WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

«Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Кафедра разработки и ...»

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

______ Булчаев Н.Д.

подпись инициалы, фамилия

« _____» ________ 2016 г.

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

21.03.01 «Нефтегазовое дело»

21.03.01.02 «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

ОСОБЕННОСТИ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ

ОТЛОЖЕНИЯМИ В УСЛОВИЯХ ВАНКОРСКОГО

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КРАСНОЯРСКОГО

КРАЯ Руководитель ________ канд. фмз.-мат. наук, проф. Квеско Б.Б.

подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия Выпускник Кудинов Р.В.

________ подпись, дата инициалы, фамилия Консультанты: Мусияченко Е.В.

________ подпись, дата инициалы, фамилия Нормоконтролер __________ Помолотова О.В.

подпись, дата инициалы, фамилия Красноярск 2016 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и Газа «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой _______ Н.Д.Булчаев подпись инициалы, фамилия « ___ » ______ 2016 г ЗАДАНИЕ

НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ

в форме бакалаврской работы Студенту Кудинову Роману Васильевичу Группа ГБ 12-04 Направление (специальность) 21.03.01.02 «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

Тема выпускной квалификационной работы: «Особенности борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в условии Ванкорского месторождения Красноярского края»

Утверждена приказом по университету № _______ от _________________

Руководитель ВКР Б.Б. Квеско, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института Нефти и Газа, кандидат физикоматематических наук Исходные данные для ВКР Схема разработки Ванкорского месторождения ЗАО «Ванкорнефть»

г. Красноярск 2007год;

Технологический отчет цеха добычи нефти и газа ЗАО «Ванкорнефть» за 2010-2014 гг.;

Технологический режим работы скважин ЗАО «Ванкорнефть»

Перечень разделов ВКР Технологический раздел;

Геологический раздел;

Спец. раздел;

Раздел экологии и безопасности производства Перечень графического материала Геологический профиль месторождения;

Профиль скважин ванкорского месторождения;

Схема кустовых площадок;

Схема скребка СФ-99

–  –  –

Выпускная квалификационная работа 86 страниц, 11 рисунков, 16 таблиц, 12 источников, 11 приложений.

СКВАЖИНА, АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ,

АГРЕГАТ, РАСТВОРИТЕЛЬ.

Объектом исследования являются способы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми (АСПО) отложениями.

Целью исследований является анализ особенностей используемых на Ванкорском месторождении методов борьбы с АСПО и выявление эффективных способов борьбы.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, данная проблема далека от разрешения и остается одной из важнейших в нефтедобывающей отрасли.





В дипломной работе рассмотрены особенности методов борьбы с АСПО на Ванкорском месторождении, проанализирован рабочий фонд скважин и показатель их эксплуатации, выявлено, что осложняющими факторами, влияющими на процесс добычи нефти и газа на Ванкорском месторождении являются, многолетнемерзлые породы, механические примеси, отложение АСПО, высокий газовый фактор и коррозионный износ оборудования. При анализе применяемых методов борьбы с АСПО на скважинах, выяснено, что основными являются- тепловые, механические и химические. Сделаны выводы о неэффективности теплового и механического методов, как основных для борьбы с АСПО. Проведены опытно-промышленные испытания растворителя АСПО Пармастер, из которых следует, что реагент эффективно удаляет АСПО,что значительно упрощает добычу нефти, увеличивает межремонтный период скважинного оборудования, и как следствие увеличит добычу нефти.

СОДЕРЖАНИЕ Введение ………………………………………………………………………………………………………………………………………...7 1 Геолого- физическое характеристика месторождения …………………………………………...10

1.1 Общие сведения о Ванкорском месторождении ………………………………………………10

1.2 Природно-климатические условие района и месторождения ……………………..11

1.3 Стратиграфия и литология ………………………………………………………………………………………..12

1.4 Нефтегазоносность ………………………………………………………………………………………………………15

1.5 Физико-химические свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях ……………………………………………………………………………………………………………………………………....17

1.6 Сведение о запасах углеводородов ………………………………………………………………………..19 2 Анализ состояния разработки фонда скважин …………………………………………………………..20

2.1 Схема разработки месторождения …………………………………………………………………………...20

2.2 Анализ структуры фонда скважин и показатели их эксплуатации ……………..23

2.3 Анализ действующего механизированного фонда ……………………………………………..25

2.4 Осложняющие факторы, влияющие на процесс добычи нефти и газа на Ванкорском месторождении ………………………………………………………………………………………………..29 3 Специальная часть ……………………………………………………………………………………………………………….32

3.1 Понятие АСПО.Механизм и условие формирования АСПО в скважине..32

3.2 Отложение АСПО на Ванкорском месторождении ………………………………………….34

3.3 Предотвращение отложений парафинов, смол и асфальтенов на Ванкорском месторождении ……………………………………………………………………………………………….35 3.3.1 Применение технологии подогрева продукции ……………………………………………....36 3.3.2 Применение механических методов ……………………………………………………………………45 3.3.3 Применение химических методов растворения АСПО ……………………………….52 4 Безопасность и экологичность проекта ………………………………………………………………………..65

4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ …………………………………………………………………………………………………………….66

4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ ……………………………………………………………………………………………………………………………………………...67

4.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования ………………………………………………………………………………………………67

4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса ……………………………….70

4.5 Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности ……………………………72

4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ……...74

4.7 Экологичность проекта ………………………………………………………………………………………………76 Заключение ………………………………………………………………………………………………………………………………....73 Список литературы ………………………………………………………………………………………………………………….75 Приложение 1 …………………………………………………………………………………………………………………………….76 Приложение 2 …………………………………………………………………………………………………………………………….78 Приложение 3 …………………………………………………………………………………………………………………………….79 Приложение 4 …………………………………………………………………………………………………………………………….80 Приложение 5 …………………………………………………………………………………………………………………………….81 Приложение 6 …………………………………………………………………………………………………………………………….82 Приложение 7 …………………………………………………………………………………………………………………………….83 Приложение 8 …………………………………………………………………………………………………………………………….84 Приложение 9 …………………………………………………………………………………………………………………………….85 Приложение 10 ………………………………………………………………………………………………………………………….86 Приложение 11 ………………………………………………………………………………………………………………………….87 ВВЕДЕНИЕ Реализация проекта освоения Ванкорского месторождения является результатом комплексного подхода к освоению запасов нефти и газа, предусматривающего синхронное развитие проектов нефтегазодобычи, переработки сырья и транспортировки углеводородов. Инновационные решения позволили успешно решить технологические проблемы, обусловленные сложным строением месторождения, удаленностью от инфраструктур, сложными природными условиями. При реализации Ванкорского проекта использованы передовые технологии в области геологии и разработки, бурения, строительства и эксплуатации скважин, строительства объектов наземного обустройства. Применяемые технологические решения позволяют достигать высоких производственных и экономических показателей.

Ванкор является интеграционным проектом развития Восточной Сибири.

В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторо ждения, где наблюдается значительное ухудшение структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин.Так, при добыче нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Высокие дебиты, скважины большого диаметра с горизонтальным окончанием, высокий газовый фактор и низкая температура пласта – все эти факторы потребовали нестандартных подходов к подбору методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на стенках насосно-компрессорных труб, относительно тех, которые ранее применялись на месторождениях России.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, данная проблема далека от разрешения и остается одной из важнейших в нефтедобывающей отрасли.

В данном дипломном проекте рассмотрены особенности разработки Ванкорского месторождения, представлен анализ действующего фонда, произведен анализ уже существующих и еще не внедренных, но прошедших успешную апробацию методов борьбы с АСПО, исходя из особенностей месторождения, физико-химических свойств нефти и условий залегания пластов.Основной целью работы является выявление эффективный способов борьбы с АСПО и их особенностей на Ванкорском месторождении Красноярского края.

1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о Ванкорском месторождении

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, на территории Дудинского района Таймырского муниципального района Красноярского края (Рисунок 1). Ближайший населенный пункт – г. Игарка, находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск - в 300 км к юго-западу от месторождения.

Рисунок – 1 Схема лицензионных участков ЗАО «Ванкорнефть»

Район относится к слабо населённым с плотностью населения менее 1 человека на кв.км. В г. Игарка имеется речной порт и аэропорт, который способен принимать тяжёлые самолёты. Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территориях отсутствует. Необходимые материалы и оборудование в г. Игарка завозятся водным путём по р. Енисей.

Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Игарка – 1747 км.

Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в 160-180 км на северо-западе от Ванкорского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза».

В 2009 г. был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Ванкор-Пурпэ. В 2013 году – магистральный газопровод.

1.2 Природно-климатические условия района и месторождения

Климат района резко континентальный. Территория находится в зоне постоянного вторжения холодных арктических масс воздуха со стороны Северного Ледовитого океана и отличается продолжительной холодной зимой (8-9 месяцев) и умеренно теплым летом, большими годовыми и суточными перепадами температур воздуха. Продолжительность зимнего периода – 8 месяцев, с октября по май. Среднегодовая температура воздуха – минус 10 Сo.

Наиболее холодные месяцы – декабрь, январь, февраль: средняя температура – минус 26 Сo, в отдельные дни температура воздуха опускается до минус 57 Сo.

Мощность снежного покрова от 1 до 3 м. Разрушение устойчивого снежного покрова начинается в середине мая, заканчивается к середине июня.

Среднегодовое количество осадков около 450 мм, наибольшее количество осадков приходится на август - сентябрь. Максимальная скорость ветра достигает 25 м/с, средняя скорость ветра – 5-7 м/с.

Месторождение находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. В среднем толщина этой зоны составляет 450-480 м, толщина деятельного слоя – 0,5-1,0 м.

1.3 Стратиграфия и литология В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста.

Глубоким бурением изучены только отложения мезозойско-кайнозойского возраста. Сведения о строении более древних отложений носят гипотетический характер (геофизические исследования и аналогии с соседними территориями). Скважинами Ванкорского месторождения вскрыты юрские, меловые и четвертичные отложения. Причем, юрские отложения вскрыты не в полном объеме, в самой глубокой скважине Вн-11 забой находится в вымских отложениях средней юры.

Нижнехетская свита (K1br-v1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения пользуется повсеместным распространением и представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные.

В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных пласта (Нх- III, Hx-IV), общей толщиной около 80м, а в верхней части – песчаная пачка Нх-I, толщиной порядка 10м с доказанной нефтенасыщенностью.

К кровле пласта Нх-I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД.

Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине ВН-4 – 441 м.

Суходудинская свита (K1v1-h) сложена преимущественно песчаноалевритовыми породами, согласно залегающими на подстилающих отложениях нижнехетской свиты. Свита является региональным коллектором, в разрезе которого выделяется до 13 песчаных пластов, в том числе до 10 газоносных (Соленинское, Казанцевское, Пеляткинское месторождения). На Ванкорском месторождении выдержанные глинистые прослои отсутствуют, в связи с чем, залежи углеводородов не локализуются. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, местами известковистые. Алевролиты серые и темно-серые, плотные, песчанистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, с многочисленными остатками пелицепод, обугленных растительных остатков и конкрециями сидерита. Толщина свиты довольно выдержанная и составляет 548-588 м.

Малохетская свита (K1br-a1), так же как и суходудинская литологически представлена песчаниками с малочисленными прослоями глинистоалевритовых пород. Верхняя часть разреза более песчанистая, в нижней – глинизация увеличивается. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, рыхлые. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, плотные, тонкослоистые, слабоволнистые, плитчатые. Толщина свиты 256-261 м.

Яковлевская свита (K1a1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями углей.

Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, кварцполевошпатовые, с прослоями углистых аргиллитов. С пластами Як I-VII связана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной части свиты прослеживается сейсмический горизонт IБ. Толщина отложений свиты – 432-441 м В разрезе верхнего мела выделена долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба, дорожковская свита в составе нижнего турона, насоновская (верхний турон-сантон), а так же салпадаяхинская и танамская свиты в составе кампанского и маастрихтского ярусов.

Отложения долганской свиты (K1al3-K2s) согласно перекрывают породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает нескольких сот метров.

Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями песчаников на месторождении связаны продуктивные газоносные пласты Дл I-III. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA.

Толщина отложений свиты 305-322 м.

Дорожковская свита (K2t1) на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и Пур-Тазовской НГО является региональной покрышкой, породы которой представлены темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серых и зеленовато-серых алевролитов. На нижележащих отложениях долганский свиты они залегают согласно. Толщина отложений 70-78 м.

Насоновская свита (K2t2-st) литологически сложена песчаниками и алевритами. Основной состав свиты – алевриты, в кровельной и подошвенной частях наблюдается опесчанивание разреза. Алевриты серые, серо-зеленые, с подчиненными прослоями глин, темно-серых, вязких. Песчаники зеленоватосерые, мелкозернистые на глинистом цементе. Толщина свиты 310-31 м.

Отложения салпадаяхинской и танамской свит (K2kp-m) венчают разрез верхнего мела представлены глинами темно-серыми, с прослоями алевролитов светло-серых, слюдистых, со стяжениями известковистых алевролитов, и песков серых, плотных, мелкозернистых, глинистых. Толщина отложений 467м.

Четвертичные образования с размывом залегают на отложениях танамской свиты и представлены песками, глинами, супесями и суглинками.

Толщина отложений, в зависимости от гипсометрического плана поверхности размыва верхнемеловых пород колеблется в пределах от 30 до 80 м.

1.4 Нефтегазоносность Нефтегазопродуктивность Ванкорского месторождения связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнями.

Месторождение является многозалежным, на Государственном балансе на 01.01.2008 г. числятся три газовые залежи – Дл-I-III, Як-I и Як-II, приуроченные к долганской и яковлевской свитам, две нефтяные залежи – Сд-IX и НХ-I, приуроченные к суходудинской и нижнехетской свитам, газонефтяная залежь – Як-III-VII и нефтегазоконденсатная залежь НХ-III-IV, приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам.

Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1.

–  –  –

Физико-химические свойства пластовых флюидов определялись на основе отбора и анализа глубинных и поверхностных проб. Пробы отбирались при испытании пластов Нх-I, Нх-III-IV и Як-III-VII, Сд-IX. Свойства пластовой нефти по глубинным пробам представлены в таблице 2.

–  –  –

Объемный коэффициент при Рпл и tпл

-однократное разгазирование, доли ед. 1,121 1,44 1,48 1,39

-дифференциальное разгазирование, 1,120 1,42 1,46 1,37 доли ед.

Плотность пластовой нефти при Pпл и tпл, г/см3

-однократное разгазирование - - - дифференциальное разгазирование 0,850 0,692 0,687 0,724 Плотность нефти в поверхностных 0,902 0,826 0,847 0,868 условиях Плотность газа при 200С, г/см3 0,71 0,84 0,87 Вязкость пластовой нефти при Рпл и tпл, 8,9 0,7 0,7 1,063 мПа*с Пласты Дл-I-III охарактеризованы только шестью пробами свободного газа, отобранными на устье. Газ по своему составу относится к сухим, содержание метана составляет 91,3-98,6% (при среднем значении 95,4%), 3,5% от объема газа занимает азот. Содержание тяжелых углеводородов не превышает 1%. Плотность свободного газа, в среднем, равна 0,83 кг/м3.

Коэффициент сверхсжимаемости равен 0,842.

По результатам хроматографического анализа в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей сероводород отсутствует. Нефтяной газ сухой. Коэффициент жирности составляет 3,2 %.

Молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта Як-III-VII равна 94,2 %. Молекулярная масса пластовой нефти составляет 192,2 г/моль. По плотности (при однократном разгазировании) нефть пластов Як-III-VII относится к тяжелым (902,3 кг/м3). Вязкость нефти в пластовых равна 8,9 мПа·с.. Нефть пластов характеризуется как малосернистая, малопарафинистая, малосмолистая, с содержанием асфальтенов от 0,1 % до 0,7 %, с выходом фракций до 350С от 38 до 77 % объемных. Технологический шифр нефти – IТ2П1.

По пласту Сд-IX отобрана всего одна поверхностная проба. Основные физико-химические свойства пластовой нефти были определены расчетным способом - с помощью программы FLPROP. По плотности (при однократном разгазировании) нефть относится к средним (867 кг/м3). Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 1,0 мПа·с, что позволяет отнести ее к маловязким. Нефть пласта Сд-IX характеризуются как малосернистая, парафинистая, малосмолистая, с содержанием асфальтенов около 0,06 %, с выходом фракций более 300С – 67 %. Температура начала кипения нефти 117 °С. Плотность поверхностной нефти в пробе составляет 867 кг/м3.

Технологический шифр нефти - IТ1П2.

По результатам хроматографического анализа в пластовой нефти сероводород отсутствует. Нефтяной газ жирный. Коэффициент жирности изменяется в пределах от 9,8 % (НХ-I) до 17,7 % (НХ-III-IV). Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти пласта НХ-I, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6+/– 1,45 %), чем газ пласта НХ-III-IV;

молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта НХ-III-IV ниже (82,1 %), чем в НХ-I (90,1 %). Молекулярная масса пластовой нефти изменяется в диапазоне от 101,2 (НХ-III-IV) до 108,3 г/моль (НХ-I). По плотности (при однократном разгазировании) нефть пластов группы НХ легкая (828,1 – 839,2 кг/м3). Вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,7 мПа·с.

Соответственно, нефть пластов группы НХ относится к маловязким. Нефти пластов группы НХ характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 0,2 (пласт НХ-III-IV) до 0,3 % (пласт НХ-I), с выходом фракций до 350 С от 56,3 (пласт НХ-III-IV) до 60 % объемных (пласт НХ-I). Характеристика свободного газа представлена по трем пробам, отобранным на устье, для пластов НХ-III-IV. Газ относится к сухим – среднее содержание метана 94,5 %, и характеризуется низким содержанием тяжелых гомологов метана. Этана, в среднем, содержится 0,2 %. Свойства попутно нефтяного газа представлены в приложении 1.

Пластовая, попутно добываемая вода среднеминерализованная, жесткая, соленая, относится к хлоридно-кальциевому типу, ее свойства можно рассмотреть в приложении 2. При закачки в пласт через систему ППД необходима дополнительная подготовка пресной воды добываемой из озер и поверхностных вод для уменьшения эффекта несовместимости вод и как следствие выпадения солей в пласте.

1.5 Сведения о запасах углеводородов

–  –  –

2.1 Схема разработки месторождения Согласно проекту разработки, составленному РН-УфаНИПИнефть в 2009 году, было рассмотрено три варианта разработки. Обоснование выбора расчетного варианта разработки для залежей пластов Як-III-VII,Сд-IX, НХ-I, НХ-III-IV, Як-I-II, Дл-I-III проведено на основании расчетов на гидродинамической модели. К реализации был принят III вариант. В целом к концу разработки, по расчетам должны достигаться следующие параметры:

накопленная добыча нефти – 520147 тыс.т., жидкости – 3638189 тыс.т, накопленная закачка – 4115312 тыс.м3; растворенного газа – 60998 млн.м3, газа газовых шапок – 47063 млн.м3, газового конденсата – 4848 тыс.т; достижение КИН – 0,434 д.ед., КИК – 0,550 д.ед.

Общий фонд скважин – 536 ед., 252 ед. – горизонтальных добывающих, 9 ед. – вертикальных добывающих (в т.ч. 9 разведочных), 62 ед. – горизонтальных нагнетательных, наклонно-направленных нагнетательных – 112 ед., 6 ед. – газонагнетательных, 76 ед. – водозаборных, 10 ед. – наблюдательных, бурение БГС – 168 ед., ликвидированных – 9 ед. Фонд для бурения – 454 ед., в т.ч. горизонтальных добывающих – 215 ед., горизонтальных нагнетательных – 62 ед., наклонно-направленных нагнетательных – 88 ед., газонагнетательных – 6 ед., водозаборных – 73 ед., наблюдательных – 10 ед.

Соответственно для каждого эксплуатационного объекта была выбран свой вариант разработки.

Як-III-VII – блочно-квадратная схема размещения скважин, длина горизонтального участка и расстояние между скважинами 1000 м Отказ от закачки газа в ГШ. Общее количество скважин – 177 ед., в т. ч. горизонтальных добывающих – 119 ед., вертикальных добывающих – 3 ед. (в т.ч. разведочных – 3), наклонно-направленных нагнетательных – 55 ед., предусматривается бурение БГС – 108 ед. Фонд для бурения – 134 ед., в т.ч. горизонтальных добывающих – 94 ед., наклонно-направленных нагнетательных – 40 ед.

Накопленная добыча нефти на 2088 г. – 313188 тыс. т, жидкости – 2390066 тыс.т, накопленная закачка – 2525674 тыс.м3; растворенного газа – 18948 млн.м3, газа газовой шапки – 7591 млн.м3; КИН – 0,450 д.ед., коэффициент охвата – 0,852 д.ед., коэффициент вытеснения – 0,528 д.ед. Ввод в разработку 2009 г.

Сд-IX – Система горизонтальных добывающих скважин длиной 1000 м, размещенных по радиальной схеме; общее количество скважин – 7 ед. Фонд для бурения – 7 горизонтальных добывающих. Ввод в разработку 2018 г.

Добыча растворенного газа в целом – 410 млн.м3, нефти – 2307 тыс.т, жидкости – 22817 тыс.т.. КИН в целом по залежи пласта Сд-IX категории С1 – 0,323 д.ед., категории С2 – 0,323 д.ед., С1+С2 – 0,323 д.ед., коэффициент охвата

– 0,654 д.ед., коэффициент вытеснения – 0,494 д.ед.

Нх-I – Однорядная схема размещения горизонтальных скважин, длина горизонтального участка и расстояние между скважинами 1000 м. Общее количество скважин – 130 ед., в т.ч. горизонтальных добывающих – 66 ед., вертикальных добывающих – 2 ед. (в т.ч. разведочных – 2 ед.: Вн-13, СВн-3), горизонтальных нагнетательных – 62 ед. Фонд для бурения – 127 ед., в т.ч.

горизонтальных добывающих – 65 ед., горизонтальных нагнетательных – 62 ед.

Ввод в разработку 2009 г.

Накопленная добыча нефти на 2105 г. – 46904 тыс.т, жидкости – 214445 тыс.т, накопленная закачка – 247102 тыс.м3; растворенного газа – 9490 млн.м3;

КИН – 0,363 д.ед., коэффициент охвата – 0,833 д.ед., коэффициент вытеснения

– 0,436 д.ед.

Нх-III-IV – Однорядная схема размещения горизонтальных скважин, длина горизонтального участка и расстояние между скважинами 1000 метров. C закачки газа в ГШ. Общее количество скважин – 121 ед., в т. ч. горизонтальных добывающих – 60 ед., вертикальных добывающих – 4 ед. (в т.ч. разведочных – 4 ед.), наклонно-направленных нагнетательных – 57 ед., предусматривается бурение БГС – 60 ед. Фонд для бурения – 97 ед., в т. ч. горизонтальных добывающих – 49 ед., наклонно-направленных нагнетательных – 48 ед. Ввод в разработку 2009 г.

Дл-I-III – Общее количество газовых скважин – 21 ед., в т.ч. 14 наклоннонаправленных скважин, 2 разведочных, 5 вертикальных газовых скважин участка пробной эксплуатации. Фонд для бурения – 14 ед. Промышленная эксплуатация с 2009 г. Основные характеристики разработки приведены в таблице 4.

–  –  –

Як-I-II –скважины расположены в купольных частях залежи, среднее расстояние между скважинами – 1500 м, количество скважин – 19 (перевод добывающих скважин с объекта Як-III-VII). Начало разработки в 2040 г.

Накопленная добыча газа за период разработки – 6,17 млрд.м3

2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации Всего на Ванкорском месторождении в эксплуатационном фонде 545 скважин. Распределение их по фондам представлено на рисунке 2.

Рисунок 2 – Распределение фонда по характеру работы Фонд нефтяных скважин составляет 412 скважины, в том числе действующий фонд составляет 404 ед., 8 скважин находятся в бездействии и 20 скважин на стадии строительства и ожидающих освоения после бурения, 17 наблюдательных и пьезометрических скважин. В текущем простое 18ед ожидающие КРС из них 6 ед простоя с мая 2015г.

Из 108 скважины нагнетательного фонда 98 скважин (90% фонда) – действующие, 5 в наблюдательном фонде, 4 остановленных и 1 бездействующая. Большая часть скважин была переведена под нагнетание после отработки на нефть.

Фонд газовых скважин состоит из 22 единиц, из них в работе – 18, 1 – ожидает освоения,1 – пьезометрическая, 2 в бездействии.

Фонд водозаборных скважин 73 скважины из них 24 в работе и 49 остановленных.

Фонд нефтяных скважин на 84% представлен установками центробежных насосов и на 16% фонтанными скважинами,что представлено на рисунке 3. Это отношение остается неизменным ввиду постоянного ввода новых скважин, энергии пласта которых хватает для поднятия флюида на поверхность и перевода в механизированный фонд, скважин, для которых дальнейший процесс фонтанирования невозможен.

Рисунок–3 Действующий фонд скважин В результате анализа фонда скважин Ванкорского месторождения было выявлено, что в производственных показателях месторождения за 2014 год, подробно видна положительная динамика добычи по месяцам и ввод новых скважин в эксплуатацию, исходя из диаграмм приложения 3, динамика действующего нефтяного фонда и прирост скважин в 2014году,а так же, рассмотрена динамика скважин по способам эксплуатации в приложении 4 и прослеживается снижение дебитов в диаграмме приложения 5.

2.3 Анализ действующего механизированного фонда

Увеличение фонда скважин, с постоянным вводом новых скважин, приводит к росту механизированного фонда, так за скользящий год рост УЭЦН составил 142%. Постоянная работа технологов на месторождении позволяет увеличивать коэффициент эксплуатации скважин – за скользящий год он увеличился на 1,4% и в декабре 2014 года составлял 0,966 (рисунок 4).

Динамика действующего фонда УЭЦН 0,952 0,946 0,943 0,948 0,951 0,947 0,971 0,963 0,952 0,956 0,956 0,966

–  –  –

Действующий фонд УЭЦН наиболее представлен насосами следующей производительности– ЭЦН 1000,1250 (P75, P100) 17% или 43 шт. от общего числа, ЭЦН 800 (P60, P62) – 15 %, ЭЦН 320 (P22,P23) – 15%, ЭЦН 400, 500 (P31, P35, P37) – 12%. На долю установок с иной производительностью приходиться только 41% спущенных насосов, их распределение можно увидеть на рисунке 5.

Рисунок 5 – Распределение фонда ЭЦН по производительности Основные показатели работы механизированного фонда представлены в таблицах 5 и 6, а так же динамику причин отказов на рисунке 6:

–  –  –

2.4 Осложняющие факторы влияющие на процесс добычи нефти и газа на Ванкорском месторождении.

Наиболее значимыми факторами, влияющими и осложняющими процесс добычи нефти и газа на Ванкорском месторождении, являются:

многолетнемерзлые породы;

механические примеси;

отложения АСПО и гидратов в коллекторе и НКТ;

высокий газовый фактор;

коррозионный износ оборудования.

При эксплуатации скважин, существует опасность растепления горных пород в интервале залегания многолетнее – мерзлых пород.

Для снижения негативного эффекта на Ванкорском месторождении используют следующие методы:

использование пористого арктического цемента для крепления кондуктора и направления;

задание режимов работы скважины с динамическим уровнем ниже уровня ММП, недопущением фонтанирование через затрубное пространство;

использование термокейсовых труб в верхней части НКТ;

Основным фактором, оказывающим влияние на формирование АСПО, является изменение температуры. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации парафина происходит перенасыщение раствора и появляются первые кристаллы парафина. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения, происходит выделение свободного газа, вследствие этого увеличивается концентрация асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти, что также приводит к появлению кристаллов парафина.

При этом основной причиной расширения зоны парафинизации на поздней стадии разработки является Для предотвращения образования отложений на Ванкорском месторождении используют следующие технологии:

применение стальных НКТ с силикатно-эмалевым покрытием. Стальные НКТ с силикатно-эмалевым покрытием внутренней поверхности предназначены для эксплуатации на нефтяных скважинах при температурах от минус 60 0С до плюс 350 0С;

применение ингибиторов АСПО. Постоянная или периодическая закачка ингибитора, успешно прошедшего опытно-промысловые испытания, не вызывающие коррозии нефтепромыслового оборудования, осложнений при подготовке нефти;

применение растворителей;

профилактические промывки скважины горячей нефтью. Температура нефти не должна превышать 80 0С, но быть больше 500С - температуры растворения асфальтенов и парафинов выделившиеся в скважине. Закачка нефти производится в затрубное пространство – для очистки НКТ или производят очистку призайбойной зоны пласта с остановкой скважины и проведением прямой промывки.

профилактическое скребкование. Спуск специального скребка-фрезера на кабеле.

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Причины могут быть вызваны продуктами разрушения коллектора, при чрезмерной депрессии, воздействующей на слабосцементированный коллектор, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения). Особо высокий уровень КВЧ отмечается после проведения ГРП на скважине.

К активным методам борьбы с мех. примесями можно отнести установку забойного гравийного или щелевого фильтра. Для правильного подбора фильтра необходимо знать гранулометрический состав твердых частиц выносимых в скважину, их химический состав и физические свойства.

К самым простым и эффективным способам борьбы можно отнести правильный подбор депрессии неразрушающий ПЗП. Для каждого эксплуатационного объекта была определена максимальная депрессия на основе опытов проводимых на керне. Для Як III-VII – не более 7,7 МПа, Нх-I – не более 12,8 МПа, Нх III-IV – не более 12,1 МПа.

К пассивным методам относиться использование износостойкого оборудования. На Ванкорском месторождении используют специальные рабочие колеса и направляющие аппараты производства компании CentriLift в износостойком исполнении Особым осложняющим фактором, как и на всей территории Западной Сибири являться высокое значение газового фактора. Негативное влияние оказывает большое (более 25%) объемное газосодержание на приеме центробежного насоса, которое приводит к снижению подачи и развиваемого напора, вибрациям и преждевременному износу оборудования. На Ванкорском месторождении доля газа может достигать 55%, поэтому необходимо использовать предвключенные устройства – газосепараторы.

Изменение пластовых условий в период работы скважины приводит к изменению газа на приеме насоса. Поэтому необходимо производить постоянный мониторинг – все УЭЦН оборудованы телеметрической системой отслеживающей давление и температуру на приеме насоса. При их изменении необходимо провести оптимизацию работы имеющегося оборудования за счет изменения частоты двигателя. Расчет параметров производится в программных комплексах по подбору оборудования.

Различают два вида коррозии химическую и каталитическую. В условиях скважины наиболее полно себя проявляет первый тип коррозии. Интенсивность коррозии и износа оборудования увеличивают большие содержание солей в откачиваемой продукции и большие дебиты. Одним из методов борьбы является постоянная закачка ингибитора коррозии в скважину по средствам дозировочного насоса НД и ингибиторных линий проложенных от емкости с реагентом до устья скважины. Концентрация рассчитывается экспериментальным путем или по рекомендации производителя.

Большая минерализованность пластовых вод, высокая обводненность, высокий газовый фактор, прорыв воды ППД основные факторы солеотложения на скважинах месторождения Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60-80 %) и карбонаты кальция и магния (5-16 %). Влага и углеводородные соединения составляют 7-27 %. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5-4,0 % окислов железа и до 0,5кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

На сегодняшний день с целью борьбы с солеотложением на 2 скважинах, показавших в ходе промысловых исследований наибольшую вероятность выпадения осадка, были приняты следующие меры:

произведена обвязка скважин ингибиторными трубками, с целью закачки ингибитора солеотложения через БДР (блок дозирования реагента);

производиться ингибирование в постоянном режиме ингибитором солеотложения СНПХ 5312Т.

Для остальных скважин было предложено добавлять ингибитор СНПХ 5312Т при периодическом ингибировании скважин с АСПО. Процентное содержание ингибиторов было выбрано как 80% – АСПО и 20% – соли. Данные технологические мероприятия имеют положительный эффект, так в 2009 году было зафиксировано 10 отказов оборудования, причинами которых стало солеотложения, а в 2014 году только 4.

В результате был сделан вывод, что основными являются проблемы, связанные с механическими примесями и солеотложениями – 80% всех отказов за 2014 год.

Таким образом, из анализа фонда скважин Ванкорского месторождения можно сказать, что все скважины высокодебитные, как по жидкости, так и по нефти. С целью извлечения нефти на поверхность используются высокопроизводительные электроцентробежные насосы компании CentriLift.

Доля фонтанных скважин невелика и составляет порядка 16%. Фонд скважин находится в постоянном росте, ввиду интенсивных буровых работ, проводимых на месторождении.

Специальная часть Понятие АСПО. Механизм и условия формирования АСПО в 3.1 скважине АСПО – Асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) в целом представляют собой тёмно-коричневую или чёрную твёрдую или густую мазеобразную массу высокой вязкости.

АСПО содержат парафины, смолы, асфальтены, масла, серу, металлы, а также минеральные вещества в виде растворов солей органических кислот, комплексных соединений или диспергированных минеральных веществ. В состав АСПО входит небольшое количество воды. Кроме того, отложения содержат механические примеси из привнесённого материала в виде глинистых частиц, кварцевых зёрен песчаника, железной окалины и т.д.

АСПО практически не растворяется повторно и не диспергируются в сырой нефти в условиях её добычи и транспортировки.

Асфальтены - в стандартных условиях порошкообразные вещества черного цвета с молекулярной массой от 1500 до 10000. Чем больше растворенных асфальтенов в пластовой нефти, тем больше вязкость нефти.

Растворяются в ароматических углеводородах, хлороформе и сероуглероде.

Смолы - жидкости или пластические вещества высокой плотности и вязкости с молекулярным весом от 450 до 1500. Плотность близка к единице.

Растворяются в предельных и ароматических углеводородах.

Церезины - смесь твердых алканов с числом атомов углерода в молекуле от С 35 до С 55. Растворяются в пентане, гексане, гептане и других углеводородах.

Парафины – смесь твердых углеводородов (твердые в обычных условиях) с числом атомов в молекуле от С16 до С35. Растворяются в насыщенных углеводородах - пентане, гексановой фракции, гептане.

АСПО начинают выделяться в нефти (кристаллизоваться) в стадии подъема на поверхность, главным образом при снижении температуры нефти ниже температуры ее насыщения парафином. Кроме того, при определенных термобарических условиях асфальтены начинают откладываться в пласте и кальматируют призабойную зону скважины.

Необходимое условие образования АСПО является температура флюида у стенки скважины, которая должна быть ниже температуры насыщения нефти парафинами (T стен. T нас. нефти парафином).

Достаточное условие образования АСПО: является отрицательный радиальный температурный градиент (T/r 0).

К факторам, влияющим на отложение парафинов относятся:

перепад температур;

давление и газовый фактор;

скорость течения;

свойства поверхности;

обводненность продукции;

содержание в нефти смол и асфальтенов ;

компонентный состав нефти;

плотность, вязкость нефти;

время.

Среди факторов, влияющих на интенсивность выпадения АСПО можно выделить следующие:

снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

интенсивное газовыделение;

уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

состав углеводородов в каждой смеси фаз;

соотношение объемов фаз;

состояние поверхности труб.

Отложение АСПО на Ванкорском месторождении 3.2 С запуском в промышленную эксплуатацию Ванкорского месторождения на фонде скважин начинает отслеживаться проблема по АСПО. Основная часть этой проблемы состоит в том, что отложения парафина происходит на скважинах оборудованных УЭЦН. В результате исследований в отдельно взятых скважинах из пластов НХ 3-4 и НХ 1 было выявлена доля содержания парафинов, асфальтенов, смол в добываемой нефти, что видно в таблице 7.

Таблица 7– Состав АСПО в отдельно взятых скважинах в добывающихпластах

Экспериментальными исследованиями, проведенными геологическим отделом ЦДНГ было выявлено, что преимущественно отложения АСПО в скважинах Ванкорского месторождения имеют парафиновый тип.

Нефть основных продуктивных пластов Ванкорского месторождения имеют высокое содержание асфальтенов (более 3 %) при относительно низком содержании смол (1,26 – 2,79 %). В этих условиях наблюдается низкая агрегативная стабильность нефти. При изменении термобарических условий нарушение стабильности приводит к выпадению асфальтенов и формированию АСПО асфальтенового и смешанного типов при подъеме нефти по стволу скважины. Критической концентрацией, выше которой наблюдается выпадение асфальтенов из нефти Ванкорского месторождения, для пласта Як 3-7 является величина - 6-7,5 %, а для нефти пласта НХ 3-4 – 0,5 -0,7 %.

Выделяющиеся из нефти асфальтены, сокристаллизуясь с парафинами и смолами, образуют отложения в лифтовых трубах добывающих скважин. При среднем содержании парафинов в нефти - 3,72 %, температура насыщения нефти парафином составляет 14 - 15 0С. Выделенный из нефти Ванкорского месторождения парафин имеет температуру плавления 40-50 0С и химическую формулу С21,3 Н44,6 – С27,4 Н56,8.

Согласно исследованиям, температура в лифте скважин превышает температуру насыщения нефти парафином. В этой связи появление парафиновых отложений в скважинах связано с совместным отложением выпавших асфальтенов и их ассоциатов со смолами и парафиновыми углеводородами на внутренней поверхности НКТ.

Предотвращения отложений парафина, смол и асфальтенов на 3.3 Ванкорском месторождении Технологии предотвращения отложений парафинов, смол, асфальтенов можно разделить на следующие основные типы:

технологии подогрева продукции;

технологические методы;

технологии ингибирования продукции.

3.3.1 Технология подогрева продукции.

На Ванкорском месторождении была определена температура плавления АСПО и выделенных из отложений парафинов. Результаты определения представлены в таблице 8.

Таблица–8 температура плавления АСПО Тепловые технологии удаления АСПО основаны на принципе расплавления твердых осадков и перенос их массы в жидкость, теплоноситель.

При этом жидкость теплоноситель должна удерживать АСПО в объеме после снижения температуры до 20°С и ниже. Наиболее распространенной технологией удаления АСПО является закачка горячей нефти. Сущность технологии заключается в нагреве нефти специальном агрегате для депарафинизации скважин (АДПМ) и закачке разогретой нефти в скважину.

При этом разогретая нефть может закачиваться как непосредственно в НКТ, так и в затрубное пространство скважины.

Решение по необходимости проведению горячей обработки принимает ведущий технолог ЦДНГ. Ответственным за проведение обработки является инженерно-технический работник (мастер по добыче нефти и газа). Все работы производятся на основании и в соответствии с разработанным планомзаданием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности и ответственный руководитель работ.

Учет информации по проведенным работам ведет диспетчерская служба ЦДНГ.

Технологической службой ЦДНГ, по каждой скважине рассчитывается объем нефти, температура и давления для растепления (расплавления) АСПО и промывки колонны НКТ для выноса АСПО. Закачка нефти в скважину может, осуществляется как в НКТ (прямая), так и в затрубное пространство скважины (обратная). При этом следует учесть, что прямая закачка возможна только при отсутствие обратного клапана в компоновке НКТ или данный клапан является переточным.

Для предотвращения гидратных пробок и высоких начальных давлений на скважинах с уровнем жидкости в затрубном пространстве ниже 100 метров, рекомендуется производить, долив холодной нефтью до устья.

Объем «прямой» промывки должен быть равен не менее 1,5 объёма НКТ.

Объем «обратной» промывки должен быть равен внутреннему объёму эксплуатационной колонны с учетом НКТ до приёма ГНО.

Учитывая стандартные объемы автоцистерн, допускается превышение расчетного объема не более чем на 4м3 или его уменьшение не более чем на 2м3.

Температура закачиваемой жидкости при проведении горячей обработки выбирается исходя из способа эксплуатации скважины, и не должна превышать максимальную температуру эксплуатации применяемого на скважине оборудования:

для скважин с фонтанным способом эксплуатации +120 С;

для скважин с штанговыми глубинными насосами +110 С;

для скважин с электроцентробежными насосами – параметр рассчитывается исходя из спущенной кабельной линии и установленного уплотнения кабельного ввода, но не выше +110 С;

для выкидных линий не выше +150 С.

Расчет температурного режима промывки для УЭЦН, производится по формуле:

Тпр = Тдоп * Кзап, С, (3.3.1.1) где Тпр - температура закачки жидкости при промывке АДПМ, С; Тдоп предельно допустимая температура рабочей жидкости при определённом значении I (А), в соответствии с ТУ на данный вид кабеля, С; Кзап коэффициент запаса это величина, учитывающая погрешности средств измерения, применяется 0,85.

Давления закачки для скважин с фонтанным и штанговым способом эксплуатации при проведении горячей обработки выбирается из расчета не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, а для скважин с электроцентробежными насосами не превышающее давление, определенное ТУ для используемого погружного кабеля в интервале спуска УЭЦН, но не выше давления опрессовки ЭК, кабельного ввода и рассчитывается по формуле:

Рзак = Рту – ( * g * H), атм, (3.3.1.2) где Рзак – давление закачки нефти при горячей обработке скважины, (атм); Рту

– разрешенное давление ТУ, для используемого вида погружного кабеля, (атм);

– плотность жидкости, (кг/м3); g – ускорение свободного падения = 9,81 м/с2;

Н – высота столба жидкости до приёма ЭЦН, (м).

Ответственность за исправность внутрискважинного, наземного и устьевого оборудования и качество подготовки скважины к проведению работ, несёт мастер по добыче нефти и газа данного участка.

Перед началом работ, нужно учесть порядок проведения операции на скважине. Мастер ДНГ, указанный в плане работ за проведение тепловой обработки, проводит целевой инструктаж исполнителям и знакомит их с планом работ под роспись.

Ответственный за проведение работ (мастер ДНГ) проверяет соответствие объема нефти доставленной на скважину автоцистернами объему, указанному в товарно-транспортной накладной, сравнивает фактическое наличие нефти с указанным объемом в плане работ. В случае несоответствия объема фактически доставленной нефти указанному объему в плане работ выполнение работ не производится. Оператор ДНГ, совместно с машинистом АДПМ, производит обвязку затрубного пространства скважины через обратный клапан с агрегатом АДПМ, который устанавливается не ближе 25 метров от устья скважины и не менее 10 метров от другого оборудования с подветренной стороны кабиной от скважины (риунок 8)

–  –  –

Рисунок 8 – схема расположения техники при проведении тепловой обработки Соединение выполняется штатными трубопроводами АДПМ, через фланцевое соединение соответствующее типу фонтанной арматуры. Под нагнетательную линию устанавливаются штатные стойки в необходимом количестве, исключающем провисание нагнетательной линии, и под колеса агрегата устанавливаются штатные противооткаты в количестве не менее двух.

АДПМ должен заземляться мягким проводником, соединенным с фонтанной арматурой скважины.

Автоцистерны, заправленные сырой безводной нефтью устанавливаются на расстоянии не ближе 10 метров от устья скважины и не ближе 25 метров от АДПМ кабиной от устья скважины. Машинист АДПМ вместе с водителем автоцистерны обвязывают ее с агрегатом АДПМ, штатным резинометаллическим рукавом. Пропуски в автоцистернах, запорной арматуре, резинометаллических рукавах и трубопроводах, а также во всех соединениях не допускаются. Под колеса автоцистерн устанавливаются штатные противооткаты в количестве не менее двух. Автоцистерны должны быть оборудованы искрогасителями, выносным заземлением. Во избежание затруднений, которые могут возникнуть при необходимости экстренной эвакуации автотранспорта, допускается одновременное присутствие не более двух автоцистерн внутри обвалования скважины.

Ответственный за проведение мастер ДНГ и машинист АДПМ проверяют исправность всех узлов и системы агрегата, наличие кожухов и ограждений безопасности, приборов КИП, установку заземления, средств пожаротушения и искрогаситель. Все обнаруженные неисправности устраняются до начала работ.

Ответственный за производство работ делает запись в плане работ о готовности спец. техники и оборудования к производству работ.

В соответствии с руководством по эксплуатации, машинист АДПМ производит запуск агрегата, производится опрессовка нагнетательной линии на полуторократное давление от ожидаемого максимального давления закачки, но не превышающее рабочее давление, указанного в паспорте технических характеристик АДПМ (160 кгс/см2). Пропуски, деформации на трубопроводах, запорной арматуре и их соединениях не допускаются. Устранение пропусков под давлением в трубопроводе не допускается. Для устранения пропусков давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного. Инструмент, используемый при производстве работ, должен быть обмедненным или изготовлен из черного металла обильно смазанного консистентной смазкой, не дающего искр при ударах.

Перед проведением и после проведения горячей обработки скважин эксплуатируемых УЭЦН необходимо снять динамограмму работы насоса и токовые нагрузки фаз электродвигателя с помощью токоизмерительных клещей.

Порядок выполнения тепловой обработки:

Оператор по добыче нефти и газа при подключении АДПМ к фонтанной арматуре скважины для обратной промывки открывает затрубную задвижку и информирует об этом машиниста АДПМ, который начинает закачку нефти.

Оператор, убедившись в заполнении колонны (повышение давления в нагнетательной линии), наличии циркуляции и не превышении допустимого давления в нагнетательной линии, дает команду машинисту на розжиг котла нагревателя. Машинист АДПМ производит розжиг нагревателя, в соответствии с планом работ контролирует режим работы всех систем, следит за температурой и давлением, подачей топлива в нагреватель, контролирует соединение подводящей линии к агрегату и нагнетательной линии подачи нефти к скважине. Запуск котла с применением открытого огня запрещается.

Температура нагрева нефти не должна превышать предельной температуры, указанной в плане работ.

Во время работы агрегата запрещается:

нахождение посторонних людей на агрегате и в зоне его работы;

производить какие- либо ремонтные работы на агрегате или крепить обвязку устья скважин и трубопровода;

оставлять работающий агрегат без присмотра;

категорически запрещается курить на агрегате или в зоне его работы;

пользоваться открытым огнем для освещения, осмотра и прогрева агрегата.

Закачка горячей нефти производится АДПМ по непрерывному циклу, допускается небольшой перерыв не более 15 минут для переключения подачи нефти с одного бойлера на другой (перевод потока на АДПМ). В процессе закачки машинист контролирует подачу нефти из бойлера, режимы температуры и давления в соответствии с параметрами указанными в плане работ. Давление закачки не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

Ответственный (мастер ДНГ), в момент начала падения давления (когда АСПО превратилось в сплошную жидкую массу), дает команду машинисту АПДМ на увеличение скорости прокачки и контролирует по КИП ход технологического процесса (давления и температуры) (Таблица 9).

Таблица 9- Рекомендуемые параметры работы АДПМ Рекомендуемая передача при проведении Рекомендуемый расход жидкости при горячей обработки АДПМ проведении горячей обработки АДПМ 3 передача 600-700 об/мин (начало обработки, заполнение скважины до скачка 5-6 м3/час давления на выкиде АДПМ) 4 передача 900-1000 об/мин (в процессе обработки, до начала падения давления на 7-9 м3/час выкиде АДПМ) 4 передача 1100- 1260 об/мин (конец обработки, с момента начала падения 10-12 м3/час давления на выкиде АДПМ) В случае превышения давления закачки, для УЭЦН выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, для УЭЦН выше расчётного давления (что может быть вызвано уменьшением проходного сечения в НКТ или затрубном пространстве) работы должны быть прекращены.

В аварийных случаях работа звена обработки горячей нефтью должна быть прекращена.

Персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидаций аварий:

при возникновении пожара на агрегате.

при порыве технологических трубопроводов.

при нарушении нормальной работы систем агрегата, грозящем безопасности обслуживающего персонала.

Перед окончанием процесса обработки скважины горячей нефтью, когда в автоцистерне остается 1 м3 нефти, машинист АДПМ гасит нагреватель и сохраняет установившийся режим закачки до снижения температуры нефти на выходе из нагревателя до 40 С.

По окончанию прокачки запланированного объема нефти ответственный (мастер ДНГ) дает команду машинисту на остановку агрегата, оператор по добыче нефти и газа закрывает задвижку на затрубном пространстве скважины.

Машинист АДПМ снижает давление в нагнетательной линии до атмосферного, после чего вместе с оператором по добыче нефти и газа демонтируют нагнетательную линию с последующим отсоединением всасывающей линии от бойлера.

Оператор по добыче нефти и газа производит уборку замазученности на территории вокруг обрабатываемой скважины.

Ответственный за производство работ заносит фактические параметры обработки скважины в таблицу плана работ.

За занесение информации по выполненной операции в журнал технологических обработок несет ответственность технолог ЦДНГ.

Зная проблему с АСПО, ЦДНГ периодически производит профилактические депарафинизационные промывки скважин, что не гарантирует 100% очистку как эксплуатационной колонны, так и подвеску насосно-компрессорных труб находящихся в скважине.

Подтверждение этой проблемы показали проведенные ремонты на скважинах: 108/9 куст, 350/2куст, 346/2куст, 833/12 куст -при подьеме насосно-компрессорных труб на внешней стороне оборудования выявлено отложения АСПО (приложение 6).

Эксплуатация данных скважинах производилась УЭЦН, но также скважины фонтанировали по затрубному пространству. Перед постановкой бригады КРС произвели промывки скважин горячей нефтью(температура закачиваемой жидкости 80град) в обьеме до 50 м3, но удалить АСПО в полном обьёме не удалось ( приложение 6).

Исходя из данных по проведению данной технологии, можно сделать выводы.

Преимущества технологии:

простота реализации технологии;

минимизация затрат на закупку химических реагентов.

Недостатки технологии:

зависимость качества обработки от температуры нефти;

достаточные расходы на проведение обработок;

малая эффективность данной технологии на Ванкорском месторождении.

Имеет место применение греющего кабеля, который помещается непосредственно на ствол скважини или на забой, но данная методика не эффективна в зимнее время года, так как станции управления выходят из строя из за низкой температуры воздуха.

–  –  –

Для удаления АСПО из эксплуатационных скважин месторождения в настоящее время используется скребкование по технологии Группы Компаний «Каскад» с использованием фрезерного скребка СФ-99, выполненного в виде установленных на валу режущих головок, которые приводятся во вращение движущимся газожидкостным потоком. Размеры и число режущих головок подбирают в зависимости от диаметра труб, типа, толщины и протяженности интервала отложений.

Преимущества технологии:

безреагентный метод.

Недостатки технологии:

возможно залипание скребка (потеря инструмента на забое).

Базовое устройство состоит из одной, двух или более секции в виде установленных с возможностью свободного вращения на валу (1) верхней (2) и нижней (3) очистных головок (рисунок 10).

Рисунок 10 – Схема скребка

Узел присоединения к тяговому органу выполнен с возможностью соединения с валом (1) непосредственно или через груз (10). В качестве тягового органа обычно используется проволока, но может быть применен кабель или тросик. Вал в нижней части имеет обтекатель (4). Свободное вращение головок (2, 3) обеспечивается за счет гарантированного зазора между ними и валом (1) и подшипником (8). Зазор регулируется упорными втулками (5). Присоединение к тяговому органу, например, проволоке обычно осуществляется с помощью подвески (вертлюжка) (9). Возможны иные варианты его выполнения.

Нижняя часть корпуса подвески (9) имеет выступ для взаимодействия с ловителем, например, в случае отсоединения или обрыва проволоки. Корпус подвески (9) может быть соединен с валом (1) через наконечник (7) с контргайкой (6) непосредственно с грузом (10), либо с грузом с подвижным соединением, обеспечивающим их взаимное осевое ограниченное перемещение и ограниченное изменение угла между их продольными осями, либо и тем, и другим способом.

С целью предупреждения падения фрезы при обрыве проволоки в нижней части НКТ устанавливают специальный ловитель — противополетное кольцо.

Инструмент спускается в НКТ под действием собственного веса и поднимается вверх с помощью лебедки. Восходящий поток продукции скважин выполняет две функции: обеспечивает вращение фрезерного скребка;

выносит срезанные отложения в выкидную линию. Поскольку отложения разрушаются за счет вращения фрезы потоком нефти, при использовании данного метода эксплуатация скважины не прекращается.

Очистка проводится в автоматическом режиме с использованием установок УДС-1, смонтированных на устье скважины. Скребок СФ-99 через лубрикатор спускается в НКТ на проволоке до глубины 1000—1500 м.

(Рисунок 11) Рисунок 11– Схема расположения бригады «Каскад» на устье скважины Технология «КАСКАД» — эффективный метод очистки внутренних полостей насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтяных и газовых скважинах:

сокращает потери нефти;

увеличивает срок службы скважинного оборудования;

уменьшает число ремонтов скважин.

В процессе осевого перемещения устройства головки вращаются за счет их взаимодействия с потоком добываемой жидкости в противоположные стороны и режущими элементами срезают отложения, которые выносятся на поверхность восходящим потоком жидкости. Поскольку разрушение АСПО происходит, главным образом, за счет вращения рабочих головок потоком добываемой жидкости, при использовании данного метода эксплуатация скважины не прекращается. Это выгодно отличает механический способ очистки скважин от теплового, при котором необходима остановка работы скважины.

По мере расширения практики применения стало очевидно, что при очистке скважин от АСПО необходимо переходить к комплексной технологии, позволяющей поддерживать проходное сечение колонны труб, по которой продукция поднимается на поверхность, максимальным. Для решения этой задачи был разработан и внедрен соответствующий комплексный метод.

Анализ эффективности технологии «Каскад», проведенный по результатам сервисных работ на нефтепромыслах ЗАО «Ванкорнефть»,подтвердил высокую экономическую отдачу от ее применения.

Так как применение метода Каскад не позволяет производить СПО на некоторых сложных скважинах в режиме постоянного времени, технологический отдел ЦДНГ решил испытать установку устройства очистки колонны в борьбе с АСПО.

Для проведения опытно – промышленных испытаний устройства очистки колонны НКТ от АСПО, технологическим отделом ЦДНГ были выбраны 3 скважины №161 КП№21, №723 КП№7, №655 №19. Выбранные скважины находятся в ежемесячном графике обработок Каскад. Все скважины имеют различный МОП и эксплуатируются с разных пластов.

Устройство очистки колонны насосно – компрессорных труб состоит из нескольких основных элементов:

Из лубрикатора устьевого – 73 мм, L – 2 м. с сальниковым устройством и маслонаполненным стаканом (приложение 7).

Мотора – редуктора лебедки с барабаном и проволокой (приложение 8).

Стойка подвижного ролика с датчиком силы (приложение8).

Станция управления СУЛС – 12 (приложение 9).

Очистное устройство в виде компоновки - лом утяжелитель 40 мм, L – 1,2 м. + скребок (приложение 9).

При монтаже установки были учтены все параметры скважин.

1. Скважина № 161 КП№ 21 29.04.15 г. проведен монтаж устройства очистки колонны насосно – компрессорных труб на скважину №161 КП№21

Подземное оборудование:

УЭЦН 538Р23SSD (115ст) НКТ 73х5,5 - 1822 м.

Стоп-кольцо 30 мм - 1800 м.

Скважина эксплуатируется по пласту Нх 3-4. Технологический режим работы скважины: Qж – 33 м3/сут, обводненность – 86%, Qн – 4 т/сут.

Скважина находится в графике обработок скважин от АСПО «Каскад», межочистной период – 10 суток (3 обработки в месяц.). Обработки Каскад проводятся фрезой 55 мм. до плановой глубины спуска – 1400 м, со средними и тяжелыми посадками в интервале 0-700 м. 28.04.2015 г. проведена контрольная обработка Каскад фрезой 55 мм до глубины – 1400 м.

Общее время для проведения монтажных работ, установки и настройки станции управления составило – 6 часов. После монтажа проведен пробный запуск и спуск очистного устройства 55мм.

Далее проведены 3 поинтервальные обработки скважины:

1й интервал, глубина спуска - 100 м., скребок 55мм. Время СПО составило – 30 мин.

2й интервал, глубина спуска - 500 м., скребок 55мм. Время СПО составило – 2,5 часа.

3й интервал, глубина спуска - 1400 м., скребок 55мм. Время СПО составило – 6 часов.

После проведения опытно промышленного испытания были выявлены некоторые проблемы при спуске скребка на глубине - 30 м. произошло срабатывание датчика минимума веса, который подал команду на контролер для остановки электродвигателя. Это произошло в результате того что были перетянуты сальники в сальниковом устройстве. После проведения ПНР сальникового устройства, проведен пробный спуск скребка до глубины – 50 м.

При подъеме фрезы осложнений было не выявлено.

На текущее время УОК по заданной программе в автоматическом режиме производит 4 цикла очистки НКТ, который заключается в периодическом опускании скребка на плановую глубину - 1400 м. Осложнений при СПО не выявлено.

Скважина № 723 КП№ 7 2.

01.05.15 г. Был проведен монтаж устройства очистки колонны насосно – компрессорных труб на скважину № 723 КП№ 7

Подземное оборудование:

УЭЦН 400Р10SSD (240 ст) НКТ 89х6,5 - 3091 м.

Стоп-кольцо 50 мм - 3082 м.

Скважина эксплуатируется по пласту Нх - 1. Технологический режим работы скважины: Qж – 116 м3/сут, обводненность – 20%, Qн – 76 т/сут.

Скважина находится в графике обработок скважин от АСПО «Каскад», межочистной период – 1 сутки (15 обработок в месяц.). Обработки Каскад проводятся фрезой 68 мм. до плановой глубины спуска – 1400 м, со средними посадками в интервале 0-900 м. 02.09.2014 г. проведена контрольная обработка Каскад фрезой 68 мм до глубины – 1400 м.

Общее время для проведения монтажных работ, установки и настройки станции управления составило – 6 часов. После монтажа проведен пробный запуск и спуск очистного устройства, скребок 58мм.

Далее проведены 3 поинтервальные обработки скважины:

1й интервал, глубина спуска - 100 м., скребок 58мм. Время СПО составило – 30 мин.

2й интервал, глубина спуска - 500 м., скребок 58мм. Время СПО составило – 2,5 часа.

3й интервал, глубина спуска - 1400 м., скребок 58мм. Время СПО составило – 6 часов.

После проведения опытно-промышленного испытания на скважине 723 01.05.15 г. Было обнаружено при подъеме скребка подклинку подвижной стойки ролика, что привело к неравномерному наматыванию проволоки на барабан и последующему соскальзыванию проволоки с барабана на вал редуктора.

02.05.15 г. При спуске скребка на глубине 68 м. произошла остановка УОК по причине срабатывания защиты № 22 – препятствие вниз. При визуальном осмотре выявлен незначительный изгиб проволоки, образовавшийся при наматывании на вал редуктора – 01.05.15 г. После устранения изгиба проволоки УОК запущен в прежний режим работы В период с 02.05.15. по 04.05.15г осложнений при работе УОК НКТ не наблюдалось.

При спуске скребка 05.05.15 г на глубине 20 м. произошла остановка УОК по причине срабатывания защиты № 22 – препятствие вниз. При визуальном осмотре выявлено попадание парафина в сальниковый стакан, что препятствовало спуску скребка. Это привело к провисанию и неравномерному наматыванию проволоки на барабан ( приложение 10) Для дальнейшего запуска в работу установки требуется замена барабана с проволокой. Установка очистки колонны со скважины № 723 был демонтирован. На текущую дату скважина находится в работе.

3. Скважина № 655 КП№ 19 09.05.15 г. проведен монтаж устройства очистки колонны насосно – компрессорных труб на скважину №655 КП№19.

Подземное оборудование:

УЭЦН 400Р6SSD (229 ст) НКТ 73х5,5 - 1704 м.

Клапан обратный - 1654 м.

Скважина эксплуатируется по пласту Нх Як 3-7. Технологический режим работы скважины: Qж – 80 м3/сут, обводненность – 2%, Qн – 70 т/сут.

Скважина находится в графике обработок скважин от АСПО «Каскад», межочистной период – 6 суток (5 обработок в месяц.). Обработки Каскад проводятся фрезой 55 мм. до плановой глубины спуска – 1400 м, со средними посадками в интервале 0-1400 м. 04.09.2014 г. проведена контрольная обработка Каскад фрезой 55 мм до глубины – 1400 м.

Общее время для проведения монтажных работ, установки и настройки станции управления составило – 6 часов. После монтажа проведен пробный запуск и спуск очистного устройства, скребок 55мм.

Далее проведены 3 поинтервальные обработки скважины:

1й интервал, глубина спуска - 100 м., скребок 55мм. Время СПО составило – 30 мин.

2й интервал, глубина спуска - 500 м, скребок 55мм. Время СПО составило – 2,5 часа.

3й интервал, глубина спуска - 1400 м, скребок 55мм. Время СПО составило – 6 часов.

Осложнений при запуске установки и дальнейших спуско-подъемных операций не выявлено.

На текущее время установка по заданной программе в автоматическом режиме производит 4 цикла очистки НКТ (4 СПО за 24 часа), который заключается в периодическом опускании скребка на плановую глубину - 1400 м. Осложнений при СПО не выявлено.

После проведения ОПИ было выявлена необходимость ежесменно контролировать состояние смазочной жидкости в сальниковом стакане, так же необходимо контролировать состояние скребка на наличие АСПО на его корпусе.

Данная технология будет иметь высокую эффективность, при условии постоянного наблюдения отдельной службы по контролю за режимом работы данной установки.

Применение химических методов растворения АСПО 3.3.3

Одним из основных методов борьбы с АСПО в НКТ на Ванкорском месторождении является химическая обработка скважин хим. реагентом Пральт НК-2 производства ООО «Вираж». Данный реагент был впервые использован в опытно- промышленных испытаниях 2012 году.

Целью проведения опытно-промышленных испытаний Пральт НК-2 были: Определение эффективности растворителя Пральт НК-2 производства ООО «Вираж» для очистки от АСПО НКТ скважин Ванкорского месторождения.

В процессе опытно-промышленных испытаний контролируются следующие технологические параметры:

количество операций по депарафинизации с помощью специализированных устройств на скважинах-кандидатах;

межочистной период (период между скребками);

количество растворителя Пральт НК-2, израсходованное на одну обработку.

параметры работы скважин, оборудованных УЭЦН: Рб, Рз, Рл, Iраб, загрузка, температура двигателя Тпэд, давление на приеме насоса Рпр, динамический уровень.

Критерием эффективности являлись степенью очистки скважин, определяемая путем пуска механического скребка после закачки реагента.

Основанием для ОПИ являлись положительные результаты лабораторных испытаний, проведенные в ООО «РН-УфаНИПИнефть», согласование ДНГД ОАО «НК «Роснефть»

После проведения ОПИ на скважинах, была выявлена эффективность на рабочих скважинах и скважинах, остановленные на тех.отстой.

Пральт НК-2 используется и в данное время, но из за смены пластовых условий, эффективность реагента стала падать, доказательством того стало менее эффективное прохождения скребка бригадами Каскад.

В 2014 году руководством УДНГ совместно с технологическим отделом ЦДНГ было принято решение провести опытно промышленные испытания растворителя углеводородного Пармастер 2010 изготовителя ООО «МАСТЕР КЕМИКАЛЗ» для очистки АСПО в НКТ на скважинах Ванкорского месторождения.

В процессе ОПИ контролируются следующие технологические параметры:

количество операций по депарафинизации с помощью специализированных устройств на скважинах-кандидатах;

межочистной период (период между скребками);

количество растворителя ПАРМАСТЕР 2010, израсходованное на одну обработку.

параметры работы скважин, оборудованных УЭЦН: Рб, Рз, Рл, Iраб, загрузка, температура двигателя Тпэд, давление на приеме насоса Рпр, динамический уровень.

Критерием эффективности является степень очистки скважин, определяемая путем пуска шаблона-скребка 55 мм, 68 мм, L – 0,7 м до начала ОПИ, и после закачки реагента. Основанием для ОПИ являются положительные результаты лабораторных испытаний, проведенные в ООО «ЮНГ-Нефтехимсервис», согласование ДНГД ОАО «НК «Роснефть».

Имеются различные варианты проведения обработок:

–  –  –

Результаты ОПИ рассматриваются на Научно-Техническом совете ЗАО «Ванкорнефть», на котором проводится оценка эффективности проведенных испытаний и целесообразности применения реагента ПАРМАСТЕР 2010 на месторождениях ЗАО «Ванкорнефть».

В период с 30.03 по 20 05 2015 года на Ванкорском месторождении совместно специалистами ЗАО «Ванкорнефть» и ООО «МАСТЕР КЕМИКАЛЗ» проведены опытно-промышленные испытания (ОПИ) растворителя Пармастер 2010 (производство ООО «МАСТЕР КЕМИКАЛЗ»).

ОПИ проводились согласно «Программе испытаний», утвержденной 30.10.2014г.

Для проведения испытаний была произведена поставка 15,18 т растворителя Пармастер 2010.

Целью испытаний было определение эффективности растворителя Пармастер 2010 для очистки скважин Ванкорского месторождения от АСПО.

Способы обработок скважин:

путем прямой закачки в трубное пространство скважин (НКТ) с остановкой на реагирование;

путем закачки через затрубное пространство, с последующей продавкой реагента через прием ЭЦН до интервала отложений и остановкой на реагирование;

контроль эффективности очистки проводился путем спуска скребка.

Объекты испытаний и их характеристики приведены ниже в таблице 12.

–  –  –

Далее приводятся результаты испытаний по каждой скважине:

1. Скважина 245 куст 211:

Закачка растворителя Пармастер 2010 производилась 15.05.2015 г. по технологии обратной закачки (с закачкой растворителя в затрубное пространство) с последующей продавкой нефтью. Было последовательно закачено в затрубное пространство 3,6 м3 (3,096 тн) растворителя Пармастер и 46 м3 дегазированной нефти для доставки растворителя к месту наиболее интенсивного отложения парафинов в НКТ.

При скребковании 30.05.2015 г. фрезой 55 мм посадок не было обнаружено. Повторное скребкование проводилось 31.05.2015 г. фрезой 55 мм. были незначительные посадки на глубине от 0-900м. При первом скребковании существенно (в 3 раза) снизилось время спуска инструмента,, что свидетельствует о высокой эффективности растворителя Пармастер 2010 при промывке скважины по технологии обратной промывки в динамике.

2. Скважина 720 куст 4бис:

Закачка растворителя Пармастер 2010 производилась 16.05.2015 г. по технологии обратной промывки (с закачкой растворителя в затрубное пространство). Было последовательно закачено 3 м3 (2,583 тн) растворителя Пармастер 2010 и 35 м3 дегазированной нефти для доставки растворителя к месту наиболее интенсивного отложения парафинов в НКТ. После закачки расчётного объёма растворителя и заполнения затрубного пространства нефтью на скважине была переведен ВНР. Скребкование проводилось через сутки после промывки. При скребковании 17.05.2015 г. фрезой 55 мм были зафиксированы незначительные посадки в интервале 900-1300 м, Повторное скребкование проводилось 19.05.2015 г. фрезой 55 мм. были зафиксированы незначительные посадки в интервале 0-800м и средние посадки в интервале 800-1250 м. При первом скребковании существенно (в 3 раза) снизилось время спуска инструмента, что свидетельствует о высокой эффективности растворителя Пармастер 2010 при промывке скважины по технологии обратной промывки в динамике

3. Скважина 578 куст 108:

Закачка растворителя Пармастер 2010 производилась 15.05.2015 г. по технологии прямая закачка (в НКТ) с последующей продавкой 2,3 м3 нефти, тех.отстой 6 ч. Было по-следовательно закачено в затрубное пространство 2,7 м3 (2,324 тн) растворителя Парма-стер 2010 и 2,3 м3 дегазированной нефти для доставки растворителя к месту наиболее ин-тенсивного отложения парафинов в НКТ. После закачки расчётного объёма растворителя скважина была остановлена на реагирование на 6 часов. По прошествии этого времени была произведен запуск УЭЦН.

При скребковании 16.05.2015 г. фрезой 55 мм было обнаружено среднее количе-ство парафиноотложений в интервале 500-1400 м. Повторное скребкование проводилось 17.05.2015 г. фрезой 55 мм. В обоих случаях наблюдалось средние количество посадок в интервале 0-1400 м. Скорость СПО не изменилась. Посадки и количество парафина при скребковании не изменилось

4. Скважина 509СВ куст 24 Промывка этой скважины проводилась 17.05.2015 г. по технологии обратной промывки (с закачкой растворителя в затрубное пространство). Было последовательно закачено 2,3 м3 (1,98 тн) растворителя Пармастер 2010 и 39,5 м3 дегазированной нефти для доставки растворителя к месту наиболее интенсивного отложения парафинов в НКТ. После закачки расчётного объёма растворителя и заполнения затрубного пространства нефтью скважина была переведена на циркуляцию на 2,5 часа. Далее скважина была остановлена на реагирование на 6 часов. По прошествии этого времени был произведён запуск УЭЦН. Запуск прошёл без осложнений. Скребкование проводилось через сутки после промывки.

При скребковании 18.05.2015 г. фрезой 55 мм были зафиксированы средние посадок в интервале от 1200-1360м. Скорость проведения СПО уменьшилась в 2 раза. Повторное скребкование проводилось 20.05.2015 г.

фрезой 55 мм. Время СПО не изменилось. Зафиксированы тяжёлые посадки в интервале 0-1360 м.

5. Скважина 567 куст 112 Промывка скважины проводилась 19.05.2015 г. по технологии обратной промывки (с закачкой растворителя в затрубное пространство). Было закачано 1,6 м3 (1,377 тн) растворителя Пармастер 2010 и 35,5 м3 дегазированной нефти для доставки растворителя к месту наиболее интенсивного отложения парафинов в НКТ, в затрубное пространство на рабочий ЭЦН. Во избежание повреждения оборудования скважины закачку растворителя проводили на минимально возможной подаче.

При скребковании 19.05.2015 г. фрезой 55 мм были зафиксированы незначительные посадки в интервале 0-1200 м. Существенно (в 3 раза) снизилось время спуска инструмента при скребковании, что свидетельствует о высокой эффективности растворителя Пральт НК-2 при промывке скважины по технологии обратной промывки в динамике.

Все технологические параметры работы скважин до, во время и после проведения ОПИ, а также акты мероприятий по механической очистке приведены в приложении 11.

После проведения опытно-промышленные испытания растворителя Пармастер 2010 (производство ООО «МАСТЕР КЕМИКАЛЗ») на добывающих скважинах Ванкорского месторождения, осложненных образованием АСПО: № 245 (к. 211), № 720 (к. 4 бис), № 578 (к. 108), № 509СВ (к. 24), № 567 (к.

112) было выявлено следующее:

применение Пармастер 2010 позволяет качественно удалить АСПО по сравнению с механической очисткой скребком (фрезой), поскольку при механической очистке из-за своей конструкции скребок не способен полностью удалить все парафиноотложения с поверхности НКТ. Применение растворителя Пармастер 2010 позволяет практически полностью очистить поверхность НКТ от отложений парафина и обеспечивает беспрепятственное прохождение скребка вдоль всей длины прохода НКТ;

растворитель Пармастер 2010 показал свою высокую эффективность при обратных промывках (при условии строгого соблюдения регламента на применение и рекомендаций производителя). Обратная промывка скважин заключается в закачке расчётного объёма растворителя Пармастер 2010 в затрубное пространство и продавка дегазированной нефтью в полость НКТ до места наиболее интенсивного отложения АСПО в динамике(без остановки ЭЦН на тех отстой);

расход растворителя Пармастер-2010 зависит от количества парафиноотложений в НКТ. Реагент показал эффективность при закачке в объеме 20-30% от объема НКТ (2,5-4 м3).

Из результатов опытно-промышленных испытаний следует, что реагент Пармастер-2010 эффективно удаляет АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования, что значительно упрощает добычу нефти и увеличивает межремонтный период скважинного оборудования. Результаты испытаний являются положительными. Растворитель Пармастер-2010 рекомендуется к применению для очистки от АСПО скважин Ванкорского месторождения.

В результате совместного анализа с геологическим и технологическим отделами цеха добычи нефти и газа было выявлено, что применение Пармастер 2010 увеличит добычу нефти на 5%.

4 Безопасность и экологичность проекта В условиях научно-технического прогресса большое значение приобретает создание безопасных условий труда.

Охрана здоровья трудящихся, обеспечение безопасности производства, снижение уровня профессиональных заболеваний и производственного травматизма на основе применения прогрессивных форм научной организации труда составляет одну из главных забот человеческого общества.

На рабочем месте предусматриваются меры по защите от возможного воздействия опасных и вредных производственных факторов. Требования действующих правовых, технических и санитарно-технических норм направлены на обеспечение безопасных условий труда и сохранение здоровья работающих.

Федеральный закон об основах охраны труда в Российской Федерации от 17.07.1999г. №181 устанавливает правовые основы регулирования отношений в области охраны труда между работодателями и работниками и направлен на создание условий труда, соответствующих требованиям сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности.

–  –  –

Рабочим местом оператора являются кустовая площадка, ПКУ, БТВН (АГЗУ).

При обслуживании агрегатов и проведении работ по борьбе с АСПО возможны следующие опасные и вредные производственные факторы:

недостаточная освещенность рабочей зоны;

повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

повышенный уровень шума из-за работающего АДПМ;

повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

высокое давление рабочей среды в коммуникациях и оборудовании;

взрывопожароопасность производственного процесса. [ГОСТ 12.0.03–74] По основному виду экономической деятельности установлен XXX класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 7,4 % к начисленной оплате труда.

При работе установки “Каскад” и агрегата АДПМ возможны следующие аварийные ситуации:

взрыв газовоздушной смеси;

выброс нефти без возгорания;

выброс нефти с возгоранием;

прорыв технологического трубопровода.

Любые аварийные ситуации при работе с нефтью носят крайне опасный характер. Наиболее опасная ситуация – взрыв газовоздушной смеси, к которому может привести нарушение технологического процесса или изношенность оборудования.

Из-за выбросов нефти и повышения содержания диоксида углерода при горении нефти происходит увеличение содержания вредных компонентов в атмосфере.

Инженерные и организационные решения по обеспечению 4.2безопасности работ

Работы производятся на севере Красноярского края, в районе Крайнего Севера, в зоне вечной мерзлоты, за Северным полярным кругом.

Регион отличается крайне суровым климатом субарктического типа. Зима долгая и очень холодная, характерной особенностью является установление морозной погоды с сильным ветром. Снежный покров сохраняется от 7,5 до 9 месяцев в году. Лето короткое (с конца июня по конец августа), прохладное и пасмурное. Среднегодовая температура воздуха около –8 С, среднегодовая влажность воздуха 76%.

При проведении процесса очистки НКТ от отложений оборудование работает круглосуточно, в сменном режиме. Агрегаты располагаются в специальных индивидуальных помещениях.

Категория энергозатрат IIб – работы с интенсивностью энергозатрат 233Вт, связанные с ходьбой, перемещением и переноской тяжестей до 10 кг, сопровождающиеся умеренным физическим напряжением [ГОСТ 12.1.005-88].

Поскольку район размещения находится в зоне Крайнего Севера, зимой преобладают крайне низкие температуры воздуха, поэтому необходимо предусмотреть перерывы в работе персонала для обогрева, а также оборудовать места обогрева для сотрудников, работающих на участках без централизованного отопления.

Для обогрева работников на кустовой площадке установлен вагонбытовка с необходимыми приборами отопления и вентиляции.

Санитарно-гигиенические требования к помещениям и 4.3 размещению используемого оборудования Работы выполняются на кустовой площадке размером 250 м2. Некоторые работы проводятся на фонтанной арматуре, на высоте 3 м и на эксплуатационных эстакадах высотой 5-6 м. Работы выполняются в сменном режиме, как в дневную, так и в ночную смену.

На территории кустовой площадки установлены и определены знаками безопасности и аншлагами места остановки (стоянки) спецтранспорта и их зоны проезда.

Порядок передвижения всех видов транспорта утверждается начальником цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ), предусмотрены пути эвакуации транспортных средств при аварийных ситуациях. [Типовые инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений] Помещение для отдыха в рабочее время должно иметь площадь из расчета 0,2 м2 на одного работающего в наиболее многочисленной смене, но не менее 18 м2.

Устройство для обогрева размещается в отдельном помещении площадью из расчета 0,1 м2 на 1 работающего, пользующегося данным устройством в наиболее многочисленно смене, но не менее 12 м2.

Устройства питьевого водоснабжения размещаются в основных проходах производственных помещений, в помещениях для отдыха, при необходимости на производственных площадках.

Умывальные размещаются смежно с гардеробными или на их площади.

Гардеробные предназначаются для хранения уличной домашней и специальной одежды.

Уровень звукового давления на кустовой площадке не более 65 дБ.

Санитарно-гигиенические требования к производственному освещению представлены в таблице 3. [СНиП 11-4-79] Таблица 13– Санитарно-гигиенические условия труда Показатели условий труда Производственные помещения Виды рабочего искусственного освещения: лампа накаливания источники света Освещенность, лк, норма/факт 20/20 Аварийная освещенность: на рабочих местах, 20 20 лк на путях эвакуации, лк Источники питания аварийного освещения аккумуляторная батарея Исполнение светильников газозащищенное и взрывогазозащитное Окончание Таблицы 13 Мощность светильников, Вт 200, 250, 400 Количество светильников 3 Источники шума газопровод, ПАЭС-2500 Нормируемые параметры, дБ, норма/ факт 80/76 Источники вибрации ПАЭС-2500 Нормируемые параметры, дБ, норма/факт 81/80 В помещениях и наружных установках, где возможно образование опасных взрыву и пожару смесей, освещение оборудования должно быть выполнено во взрывопожаробезопасном исполнении.

Каждый оператор установки должен иметь средства индивидуальной защиты, (спецодежда по сезонам, каска, респиратор, наушники, защитные очки, спецобувь и т.д.).

При работе на кустовых площадках, где концентрация газа и вредных паров может превышать допустимые санитарные нормы, рабочие должны обеспечиваться противогазами.

Для исключения опасности попадания в глаза инородных тел, работающие должны пользоваться защитными очками.

Обеспечение безопасности технологического процесса 4.4

При одновременном содержании в воздухе рабочей зоны нескольких вредных веществ однонаправленного действия сумма отношений фактических концентраций каждого из них в воздухе к их ПДК не должна превышать значений, указанных в таблице 1.[ ГОСТ 12.1.005-88 ] Таблица 14 – Вредные и опасные вещества применяемые при добычи нефти на Ванкорском месторождении

–  –  –

Источником производственного шума являются трансформаторы электрического тока, система охлаждения станций управлений, работа скважин, строительные работы, проводимые подрядными организациями по наряддопуску.

В качестве характеристики постоянного широкополосного шума на рабочих местах принимают уровень звука в дБА, уровень шума на рабочем месте оператора по добыче нефти не должен превышать 60 дБа. [СН 2.2.4/2.1.8.562-96 ] Основными источниками вибрации являются механические колебания машин и механизмов (таблица 2).[ ГОСТ 12.1.012-04 ]

–  –  –

При эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона поражения электрическим током. Одним из наиболее слабых узлов УЭЦН является силовой кабель. Повреждения кабельного ввода электродвигателя заключается в пробое электрической изоляции ввода с последующим коротким замыканием жил кабеля между собой и на корпус электродвигателя.

Основные средства для защиты от электрического тока:

защитное отключение, позволяющее в случае замыкания или неисправности какого-либо оборудования предотвратить несчастный случай;

применение электрических схем, которые исключают самопроизвольное включение или отключение изделия;

для защиты емкостей, насосов и узла налива в автоцистерны выполнены три молниеприемника высотой 25 метров.

Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности 4.5 На территории кустовой площадки находятся три помещения, в которых работает оператор по добыче нефти и газа.

По взрывопожарной и пожарной опасности БТВН (АГЗУ) относится к категории А (высшая) – помещения содержащие горючие газы (ГГ), легковоспламеняющиеся взрывопожароопасная жидкости (ЛВЖ) с температурой вспышки не более 28С в таком количестве, что могут образовывать взрывоопасные паро- газо- воздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа. Вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве, что расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа.[ СП 12.13130.2009 ] Станция управления УЭЦН имеет категорию В – помещения, в котором находятся горючие и трудногорючие жидкости, твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна), вещества и материалы, способные при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом только гореть.

ПКУ имеет категорию Д – помещение, в котором находятся негорючие вещества и материалы в холодном состоянии.

[ СП 12.13130.2009 ] Все кустовые площадки оборудованы следующими средствами пожаротушения:

пожарный гидрант с площадкой под пожарный автомобиль размером не менее 20x20 метров ;

пожарный щит ЩП-В (багор, кошма, ведро, лопата штыковая, лопата совковая, ящик с песком, огнетушитель ОП-8) ;

пожарный ЩП-Е (багор, кошма, ведро, лопата штыковая, лопата совковая, ящик с песком, диэлектрический коврик, диэлектрические перчатки, огнетушитель ОУ-8) ;

датчиками загазованности среды (% от НКПР) с предупридительной сигнализацией при 10% НКПР и аварийной остановкой при 50% НКПР.

Уровень взрывозащиты оборудования “Gc“ (повышенный), знак взрывозащиты вида “e” – повышенная взрывозащита. СП 12.13130.2009 Система пожарной сигнализации предназначена для автоматического обнаружения пожара, подачи управляющих сигналов на технические средства оповещения людей о пожаре и управление эвакуацией людей, на приборы управления автоматическими установками пожаротушения, инженерным и технологическим оборудованием. На рабочей площадке установлена автоматическая система пожарной сигнализации, оборудованная независимыми с ней ручными пожарными извещателями через каждые 50 м. [СП 5.13130.2009]

Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных 4.6ситуациях

При эксплуатации скважин на кустовой площадке возможны аварийные и чрезвычайные ситуации: взрывы газовых баллонов или взрывоопасных смесей при проведении работ в газоопасной зоне, взрыв дренажной емкости на промысловом объекте или на кусте скважин.

Анализ возможных аварийных ситуаций на территории кустовой площадки представлен в таблице 16.

Таблица 16 – Анализ возможных аварийных ситуаций Возможные аварии Последствия Превышения давления закачки, для - порыв технологических трубопроводов УЭЦН выше давления опрессовки - прорыв лишнего объема в скважину эксплуатационной колонны Разгерметизация емкости для - розлив горячей нефти из АДПМ хранения горячей нефти в АДПМ, - загазованность помещения запорной арматуры, фланцевых соединений Пожар в производственном - выброс газа и разлив нефти в помещении помещении - поражение людей продуктами сгорания

- загазованность территории и помещения Облом или заклинивание - немедленное прекращение работ оборудование в скважине -длительная выемка сломанного оборудования

- выброс газа и нефти в окружающую среду Негерметичность межколонного - выброс газа и розлив нефти в окружающую пространства (повышение давления в среду межколонном пространстве) - загазованность территории скважины, открытое фонтанирование - отравление газом, облив нефтью скважины Для предотвращения аварийной ситуации в компании существует «План ликвидации аварий»:

при возникновении пожара на агрегате;

при порыве технологических трубопроводов;

при нарушении нормальной работы систем агрегата, грозящем безопасности обслуживающего персонала.

Для исключения возникновения аварий необходимо проводить ежедневный осмотр оборудования и агрегатов.

Добыча нефти и газа производится непрерывно, круглосуточно и круглогодично. Общая численность работающих на кустовой площадке при выполнении исследуемых операций составляет 8-10 человек.

На территории всего месторождения находятся склады с химическими веществами (кислоты, щелочи), имеется сеть трубопроводов, доставляющих добытый флюид в магистральный трубопровод.

Жилые блоки обеспечиваются водо- и теплоснабжением, общежития отапливаются с помощью ГТЭС. Кустовые площадки и отдельные производственные объекты обеспечиваются электроэнергией сетями ЛЭП.

Для исключения возникновения аварий необходимо проводить ежедневный осмотр оборудования и агрегатов.

При обнаружении на месте производства работ загазованности воздушной среды необходимо сообщить мастеру или начальнику цеха о случившемся, принять меры по устранению загазованности, и действовать, согласно оперативной части плана ликвидации аварий.

Для безопасного пуска производства после аварии, ответственный руководитель работ определяет порядок обследования оборудования скважин, электрооборудования, трубопроводов, вентиляции с целью установления полного соответствия их требованиям производственной и пожарной безопасности. После этого он даёт указания о переходе на нормальный режим работы.

–  –  –

предупреждение загрязнения недр, подземных вод хозяйственнопитьевого назначения и потенциально минеральных (бальнеологических) вод нефтью, промышленными стоками и вредными отходами, разлившимися на поверхности в аварийных ситуациях;

недопущение проникновения флюидов из продуктивных пластов в пресные водоносные горизонты;

полное и комплексное извлечение из месторождения всех его полезных компонентов;

недопущение вредного влияния работ на сохранность запасов полезных ископаемых и находящихся в консервации скважин;

разработка и соблюдение технологий, обеспечивающих сохранение криолитозоны в естественном состоянии;

недопущение развития негативных инженерно-геологических процессов.[ СП 116.13330.2012]

С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферупредусматривается:

закачка большей части (90%) добытого газа в систему ППД;

утилизация оставшейся части (10%) добытого газа для нужд собственного энерго- и теплоснабжения;

применение герметизированных процессов сбора и транспорта нефти;

минимизация и сбор утечек от технологического оборудования с последующим возвратом их в технологический процесс;

оборудование аппаратов, работающих под давлением, предохранительными клапанами, связанными с факельной системой;

на всех резервуарах, используемых для хранения нефти, применение специальных устройств для предотвращения утечки летучих углеводородов и других газов в атмосферу (плавающие крыши);

организация санитарно-защитной зоны от объектов.[СанПиН 2.2.1/2.1.1.2361–08].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В дипломном проекте рассмотрены особенности методов борьбы с АСПО на Ванкорском месторождении Красноярского края, в разрезе его геологических и физико-химических особенностей.

В работе был проанализирован рабочий фонд скважин и показатель их эксплуатации. Выяснено, что все скважины высокодебитные, как по жидкости так и по нефти, также фонд скважин находится в постоянном росте, виду интенсивных буровых работ, проводимых на месторождении. В ходе исследования были выявлено, что осложняющими факторами, влияющими на процесс добычи нефти и газа на Ванкорском месторождении являются, многолетнемерзлые породы, механические примеси, отложение АСПО, высокий газовый фактор и коррозионный износ оборудования.

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, касающихся условий формирования АСПО в скважинах Ванкорского месторождения, их состав, основные методы борьбы с ними. При анализе применяемых методов борьбы с АСПО на скважинах, выяснено, что основными являются- тепловые, механические и химические.

Сделаны выводы о неэффективности теплового и механического методов, как основных для борьбы с АСПО, ввиду не 100% удаления вещества, как по затрубу НКТ, так и с его стенок.

Химический метод борьбы с АСПО показал себя более эффективным. Из результатов опытно-промышленных испытаний растворителя АСПО Пармастер 2010 производства ООО «МАСТЕР КЕМИКАЛЗ» следует, что реагент эффективно удаляет АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования, что значительно упрощает добычу нефти, увеличивает межремонтный период скважинного оборудования, и как следствие увеличит добычу нефти в среднем на 5%.

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, касающихся условий труда на рабочем месте оператора по добыче нефти и газа и мер по защите окружающей среды.

Список использованной литературы Геологический отчет ЗАО «Ванкорнефть» за 2014-2015 г.

1.

ГОСТ 12.0.

03–74. Взрывопожароопасность производственного процесса.

2.

ГОСТ 12.1.

005–88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к 3.

воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.1.

043–84. ССБТ. Вибрация. Методы измерения на рабочих 4.

местах в производственных помещениях.

Отчет отдела СНПО ЗАО «Ванкорнефть» по применению растворителя 5.

АСПО Пральт НК-2 ООО «ВИРАЖ», Красноярск, 2010 г.

Отчет отдела СНПХ ЗАО «Ванкорнефть» по применению растворителя 6.

АСПО Пармастер 2010 изготовителя ООО « МАСТЕР КЕМИКАЛЗ», Красноярск, 2015г.

СанПиН 2.2.

1/2.1.1.2361–08 «Санитарно-защитные зоны и санитарная 7.

классификация предприятий, сооружений и иных объектов».

Скважинная добыча нефти. Мищенко И.Т. Издательство «Нефть и газ», 8.

Москва, 2003. – 816 с.

СН 2.2.4/2.1.8.562–96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, 9.

общественных зданий и на территории жилой застройки».

СНиП 11-4-79. «Санитарно-гигиенические требования к 10.

производственному освещению»

СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и 11.

наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности».

Схема разработки Ванкорского месторождения, Красноярск, 2007 г.

12.

Приложение 1

–  –  –

+0,3 +0,4 +2,9 +0,7 1900 +0,2 +0,3 +0,3 1850 +0,4 +0,7 +0,3 +0,3

–  –  –

1868,5 1869,2 1868,9 1868,8

–  –  –

1868,8 1868,5 1868,5 1868,5 1871,4 1868,8 1868,7 1808,2 1868,5 1808,6 1808,2 1808,9 1808,5 1808,2 1808,5 1808,2 1687,9 1687,7

–  –  –

Динамика действующего нефтяного фонда скважин в 2014 году (прирост - 57 скважин) 91% 91% 91% 91% 91% 90% 90% 100% 88% 87% 85% 84% 84% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 16% 9% 15% 13% 10% 16% 9% 9% 9% 12% 10% 9% 20% 10% 0% ЭЦН ФОНТ

–  –  –

Скважина 578 куст 108 Скважина 509СВ куст 21




Похожие работы:

«Журнал Христадельфиан № 57, Июль Сентябрь 2009г. Говорить хорошо о боГе ДОБРЫЕ ВЕСТИ В нОмЕРЕ: Говорить хорошо о Боге............................... стр..3 Джон Попл (США) Археологические открытия......................... стр..12 Сила Библии....»

«КОМПЛЕКСНАЯ ПРОГРАММА СТРАХОВАНИЯ ЧЛЕНОВ РОСПРОФЖЕЛ (РАБОТНИКОВ ХОЛДИНГА РЖД) И ИХ РОДСТВЕННИКОВ ДОБРО ПОЖАЛОВАТЬ В СОГАЗ! Уважаемые члены Российского профессионального союза железнодорожников и транспортных строителе...»

«1 "ПІДВИЩЕННЯ ЯКОСТІ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ВИРОБІВ ПРИ ЇХ ВИРОБНИЦТВІ ТА ВІДНОВЛЕННІ" Наукова школа академіка ІАНУ, проф. Скобло Т.С. Лауреат Премії Ради Міністрів СРСР, Лауреат Державної Премії України, Відмінник освіти України, академік ІАНУ, доктор технічн...»

«4 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Актуальность изучения спецкурса "Индивидуальные трудовые споры" заключаются, прежде всего, в их большом количестве на практике, а также в сложности их разрешения. Это в свою очередь вызывает необх...»

«Девятнадцатая общенациональная программа "Человек года-2014" (официальный сайт – www.ludinaroku.com.ua ) Определены обладатели международных и специальных премий "Человек года – 2014" Основанные в 2001 году международные и специальные премии общенациональной программы "Человек года" всегда носили знаковую сущность. Этими престижны...»

«Instructions for use Евреи СНГ на пороге третьего тысячелетия Мордехай Альтшулер На протяжении двадцати лет положение евреев в Советском Союзе нахо­ дилось в фокусе интересов международной об...»

«Парадигмы программирования 21 век объектно-ориентированное программирование (ООП). За какие-то 15 лет оно воплотилось в господствующую религию, подчинившую умы миллионов программистов. ООП – коммерческий стандарт дефакто. С использованием объектноориентированной методологии...»

«Автоматизированная копия 586_569117 ВЫСШИЙ АРБИТРАЖНЫЙ СУД РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации № 14680/13 Москва 18 февраля 2014 г. Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации в составе: председательствующего – Председателя Выс...»

«СОГЛАСОВАНО: УТВЕРЖДАЮ: Директор ЗАО "Биллинговый центр" Председатель Правления РНКО "Платежный Центр" (ООО) (Мазанов П.В.) (Мац Г.М.) "" 20_ г. "" 20_ г. ПРАВИЛА СЕРВИСА "ЗОЛОТАЯ КОРОНА – ДЕНЕЖНЫЕ ПЕРЕВОДЫ" Правила вступают в силу с "24" апреля 2011 г. Настоящие Пра...»

«В Отечественной войне 1812 года участвовали 107 каза­ чьих полков и 2,5 казачьи конно-артиллерийские роты. Они составляли иррегулярные войска, то есть часть вооруженных сил, не имевшую постоянной организации и отличавшуюся от регулярных воинских формирований комплектованием, про­ хождением службы, обуч...»

«Обновить Настройка santehnika-klin.ru М.О., Клинский район д.Белавино, 49 8 (495) 972-89-29 8 (49626) 7-65-06 e-mail: santehnika-klin@mail.ru Прайс-лист 1 Апреля 2016 г. Наименование товаров Розничная Автоаксессуары Аксессуары 2.641-710.0 Удлинительный шланг 10м. 3 358,00 руб. шт 2.641-721.0 Шланг высоког...»

«УТВЕРЖДЕНО Протокол Правления ПАО "Межтопэнергобанк" № 149 от "08" ноября 2016 г. /Ю.Б.Шутов/ Ипотечная программа ПАО "Межтопэнергобанк" "Земельный кредит".1. Основные положения. Цель настоящей ипотечной программы (далее Программа) – формирование портфеля ипотечных 1.1. кредитов, выдаваемых физическим...»

«ООО "Автодеталь" АППАРАТЫ ОТОПИТЕЛЬНЫЕ ГАЗОВЫЕ БЫТОВЫЕ С ВОДЯНЫМ КОНТУРОМ АОГВ-12Д И ДВУХКОНТУРНЫЕ АКГВ 12Д "ГЕЛИОС" Руководство по эксплуатации АОГВ 12Д-00-000РЭ ОДЕССА Уважаемый п...»

«СВОДНЫЙ ГОДОВОЙ ДОКЛАД Республики Башкортостан о результатах мониторинга эффективности деятельности органов местного самоуправления городских округов и муниципальных районов Республики Башкортостан по итогам 20...»

«IP ВИДЕОДОМОФОНЫ VIP: МОНИТОР ВИДЕОДОМОФОНА НА Passion.Technology.Design.КОНЧИКАХ ВАШИХ ПАЛЬЦЕВ МОбИЛЬНЫЕ ПРИЛОжЕНИя COMELIT APPS: ВИДЕОДОМОФОН НА КОНЧИКАХ ПАЛЬЦЕВ Меню используется для: 1 ответа на звонок 2 просмотра видеокамер 3 звонков на другие устройства Comelit 4 управления реле (свет, ворота и т.д.) Remote Intercall ViP PC...»

«СОВЕТ ПО ВНЕШНЕЙ И ОБОРОННОЙ ПОЛИТИКЕ О российско-белорусской интеграции Состояние дел с подготовкой нового российско-белорусского договора об интеграции вызывает серьезную озабоченность. 25 декабря 1998г. в Москве подписаны Декларация о да...»

«ЗАДАЧА ДЛЯ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЭКЗАМЕНА 11 янв 16 В АКБ "Условный" обратился Сидоров С.С. с просьбой о предоставлении кредита на неотложные нужды в размере 200 000 руб. на срок 6 месяцев.Кредит...»

«Всё, что нужно для уникальных AV-проектов ВИЗУАЛЬНО КРЕАТИВНО НАДЕЖНО Каталог профессионального аудиои видеооборудования ВИЗУАЛЬНО КРЕАТИВНО НАДЕЖНО Уважаемые партнеры!Много лет мы прислушиваемся к вашим пожеланиям. На их Наша компания является дистрибьютором ведущих мирооснове мы сформ...»

«Рынок цифровых фотокамер Специалисты делят рынок цифровых фотокамер на два больших сегмента — фотоаппараты со съемной оптикой (это в основном зеркальные камеры, так называемые "зеркалки") и камеры с несъемным объективом (самые дешевые из них обычно называют "мыльницами"). "Мыльницы" — более дешевый и гораздо более мас...»

«ДРЕВЕСНО-ПЯАСТИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ НА ОСНОВЕ НЕНАСЫЩЕННЫХ ПОЛИЭФИРНЫХ СМОЛ М.Пешек, Я. Я р к о в с к и, Ф.Пултар ЧССР Исходя из работ, проведенннх в СССР еще в 1959 г. (1) к позднее в С А, мы решили изучать древеено...»

«Данил Душистов: "Решение 50 типовых задач по программированию на языке Pascal" 1 Данил Душистов Решение 50 типовых задач по программированию на языке Pascal Дата размещения сборника в сети: 31.08.2012 Онлайн-версия сборника находит...»

«Содержание Целевой раздел программы Пояснительная записка Образовательные программы и технологии Возрастные и индивидуальные особенности детей. Возрастная группа Цели и задачи Рабочей программы Срок реализации Принципы и подходы в организации образовательного процесса Планируемые результаты реализации программы Содержательный разде...»

«1 Пояснительная записка Обоснование актуальности программы Зачем учить ребенка читать или где живет чтение?Обучение чтению дошкольника имеет свои преимущества: Чтение развивает речь. Читая, ребенок лучше узнает звуковую структуру слова, другими словами его...»

«ДЕП АРТАМ ЕН Т ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОДА М О СКВЫ Ю ГО-ВОСТОЧНОЕ ОКРУЖНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ПРИКАЗ г. М осква от № lo w О / Р 0 W S /f t / Об организации и проведении 5-дневных учебных сборов с граж данам и, обучающимися в государственных образовательных организациях ЮгоВосточного окружного управления образован...»

«Приложение № 4 к Условиям открытия и обслуживания расчетного счета Перечень тарифов и услуг, оказываемых клиентам подразделений Западно-Уральского банка ПАО Сбербанк на территории Удмуртской республики (действуют с 25.03.2016)...»

«454091, г.Челябинск, ул. Телевизионная, 6-14. Тел (351) 799-54-82, факс (351) 799-54-83 E-mail: fast@ik-aspro.ru Сайт: ik-aspro.ru ИНН /КПП 7451333911/745101001 ОГРН 1127451001314 Экз. №...»

«Перемены и преемственность Что зависит, а что не зависит от личностей во внешней политике Франции Паскаль Бонифас Смена руководства в любой стране всегда вызывает беспокойство внешнеполитических ведомств других государств, опасающихся глобальных перемен. Каковы бы ни были разногласия с прежней вла...»

«1977 г. Май Том 122, вып. 1(500) УСПЕХИ ФИЗИЧЕСКИХ HAVE БИБЛИОГРАФИЯ 533.92(049.3) ИНЕРЦИАЛЬНОЕ УДЕРЖАНИЕ ТЕРМОЯДЕРНОЙ ПЛАЗМЫ: НОВЫЙ ЭТАП Проблемы лазерного термоядерного синтеза. Сост. и ред. А. А. Филюков. М., Атомиздат, 1976, 295 с. Прогнозы грядущего энергетического кризиса, в избытке публикуемые научн...»








 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.