1.2 История образования нефтегазодобывающего управления «Лениногорскнефть»

НГДУ «Лениногорскнефть» берет свое начало от первого в Республике Татарстан укрупненного Шугуровского нефтепромысла, созданного на основе приказа Наркома нефтепрома СССР от 30 мая 1945 года в д. Шугурово. Шугуровский нефтепромысел был образован на начальном этапе становления нефтедобычи в республике.

3 августа 1943 года на глубокой скважине №1, заложенной в пойме реки Лесная Шешма, рядом с деревней Новое Шугурово, при достижении 617,5 м были получены первые тонны промышленной нефти.

Позже, было открыто новое богатейшее Ромашкинское месторождение девонской нефти возле д. Тимяшево и эпицентр нефтедобычи переместила изх Шугурово в Новую Письмянку.

28 апреля 1950 года на основании постановления Совета Министров СССР на базе Ромашкинского нефтепромысла №1, Минибаевского нефтепромысла, Шугуровского нефтепромысла, был создан государственный союзный нефтедобывающий трест «Бугульманефть» с расположением в районе села Новая Письмянка. Трест «Бугульманефть» являлся структурным подразделением производственного объединения «Татнефть».

В 1954 году трест был реорганизован в нефтепромысловое управление, а в 1961 году переименовано в НПУ «Лениногорскнефть» в связи с тем, что село Письмянка с 18 августа 1955 года получило статус города с названием Лениногорск.

В связи с совершенствованием организации и управления в нефтяной промышленности в 1970 году на базе НПУ «Лениногорскнефть» создано НГДУ «Лениногорскнефть». В свое время НГДУ «Лениногорскнефть» стало базой для создания новых самостоятельных нефтедобывающих управлений ПО «Татнефть».

2. Характеристика выполненых во время практики работ

В ПАО «Татнефть» НГДУ «Лениногорскнефть» я работаю с ноября 2015 года на должности оператора по добычи нефти и газа. Учебная практика от УдГУ поставила перед нами конкретные цели и задачи, которые осуществлялись мной в рабочее время.

Во время прохождения практики я продолжил ознакомление с документацией, касающейся моей деятельности. Так же ознакомился с технологическими процессами добычи нефти и газа, с технологическими процессами сбора и подготовки скважинной продукции, с эксплуатацией и обслуживанием технологического оборудования, используемого при добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции. А так же с эксплуатацией и обслуживанием технологического оборудования, используемого при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин и с процессом контроля и регулирования извлечения углеводородов.

С целью усвоения технологических процессов сбора и подготовки скважинной продукции я посетил товарный парк нефти и ознакомился с термохимическими установками обезвоживания нефти (ТХУ) (Рис. 2) и электрообессоливающими установками (ЭЛОУ) (Рис.3).

Рис.2 «Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти»

С

1

ырая нефть (I) из сырьевого резервуара (1) насосом (2) через теплообменник (3) подают в трубчатую печь (4). Перед насосом в нефть закачивают реагент-деэмульгатор (II). В теплообменнике и трубчатой печи происходит доведение реагент-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Эмульсия из трубчатой печи поступает в отстойник (5), где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника , проходит через теплообменник , где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар (6), из которого товарная нефть (III) насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Рис.3 «Технологическая схема электрообессоливающей установки»

2

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (Рис.3). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть (I ) из сырьевого резервуара (1) сырьевым насосом (2) прокачивается через теплообменник (3) и подогреватель (4) и поступает в отстойник (5). Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор (II), поэтому в отстойнике из сырой нефти выделяется основное количество пластвой .воды. Из отстойника нефть с содержанием остаточной воды направляется в электродегидратор (8). При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду (III) и деэмульгатор. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость (7), насосом (6) прокачивается через теплообменник, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар (9) товарной нефти. Вода (IV), отделившаяся от нефти в отстойнике и электродегидраторе, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть (V) насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Так же я совершал обход по скважинам с оператором ДНГ, изучал способы добычи нефти, которые подразделяются на:

- штанговые ( с помощью установки штангового глубинного насоса (УШГН)) (Приложение 1)

- бесштанговые ( с помощью установки электроцентробежного насоса (ЭЦН)) (Приложение 2)

Изучил три системы сбора скважинной продукции: 1) Самотечная двухтрубная 2) Высоконапорная однотрубная 3) Напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (Рис. 4) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Рис. 4 «Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора»

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦСП — центральный сборный пункт

Высоконапорная однотрубная система сбора (Рис. 4). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Рис. 5 «Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора»

1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резервуары

Напорная система сбора (Рис.6) предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Рис. 6 «Принципиальная схема напорной системы сбора»

1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа "до себя"; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод, 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

Принимал участие в подготовке скважины к подземному ремонту. Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению  планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования. А так же наблюдал за глушением скважины. Глушение скважины - это прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специальной жидкости. 

Присутствовал при подъеме насосно-компрессорных труб, и принимал участие в расследовании выхода из строя установка электроцентробежного насоса.

Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убе­диться в том, что они не прихвачены. Это особенно важно при ремонте глубоких и наклонно-направленных скважин. Прихват труб определяют по индикатору веса. При подъеме колонны из скважины нужно соблюдать следую­щие правила: первую трубу поднимают при помощи специального подъемного патрубка; при ремонте глубоких скважин необходи­мо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбо­вым концом; при подъеме колонны НКТ нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую; и превышения нагрузки более 20% собственного веса колонны, что может воз­никнуть вследствие трения муфт труб об эксплуатационную ко­лонну, особенно в искривленных и наклонно-направленных сква­жинах. Отвинченную трубу можно поднимать лишь тогда, когда есть уверенность в том, что труба полностью вышла из резьбы муфты; не рекомендуется ударять молотком по муфте для ослаб­ления резьбового соединения перед отвинчиванием труб. Перед подачей трубы на мостки на ее резьбу (ниппель) следует навин­тить предохранительное кольцо, затем ниппельный конец устано­вить на специальный лоток или клапан, медленно опуская при этом талевый механизм. Подтаскивать трубы на мостки следует при помощи специаль­ных вилок.

А так же изучил групповые замерные установки типа «Дельта» и «Спутник», просмотрел счетчики «Ринк», «Норт», счетчик жидкости СКЖ. (Приложение 3)