ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"Тюменский государственный нефтегазовый университет"

институт нефти и газа

Кафедра Ремонт и восстановление скважин

ОТЧЕТ

по учебной практике

Выполнил:

студент гр. НРК-07-1

Попов К.В.

Руководитель:

Паникаровский Е.В.

Проверил:

профессор, д.т.н.

Зозуля Г.П.

Тюмень, 2009

Введение

Роль нефтегазодобывающей промышленности

С топливно-энергетическим комплексом напрямую связано благосостояние всех граждан России.

Большое значение в экономике страны играет входящий в ТЭК и являющийся его важнейшей частью нефтяной и газовый сектор.

До перестройки нефть и газ были опорой советского руководства. Дешевые энергоносители обеспечивали оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть и этот газ привязывали страны восточного блока. Валютные доходы от экспорта газа и нефти позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.

С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. В то же время нефть и газ по-прежнему остаются важнейшими источниками дохода в валюте для всей страны.

Нефтегазовый комплекс за годы реформ значительно упрочил свои позиции в экономике страны. НГК возник и окреп, как и другие структурные подразделения в народном хозяйстве страны, еще в рамках СССР и единого народно-хозяйственного комплекса. После его развала нефтегазовый комплекс получил вполне самостоятельное значение. Что касается общего положения нефтегазового комплекса в российской экономике, то отрасль в гораздо меньшей степени затронул спад производства. Более того. за годы реформ сырьевые отрасли выдвинулись на ведущие позиции в народном хозяйстве страны.

Действительно, отрасли ТЭК дают не менее 50% валютных поступлений в Россию, позволяют поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.

Необходимо отметить также, что большинство отраслей перерабатывающей промышленности оказались убыточными вследствие избыточной энергоемкости, в несколько раз превышающей мировые стандарты, сформировавшиеся под влиянием топливно-энергетического кризиса 70х-80х годов. В этой ситуации упадка производства, неплатежей, социальной напряженности и безработицы относительно стабильный и экспортно-ориентированный нефтегазовый комплекс становится поистине жизненно важным элементом в структуре экономики нашей страны, той отраслью, которая способна стать опорой более высокотехнологичных и наукоемких современных производств. Однако до сих пор перерабатывающие отрасли страны находятся в глубоком кризисе.

Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство России. Энергодобывающая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в российских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.

ОАО "Газпром" – основная газодобывающая компания России

ОАО"Газпром" - крупнейшая газовая компания мира. "Газпрому" принадлежит 60% российских и 17% мировых запасов газа. В добыче газа доля "Газпрома" ещё выше - 85% российской добычи газа, 20% мировой добычи.

В России "Газпром" занимает монопольное положение по транспортировке природного газа в газообразном состоянии. Компании принадлежит Единая система газоснабжения (ЕСГ), включающая в себя все магистральные газопроводы страны. Доступ независимых производителей газа к газотранспортной системе "Газпрома" регулируется государственными органами.

Закон "Об экспорте газа" наделяет "Газпром" исключительным правом экспорта природного газа из России. Прочие российские производители газа не имеют возможности поставлять свою продукцию за пределы страны.

Российской федерации принадлежит 50% плюс одна акция ОАО"Газпром". Согласно закону "Огазоснабжении в РФ" доля государства в капитале "Газпрома" не может быть ниже этого уровня. В годы активной приватизации государство утратило акционерный контроль над "Газпромом". В 2004 году контроль был восстановлен путём покупки пакета акций.

Стратегия развития "Газпрома" предусматривает расширение деятельности в смежных областях, в частности добыче нефти и генерации электрической энергии. "Газпром" приобрёл контрольный пакет акций компании "Сибнефть", которая впоследствии была переименована в "Газпром нефть", а также акции ряда электроэнергетических компаний.

Газовая промышленность

Газовая промышленность является одной из составных частей топливно-энергетического комплекса, в состав которого входят предприятия по добыче и переработке всех видов топлива (топливная промышленность), производству электроэнергии и её транспортировке (электроэнергетика).

Основные районы залегания природного газа по России и странам СНГ (месторождения):

Западно-сибирская нефтегазоносная провинция :

Ямало-Ненецкий АО - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское,Тазовское;

Березовская газоносная область - Похромское, Игримское;

Васюганская газоносная область - Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция :

Наиболее значительное - Вуктылское, в Тимано-Печорской нефтегазоносной области.

Средняя Азия и Казахстан :

Наиболее значительное в Средней Азии - Газлинское, в Ферганской долине, Кызылкумское, Байрам-Алийское, Дарвазинское, Ачакское, Шатлыкское.

Северный Кавказ и Закавказье :

Ставропольский край - Северо-Ставропольское, Пелачиадинское;

Краснодарский край - Ленинградское, Майкопское, Старо-Минское, Березанское;

Азербаджан - Карадаг, Дуванный;

Дагестан - Дагестанские Огни.

Также месторождения Украины, Сахалина и Дальнего Востока.

Развитие газовой промышленности

В ее развитии можно выделить 4 этапа:

I этап (до 1950 г.) - период зарождения газовой промышленности;

I I этап (с 1950 г. по 1956 гг.) - период ее становления;

III этап (с 1956 г. по 1991 гг.) - период до распада СССР;

IV этап (с 1991 г.) - современный период.

1811 - Талантливый российский изобретатель Петр Соболевский создает и испытывает первую отечественную установку для получения искусственного газа - "термоламп".

П.Г. Соболевский выступает с докладом об изобретении "термолампа" в Санкт-Петербурге на заседании Всероссийского общества любителей словесности, наук и художеств.

1812 - Согласно указу императора Александра I титулярный советник П.Г. Соболевский награжден орденом Св. Владимира 4-й степени "за попечения и труды, с коими произвел в действие устроение термолампа, доселе в России не существовавшего".

1816 - Соболевский П.Г. успешно применил "термоламп" для освещения мастерских на Пожевском заводе (Пермская губерния).

1819 - Зажжен первый уличный газовый фонарь на Аптекарском острове Санкт-Петербурга.

1835 - Утвержден устав первой российской акционерной газовой компании "Общество для освещения Санкт-Петербурга газом".

В Санкт-Петербурге в районе Обводного канала построен первый газовый завод и начались работы по организации централизованного газового освещения с созданием необходимой городской инфраструктуры.

1848 - На Дворцовой площади и Армянском базаре главного административного центра Закавказья - Тифлиса - появились первые газовые фонари.

1850 - В Одессе появилось газовое освещение.

1859 - В Москве учреждено "Общество сжатого газа".

1863 - Построен небольшой газовый завод для освещения Большого и Малого Императорских театров.

1864 - Впервые проведены торги на сооружение системы уличного газового освещения. Победитель - "Букье и Компания".

1865 - В Москве построен первый завод по производству светильного газа.

1868 - В России действует 310 газовых заводов.

1874 - В Казани построен газовый завод промышленника Башмакова.

1881 - В Санкт-Петербурге создано "Товарищество нефтяного газового освещения "Светозар".

1896 - Учреждено акционерное общество Gaz & Electricite de la Ville de Kazan для освещения Казани.

1906 - В 40 км к северу от поселка Дергачи обнаружено углеводородное сырье.

1910 - Из 1082 городов Российской империи уличное освещение имели 886, электрическое было в 74, а газовое - в 35 городах. Многие из городов сочетали разные типы освещения.

Произведен опыт освещения Большой Лубянки и Сретенки новыми газовыми фонарями с применением газа повышенного давления.

1911 - Создана первая российская компания по добыче и использованию природного газа "Ставропольское товарищество для исследования и эксплуатации недр земли".

1913 - Утвержден устав акционерного общества "РОМЭРГАЗ" (Санкт-Петербург).

1924 - Создан Гелиевый комитет, и в стране начались планомерные поиски газовых месторождений.

1927 - Создана контора "Стройгаз", в структуре которой образовано подразделение "Гелиеразведка" в Ленинграде.

1930 - Состоялась Первая Всесоюзная газовая конференция, определившая направление формирования основ стратегии газовой промышленности.

1931 - В Москве введен в эксплуатацию завод "Нефтегаз".

На базе конторы "Стройгаз" создан Государственный трест по использованию природных газов ВСНХ СССР "Союзгаз".

1933 - Приказом Наркомата тяжелой промышленности создано Управление газовой промышленности и промышленности искусственного жидкого топлива (Главгаз).

1940 - Добычей занимается Наркомат нефтяной промышленности.

1941 - На Елшанской площади заложена скважина N 1.

1942 - Первое газовое месторождение Коми АССР - Седельское - вступило в промышленную разработку.

Промышленные предприятия, жилые дома, столовые и лечебные учреждения столицы снабжаются высококалорийным нефтяным газом с завода "Нефтегаз" N 1, смешивавшимся с низкокалорийным газом Московского газового завода Моссовета.

Завод "Нефтегаз" N 2 имеет суточную производительность 400 тыс. куб. м.

Начинается строительство газопровода Елшанка - Саратовская ГРЭС.

1943 - В СССР введен в эксплуатацию первый магистральный газопровод Бугуруслан-Похвистнево-Куйбышев.

В СССР принимается принципиальное решение о строительстве первого дальнего газопровода.

Создано Главное управление газовой промышленности и искусственного жидкого топлива при Совнаркоме СССР (Главгазтоппром).

1944 - Организовано Управление строительства газопровода Саратов-Москва.

1945 - Введена в эксплуатацию газовая магистраль Войвож-Ухта.

1946 - Произведен пробный пуск газа в газопровод Саратов-Москва.

1947 - Магистральный газопровод Саратов-Москва введен в постоянную эксплуатацию.

1948 - В Министерстве нефтяной промышленности создан Главнефтегаз.

1950 - Начало газовой "революции", радикально изменившей топливно-энергетический баланс нашей страны.

Открыто уникальное по запасам газа Северо-Ставропольско-Пелажадинское месторождение.

На Украине разведали крупное газовое месторождение - Шебелинское.

В Ставропольском крае разведали Северно-Ставропольско-Пелагнадинское месторождение газа.

1960 - Постановлением Коми Совнархоза Крутянский и Ижемский заводы объединились под названием Ухтинский газоперерабатывающий завод.

1960-1970 - Российский газ начинает свою международную историю. Соглашение "Газ - трубы" положило начало газовой эры в международной экономике.

1962-1970 - На Тюменском севере открыто около 20 газовых месторождений с суммарным запасом в несколько триллионов кубометров.

1965 - Создано Министерство газовой промышленности СССР.

1966 - Из сибирского месторождения "Уренгой" природный газ поступает в столицу Советского Союза и другие города страны.

1971 - Начались работы по обустройству месторождения Медвежье на Урале.

1988 - Открыто Штокмановское газоконденсатное месторождение.

1989 - Министерство газовой промышленности СССР преобразовано в государственный газовый концерн "Газпром".

1992 - Подписан указ президента РФ "О преобразовании ГГК "Газпром" в Российское акционерное общество "Газпром".

1993 - Выходит постановление правительства РФ "Об учреждении Российского акционерного общества "Газпром".

1996 - Введены в эксплуатацию первоочередные участки газопровода Ямал-Европа на территориях Польши и Германии общей протяженностью 117,2 км.

Введено в эксплуатацию Западно-Таркосалинское месторождение природного газа в Западной Сибири.

1997 - Заключено межправительственное соглашение о поставках российского газа в Турцию через газопровод по дну Черного моря.

2001 - Учреждено Российское газовое общество.

2002, Март - завершено строительство первой "нитки" газопровода "Голубой поток".

Июнь - завершено строительство второй линии глубоководного участка газопровода "Голубой поток".

Ноябрь - на заседании правления ОАО "Газпром" было принято решение о начале реализации проекта Северо-Европейского газопровода.

Декабрь - сдан в эксплуатацию пусковой комплекс газопровода Россия-Турция ("Голубой поток").

2003 - Распоряжением правительства Российской Федерации утверждена "Энергетическая стратегия России на период до 2020 года".

2005 - "Газпром" впервые поставляет сжиженный природный газ (СПГ) за границу.

Подписано принципиальное соглашение о строительстве газопровода "Северный поток" (Nord Stream).

Выведен на проектную мощность трубопровод Ямал-Европа (33 млрд. куб. м).

2006 - Принято стратегическое решение о начале разработки месторождений полуострова Ямал. "Газпром" вошел в проект "Сахалин-2".

2007 - Введено в эксплуатацию Южно-Русское месторождение. Проект, который является примером эффективного российско-германского партнерства, направленного на обеспечение устойчивой энергетической безопасности Европы.

"Газпром" и итальянский концерн ENI подписали Меморандум о взаимопонимании и о реализации проекта "Южный поток".

Правительство РФ утвердило "Программу создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения".

Россия, Казахстан и Туркмения подписали трехстороннее соглашение " О сотрудничестве и строительстве Прикаспийского газопровода".

2011 - Запланирован запуск трубопровода "Северный поток".

Газ как моторное топливо

Резкий рост числа автомобилей в современном мире потребовал значительного увеличения объемов выработки бензина. Это подтолкнуло ученых и инженеров во всем мире к активному поиску его замены.

В этом поиске специалисты разных стран обращают свое внимание прежде всего на то, чего на их родине имеется с избытком. Так, в Бразилии каждый пятый автомобиль ездит на чистом спирте, вырабатываемом из сахарного тростника. На Филиппинах в качестве заменителя бензина опробован кокозин, получаемый из мякоти кокосовых орехов. Во Вьетнаме горючее научились делать из скорлупы кокосовых орехов. В ФРГ убеждены, что наилучшей заменой бензину является метанол (метиловый спирт) и прогнозируют, что к 2000 г. каждый четвертый автомобиль в мире будет работать на нем.

В результате поиска альтернативы бензину отечественные специалисты остановили свой выбор на газе. Свою точку зрения они объясняют следующим:

1) ресурсы газа значительно превосходят ресурсы нефти и поэтому можно будет спокойно разрабатывать другие топлива для двигателей внутреннего сгорания или даже новые типы двигателей на неуглеводородном топливе;

2) в выхлопах газового двигателя нет сернистого газа (т.к. в природном газе серы, как правило, нет), а концентрация окиси углерода в несколько раз меньше (благодаря большей полноте сгорания газа);

3) среднее октановое число природного газа равно 105, что выше, чем у лучших марок бензина;

4) двигатели на газовом топливе работают в 1,5...2 раза дольше, чем на бензине, т.к. при сгорании газа образуется меньше твердых частиц и золы, вызывающих абразивный износ цилиндров и поршней; кроме того, газ не смывает масляную пленку с поверхности цилиндров, как бензин, и не вызывает коррозию металла.

Для заправки автомобилей газ может применяться в двух видах: газообразном и жидком. В первом случае используется природный газ, который сжимают до 20...25 МПа, а во втором пропан-бутановая смесь, которую охлаждают до минус 162 °С и хранят под давлением 1,6 МПа. Затраты на сжижение газа в 2...3 раза больше, чем на сжатие. Поэтому экономически более целесообразно использование сжатого газа.

С 1984 г. Московский автомобильный завод имени Лихачева выпускает автомобили ЗИЛ-138А и ЗИЛ-138И, работающие на сжатом природном газе. В перспективе предполагается перевести на газ весь грузовой транспорт. Газ уже применяется и на легковых автомобилях.

Природный газ является перспективным топливом и для авиации. Во всех промышленно развитых государствах она является одним из крупнейших потребителей нефтепродуктов. В 1997 г. совокупное потребление авиационного топлива всеми авиакомпаниями мира составило около 193 млн. т, в том числе странами СНГ - 10 млн. т. В настоящее время практически единственным топливом для воздушного транспорта является авиационный керосин. Однако уже достаточно давно ведутся работы по подбору альтернативных топлив.

В нашей стране в районах нефтедобычи вертолеты завода им. М.Л. Миля летают на так называемом авиационном сконденсированном топливе (АСКТ), получаемом на основе пропан-бутановых фракций, извлекаемых из попутного нефтяного газа.

Одним из альтернативных топлив для авиации является сжиженный природный газ (СПГ), Его применение в качестве авиатоплива имеет ряд достоинств:

1) выбросы вредных веществ при сжигании СПГ значительно ниже, чем при использовании авиакеросина: окислов азота образуется в 1,5...2 раза меньше, сажи - в 5 раз;

2) при одинаковой полезной нагрузке уменьшаются расход и масса топлива; так установка на самолетах ИЛ-86 двигателей, работающих на СПГ, позволит при той же дальности полета снизить взлетную массу самолета на 25,4 т, а расход топлива на 18,6 т,

Перспективность использования СНГ в качестве авиатоплива подтверждается также тем, что его производство ныне превратилось в развитую отрасль мировой экономики: в 1997 г. в мире было произведено около 140 млрд. м3 СПГ, а ежегодный прирост торговли им составляет 1 %,

Подводя итог всему вышесказанному, можно сделать вывод, что нефть и газ играют и будут играть важную роль в жизни человека. Несмотря на расширение применения нетрадиционных возобновляемых источников энергии, в обозримой перспективе нефть и газ останутся основными энергоносителями во всех странах мира. Другое дело, что будет происходить некоторое перераспределение ролей между ними: моторные топлива, получаемые из нефти, будут постепенно заменяться сжатым или сжиженным газами.

Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов переработки нефти и газа. Это направление их использования со временем также будет все более и более развиваться.

Переработка газов

Исходное сырье и продукты переработки газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные - олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

Основные объекты газоперерабатывающих заводов

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

3) отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);

5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико.

Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 9.1.

Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...0,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого ("сырого") газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный ("сухой") газ компрессорной станцией I I-й ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей.

Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам.

Отбензинивание газов

Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и конденсационный методы.

Компрессионный метод

Сущность компрессионного метода заключается в сжатии газа компрессорами и последующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые компоненты газа частично переходят из газовой фазы в жидкую. С понижением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания "жирных" газов, в которых содержится более 1000 г/м3 тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов является давление компримирования 2...4 МПа.

Абсорбционный метод

Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких поглотителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла.

При физической абсорбции поглощаемые углеводороды не образуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому обычно физическая абсорбция обратима, т.е. поглощенные компоненты можно выделить из абсорбентов. Этот процесс называется десорбцией. Чередование процессов абсорбции и десорбции позволяет многократно применять один и тот же поглотитель.

Количество поглощенных газов при абсорбции увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Чем больше молярная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглощается одной и той же жидкостью.

Применение абсорбционного метода наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых углеводородов в 1 м3.

Адсорбционный метод

Адсорбцией называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой смеси твердым веществом - адсорбентом. Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции - выделение из адсорбента поглощенных им веществ.

В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность - от сотен до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей характеристикой адсорбентов является их адсорбционная активность (или адсорбционная емкость) равная количеству целевых компонентов (в масс. %, граммах и т.п.), которое может быть поглощено единицей массы адсорбента.

Адсорбционная активность адсорбентов зависит от состава газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и давление, а также чем ниже температура, тем адсорбционная активность выше.

В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей используют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

Для регенерации адсорбента применяют также пропаривание адсорберов острым водяным паром с последующим охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводородов.

Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м3.

Конденсационный метод

Сущность конденсационного метода заключается в сжижении тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных температурах. Применяют две разновидности конденсационного метода отбензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР).

Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х стадий:

а) компримирования газа до давления 3...7 МПа;

б) охлаждения сжатого и осушенного газа до температуры -10 ...-80°С;

в) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводородов на нестабильный газовый бензин и "сухой" газ.

Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинаковы. Отличие между ними заключается в третьей стадии.

Процесс НТК по сравнению с процессом НТР имеет следующие преимущества:

1) благодаря предварительному отбору газовой фазы в сепараторе, деэтанизатор и другие аппараты установки имеют меньшие размеры;

2) вследствие относительно небольшого содержания метана и этана в сырье деэтанизатора конденсацию паров в холодильнике можно осуществлять при сравнительно высоких температурах -5...-10 "С.

Недостатками схемы НТК является то, что часть целевых компонентов теряется с газом, отбираемым из сепаратора. Этот недостаток устраняется более глубоким охлаждением сырьевого газа перед сепаратором, что требует больших затрат энергии.

Считается, что схема НТР наиболее рациональна при извлечении пропана в пределах 50 % от потенциала, а схема НТР экономичнее при извлечении свыше 70 % пропана, содержащемся в исходном газе.

Газофракционирующие установки

Нестабильный бензин, получаемый на отбензинивающих установках методами компрессии, абсорбции, адсорбции и охлаждения (НТК, НТР) состоит в общем случае из углеводородов от этана до гептана включительно. Это связано с тем, что при фазовых переходах и сорбции тяжелые углеводороды увлекают за собой легкие.

Поскольку нестабильный газовый бензин не находит непосредственного применения в народном хозяйстве из него получают стабильный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводороды - пропан, бутаны, пентаны, гексан.

Процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты называется фракционированием. В основе фракционирования лежит метод ректификации. Поскольку требуется обеспечить четкое разделение исходного сырья на компоненты, температура кипения которых различается незначительно, фракционирование осуществляют в несколько ступеней, на каждой из которых сырье разделяется на два компонента: высококипящий и низкокипящий.

Процесс разделения двухкомпонентной смеси ректификацией выглядит следующим образом. Сырье, которое надо разделить, подается в среднюю часть колонны на тарелку питания. Введенная в колонну жидкая смесь стекает по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются пары, образовавшиеся в результате кипения жидкости в кубе колонны. В процессе противоточного движения паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом, а жидкая - высококипящим.

Газофракционирующие установки бывают двух типов: одноколонные и многоколонные. Одноколонные установки называют стабилизационными. Они предназначены для разделения нестабильного газового бензина на стабильный газовый бензин и сжиженный газ (рис. 9.5 а). На многоколонных ГФУ из нестабильного бензина выделяют стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов. Для разделения нестабильного бензина на три компонента требуется две колонны (рис. 9.5 б): в первой колонне выделяется один целевой компонент, а в следующей - второй и третий. Рассуждая аналогично легко показать, что для разделения смеси на n фракций требуется (n-1)-на ректификационная колонна. Таким образом, для получения стабильного газового бензина и всех возможных технически чистых углеводородов (пропан, бутаны, пентаны, гексан) требуется 6 колонн.

Главной газодобывающей компанией России является РАО "Газпром", учрежденное в феврале 1993 г. (до этого - государственный концерн).

РАО "Газпром" - крупнейшая газовая компания мира, доля которой в общемировой добыче составляет 22 %. Контрольный пакет акции РАО "Газпром" (40 %) находится в собственности государства.

Увеличение спроса на газ внутри России прогнозируется после 2000 г. Соответственно возрастет и его добыча: в период с 2001 г. по 2030 г. предполагается извлечь из недр 24,6 трлн. м3 газа, доведя к 2030 г. ежегодную добычу до 830...840 млрд. м3|. Перспективы увеличения добычи газа связаны с освоением месторождений севера Тюменской области (Надым-Пур-Тазовский район, п-ов Ямал), а также крупнейшего в Европе Штокмановского газоконденсатного месторождения (Баренцево море).

В 1998 г. начата добыча газа на Заполярном месторождении.

На полуострове Ямал разведанные запасы газа в настоящее время составляют 10,2 трлн. м3. К промышленному освоению из 27 разведанных здесь месторождений уже подготовлено 4 крупных - Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское и Новопортовское.

Ожидается, что максимальный уровень добычи газа на полуострове Ямал составит 200...250 млрд. м3.

Широкомасштабное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения намечается после 2005 г. - в соответствии с потребностями европейского рынка и северо-западного региона России. Прогнозируемый уровень добычи газа здесь - 50 млрд. м3 в год.

Россия является крупнейшим в мире экспортером природного газа. Поставки "голубого золота" в Польшу начались в 1966 г. Затем они были организованы в Чехословакию (1967 г.), Австрию (1968 г.) и Германию (1973 г.). В настоящее время природный газ из России поставляется также в Болгарию, Боснию, Венгрию, Грецию, Италию, Румынию, Словению, Турцию, Финляндию, Францию, Хорватию, Швейцарию, страны Балтии и государства СНГ (Белоруссию, Грузию, Казахстан, Молдавию, Украину). В 1999 г. в страны ближнего и дальнего зарубежья было поставлено 204 млрд. м3 газа, а прогноз на 2010 г. составляет 278,5 млрд. м3.

Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:

1) увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов;

2) расширение экспорта российского газа;

3) укрепление сырьевой базы газовой промышленности;

4) реконструкция Единой системы газоснабжения с. целью повышения ее надежности и экономической эффективности;

5) глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья.

Перспективы развития газовой промышленности России

Наметившаяся в концу 90-х гг. стабилизация экономики России благоприятствует росту внутреннего потребления газа в России, а также постепенному возобновлению роста газодобычи.

В этих условиях РАО "Газпром" проводит активную стратегию, направленную на сохранение монополии на регулируемых зональных рынках газа. В качестве регулируемых покупателей при этом выступают региональные газораспределительные компании и крупные конечные потребители газа, непосредственно присоединенные к магистральным газопроводам. Предусматривается, что в случаях превышения установленных ФЭК предельных уровней годового потребления газа потребители будут выводиться на контрактный нерегулируемый рынок. Цены на регулируемых и нерегулируемых фрагментах зональных рынков газа при использовании РАО "Газпром" активной стратегии могут отличаться почти в 2 раза. По данным РАО "Газпром", цены на зональных рынках газа вблизи западной границы России, т.е. на экспортных "выводах" российского газа, ныне вплотную приблизились к экспортным ценам в нерегулируемом секторе.

Нынешняя относительная устойчивость газового сектора экономики объясняется прежде всего тем, что сохранение "Газпрома" как единой структуры остановило распад хозяйственных связей, характерный для промышленности постсоветского периода.

На поддержание эффективности деятельности РАО "Газпром", безусловно, оказывают влияние как высокий уровень капитализации компании, участвующей в крупных инвестиционных проектах и расширяющей рынки сбыта газа, так и фактор масштаба деятельности, производственной и финансовой сверхконцентрацией. Для РАО "Газпром" в ВВП России приближается к 10%, доля налоговых поступлений в государственный бюджет превышает в среднем 20%, а доля добычи газа в РФ - 91%. Вместе с тем функционирование "Газпрома" как замкнутой государственной системы, на выходе которой цены на газ регулируются правительством, имеет и свои минусы.

Можно поставить под сомнение экономическую эффективность системы, в которой скрыты от посторонних глаз реальные издержки производства и не всегда обоснованы цены для потребителей газа. Та же проблема злостных неплатежей свидетельствуют о превышении цен над уровнем платежеспособного спроса.

Особо следует отметить, что сохраняющаяся экспортная эффективность РАО "Газпром" базируется на эксплуатации месторождений-гигантов, запасы которых исчисляются сотнями миллиардов и триллионами кубических метров природного газа. Исчерпание этих месторождений, большая часть которых расположена в труднодоступных приполярных районах и на шельфах замерзающих морей Арктики и Дальнего Востока, приведет к резкому возрастанию затрат на освоение и эксплуатацию менее крупных месторождений. В конечном счете конкурентоспособность "Газпрома" на внешних рынках может быть подорвана, и это надо учитывать.

Представляется, что при наличии большого числа аргументов "за" и "против" централизации "Газпрома" доводы последних звучат все более убедительно по мере продвижения России к реальному рынку.

Как представляется, несовершенство структуры и деятельности РАО "Газпром" в значительной степени является результатом отсутствия государственной программы преобразования газовой отрасли, а так же специального закона о газоснабжении, регламентирующего структуру и организацию газоснабжения (так, как это делается в других странах с развитой газовой промышленностью). Инициируемое государством газовое законодательство и программа преобразований газовой промышленности, на наш взгляд, должны включать как варианты целостной стратегии развития газовой отрасли, так и механизмы, методы управления и контроля за ее реализацией.

Уже почти не вызывает споров тезис о необходимости развития внутри "Газпрома" конкурентной среды.

Главная отличительная особенность назревшего этапа реформирования РАО "Газпром", признаваемая самим руководством монополии, состоит в постепенном демонтаже вертикально интегрированной организации газовой промышленности страны. Создание самостоятельных дочерних газодобывающих компаний со своими контрольными пакетами акций, а также сбытовых компаний, обеспечивающих межрегиональные и экспортные поставки газа, при сохранении единой государственной газотранспортной компании должно позволить увеличить долю газа, продаваемого по свободным рыночным ценам.

Образование самостоятельных газодобывающих компаний при наличии единой контролируемой государством транспортной компании должно создать конкурентный рынок на выходах магистральных газопроводов, характерной чертой которого будет контрактная схема взаимоотношений производителей газа с его потребителями. Доля потребителей, выходящих на контрактный рынок газа, будет увеличиваться с ростом промышленного производства в стране. По мере укрепления на рынке крупных независимых газовых компаний представляется целесообразным ослаблять монопольное положение РАО "Газпром", оставив ему функции генерального экспортера газа и ответственного за регулируемую часть внутреннего газового рынка.

Государственная газотранспортная компания должна управляться рыночными методами и быть в своей основе открытым акционерным обществом, имеющим определенные аналогии с РАО ЕЭС и зарубежными энергетическими компаниями типа "Рургаз" и "Газ де Франс".

В этом случае государство имело бы возможность проводить гибкую тарифную политику по отношению к отдельным потребителям газа и регионам в целом. Так, тарифы на доставку газа могут быть сокращены для регионов, осуществляющих пионерную газификацию, для потребителей, обеспечивающих энергосбережение либо эффективные природоохранные мероприятия.

Добыча природного газа в Российской Федерации в целом и по основным газодобывающим регионам в период социально-экономических реформ снизилась с 1993 по 1998 г. с 618 до 591 млрд. м3 или на 10%, В Западной Сибири промышленное извлечение газа за эти же годы уменьшилось с 563 до 542 млрд. м3 (также примерно на 10%).

Исключение составили Поволжский и Дальневосточный районы, где прирост добычи газа составил соответственно 6 и 5%.

Следует отметить, что наблюдавшееся в 90-е гг. сокращение объемов добычи газа в стране было значительно меньшим по сравнению с падением объемов промышленного производства, достигшим в среднем по стране почти 50%.

Таблица 2 Добыча природного газа по регионам Российской Федерации, млн. куб. м.

	1993 г	1994 г	1995 г	1996 г	1997 г	1998 г
Российская Федерация	618417	607201	595467	601472	571062	591400
Северный район	4920	3931	3676	3672	3688	3858
Республика Коми	4782	3806	3551	,3533	3526	3858
Архангельская область	138	124	125	139	162	-
Поволжский район	5465	5648	6289	5847	7017	9532
Республика Калмыкия	166	138	131	119	109	91
Республика Татарстан	923	875	849	806	764	736
Астраханская область	2985	3357	4074	3750	5059	7575
Волгоградская область	438	440	482	530	524	488
Самарская область	411	341	306	289	282	274
Саратовская область	542	497	447	353	310	366,5
Северо-Кавказский	4687	4010	3824	3528	3558	3513

"ЮганскСибстрой"

Научно-проектно-производственный комплекс "ЮганскСибстрой" образован в 1966 г. Отличительная особенность - законченный цикл научного и проектного, а также промышленного обеспечения освоения месторождений от сейсморазведки до производства и ввода в эксплуатацию.

Миссия ООО "ЮганскСибстрой" - быть головной организацией по научному обеспечению производственной деятельности предприятий газовой промышленности в Западно-Сибирском регионе.

Основная функция - научное и проектное обеспечение развития предприятий газовой промышленности в Западной и Восточной Сибири, сокращение сроков освоения месторождений за счет комплексного подхода и внедрения инновационных решений.

Направления деятельности

- Научное направление

- Проектное направление

- Производственное направление

Научное направление

Разработка и эксплуатация газоконденсатных и нефтяных месторождений

Разработка газовых месторождений

Геология и геофизика месторождений

Гидрогеология и экология водной среды

Строительство скважин

Добыча, переработка и транспорт газа

Геотехнический мониторинг в криолитозоне

Инвестиционные проекты и эффективность НИР

Разработка и эксплуатация газоконденсатных и нефтяных месторождений

Структурная принадлежность

Научное подразделение ООО "ЮганскСибстрой".

В состав подразделения входят: отдел разработки ачимовских залежей, отдел разработки нефтегазоконденсатных залежей, отдел геолого-промыслового мониторинга месторождений УВ, лаборатория гидрогеологии и экологии водной среды, отдел экспериментальных и аналитических методов исследования углеводородных систем, бюро ГИПов.

Основные направления деятельности

Авторское сопровождение разработки газовых, газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек.

Проектирование разработки газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей.

Трехмерное геологическое моделирование (Fast Tracker, Irap RMS, детерминированные и стохастические модели).

Трехмерное гидродинамическое моделирование (Black Oil, Compositional; Eclipse, Tempest More, VIP) с использованием кластерного оборудования и параллельных вычислений.

Адаптация трехмерных фильтрационных моделей по истории эксплуатации месторождений с использованием технологии "МЕРО" (многофункциональная среда параллельной оптимизации, полуавтоматический режим).

Анализ технического состояния скважин, разработка предложений по капитальному ремонту, включая ГРП и боковые стволы, с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей.

Анализ результатов газогидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин, обоснование технологических режимов их эксплуатации.

Анализ результатов промысловых, лабораторных и экспериментальных исследований пластовых углеводородных систем.

Промысловые газоконденсатные исследования скважин методом отбора части потока, исключающим сжигание газа на факеле, с использованием сертифицированного оборудования собственного изготовления.

Углубленные исследования физико-химических свойств газа, конденсата и нефти (общие исследования, глубокая каскадная разгонка на узкие фракции), прогноз свойств при изменении давления, построение компьютерных моделей пластового флюида.

Термодинамические исследования пластовых флюидов с использованием PVT-установки (кривые контактной и дифференциальной конденсации).

Разработка газовых месторождений

Структурная принадлежность

Научное подразделение ООО "ЮганскСибстрой".

В состав подразделения входят: отдел разработки газовых месторождений, отдел комплексного моделирования разработки газовых месторождений, отдел эксплуатации и ремонта скважин, лаборатория интерпретации и анализа промыслово-геофизической информации.

Основные направления деятельности

Сбор и обработка статистической информации геолого-промысловых данных о текущем состоянии разработки газовых месторождений.

Проектирование разработки газовых месторождений и контроль за выполнением проектных решений по разработке месторождений.

Разработка рекомендаций по оптимизации режимов эксплуатации газодобывающих скважин.

Оценка текущих запасов газа и характера выработки запасов по площади и разрезу.

Подготовка и сопровождение геолого-технологических моделей газовых залежей.

Разработка рекомендаций, инструкций, методик, предложений, направленных на повышение эффективности разработки газовых месторождений.

Внедрение новых технологий разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Внедрение современных методов инженерного проектирования с использованием информационных технологий и моделирования.

Внедрение новых методов мониторинга и анализа разработки с акцентом на максимальное и адресное изучение всех объектов системы добычи газа.

Научные исследования в области подземной гидрогазодинамики, гидродинамического моделирования, программного обеспечения.

Совершенствование существующих технологий эксплуатации и ремонта скважин.

Разработка и модернизация скважинного оборудования и инструмента для ремонта скважин.

Проведение авторского надзора за выполнением проектных решений в части эксплуатации и капитального ремонта скважин.

Геология и геофизика месторождений

Структурная принадлежность

Научное подразделениеООО "ЮганскСибстрой".

В состав подразделения входят: отдел геолого-геофизического мониторинга, лаборатория геоинформационных систем и баз данных, отдел промысловой геологии, геофизики и подсчета запасов УВ, лаборатория мониторинга сырьевой базы, лицензирования и геолого-экономической оценки месторождений, лаборатория проектирования геологоразведочных работ, лаборатория физики пласта.

Основные направления деятельности

Обоснование направлений поисково-разведочных работ, обеспечивающих прирост запасов углеводородного сырья.

Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин, комплексный анализ сейсмических, грави -, магнито-, электроразведочных, геохимических, геологических исследований с целью уточнения геологического строения месторождений углеводородов, прогноз перспектив нефтегазоносности слабоизученных территорий для проведения диагностических и детальных геологоразведочных работ.

Создание и сопровождение баз данных геолого-геофизической информации.

Проектирование поисково-разведочных работ на нефть и газ, и авторский надзор за реализацией проектов геологоразведочных работ.

Построение геологических моделей месторождений и подсчет запасов углеводородов.

Стандартные и специальные исследования керна.

Гидрогеология и экология водной среды

Научное направление занимается исследованиями, направленными на обеспечение устойчивого водоснабжения и охрану водных ресурсов на территориях разрабатываемых газовых и нефтяных месторождений в Западной Сибири.

Уникальная база данных, высококвалифицированный персонал специалистов, а также современная аккредитованная химико-аналитическая лаборатория, выполняющая анализы более чем по 50 показателям природных и сточных вод, а также вытяжек из почв-грунтов, позволяют осуществлять широкий круг специальных гидрогеоэкологических исследований.

В их числе

гидрогеоэкологическое обоснование и проектирование подземного захоронения сточных вод;

оценка и картирование подземных и поверхностных водных ресурсов;

мониторинг эколого-геохимического состояния природных вод;

разработка природоохранных мероприятий по предотвращению техногенного загрязнения подземных и поверхностных вод;

прогнозирование русловых деформаций северных рек;

разработка мероприятий по укреплению размываемых берегов тундровых рек;

рекомендации по организации водозаборов из малых водотоков и водоемов в криолитозоне;

экзогеодинамический мониторинг водно- и термоэрозионных процессов на участках переходов трубопроводов через реки.

Строительство скважин

Структурная принадлежность

Научное подразделение ООО "ЮганскСибстрой".

В состав подразделения входят: отдел технологии бурения скважин, отдел крепления скважин, отдел разработки проектов бурения, лаборатория вскрытия продуктивных пластов и повышения продуктивности скважин.

Основные направления деятельности

Проектирование строительства поисковых, разведочных, эксплуатационных и специальных скважин.

Научно-техническое сопровождение строительства скважин: бурение, крепление и освоение скважин.

Разработка новых технологических решений при строительстве, ремонте, консервации, расконсервации, реконструкции и ликвидации скважин.

Исследования технологических параметров реагентов, материалов и составов буровых, тампонажных и специальных растворов, композиций и жидкостей.

Разработка рекомендаций по применению тампонажных растворов и буферных жидкостей для цементирования скважин.

Разработка руководящих документов по технологии бурения, крепления, освоения скважин, в том числе бурение по депрессии, бурение многозабойных скважин, бурение скважин с береговой зоны со смещением забоев до 6 км от вертикали.

Проектное направление

Проектно-изыскательские работы

Экологическое сопровождение разрабатываемых объектов

ООО "ЮганскСибстрой" выполняет проектно-изыскательские работы для обустройства газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включая инженерные и экологические изыскания, осуществляет проектирование отдельных объектов производственной инфраструктуры, жилья и соцкультбыта, магистральных и межпромысловых трубопроводов, комплексов сопутствующих сооружений, разработку технических регламентов, деклараций промышленной безопасности.

Проектно-изыскательские работы

ООО "ЮганскСибстрой" выполняет проектно-изыскательские работы для обустройства газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включая инженерно-экологические изыскания, а также для строительства отдельных объектов производственной инфраструктуры, жилья и соцкультбыта, магистральных и межпромысловых трубопроводов; разрабатывает технологические регламенты, специальные разделы проектов; осуществляет экологический мониторинг на действующих месторождениях углеводородов.

Комплексный подход при освоении месторождений углеводородов, основанный на параллельно-последовательном выполнении проектов разработки, строительства скважин и обустройства промыслов, разработки конструкторской документации, изготовления и поставки оборудования, позволяет совмещать многообразие этапов работ, сокращая в конечном итоге сроки ввода месторождений.

Объем проектных работв 2008 году увеличился в 1,35 раза по сравнению с предыдущим годом. Велись работы по 11 газовым, газоконденсатным и нефтяным месторождениям. Разрабатывалась документация на обустройство апт-альбских отложений Ныдинского участка Медвежьего ГКМ, установок охлаждения газа первой и второй очереди УКПГ Юрхаровского месторождения, ДКС Губкинского и Вынгаяхинского газовых месторождений. Продолжались проектные работы по обустройству нефтяных оторочек Собинского НГКМ в Красноярском крае.

Творческий подход проявляется не только на уровне реализации технических и технологических решений, но и при подготовке специальных разделов проектов, таких как охрана окружающей среды, технологические регламенты, инженерно технические мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций.

В проекты закладывается максимальная автоматизация технологических процессов, систем пожаротушения, контроля загазованности, систем коммерческого учета электротеплоэнергии, комплекса инженерно-технических мероприятий средств охраны и средств антитеррористической защиты объектов. Постоянно ведется работа по улучшению систем менеджмента качества и управления проектами в части планирования.

Экологическое сопровождение разрабатываемых объектов

Для отдела охраны окружающей природной среды (ООПС) 2008 год оказался рекордным по объему выпускаемой проектной продукции.

В работе промышленно-экологического направления используются программные средства серии "Эколог" фирмы "Интеграл" для расчета загрязнения атмосферы, по безопасному обращению с отходами и для акустических расчетов. В целях более полной и всесторонней оценки вреда здоровью населения приобретены и осваиваются расчетные блоки "Средние" и "Риски" фирмы "Интеграл". Регулярно приобретаются и осваиваются новые и модифицированные программы серии "Эколог".

Использование программного обеспечения "MicroStation GeoGraphics Descartes" обеспечивает выпуск всех картографических приложений к ОВОС проектов обустройства месторождений в электронном виде.

За 2008 год отделом ООПС разработано 9 проектов рекультивации нарушенных земель в ходе обустройства месторождений углеводородного сырья на территории ЯНАО, ХМАО - Югра (Сысконсыньинское месторождение), а также Красноярского края (Собинское месторождение).

Биоэкологическое направление отдела в прошедшем году осваивало новую сферу деятельности - инвентаризациюособо охраняемых природных территорий. Было проведено обследование трех заказников в Казанском и Абатском районах. При этом освоена новая методика зимних маршрутных учетов животных по их следам.

Во время обследований заказников зафиксированы редкие виды животных, среди которых насчитывается 21 вид позвоночных и 4 вида беспозвоночных. В том числе отловлен аполлон обыкновенный Parnassius apollo, внесенный в Красные книги всех уровней как исчезающий вид. На сегодняшний день это единственная достоверно зафиксированная находка аполлона на территории Тюменской области.

В результате ботанических исследований получены новые данные о состоянии популяций 18 краснокнижных видов растений, закартированно 112 мест их произрастания. Найдено 2 новых вида для флоры Тюменской области.

Результаты исследований доложены на 5 научно-практических конференциях, опубликовано 10 тезисов докладов и научных статей.

Отдел охраны окружающей природной среды

В соответствии с Положением об отделе охраны окружающей природной среды (ООПС), его основной задачей является экологическое обоснование проектных решений и выполнение самостоятельных работ экологической направленности.

Прошедший 2007 год был показателен по объему выпуска проектной документации и инженерно-экологическим изысканиям. Так, на стадии проекта были разработаны разделы "Охрана окружающей среды" и "Оценка воздействия на окружающую среду" по Новопортовскому, Пякяхинскому и компрессорным станциям Уренгойского месторождения.

В 2007 году, отдел ООПС провел полномасштабные инженерно-экологические изыскания на территории Песцового, Северо-Пуровского, Сысконсыньинского и ряда других нефте- и газоконденсатных месторождений, по материалам которых составлены отчеты об изысканиях, в свою очередь, положенных в основу оценки воздействия окружающей среды проектов и программ производственного экологического мониторинга.

Инженерно-экологические изыскания, проводимые нашим отделом, обеспечивают комплексное изучение природных и техногенных условий территории; оценку современного экологического состояния отдельных компонентов природной среды; прогноз возможных изменений природных (природно-технических систем); оценку экологической опасности и риска; разработку рекомендаций по предотвращению вредных и нежелательных экологических последствий; определение мероприятий по сохранению социально-экономических, исторических, культурных, этнических и других интересов местного населения; обеспечивают исходными данными проектирование рекультивационных работ и программы организации и проведения локального экологического мониторинга.

Производственное направление

Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности

Технология очистки поверхностных и подземных вод

Производство

Экспериментальный завод - замыкающее звено в цепи наука-проект-производство. Как производственное подразделение в структуре НПО завод создан в 1986 году. Производство промышленной продукции - одно из самых динамично развивающихся направлений деятельности Общества.

Комплексное взаимодействие специалистов научных подразделений, проектной части, специального конструкторского бюро (СКБ) и экспериментального завода позволяет находить нетрадиционные решения, значительно улучшающие потребительские качества изделий при сохранении оптимальных цен.

Экспериментальный завод ООО"ЮганскСибстрой" - это современное предприятие, выпускающее широкий ассортимент продукции - более 80 наименований. Номенклатура продукции завода в значительной степени сформировалась в результате потребности в оборудовании нового поколения, соответствующем мировому уровню. Всё оборудование завод, как правило, изготавливает под конкретного заказчика. Ежегодно наряду с "традиционным" оборудованием производятся и новые изделия с разработкой конструкторской документации.

Производство

Завод

Специальное конструкторское бюро

Экспериментально-производственный участок

Отдел комплексных технологий водоподготовки

Стабильным спросом у заказчиков пользуются не только готовое оборудование, но и такие виды оказываемых услуг как:

раскрой листового материала, на плазмо-газорезательной машине с числовым программным управлением (параметры раскраиваемого листа: толщина нержавеющей стали 30 мм, конструкционной стали 150 мм, размеры листа в плане 2000х12000 мм);

вальцовка обечаек из листа толщиной от 0 до 40 мм, шириной до 2000 мм и диаметром от 530 до 3000 мм, выполняющаяся на 3 трёхвалковых вальцах;

сварка продольного и кольцевого швов с помощью автоматической сварки плавящимся электродом под слоем флюса, производящаяся на сварочном оборудовании производства фирмы Lincoln Elektrik;

очистка путем дробеструйной обработки деталей в габаритах трубы диаметром до 1400 мм и длиной до 12000 мм (габариты дробеструйной камеры 12000ґ3000ґ2250мм);

исследования оборудования и материалов на различные скрытые дефекты, проводящиеся в лаборатории неразрушающих методов контроля, аттестованной на радиографический, ультразвуковой, магнитопорошковый и цветной методы контроля;

Гибка профилей: труба диаметром до 159ґ6мм; швеллер до 20мм, двутавр до 14мм, уголок до 125ґ12мм;

Резка металла на лентопильном станке:

Под углом 900 круглого сечения - диаметром до 650мм; прямоугольного - 700ґ680мм;

Под углом 450 круглого сечения - диаметром до 580мм; прямоугольного - 580ґ600мм;

Под углом 300 круглого сечения - диаметром до 280мм; прямоугольного - 280ґ600мм;

Газовая резка труб под углом и пересечений труб диаметром до 800мм.

В области эксплуатации и ремонта скважин в ООО "ЮганскСибстрой" занимается отдел эксплуатации и ремонта скважин.

Основными направлениями деятельности лаборатории являются:

совершенствование существующих технологий эксплуатации и ремонта скважин;

разработка и модернизация скважинного оборудования и инструмента для ремонта скважин;

проведение авторского надзора за выполнением проектных решений в части эксплуатации и капитального ремонта скважин.

В 2008 году лабораторией разработаны:

СТОГазпром 2-3.3-120-2007. Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин;

СТОНоябрьскгаздобыча 05751796-001-2007. Технологический регламент по монтажу и обвязке фонтанной арматуры типа АФУ на устье скважин Комсомольского месторождения;

СТОЯмбурггаздобыча 3.1-312-2007. Технологический регламент по монтажу и обвязке моноблочной колонной головки на устье газоконденсатных скважин Заполярного месторождения;

СТОСевернефтегазпром 001-2007. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на Южно-Русском месторождении.

В 2008 году получены патенты на полезные модели:

№ 60983. Конструкция скважины для беспакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород;

№ 62982. Конструкция газовой и газоконденсатной скважины для пакерной эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород.

Капитальный ремонт

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Наиболее частой причиной проведения капитального ремонта скважин является обрыв водоподъемного оборудования, вызванный его частичным или полным износом в результате длительной эксплуатации, применения нестандартного инструмента и недостаточной квалификации обслуживающего персонала и специалистов ремонтных бригад, выполняющих работы по установке/замене погружных артезианских насосов.

Необходимость в проведении ремонта скважин возникает в связи с уменьшением их дебита, ухудшения качества воды в ходе эксплуатации, появлением процесса пескования, приводящего к заиливанию скважины и выходу из строя водоподъемного оборудования.

Разновидности капитального ремонта скважин[1]

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 9.2. Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

Таблица 9.2 Разновидности капитального ремонта скважин

Шифр	Виды работ по КРС
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2	Отключение отдельных пластов
КР1-3	Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КРЗ-3	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КРЗ-5	Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4	Переход на другие горизонты и разобщение пластов
КР4-1	Переход на другие горизонты
КР4-2	Разобщение пластов
КР5	Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей
КР6	Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1	Зарезка новых стволов скважин
КР6-2	Бурение цементного стакана
КР6-3	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР6-4	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
КР7	Обработка призабойной зоны
КР7-1	Проведение кислотной обработки
КР7-2	Проведение ГРП
КР7-3	Проведение ГПП
КР7-4	Виброобработка призабойной зоны
КР7-5	Термообработка призабойной зоны
КР7-6	Промывка призабойной зоны растворителями
КР7-7	Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР7-8	Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
КР7-9	Прочие виды обработки призабойной зоны
КР7-10	Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР7-11	Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
КР8	Исследование скважин
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продук тивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
КР8-2	Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)
КР9	Перевод на использование по другому назначению
КР9-1	Освоение скважин под нагнетательные
КР9-2	Перевод скважин под отбор технической воды
КР 9-3	Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР 9-4	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием
КР10-2	Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок
КР11	Консервация и расконсервация скважин
КР12	Прочие виды работ

В процессе прохождения практики нам стали известны некоторые способы ремонта и эксплуатации скважин.

Способ эксплуатации скважины

Способ эксплуатации скважины с использованием энергии газа, накапливающегося в межтрубном пространстве, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности скважины и удлинения срока её эксплуатации, увеличивают объем межтрубного пространства путём подключения к нему дополнительной ёмкости.

Устройство для повышения надежности эксплуатации и ремонта скважин

Устройство для ремонта эксплуатационных скважин, содержащее полный цилиндрический корпус установленные на его внешней поверхности с возможностью осевого перемещения вдоль него плашки с наружной резьбой плашкодержатель и наконечник в виде цилиндра со скошенным нижним краем установленным на конце корпуса отличающееся тем, что оно снабжено центратором, выполненным в виде трех пластинчатых пружин, в нижней части корпуса на его боковых поверхностях выполнены три наклонные плоскости с продольными выступами, на которых установлены плашки, при этом нижние концы пластинчатых пружин центратора припаяны твердосплавным припоем к плашкодержателю, верхние изогнуты и выступают за диаметральный габарит корпуса ,а ход плашек изменяется от 4 до 24 мм.

Способ ремонта скважины[2]

Способ ремонта скважины, включающий обнаружение места ремонта, спуск гибкой безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговой установки, закачку через нее технологической жидкости, подъем из скважины гибкой безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговой установки, проведение технологической выдержки и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что ниже места ремонта устанавливают взрывпакер, гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки опускают в скважину через лубрикатор, устье скважины герметизируют, в качестве технологической жидкости через гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки закачивают цементный раствор вязкостью до 80 сП под давлением на эксплуатационную колонну 6-10 МПа с продавкой цементного раствора через место ремонта в заколоное пространство скважины, не уменьшая давления, извлекают из скважины гибкую безмуфтовую длинномерную трубу колтюбинговой установки, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента не менее 48 ч под давлением в скважине 6-10 МПа, разбуривают цементный мост до взрывпакера, определяют герметичность скважины и разбуривают взрывпакер.

Способ установки профильного перекрывателя в скважине

1. Способ установки профильного перекрывателя в скважине, включающий сварку стыков секции профильных труб, спуск перекрывателя в скважину, выправление его давлением и развальцовывание, отличающийся тем, что перед сваркой формируют концы профильных труб, добиваясь одинаковых геометрических размеров независимо от первоначальной формы профильной трубы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование концов труб осуществляют путем вдавливания их в формообразующее устройство.

Способ размыва шламовых отложений для их последующего удаления из герметичных резервуаров подготовки нефти с помощью гибкой трубы агрегата "Колтюбинг" [1]

1. Способ размыва шламовых отложений для их последующего удаления из герметичных резервуаров подготовки нефти с помощью гибкой трубы агрегата "Колтюбинг", включающий введение рабочего конца гибкой трубы в виде размывочной головки в зону обработки, подачу в нее под давлением промывочной жидкости, перемещение размывочной головки по зоне обработки по заданной траектории, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, герметично соединенным с размывочной головкой, рабочий конец гибкой трубы вводят в герметичный резервуар подготовки нефти, давление промывочной жидкости на рабочий конец трубы задают 0,8-1,0 МПа, перемещают его внутри резервуара со скоростью не более 1 м/мин при тяговом усилии на рабочий конец трубы 2-3 кг/см2, при этом в течение всего цикла размыва и удаления отложений расход промывочной жидкости, подаваемой в резервуар, поддерживают из расчета 8-10 м3 на 1 м3 шламовых отложений.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, отверстия в котором выполнены с возможностью направления потока струи промывочной жидкости в сторону, противоположную направлению давления рабочего конца гибкой трубы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что рабочий конец гибкой трубы оснащают дополнительным перфорированным участком трубы, общая поверхность сечения отверстий которого не превышает более чем в 1,2 раза сечения самой гибкой трубы.

Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к технологиям проведения интенсификации и ремонта скважин с использованием колтюбинговой техники и установки нагнетания газа (УНГ). Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) включает нагнетание технологической жидкости в НКТ через гибкую трубу от колтюбинговой установки с одновременной подачей газожидкостной смеси в затрубье скважины от УНГ. Принимающая линия УНГ, соединенной с емкостью технологической жидкости, соединена с газопроводом. УНГ повышает давление в своей нагнетательной линии в 1,2-15 раз. В нагнетательную линию УНГ подают газожидкостную смесь. Имеется возможность применения азотированной газожидкостной смеси, которую вырабатывает автономный газогенератор УНГ в случае отключения или отсутствия газопровода. Подачу газожидкостной смеси осуществляют в гибкую трубу колтюбинговой установки только от УНГ, а технологической жидкости – от колтюбинговой установки. Расширяются технологические возможности при ремонте скважин, уменьшается время проведения ремонта и снижается стоимость текущего и капитального ремонта скважин.

Гибкая труба и концевое соединение гибкой трубы

1. Гибкая труба, содержащая коаксиально размещенные внутреннюю герметизирующую камеру, спиральный каркас, грузонесущие элементы и наружную оболочку, отличающаяся тем, что грузонесущие элементы выполнены в виде двух слоев повивов из полипропиленового шпагата, навитых в противоположных направлениях под углом 20-30° к оси трубы.

2. Труба по п.1, отличающаяся тем, что повивы грузонесущих элементов разделены между собой и отделены от спирального каркаса и наружной оболочки изолирующимися слоями.

3. Концевое соединение гибкой трубы, содержащее ниппель, бандаж и фланец, отличающееся тем, что оно снабжено внутренним кольцевым элементом с внешней канонической поверхностью, наружный угол конуса которой направлен от торца трубы, а также сопрягающимися разрезным и бандажным кольцами, имеющими конические поверхности, образующие клин, при этом внутренняя герметизирующая камера и спиральный каркас гибкой трубы, выполненной по п.1 или 2, заклинены между внешней конической поверхностью внутреннего кольцевого элемента и внутренней поверхностью ниппеля, повивы грузонесущих элементов заклинены по коническим поверхностям соответственно ниппеля и бандажа с помощью разрезного и бандажного колец, установленных между повивами, а фланец выполнен с возможностью скрепления с фланцем другого концевого соединения с обеспечением заклинивания указанных элементов гибкой трубы и соединения внутренних концевых элементов друг с другом.

4. Соединение по п.3, отличающееся тем, что ниппель выполнен с проточкой, в которой размещен спиральный каркас гибкой трубы.

5. Соединение по п.3, отличающееся тем, что внутренний кольцевой элемент выполнен с проточкой, в которой размещена прокладка для обеспечения герметичного соединения с внутренним кольцевым элементом другого концевого соединения.

6. Соединение по п.3, отличающееся тем, что на внутренней поверхности внутренней герметизирующей камеры выполнена коническая проточка для обеспечения прохождения очистного шара при очистке внутренней поверхности трубопроводов от отложений.

Устройство для визуального исследования скважин, заполненных мутной средой

1. Устройство визуального исследования скважины, содержащее спускаемую в скважину видеокамеру и наземное оборудование, включающее крестовину, устройство герметизации, сальниковое устройство с быстроразъемным соединением, геофизический ролик, подвеску насосно-компрессорных труб, элеватор, штроп, подъемник с крюком, каротажный кабель и каротажную станцию, отличающееся тем. Что перед геофизическим роликом дополнительно установлен подвесной геофизический ролик. А к подвеске насосно-компрессорных труб подсоединена ведущая сальниковая труба с лубрикатором

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что внутри видеокамеры установлены датчики температурного контроля с возможностью непрерывного вывода информации о состоянии температурного режима видеокамеры по геофизическому кабелю на пульт оператора в формате реального времени.

Предохранительный клапан[4]

Предохранительный клапан, содержащий корпус с концентрично размещённой в нем гильзой, затвор и штуцер, отличающийся тем, что, с целью повышения надёжности работы клапана, его затвор выполнен в виде свободно размещённого в нижней части гильзы кольца, которое образовано пересечением шара двумя параллельными плоскостями.

Гидравлический забойный клапан

Гидравлический забойный клапан, содержащий корпус с установленным в нем седлом, закреплённым на срезных шпильках, уплотнительный элемент и сбрасываемый шар, отличающийся тем, что, с целью повышении надёжности работы клапана за счёт обеспечения возможности постепенного дросселирования рабочей жидкости из полости над клапаном и исключения поршневания седла при одновременном упрощении конструкции клапана, на внутренней поверхности корпуса по всей его длине, сопрягаемой с наружной поверхностью седла, выполнены продольные каналы переменного сечения, площадь проходного сечения каждого из которых увеличивается в сторону забоя, при этом уплотнительный элемент размещён над продольными каналами.

Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне

1.Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне, с ограничением отбора газа из межтрубного пространства путем дросселирования, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины, в фонтанной колонне и межтрубном пространстве поддерживают постоянный перепад давления путем перераспределения потоков газа в последних.

2.Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор газа из межтрубного пространства периодически прекращают на время слива жидкости из межтрубного пространства.

Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины[1]

Способ эксплуатации малодебитной газовой скважины, включающий отбор газа путем пропускания газожидкостного потока через установленные по длине колонны насосно-компрессорных труб перпендикулярно их оси ускорителя, представляющие собой перегородку с осевым каналом, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем обеспечения непрерывного удаления жидкости из нее, ускорители устанавливают на расстоянии 8-12 м один от другого, а в осевых каналах ускорителей поддерживают скорость газожидкостного потока 3-10 м/с.

Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин путём периодического перекрытия колонн подъёмных труб, отличающийся тем, что, с целью увеличения эффективности добычи газа из залежи в период обводнения скважин, межтрубное пространство скважин соединяют между собой для перепуска газа из межтрубных пространств скважин с перекрытыми колоннами подъёмных труб в межтрубные пространства скважин с открытыми колоннами подъёмных труб.

Способ эксплуатации нефтяной скважины с высоким содержанием газа

Способ эксплуатации нефтяной скважины с высоким содержанием газа, включающий спуск насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и герметизацию устья скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения производительности скважины путем растворения газа в нефти с последующим его выделением, насосно-компрессорные трубы периодически перекрывают при работающем глубинном насосе.

Способ эксплуатации нефтяных скважин

Способ эксплуатации нефтяных скважин в зоне многолетнемёрзлых пород, включающий подачу в кольцевое пространство между обсадной и эксплуатационной колоннами хладагента, отличающийся тем, что, с целью снижения влияния низких температур на поток нефти в скважине и повышения ее производительности, хладагент из кольцевого пространства подают в эксплуатационную колонну в поток добываемой нефти

Способ эксплуатации скважины

Способ эксплуатации скважины, включающий разобщение газосодержащего и нефтесодержащего пластов, периодический отбор газа из затрубного пространства и накопление определённого количества нефти в рабочей камере, оборудованной узлом дросселирования, повышение давления газа над уровнем нефти посредством перекрытия выкидного газового трубопровода с последующим отбором нефти из колонны подъемных труб, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности отбора нефти за счёт уменьшения противодавления на пласт при отборе газа фиксируют снижение давления в затрубном пространстве над узлом дросселирования и перекрывают его, а при отборе нефти из колонны подъемных труб определяют увеличение давления в затрубном пространстве над узлом дросселирования, а затем открывают его.

Установка для раздельной эксплуатации скважины[1]

Установка для раздельной эксплуатации, включающая установленные на столе три пакера, каждый из которых состоит из корпуса, образующего со стволом кольцевой канал для сообщения изолированной зоны скважины с соответствующей подъемной трубой над верхним пакером, и уплотнительного элемента, отличающаяся ткем, что, с целью облегчения ее извлечения из скважины при использовании в качестве уплотнительных элементов самоуплотняющийся манжет, корпусы пакеров выполнены с кольцевыми воронкообразными выступами с перепускными отверстиями, причем уплотнительные элементы свободно размещены над выступами корпусов, а корпусы среднего и нижнего пакеров имеют кольцевые пазы для размещения в них уплотнительных элементов при подъеме установки.

Способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин[4]

Способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, включающий определение допустимого коэффициента снижения дебита при переходе с непрерывной эксплуатации на периодическую, контроль и изменение времени накопления и времени откачки, отличающийся тем, что, с целью упрощения процесса поиска оптимальных параметров, в процессе эксплуатации при постоянной производительности насоса определяют ряд значений отношения времени откачки к суммарному времени накопления и откачки, выбирают из них максимальное значение и устанавливают оптимальные значения времени накопления и времени откачки, соответствующие режиму эксплуатации.

Устройство для снижения обводнения нефтяных скважины

1.Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин, содержащее колонну труб. Отличающееся тем, что трубы в нижней части колонны выполнены с перфорацией, причем площадь отверстий перфорации на единицу боковой поверхности трубы выполнена переменной по длине колонны.

2. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб на единицу поверхности увеличивается к е нижней части.

3. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий на единицу поверхности по длине перфорированных труб увеличивается к ее верхней части.

4. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб на единицу поверхности по длине скважины сначала уменьшается, а потом увеличивается.

5. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны труб изменяется за счет изменения диаметра отверстий перфорации.

6. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны изменяется за счет изменения количества отверстий перфорации на погонный метрии перфорированной трубы.

7. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что площадь отверстий перфорированных труб по длине колонны изменяется за счет изменения шага расположения отверстий.

8. Устройство для снижения обводнения нефтяных скважин по любому из пп.1-4, отличающееся тем, что все перфорированные трубы имеют маркировку для правильной установки.

Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин[1]

Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепарационную емкость, снабженную датчиками избыточного давления и температуры, трубопроводом с клапаном для отвода газа, калиброванную измерительную емкость, снабженную трубопроводом с клапаном для отвода жидкости, дренажный трубопровод, дифференциальный датчик давления с верхним и нижним мембранными разделителями, отличающаяся тем, что нижний мембранный разделитель дифференционного датчика давления установлен в дренажном трубопроводе, а верхний в съемной крышке смотрового люка измерительной емкости, причем перед съемной крышкой установлена стенка для защиты мембранного разделителя от поверхностного волнения, происходящего при переливе жидкости из сепарационной емкости в измерительную.

Заключение

В результате проведенной практики в ООО "ЮганскСибстрой" мною изучено:

1. Организационная структура ООО "ЮганскСибстрой".

2. Основные направления деятельности Общества.

3. Направления разработок отдела эксплуатации и ремонта скважин.

4. Технологии ремонта скважин.

Полученная информация ляжет в основу курсовых и дипломной работы.

Список литературы

1. Стратегия развития газовой промышленности России, под общей редакцией Вяхирева Р.И. и Макарова А.А., 1997г.

2. Завьялова Л.М. "Не только в реформе дело. О реструктуризации и реформировании газовой отрасли России", 1998г.

3.Коршак А.А, Шаммазов А.М. "Основы нефтегазового дела", 2001г.

4.http://www.tngg.ru/ru