсивного формирования парафиноотложений существенно сокращается межочистной период работы трубопровода, возрастает количество промывок нагретыми агентами или углеводородными растворителями, что ведет к увеличению затрат на добычу нефти. В подобных условиях эксплуатации оптимальным методом борьбы с АСПО является их предотвращение, путем применения механических, физических методов или специальных химических реагентов. Рисунок 4 – Методы защиты трубопроводов от отложений АСПО Термо-химические, тепловые методы защиты Процесс удаления АСПО горячей водой осуществляется, с одной стороны, за счет размягчения и расплавления с последующим растворением АСПО в потоке горячей воды, с другой стороны, за счет снижения сил сцепления отложений с металлической поверхностью, отделения частиц отложений и выноса их потоком нефти. В процессе течения теплоносителя по трубе жидкость быстро остывает, теряя полезные свойства. Для трубопроводов ДНС-2 длина эффективного воздействия составляет 300-500м. Применение нефти в качестве теплоносителя повышает эффективность, в связи с тем, что кроме теплового эффекта она является естественным растворителем АСПО. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 31 Плюсы технологии: быстрота и оперативность реализации в текущей ситуации. Отрицательная сторона заключается в остановке фонда скважин, высокой потери нефти и низкой эффективности. Метод закачки теплоносителя применим для всех трубопроводов ДНС-2, но является малоэффективной, что связано с остановкой фонда скважин. Химические методы защиты Применение органических растворителей для удаления АСПО является одним из самых распространенных методов. Для увеличения эффективности растворения АСПО используются составы, представляющие собой углеводородный растворитель с добавкой ПАВ, введение которых повышает растворяющую способность за счет роста поверхностной активности растворителя и за счет диспергирования отложений в объеме растворителя под действием ПАВ. Способы применения химического реагента: -постоянное дозирование ИПО/растворителя АСПО; -периодическая закачка ИПО/растворителя АСПО. Согласно проведенным лабораторным испфтаним на образцах АСПО Ельниковского месторождения технология постоянной подачи ИАСПО наиболее перспективна. Рисунок 5 – Способы закачки ингибитора АСПО Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 32 Плюсы технологии: быстрая реализация, отсутствие капитальных затрат. Минус: высокая стоимость химических реагентов, негативное влияние на подготовку нефти. Метод закачки химических реагентов применим для всех трубопроводов ДНС-2. Подачу ИАСПО производиться без остановки фонда. Для растворителя необходимо время на растворение (по аналогии со скважинами). Физические методы защиты Рисунок 6 – Проточный (теновый) нагреватель Термические методы борьбы с АСПО применяются как для предотвращения отложений так и удаления АСПО. Технологии относятся к области электротермии и используются для поддержания или разогрева температуры потока жидкости в трубопроводах до необходимой заданной температуры: выше температуры парафинизации - для предотвращения выпадения осадков АСПО*; выше температуры плавления АСПО – для растворения и удалений отложений из трубопровода. * Согласно расчетам в ПО (см. слайд 13) температура насыщения нефти АСПО для трубопроводов ДНС-2 – 37 град. Постоянное поддержание температуры жидкости на всей протяженности выше данной температуры экономически нецелесообразно. Эффективнее проводить периодический нагрев жидкости выше температуры плавления АСПО. Наиболее предпочтительным оборудованием проточного нагревания является электрический теновый подогреватель. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 33 Среди плюсов: высокая эффективность, отсутствие потерь нефти, минимальные эксплуатационные затараты, простота эксплуатации. Из минусов только необходимость единовременных капитальных вложений. Метод нагрева перекачиваемой жидкости применим для всех трубопроводов ДНС-2. Метод является высокоэффективным (нагрев выше температуры плавления АСПО). Не требуется остановка фонда. По предварительному расчёту затраты метода ниже применяемого способа (термического и химического способов) в 1,63 раза. Окупаемость капитальных вложений происходит на 2-ой год эксплуатации оборудования (срок эксплуатации оборудования 20 лет). Как следствие - рекомендуется применение технологии термического нагрева «Терматик 260» (или аналога) на нефтесборном трубопроводе с ГЗУ-55 до врезки (в качестве пилотного проекта). Механические методы защиты Рисунок 7 – Способы механической очистки трубопроводов Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 34 Метод по комплексной очистке нефтепромысловых трубопроводов малого диаметра с использованием доступных эффективных очистных средств и технологий: - твердых отложений; - кристаллов парафина и солей; - коррозионной окалины; - нефтепродуктов/воды при необходимости вытеснения. Среди плюсов: высокая эффективность, отсутствие потерь по нефти и минимальные эксплуатационные затраты. Единственный минус – метод не применим в трубопроводах с внутренним покрытием. Метод механической очистки применим только на нефтесборе с ГЗУ-87 (данный трубопровод без внутреннего покрытия). Метод является самым эффективным (полное удаление АСПО), низкие операционные затраты, при этом не требуется остановка фонда. 3.2 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» Система нефтесборов ДНС-2 Ельниковского месторождения осложнена образованием и накоплением АСПО по следующим направлениям: ГЗУ-87 – ДНС-2. Защита от АСПО производится методом ГО с плановым МОП 35 сут. ГЗУ-104 – ДНС-2. Защита от АСПО производится методом ПТХО с плановым МОП 60 сут. ГЗУ-87 – ДНС-2. Защита от АСПО производится методом ГО с плановым МОП 35 сут. ГЗУ-55 – т.вр.ГЗУ-85. Защита от АСПО производится методом ПТХО с плановым МОП 20 сут. Реологические свойства перекачиваемой жидкости, предоставлены Заказчиком и приняты едиными для всех рассматриваемых кустов (аблица 7). Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 35 Таблица 7 - Реологические свойства перекачиваемой жидкости Параметр Значе ние Источник данных Проект разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской республики Техрежим ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова Техрежим ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова Проект разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской республики Лабораторные исследования комплексной лаборатории ЗАО «ИННЦ» Газовый фактор по всем скважинам, м3/м3 12 Плотность нефти, кг/м3 879 Плотность попутно-добываемой воды, кг/м3 1156 Плотность попутного нефтяного газа, кг/м3 1,6326 Массовое содержание асфальтенов, % 3,3 Массовое содержание смол, % 15,5 Массовое содержание парафинов, % 37,8 Температура начала кристаллизации парафинов, °С 37 Расчет ПК «РН-Симтеп» 52-59 Лабораторные исследования комплексной лаборатории ЗАО «ИННЦ» Температура плавления парафина, °С 3.2.1 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-87 – ДНС-2 Температура жидкости по всей длине трубопровода ниже температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С), что приводит образованию АСПО и накоплению на внутренней поверхности трубопровода. Основной объем АСПО образуется на участках подключения кустов, что связано внесением в трубопровод дополнительного объема асфальтосмолопaрафиновых веществ. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 36 Наибольшее скопление АСПО выявлено в участке с 3300 по 3500 м от начала трубопровода (т.вр. АГЗУ-94, 92 ). В связи отсутствии теплоизоляции трубопровода, температура жидкости в трубопроводе через 800-1000м снижается до температуры окружающей среды. После обработки горячей нефтью ((T=75 °С, V=75 м3) с разных точек прогнозируется резкое снижение температуры жидкости до температуры плавления парафина (60 °С) и до температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С). Рисунок 8 – Моделирование промывки горячей нефтью Рисунок 9 – Распределение температуры с АГЗУ-87 Рисунок 10 – Распределение температуры по длине с АГЗУ – 88 Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 37 Рисунок 11 – Распределение температуры по длине с АГЗУ – 92 4.2.1 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-104 – ДНС-2 Температура жидкости по всей длине ниже температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С), что приводит образованию АСПО и накоплению на внутренней поверхности трубопровода . Основной объем выпадения АСПО образуется на участках подключения кустов, что связано внесением в трубопровод дополнительного объема асфальтосмолопaрафиновых веществ. Наибольшее скопление АСПО выявлено в участке с 5100 по 5300 м от начала трубопровода (т.вр. АГЗУ-93, 95, 95A). В связи отсутствии теплоизоляции трубопровода, температура жидкости в трубопроводе через 500-600 м снижается до температуры окружающей среды. После обработки горячей водой ((T=75 °С, V=75 м3) прогнозируется резкое снижение температуры жидкости до температуры плавления парафина (60 °С) и до температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С). Рисунок 12 – Точка моделирования промывки горячей нефтью Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 38 Рисунок 13 – Распределение температуры по длине с АГЗУ – 69 4.2.2 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-99 – ДНС-2 Температура жидкости по всей длине трубопровода ниже температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С), что приводит активному росту кристаллов АСПО и значительному отложению АСПО на внутренней поверхности трубопровода; Основной объем выпадения АСПО образуется на участках подключения кустов, что связано внесением в трубопровод дополнительного объема асфальтосмолопaрафиновых веществ. Наибольшее скопление АСПО выявлено в участке с 1500 по 1700 м от начала трубопровода (т.вр. АГЗУ-97, 97A, 96, 96A). В связи отсутствии теплоизоляции трубопровода, температура жидкости в трубопроводе через 900-1000м снижается до температуры окружающей среды. После обработки горячей нефтью((T=75 °С, V=75 м3) с разных точек прогнозируется резкое снижение температуры жидкости до температуры плавления парафина (60 °С) и до температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С). Рисунок 14 – Точка моделирования промывки горячей нефть Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 39 Рисунок 15 – Распределение температуры по длине с АГЗУ - 99 Рисунок 16 – Распределение температуры по длине с АГЗУ-97 4.2.3 Гидравлический расчет участков выпадения АСПО направления НС АГЗУ-55 – ДНС-2 Температура жидкости по всей длине ниже температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С), что приводит активному росту кристаллов АСПО и значительному отложению АСПО на внутренней поверхности трубопровода; Основной объем выпадения АСПО образуется на участках подключения кустов, что связано внесением в трубопровод дополнительного объема асфальтосмолопaрафиновых веществ. Наибольшее скопление АСПО выявлено в участке с 1400 по 1600 м от начала трубопровода (т.вр. АГЗУ-53, 53A). В связи отсутствии теплоизоляции трубопровода, температура жидкости в трубопроводе 800-1000м снижается до температуры окружающей среды. После обработки горячей водой ((T=75 °С, V=75 м3) прогнозируется резкое снижение температуры жидкости до температуры плавления парафина (60 °С) и до температуры начала кристаллизации парафинов (37 °С). Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 40 Рисунок 17 – Точка моделирования промывки горячей нефтью Рисунок 18 – Распределение температуры по длине с АГЗУ-55 Таким образом, анализируя инфрмацию п.3.2, приходим к следующим выводам: 1. основная В результате гидравлического моделирования выявлено, что зона выпадения АСПО в рассматриваемых трубопроводах сконцентрирована на участках подключения кустов; 2. При горячей обработке закачиваемый агент (75 °С) быстро остывает до температуры ниже температуры плавления парафинов (60 °С). 3.3 Применение альтернативного метода удаления АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка» Исходя из предоставленных условий, ООО «Системы подогрева» (г. Санкт-Петербург) предлагает проточный взрывозащищенный нагреватель, конструктивно состоящий из двух последовательно соединённых нагревателей мощностью 260 кВт (2х130 кВт). Подогреватель обеспечивает нагрев перекачиваемой ВНЭ с 20оС до 75оС. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 41 Рисунок 19 – Внешний вид подогревателя Рисунок 20 – Главный экран панели управления Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 42 Рисунок 21 – Шкаф управления Шкаф управления имеет два режима управления: - местный (оператор следит за работой нагревателя на панели шкафа управления, - дистанционный (контроль и управление с помощью центральной АСУТП). 3.4 Технико-экономическое обоснование применения «Терматик 260» (для направления ГЗУ-55- врезка) В соответствии с данными, предоставленными экономической службой ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, подтверждение экономической эффективности основано на сопоставлении текущих затрат на применяемый метод борьбы с АСПО и расчет затрат на альтернативный метод («Терматик 260»). Стоимость оборудования «Терматик 260» составляет4 793 500 руб. (без НДС). Стоимость монтажа и ПНР – 154 166 руб. (без НДС). Общая стоимость вложений – 4 947 666 руб. (без НДС). Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 43 Таблица 8 Затраты на текущий способ борьбы с АСПО Стоимость, Кол-во Сумма, тыс. руб в год тыс. руб 45,3 18 815,4 проведение ТХО потери нефти при ТХО (остановка 232,9 18 4 192,2 фонда) Итого затрат в год 5 007,6 Затраты Таблица 9 Затраты на альтернативный вариант борьбы с АСПО Кол- Сумма, Стоимость, во в тыс. тыс. руб год руб Затраты закуп и монтаж оборудования затраты на электроэнергию Итого затрат в год 4 947 ,7 - 4 947,7 27,7 18 498,6 5 446,3 Операционные затраты альтернативного варианта ниже текущего способа борьбы в 1,63 раза, а потери недобытой нефти (25 тонн) при остановке фонда на период проведения термо-химической обработки за год сравнимы со стоимостью приобретения и монтажа оборудования. Окупаемость вложений в альтернативный вариант Таким образом, происходит на 2-ой год эксплуатации оборудования Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 44 Выводы по организационному разделу Система нефтесборов ДНС-2 Ельниковского месторождения осложнена выпадениями АСПО по следующим направлениям: • ГЗУ-87 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей нефтью (МОП 35 сут). • ГЗУ-104 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей водой (МОП 60 сут). • ГЗУ-99 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей нефтью (МОП 30 сут). • ГЗУ-55 – т.вр.ГЗУ-85. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей водой (МОП 20 сут). В результате гидравлического моделирования выявлено, что основная зона выпадения АСПО в рассматриваемых трубопроводах сконцентрирована на участках подключения кустов. При горячей обработке закачиваемый агент (75 °С) быстро остывает до температуры ниже температуры плавления парафинов (60 °С). Операционные затраты альтернативного варианта (применение применения «Терматик 260») ниже текущего способа борьбы в 1,63 раза, а потери недобытой нефти (25 тонн) при остановке фонда на период проведения термо-химической обработки за год сравнимы со стоимостью приобретения и монтажа оборудования. Таким образом, Окупаемость вложений в альтернативный вариант происходит на 2-ой год эксплуатации оборудования. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 45 ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ В дипломном проекте произведена разработка эффективных методов борьбы с асфальтосмолистыми отложениями в трубопроводах систем сбора подготовки и транспорта нефти «Ельниковского» месторождения, дана краткая характеристика «Ельниковского» месторождения. Проведен анализ применяемых методов борьбы с асфальтосмолистыми отложениями на «Ельниковском» месторождении. Система нефтесборов ДНС-2 Ельниковского месторождения осложнена выпадениями АСПО по следующим направлениям: • ГЗУ-87 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей нефтью (МОП 35 сут). • ГЗУ-104 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей водой (МОП 60 сут). • ГЗУ-99 – ДНС-2. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей нефтью (МОП 30 сут). • ГЗУ-55 – т.вр.ГЗУ-85. Защита от АСПО проводится периодическими промывками горячей водой (МОП 20 сут). Любой трубопровод имеет наиболее уязвимые участки. В таких местах труба наиболее подвержена воздействию внешних агрессивных факторов и появлению дефектов. Чаще всего различным видам дефектов подвержены участки: сварных стыков труб, переходы через естественные и искусственные препятствия. При пересечении трубопровода с искусственными препятствиями, часто происходят наводки от блуждающих электрических токов на участок трубы. В результате ремонт трубы с заменой катушки может производиться в таких местах несколько раз в год. В данном случае установка композиционной муфты может значительно продлить межремонтный период таких проблемных участков, так как монолит стеклопластика, армированный закладными деталями из нержавеющей стали неподвержен действию коррозии. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 46 В результате гидравлического моделирования выявлено, что основная зона выпадения АСПО в рассматриваемых трубопроводах сконцентрирована на участках подключения кустов. Проведено технико-экономическое обоснование применения «Терматик 260» как альтернативного метода борьбы с АСПО на «ДНС-2 – УПН «Ельниковка». Операционные затраты альтернативного варианта (применение применения «Терматик 260») ниже текущего способа борьбы в 1,63 раза, а потери недобытой нефти (25 тонн) при остановке фонда на период проведения термо-химической обработки за год сравнимы со стоимостью приобретения и монтажа оборудования. Таким образом, Окупаемость вложений в альтернативный вариант происходит на 2-ой год эксплуатации оборудования. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 47 ЛИТЕРАТУРА 1. Борьба с осложнениями на нефтесборных коллекторах ЦДНГ-8 Ельниковского месторождения. 2022 2. Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской республики. Ижевск, 2018. 356с. 3. Закон Российской Федерации «О недрах» от 21.02.1992 г. №2395-1 в ред. от 28.12.2013 г. 4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1998. 365 с. 5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: Удмуртский госуниверситет, 2007. 720с. 6. Мищенко И.Т. «Расчеты при добыче нефти и газа». М.: Недра, 2008. 7. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г. «Промысловые трубопроводы и оборудование». Москва, «Недра», 2004 г. 8. Никишенко СЛ. Нефтегазопромысловое оборудование. Волгоград: Ин- Фолио, 2008. 9. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях [Текст] М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.653 с. 10. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых скважин. М., ГУУМК по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2002. 11. Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 №7 – ФЗ в ред. от 12.03.2014 г. Статья 46. 12. Сургучев М.Л. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра, 1975. 195 с. 13. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М. Недра, 2010. 14. Шаймарданов В. Х. Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах: учебное пособие / Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 48 Под ред. В. И. Кудинова. М.–Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2013. 508 с. Изм. Лист № докум. 4Р20 Подпись Дата Лист 49 Приложение А Приложение Б Приложение В
