Доклад за нефтено и газово находище. Обща характеристика и организационна структура на ooo ngdu "aksakovneft": доклад за образователната практика. Експлоатация на нефтени и инжекционни кладенци

Работно описание

Основата на икономическия потенциал на района на Оха е горивно-енергийният комплекс. Неговото базово предприятие е отделът за добив на нефт и газ Оханефтегаз, който е част от структурата на OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Историята на предприятието NGDU Okhanefegaz започва с разработването на находището Оха през 1923 г. От 1923 до 1928 г. находището Оха е разработено от Япония по силата на концесионен договор. От 1928 до 1944 г. проучването и разработването на находището се извършват съвместно от тръст Сахалинефт (сформиран през 1927 г.) и японския концесионер

Въведение. Обща информация за фирмата
2
1.
Теоретична част
3

1.1. Структура на компанията
3

4

1.3. Класификация на методите за подобрено извличане на нефт
6

1.4. Системи за наводняване и условия за тяхното използване
9

1.5. Проучване на инжекционни кладенци
13

1.6. Подземен ремонт на инжекционни кладенци, видове и причини за ремонт
14
2.
Безопасност на труда при наводняване
15
3.
Защита на околната среда, когато се използва за поддържане на налягането в резервоара на отпадъчните води
16

Заключение. Как да определим ефективността на прилагането на RPM методите
18

Библиография
19

Файлове: 1 файл

Федерална агенция за образование и наука на Руската федерация

Разработване и експлоатация на нефтени и газови находища

(име на специалността)

(фамилия, име, бащино име на ученика)

Кореспондентски отдел шести курс.

код 130503.

в квалификационна (стажантска) практика

На ______________________________ _____________________________

(Име на фирмата)

Мениджър на практика от клона

Практически ръководител от предприятието

____________________ ___________________________

(позиция) (подпис) (и.д.)

Решението на комисията от "______" ____________________ 2010г.

признайте, че докладът

изпълнено и защитено с рейтинг "__________________________"

членове на комисията

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(позиция) (подпис) (и.д.)

Въведение

Обща информация за фирмата.

Основата на икономическия потенциал на района на Оха е горивно-енергийният комплекс. Неговото базово предприятие е отделът за добив на нефт и газ Оханефтегаз, който е част от структурата на OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Историята на предприятието NGDU Okhanefegaz започва с разработването на находището Оха през 1923 г. От 1923 до 1928 г. находището Оха е разработено от Япония по силата на концесионен договор. От 1928 до 1944 г. проучването и разработването на находището се извършват съвместно от тръст Сахалинефт (сформиран през 1927 г.) и японския концесионер.

През 1944 г. споразумението с Япония е прекратено и оттогава развитието на Охинското находище е продължено от сдружението Сахалинефт, а нефтено находище Охински е включено в различни подразделения през различни години:

1944-1955 г. - нефтено находище Оха (при разработването на находище Централна Оха);

1955-1958 г. - разширеното нефтено находище Оха, което е част от дирекция на нефтените находища Ехабинефт (при разработването на находищата Централна Оха, Северна Оха, Некрасовка, Южна Оха, Колендо - до 1965 г.);

1968-1971 г. - Администрация на нефтените находища Оханефт (при разработването на находища Централна Оха, Южна Оха, Некрасовка);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (при разработването на находища Централна Оха, Северна Оха, Южна Оха);

1979-1981 г. - Основно предприятие на производствената асоциация "Саханефтегаздобича", която е част от Всесъюзната индустриална асоциация "Сахалинморнефтегаз" (при разработването на находища Централна Оха, Северна Оха, Южна Оха);

1981-1988 - NGDU Sevenefegaz (същите находища се разработват). NGDU Оханефтегаз оперира в 17 нефтени и газови находища, разположени в района на Оха.

През 1988 г. PO Okhanefegazdobycha и VPO Sakhalinmorneftegaz са трансформирани в PA Sakhalinmorneftegaz, а NGDU Severneftegaz - в NGDU Okhanefegaz, което отново включва находището Колендо. На стари петролни находища, които се намират на сушата, започна въвеждането на технология за хидравлично разбиване, което дава възможност да се увеличат дебитите на кладенеца.

1. Теоретична част

Обща информация за депозита. Тунгорското поле е открито през 1958 г., на 28 км южно от град Охи. В орографски план антиклиналната гънка е разположена на границите на две морфологични зони: източната, издигната, изразена под формата на меридианния хребет на хребета на Източен Сахалин, и западната, представена от по-нежни и ниски релефни форми. Максималните абсолютни височини в източната част достигат 120 метра. Сводът на гънката съответства на зона с нисък релеф с абсолютни белези не повече от 30-40 m.

Хидрографската мрежа на областта е слабо развита. Трябва да се отбележи, че има два местни водосборни басейна - Тунгорско и Одоптско езеро, които имат тектонски характер. През района протичат редица малки потоци и реки. Долините им са заблатени, водният поток е неравномерен. Село Тунгор се намира в непосредствена близост до находището, което е свързано с град Оха с път с дължина 28 км.

Климатът в района е студен, зимата е дълга, снежната покривка пада през ноември и се задържа до май. Тайфуните носят виелици през зимата и силни дъждове през лятото. Вятърът достига до 30 м/сек. Лятото е кратко и дъждовно. Средната годишна температура е 2,5.

Стратиграфия. Разрезът на отлаганията на Тунгорското поле е представен от теригенни пясъчно-глинести скали от неогенската епоха. Комплексът от образувания, разкрити от най-дълбоките кладенци, е разделен (отдолу нагоре) на формации Дагинская, Окобикайская и Нутовская.

Дагинская апартамент. Максималната пробита дебелина в кладенец № 25 е 1040m. Границата между формациите Дагин и Окобикай е начертана по върха на XXI хоризонт. Дагинските находища се подразделят на хоризонти XXI - XXVI.

Изградени са предимно от пясъци и пясъчници от светлосиви, сиви, неравнозърнести, аленисто-глинести скали.

Калите са тъмносиви до черни, натрошени, натрошени, отгоре - песъчливо-пилеви, слюдисти, съдържат овъглени растителни остатъци. Скалите се характеризират с високо съдържание на силициев диоксид.

Окобикайская формация. Границата между отлаганията на Нутовската и Окобикайската формации е условно очертана в дъното на 3-тия слой. Дебелината на апартамента достига 1400м. Кластичните скали са представени от пясъци, глини и техните междинни и циментирани разновидности. Горната половина на пластовия участък се характеризира със стабилност на седиментация, която се проявява при анализ на дебелини. Повсеместното прекъсване на пластове III - XII, резки литологично-фациални замествания затрудняват локалната корелация на разреза на отделните кладенци, предопределят условността на контакта между находищата Нутов и Окобикай.

Пясъците и пясъчниците са сиви, светлосиви, дребнозърнести, глинесто-пилеви с камъчета и чакъл. Алевролите и алевролите са светло и тъмносиви, глинесто-песъчливи. Глините и калните камъни са тъмносиви, пясъчни, тинести и напукани. Глинесто-пясъчният комплекс на Долната Окобикайская пластове включва основните находища на нефт и газ.

Nutovskaya апартамент. Разпространен е в цялата област, в гребена на гънката са открити скалите на Средния Нутовски. Общият капацитет е над 1000м. Ако в долната част на разреза е възможно да се проследят отделни песъчливи пластове (III, II, I, M), то отгоре се разкрива непрекъснат пясъчен комплекс с тънки глинести пластове. Пясъчните скали са сиви, светлосиви, ронливи, дребнозърнести и неравнозърнести с разпръснати камъчета и чакъл. Глините са тъмносиви, песъчливо-пилеви, тинести с включвания на овъглени растителни остатъци.

Тектоника. Тунгорската гънка е част от Ехабинската антиклинална зона, разположена в североизточната крайна част на острова.

В рамките на антиклиналната зона са идентифицирани девет антиклинални структури, групирани в два антиклинални клона - Оха и Източен Ехабински.

Тунгорската антиклинала се намира в долния край на Източна Ехабинска зона и се различава от другите гънки по редица структурни особености. Тя се различава от съседните структури - Восточно-Ехабинската на изток и Ехабинската, прилежаща от север, с леко слягане, по-нисък контраст и липса на прекъсвания. Според плиоценските отлагания, развити на повърхността, гънката представлява брахиантиклинала с меридиан.

По върха на хоризонт XX гънката се простира в меридионална посока, крилата й са почти симетрични. Ъглите на падане на скалите на западното крило варират в рамките на 8-9 градуса, на източното - по-стръмни, достигайки 12-14. Потъването на скалите в южна посока е слабо наклонено, под ъгъл 3-4, по северната перклина има огъващо удебеляване на изохипс и по-стръмно падане на шарнира (ъгъл на падане 6-7).

Маслоносимост. През 1958 г. откривателят на сондажи установява комерсиалната нефтоносна способност на XX хоризонт. През 1961 г. при изпитване на сонда № 28 е открито нефтено находище от XX хоризонт. До момента в Тунгорското находище е доказана продуктивността на три нефтени хоризонта (XXI, XX и XX) и десет газови хоризонта. В участъка на находището Тунгор има широк диапазон на производителност и спазване на вертикално зониране при разпределението на находищата: нагоре по участъка нефтените находища се заменят с газов кондензат, след това чисто газ. Морфологията на естествените резервоари на Тунгорското находище е с подла форма, съответно капаните на нефтени и газови находища ще принадлежат към свитата сводеста и повечето от тях са частично литологично екранирани.

1.3. Класификация на методите за подобрено извличане на нефт

Използването на методи за поддържане на налягането в резервоара по време на разработване на нефтени находища (заливане в кръг и в кръг, впръскване на газ или въздух в издигнати части на резервоара) позволява най-рационалното използване на енергията на естествения резервоар и значителното й попълване намаляване на времето за разработване на находищата поради по-интензивните темпове на изтегляне на петрол. И въпреки това балансът на остатъчните запаси в находищата, които са в крайна фаза на разработка, остава много висок, като в някои случаи възлиза на 50-70%.

Понастоящем са известни и прилагани голям брой методи за подобрено извличане на нефт. Те се различават по метода на въздействие върху продуктивните пластове, естеството на взаимодействието между работния агент, инжектиран в пласта, и флуида, който насища пласта, и вида на въведената в пласта енергия. Всички методи за подобрено извличане на нефт могат да бъдат разделени на хидродинамични, физикохимични и термични.

Хидродинамични методи за повишено извличане на нефт.

При прилагането на тези методи системата за разстояния на производствените и нагнетателни кладенци не се променя и не се използват допълнителни източници на енергия, въведени в пласта от повърхността за изместване на остатъчния нефт. Хидродинамичните методи за повишена нефтодобивна дейност функционират в рамките на внедрената система за разработване, по-често при заливане на нефтени залежи, и са насочени към по-нататъшно интензифициране на естествените нефтодобивни процеси. Хидродинамичните методи включват циклично водно заливане, променливи потоци на филтриране и принудително изтегляне на течност.

Циклично наводняване. Методът се основава на периодична промяна в режима на работа на резервоара чрез спиране и възобновяване на впръскването и изтеглянето на вода, поради което капилярните и хидродинамичните сили се използват по-пълно.

Това улеснява въвеждането на вода в зоните на резервоара, които преди това не са били обхванати от удара. Цикличното наводняване е ефективно в полета, където се използва конвенционално заливане, особено в хидрофилни резервоари, които капилярно задържат по-добре водата, която ги е нахлула. В хетерогенните образувания ефективността на цикличното наводняване е по-висока от конвенционалното наводняване. Това се дължи на факта, че в условията на наводняване на хетерогенна формация, остатъчното нефтено насищане на участъците от формацията с най-лоши свойства на резервоара е значително по-високо от това на основната наводнена част на формацията. С увеличаване на налягането еластичните сили на формацията и флуида допринасят за въвеждането на вода в районите на формацията с най-лоши свойства на резервоара, докато капилярните сили задържат водата, която е проникнала в формацията с последващо намаляване на формационното налягане.

Методът за промяна на посоката на филтрационните потоци. В процеса на наводняване на нефтени резервоари, особено хетерогенни, според традиционните схеми, в тях постепенно се образува поле на налягане и естеството на филтрационните потоци, при които отделни участъци от резервоара не са обхванати от активния процес на изместване на нефт чрез вода. За включване на застойни зони на резервоара, необхванати от наводняване в разработка, е необходимо да се промени общата хидродинамична ситуация в него, което се постига чрез преразпределение на водовземанията и инжектирането през кладенците. В резултат на промени в производството (впръскване) посоката и големината на градиентите на налягането се променят, поради което участъците, които преди това не са били покрити от наводняване, са засегнати от по-високи градиенти на налягането и нефтът от тях се измества в наводнените, течащи част от формациите, което увеличава добива на масло. При прилагане на метода, наред с промяна в производството и нагнетането, се практикува периодично спиране на отделни сондажи или групи производствени и нагнетателни кладенци.

Министерството на образованието и науката на Руската федерация и Република Татарстан

Алметиевски държавен нефтен институт

Отдел „Развитие и експлоатация

нефтени и газови находища"

Докладвай

Студент Абунагимов Рустам Ринатовичгрупа 68-15 W

Факултет по нефт и газ специалности 13503.65

На образователна практика, премина в АД "Башнефт"

НГДУ "Октябрскнефт"

(предприятие, NGDU)

Място на практика ОАО "Башнефт"

НГДУ "Октябрскнефт"

Водач на практиката

от катедрата на RIENGM Чекмаева Р.Р.

(позиция, пълно име)

Алметиевск

ВЪВЕДЕНИЕ 3

1 Производствена и организационна структура на НГДУ. 4

2. Геоложки и физически характеристики на обектите. осем

3. Пробиване на кладенци. 13

4. Разработване на нефтени находища. 15

5. PPD система. 19

6. Експлоатация на нефтени и инжекционни кладенци. 22

7. Проучване на кладенеца. 25

8. Методи за повишаване на производителността на кладенеца. 26

9. Текущи и капитални ремонти на кладенци. тридесет

10. Събиране и подготовка на нефт, газ и вода. 33

11. Безопасност, труд и опазване на околната среда. 36

ЛИТЕРАТУРА 39

ВЪВЕДЕНИЕ

Тази практика беше завършена от мен в отдела за добив на нефт и газ Октябрскнефт. В хода на моята практика се запознах с методите за добив на нефт, методите за повишаване на добива на нефт, системата за поддържане на пластовото налягане, както и системата за добив на кладенци в условията на този отдел за добив на нефт и газ.

NGDU Oktyabrskneft е компания за добив на нефт и газ. В основата на дейността на НГДУ е добивът на нефт, газ, битум, сладки и минерални води, транспортирането им с различни видове транспорт, в някои случаи преработка и продажба.

NGDU Oktyabrskneft е голямо подразделение на OJSC Bashneft. Поради високата степен на проучване (повече от 82%) на територията на Башкортостан, компанията продължава да извършва проучвателни работи, както на територията на републиката, така и в други региони. През 2009 г. е завършен годишният план за проучвателно сондиране на повече от 10 хил. метра, завършени са 10 сондажа, добити са търговски нефтени потоци в 6 сондажа (ефективност 60%), открити са 2 нови нефтени находища, увеличението на възстановимите запаси на промишлени категории е 1,3 милиона тона Фирмата извършва сеизмично проучване, дълбоко проучвателно сондиране, геохимични проучвания и тематични работи в областта на геоложките проучвания. Добивът на петрол ще се увеличи поради разработваните от компанията находища като Арланско, Сергеевское, Югомашевское и други. Очаква се увеличение на добива на нефт поради увеличаване на обема на геоложките и технически мерки: пробиване на нови кладенци, оптимизиране на производството на флуиди, прехвърляне на кладенци към други съоръжения, извършване на хидравлично разбиване, създаване на нови центрове за наводняване, намаляване на празни кладенци и разширяване на употребата на доказани високоефективни методи за увеличаване на добива на нефт.

NGDU "Октябрскнефт" е около две дузини цеха и подразделения на основното и спомагателното производство и сферата на социалните услуги. Катедрата разполага със: собствен учебен център, Дом на техниката, помощно оранжерийно стопанство, база за отдих, стоматологичен и фелдшерски центрове и др.

Напоследък петролните работници работят много по проблемите на околната среда: възстановяват се солените извори, почистват се реките и се рекултивират омаслени земи.

На практика често ходехме за байпас на кладенци, по време на които овладявах действията на оператор за добив на нефт и газ директно в работни условия. Важен аспект от практиката беше консолидирането на предварително изучени теоретични знания на практика.

1 Производствена и организационна структура на НГДУ

NGDU "Октябрскнефт" се намира в реката. стр. Серафимовски Туймазински район, Република Башкортостан. Произвежданите продукти, според основната дейност на предприятието, са търговско масло.

По вида на управленската структура NGDU "Октябрскнефт" се отнася до линейна функционална управленска структура, която има незначителни недостатъци и като цяло е оптимална за това предприятие. През 2009 г. броят на това предприятие е около 1750 души.

NGDU Oktyabrskneft е сложна система от структури и подразделения, които осигуряват непрекъснато производство на петрол. Диаграма на структурата на NGDU Oktyabrskneft е показана на фигура 1.

Управлението се осъществява от началника на НГДУ, на когото са подчинени всички служби, отдели и работилници. Той ръководи всички дейности на предприятието на основата на единството. Правата и задълженията на всеки отдел на заместник-началника, както и персонала на апарата, са разделени със специални разпоредби.

Първият заместник-началник е главният инженер, той осъществява производствено-техническото управление на екипа, заедно с директора носи пълната отговорност за ефективността на предприятието.

Главният инженер отговаря за:

1) Производствено-технически отдел (PTO), чиято основна задача е да определи рационалното оборудване и технология за добив на нефт и газ, въвеждането на ново оборудване и модерни технологии.

2) Службата на главния механик (СГМ) ръководи механо-ремонтната служба на НГДУ.

3) Службата на главния енергетик (SGZ) се занимава с организирането на надеждна и безопасна работа на топлоелектрическите централи, въвеждането на нови, по-надеждни, икономични електрически задвижвания и схеми за захранване.

4) Отдел по индустриална безопасност и защита на труда (OSB и TB), чиято основна задача е да организира работа за създаване на безопасни условия на труд.

Геоложкият отдел се отчита на главния геолог. Катедрата се занимава с детайлно проучване на находището, отчитане на движението на запасите от нефт и газ, допълнително проучване на отделни райони, въвеждане на технологични схеми и проекти за разработване, търсене на начини за интензифициране на развитието.

Фигура 1 Организационна структура на NGDU "Октябрскнефт"

Отделът за икономическо планиране (PEO) е подчинен на главния икономист на NGDU. Основната задача на отдела е да организира работата на отдела, да анализира работата на предприятието и да идентифицира начини за повишаване на ефективността на производството. Отделът по труда и заплатите (Труд и заплата) се занимава с подобряване на организацията на управлението на труда и производството, въвеждане на прогресивни форми и системи на заплащане, материално стимулиране с цел по-нататъшно повишаване на производителността на труда.

Службата за логистика и закупуване на оборудване (SMTO и KO) е подчинена на заместник-началника на НГДУ по общи въпроси. Основната задача е осигуряване на подразделенията на НГДУ с всички видове материали и ресурси.

Заместник-началник по икономическите въпроси е главният икономист, който координира и контролира дейността на всички икономически служби и отдели.

Отделът на автоматизираната система за управление (OASU) е предназначен за автоматизирано управление. Той взаимодейства със системи за управление на предприятието, обслужвани от клъстерни изчислителни и информационно-изчислителни центрове (CVC и KIVC).

Производството в НГДУ се подразделя на основно и спомагателно. Основното производство включва цехове, които участват пряко в производството на основни продукти.

Те включват TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Тези цехове изпълняват следните функции: изкарват нефт и газ до дъното чрез използване на енергия от резервоара; повдигане на масло до дневната повърхност, събиране, наблюдение, измерване на обема на добив, комплексна подготовка на маслото, за да може да се продава.

Структурата на спомагателното производство включва онези подразделения на предприятието, които осигуряват непрекъсната работа на цеховете на основното производство. Дейностите на спомагателното производство включват: ремонт на оборудване, кладенци, устройства и механизми; осигуряване на производствени мощности с електричество, вода и други необходими материали; предоставяне на информационно обслужване на цеховете на основното производство. Всички тези задачи се изпълняват от работилници, включени в структурата на НГДУ: ЦАПП; CAC; ЦНИПР; CPKRS; Главен изпълнителен директор; транспортен магазин.

CPF, цех за подготовка и изпомпване на масло, приемане на произведената трифазна течност (нефт, газ, вода) от нефтено находище, подготовка (разделяне на фази), измерване на нефт и вода, доставка на петрол до управлението на тръбопровода и пластова вода до работилницата за поддържане на налягането в резервоара, за използване в системата за поддържане на резервоара налягане.

Цех за поддържане на резервоарно налягане (RPM) - инжектиране на вода в продуктивни пластове.

Цех за подземни и ремонтни работи на кладенци (участък PRS), извършващ рутинен ремонт на кладенци, извършване на геоложко-технически мерки за въздействие върху дънната формационна зона.

Зона за ремонт на сондажи (CDW) - ремонт на сондажи, инженерно-геоложки мерки, насочени към интензифициране на добива на нефт, увеличаване на добива на нефт, повишаване на инжекционността на инжекционните кладенци.

Електрообзавеждане и електрозахранване валцова ремонтна работилница (ПРТСЕ и Е) - осигуряване на електрозахранване на съоръженията на НГДУ, извършване на планови профилактични ремонти и профилактични изпитания на електрооборудване, апаратура и електрически мрежи.

Цех за автоматизация на производството и пароснабдяване (CAPP) - доставя технологична вода и топлинна енергия (пара) на подразделенията на NGDU и трети потребители.

Строително-монтажен цех (СМЦ) - подреждане на проучвателни, експлоатационни и пуснати в експлоатация кладенци, капитални ремонти на нефтодобивни и социални и културни обекти, поддръжка и планова профилактика на КИП, автоматика и телемеханика в обекти на НГДУ.

Научно-производствен цех за нефтени находища (ЦНИПР) - извършване на хидродинамични изследвания на кладенци и резервоари, проверка на резервоари за прясна вода, определяне на замърсяването на въздуха в района на експлоатация на НГДУ, лабораторни изследвания на произведения флуид, определяне на качеството на пречистени и отпадъчни води в УПТП, анализ на физикохимичните свойства на нефтения газ ...

Цех за антикорозионни покрития и основен ремонт на тръбопроводи и конструкции (DAC и KRTS). Функции на цеха: вътрешно почистване на резервоари, основен ремонт на резервоари и топлообменници, антикорозионно покритие на резервоари и резервоари, демонтаж на оборудване и конструкции, полагане на тръбопроводи в GPMT (гъвкави полимерни метални тръби), наблюдение на състоянието на заварените шевове и измерване на стената дебелина на тръбопроводи, резервоари, пробовземачи и резервоари (дефектоскопия), ремонт на помпени компресорни тръби, доставка на екипи за ремонт и ремонт.

Цех за гъвкави полимер-метални тръби (ЦГПМТ) - производство на гъвкави полимер-метални тръби за системи за събиране на нефт и поддържане на налягането в резервоара, за транспортиране на силно напоени нефт и високоагресивни отпадъчни води, производство на потребителски стоки.

Разгледаната структура на NGDU "Октябрскнефт" позволява на предприятието да решава всички възложени му задачи, ефективно да използва материални и трудови ресурси, следователно е препоръчително да се разпорежда с производствените си възможности.

2 Геоложки и физически характеристики на обектите

Нефтено находище Серафимовское се намира в северозападната част на Башкортостан, в района на Туймазински. Директно на северозапад от него е голямото нефтено находище Туймазинское, а на юг - Троицко и Стахановское.

В рамките на депозита има р.п. Серафимовски, който е основан на 31 декември 1952 г. Той е дом на по-голямата част от работниците, водещи развитието и експлоатацията на това поле. На територията на находището има асфалтови пътища и магистрали, свързващи съоръженията на нефтените находища с градовете Октябрски и Белебей, с жп гарите Туймази, Урусу и Кандра.

Находището се разработва от ООО NGDU Oktyabrskneft, намиращо се в селището Серафимовски, а пробиването на кладенци се извършва от BurKan. Производството на нефтени кладенци след първична обработка от нефтосъбирателния парк през помпената станция Субханкулово се изпомпва по тръбопровода до нефтените рафинерии в Уфа. Свързаният газ се консумира от Туймазинския газопреработвателен завод, частично използван за местни нужди и транспортиран по газопровод до Уфа. Водоснабдяването се осъществява от централния водопровод, който захранва вода от подканалните кладенци на р. Усен.

Климатът на района е континентален. Характеризира се с мразовита зима с температури до 45 0 C през януари и доста горещо лято с температури до + 35 0 C през юли. Средната годишна температура е +3 0 С. Средногодишните валежи са около 500 мм. Валежите се падат основно през есенния и зимния сезон.

От минерали, освен нефт, има варовици, глини, пясъци. Тези материали се използват от местното население за строителни и битови нужди. Освен това за приготвяне на кал за пробиване на кладенци се използва глина със специално качество.

Орографски районът на находището е хълмисто плато. Най-ниските височини са ограничени до речните долини, са около +100m, най-високите абсолютни височини на водосборите достигат +350m. По правило южните склонове на водосборите са стръмни и образуват носови височини, добре изложени, докато северните склонове са нежни, покрити с трева и често покрити с гори.

Хидрографската мрежа на района е добре развита, но няма големи реки. Основният воден път на района е реката. И К. Неговите притоци на юг от находището. са реките Кидаш и Уяззи Тамак. Реката тече в находището. Бишинда, който е ляв приток на реката. Усен тече извън полето. В южната част на находището се наблюдават изтичане на подземни води под формата на извори.

В геоложката структура на Серафимовското находище участват докамбрийски, бавлински, девонски, въглищни, пермски, кватернерни, рифейски и вендски отлагания.

Серафимовското поле е многопластово. Основният продуктивн хоризонт е песъчливият слой D аз Паши хоризонт. Търговски нефтоносни пясъчни образувания: C- VI 1 , С- VI 2 , Бобриковски хоризонт, въглероден член на Кизеловския хоризонт на турнейския етап, карбонатни членове на фаменския етап, пясъчен слой д 3 киновски хоризонт, пясъчен слой D II Мулински хоризонт, пясъчни слоеве D III и Д IV на хоризонта на Стария Оскал.

Средната дълбочина на бобриковския хоризонт е 1250 m, турнеския етап е 1320 m, фаменския етап е 1560 m, слоя D аз -1690м, слой D II - 1700м, легло D III - 1715 m, пласт D IV - 1730 м.

Тектонски, антиклиналната структура Серафимовская Браха се намира в югоизточната част на Алметиевския връх на Татарския свод и заедно с Балтаевската структура съставлява Серафимовската Балтаевска вълна. Общата дължина на насипа достига 100 km, а ширината му варира от 26 km на запад до 17 km на изток. В централните и североизточните части на Серафимовско-Балтаевската вълна се намира Серафимовското издигане, очертано в югозападната част от стратоизозипса минус 1560m, а в североизточната част на минус 1570m. Издигането е с размери 12X4 km и се простира от югозапад на североизток.

Трябва да се отбележи, че сводовете на структури в карбона и перма на Леонидовското и Серафимовското издигане съвпадат с позицията му в девонските седименти.

Според геофизичните данни пластът е представен основно от три вида скали: кали, алевролити и пясъчници.

Девонските отлагания са основните в находището. Най-разпространеният по площ и дебелина е слой D аз ... Дебелината му достига 19,6 м. Представен е от кварц и дребнозърнест пясъчник.

Хоризонт Д II принадлежи към пясъчниците на Мулиновския хоризонт. Представен е от слоеве от алевролити и калипли, но преобладава предимно дребнозърнест, кварцов пясъчник. Капацитетът му варира от 19 - 33 метра.

Хоризонт D слоеве III представени от недобре сортирани дребнозърнести кварцови пясъчници. Капацитетът им е много малък и варира от 1-3 метра. Отлаганията на този хоризонт са структурно литологично малки по размер.

Хоризонт D слоеве IV - представена от дребнозърнест, на места чакъл, кварцов пясъчник. Дебелината им е 8 метра, а на места от 8 до 12 метра. Те съдържат 10 находища от структурен тип.

Общата дебелина на резервоарите на блок D е 28 - 35 m, а наситената с нефт дебелина на пластовете е 25,4 m.

Основните характеристики на хоризонтите са показани в Таблица 1.

Таблица 1 Основни характеристики на хоризонтите

Формационният нефт от турнейския етап е много по-различен от маслата от девонските находища. Налягането на насищане на нефт с газ е 2,66 MPa. В девонските отлагания тази стойност е равна на 9 9,75 MPa, което е повече от три пъти по-високо, отколкото в турнейския етап. Плътността на маслото в резервоарни условия е 886 kg / m3. Повече подробности за свойствата на маслото са дадени в таблици 2 и 3.

Таблица 2 Физични свойства на маслото

Таблица 3 Химичен състав на маслото

Свойствата на произведената вода са показани в Таблица 4.

Таблица 4 Свойства на произведената вода

Съставът на газа е показан в таблица 5.

Таблица 5 Свойства на газа

3 Пробиване на кладенци.

Нефтено или газово находище се пробива по проект за разработка или проучване. Геоложкият отдел на службата за сондажни кладенци, ръководен от проекта, отбива точките на земята от топографа, които ще бъдат кладенците на това находище.

За да се извърши технологично компетентно процеса на пробиване, е необходимо да се познават основните физико-механични свойства на скалите, които влияят върху процеса на пробиване (еластични и пластични свойства, якост, твърдост и абразивна способност). Това се постига чрез пробиване на проучвателни кладенци, от които се получава скален разрез (ядро). Проби от ядро ​​и шлам се изпращат в геоложкия отдел, който извършва пълното им изследване.

Технологията за пробиване на кладенци е комплекс от последователно извършвани операции, насочени към постигане на конкретна цел. Ясно е, че всяка технологична операция може да се извърши само с използването на необходимото оборудване. Нека разгледаме последователността на операциите по време на изграждането на кладенеца. Под изграждане на кладенец се разбира целият цикъл на изграждане на кладенец от началото на всички подготвителни операции до демонтажа на оборудването.

Подготвителната работа включва планиране на площта, поставяне на основи за нефтена платформа и друго оборудване, полагане на технологични комуникации, електрически и телефонни линии. Обемът на подготвителната работа се определя от релефа, климатичната и географската зона, екологичната ситуация.

Монтаж, поставяне на сондажно оборудване на подготвителната площадка и нейната тръбопровод. Понастоящем в петролната индустрия широко се практикува сглобяването на блокове, изграждането на големи блокове, сглобени във фабрики и доставени до мястото на монтаж. Това опростява и ускорява инсталацията. Инсталирането на всеки възел завършва с тестването му в работен режим.

Пробиване на кладенци е постепенно задълбочаване в земната повърхност до нефтения резервоар с укрепване на стените на кладенците. Пробиването на кладенец започва с полагане на дупка с дълбочина 2..4 m, в която се спуска длето, завинтено към квадрат, окачен върху система за закрепване на стената. Пробиването започва с придаване на въртеливо движение на квадрата, а следователно и на накрайника, с помощта на ротора. С навлизането по-дълбоко в скалата битът заедно с квадрата се спуска с помощта на лебедка. Резниците се отстраняват чрез промиваща течност, която се изпомпва към накрайника през вирбел и кух квадрат.

След като кладенецът се задълбочи с дължината на квадрата, той се изважда от кладенеца и между него и долната се монтира сондажна тръба.

В процеса на задълбочаване е възможно разрушаването на стените на кладенците, поради което те трябва да бъдат укрепени (обработени) на определени интервали. Това се прави с помощта на специално спуснати обсадни тръби и структурата на кладенеца става стъпаловидна. В горната част се пробива с бит с голям диаметър, след това с по-малък и т.н.

Броят на етапите се определя от дълбочината на кладенеца и характеристиките на скалите. Проектирането на кладенеца се разбира като система от обсадни тръби с различни диаметри, които се спускат в кладенеца на различна дълбочина. За различните региони проектите на нефтените кладенци са различни и се определят от следните изисквания:

- противодействие на силите на скалния натиск, стремеж към разрушаване на кладенеца;

- запазване на посочения диаметър на багажника по цялата му дължина;

- Изолиране на хоризонти, намиращи се в участъка на кладенеца, съдържащ агенти с различен химичен състав и изключване на тяхното смесване;

- способност за стартиране и експлоатация на различно оборудване;

- възможност за продължителен контакт с химически агресивни среди и устойчивост на високи налягания и температури.

На находищата се изграждат газови, инжекционни, пиезометрични кладенци, чиито проекти са подобни на тези на нефт.

Отделните елементи на структурата на кладенеца имат следните цели:

1 Насоката предотвратява ерозията на горните неконсолидирани скали от сондажния флуид при пробиване на кладенеца.

2 Проводникът осигурява изолация на водоносните хоризонти, използвани за пиене; водоснабдяване.

3 Провежда се междинна струна за изолиране на загубени циркулационни зони, припокриване на продуктивни хоризонти с необичайни налягания.

4 Производствената колона осигурява изолация на всички слоеве, възникващи в полето, работещо оборудване и експлоатация на кладенеца.

В зависимост от броя на колонните колони структурата на кладенеца може да бъде еднострунна, двуструнна и др.

Долният отвор на кладенеца, неговият филтър, е основният елемент на колоната, тъй като осигурява директно комуникация с нефтения резервоар, дренаж на пластовата течност в определени граници и въздействие върху резервоара с цел интензифициране и регулиране на неговата работа .

Дизайнът на лицето се определя от характеристиките на скалата. Така в механично стабилни скали (пясъчници) може да се направи отворена повърхност. Той осигурява пълна комуникация с резервоара и се приема за стандарт, а показателят за ефективността на комуникацията, коефициентът на хидродинамично съвършенство, се приема за единица. Недостатъкът на този дизайн е невъзможността за селективно отваряне на отделни междинни слоеве, ако има такива, следователно отворените повърхности са получили ограничена употреба.

Известни конструкции на долния отвор с отделно работещи сглобяеми филтри в напълно открит слой без кожух. Пръстеновидното пространство между долната част на корпуса и горната част на екрана е запечатано. Отворите във филтъра са кръгли или шлицови, ширина 0,8 ... 1,5 mm, дължина 50 ... 80 mm. Понякога филтрите се спускат под формата на две тръби, кухината между които е запълнена със сортиран чакъл. Тези филтри могат да се сменят веднага щом се замърсят.

Най-широко използваните филтри са тези, образувани в припокриващия се маслен резервоар и циментирана производствена обвивка. Те опростяват технологията на отваряне, позволяват надеждно изолиране на отделни слоеве и действие върху тях, но тези филтри имат и редица недостатъци.

4 Разработване на петролни находища .

Разработването на нефтено находище се разбира като осъществяване на процеса на преместване на течност (нефт, вода) и газ на пластове към производствени кладенци. Контролирането на потока течност и газ се постига чрез поставяне на нефтени, инжекционни и контролни сондажи в находището, броя и реда за въвеждането им в експлоатация, режима на работа на сондажите и баланса на енергията на резервоара. Приетата система за разработване на конкретно находище предопределя технически и икономически показатели - дебит на нефт, неговата промяна във времето, коефициент на извличане на нефт, капиталови инвестиции, себестойност и т.н. Преди пробиване на находище се проектира системата за разработка. В проект за разработка въз основа на данните от проучването и опитната експлоатация се установяват условия, при които ще се експлоатира находището, т.е. неговата геоложка структура, резервоарни свойства на скалите (порьозност, пропускливост, степен на хетерогенност), физични свойства на флуида. и газове, насищащи образуването (вискозитет, плътност, разтворимост на газовете), насищане на скалите нефт, вода и газ, налягане в резервоара, температура и др. Въз основа на тези данни с помощта на хидродинамични изчисления се установяват техническите показатели за експлоатация на резервоара за различни варианти на развитие на системата и се прави икономическа оценка на вариантите на системата. В резултат на техническо и икономическо сравнение се избира оптимална система за развитие.

Добивът на нефт от кладенци се извършва или чрез естествено изтичане под въздействието на енергия на резервоара, или чрез използване на един от няколкото механизирани метода за повдигане на течности. Обикновено в началния стадий на разработване на находището преобладава течаща продукция, а при отслабване на дебита кладенецът се преминава към изкуствено повдигане. Механизираните методи включват: газлифт и дълбоко изпомпване (с помощта на смукателен прът, потопяеми електрически центробежни и винтови помпи).

Разработването на петролни находища е интензивно развиваща се област на науката. По-нататъшното му развитие ще бъде свързано с използването на нови технологии за добив на нефт от подпочвените слоеве, нови методи за разпознаване на естеството на потока от процеси на място, управление на разработката на находища, използване на модерни методи за планиране на проучване и разработване на находища, вземане отчитане на данни от свързани сектори на националната икономика, като се използват автоматизирани системи за управление на добив на полезни изкопаеми от недрата, разработване на методи за детайлно отчитане на структурата на пластовете и естеството на протичащите в тях процеси на базата на детерминирани модели.

Разработването на нефтени находища е свързано със значителна човешка намеса в природата и поради това изисква безусловно спазване на установените стандарти за опазване на недрата и околната среда.

Пробиването на кладенец завършва с отваряне на нефтения резервоар, т.е. комуникация на нефтения резервоар с кладенеца. Този етап е много важен поради следните причини. Нефтената и газовата смес в пласта е под високо налягане, чиято величина може да е неизвестна предварително. При налягане, превишаващо налягането на течния стълб, запълващ кладенеца, течността може да бъде изхвърлена от кладенеца и ще се получи открито изтичане; навлизането на сондажна течност (в повечето случаи това е глинен разтвор) в нефтения резервоар запушва каналите му , което нарушава притока на нефт в кладенеца.

Възможно е да се избегне бликането, като се предвиди монтиране на специални устройства на главата на кладенеца, блокиране на сондажа на предпазители или чрез използване на промиваща течност с висока плътност.

Предотвратяването на проникването на разтвора в нефтения резервоар се постига чрез въвеждане на различни компоненти в разтвора: компоненти, подобни по свойства на пластовата течност, например емулсии на маслена основа.

Тъй като след отваряне на нефтения резервоар чрез пробиване, кожухът се спуска в кладенеца и се циментира, като по този начин се блокира нефтения резервоар, става необходимо повторното отваряне на резервоара. Това се постига чрез изстрелване през струната в интервала на образуване със специални перфоратори с прахови заряди. Те се спускат в сондажа по въже от геофизична служба.

В момента са усвоени и се прилагат няколко метода за перфориране на кладенци.

Включена е куршумна перфорация на кладенци. при спускане в сондажа по кабелно въже от специални устройства на перфоратори, в тялото на които са вградени барутни заряди с куршуми. Получавайки електрически импулс от повърхността, зарядите експлодират, придавайки висока скорост и висока проникваща сила на куршумите. Това причинява разрушаване на метала на колоната и циментовия пръстен. Броят на дупките в струната и тяхното разположение по дебелината на формацията се изчисляват предварително, така че понякога се спуска низ от перфоратори. Налягането на горящите газове в цевта на камерата може да достигне 0,6 ... 0,8 хиляди МРа, което осигурява производството на перфорации с диаметър до 20 мм и дължина 145 ... 350 мм. Изработват се куршуми от легирана стомана и са покрити с мед за намаляване на триенето при движение покрай камерата или оловото.

Перфорацията на торпеда на принципа на изпълнение е подобна на куршума, само теглото на заряда се увеличава. от 4 ... 5 до 27 години и в перфоратора се използват хоризонтални валове. Диаметърът на отворите е 22 mm, дълбочината е 100 ... 160 mm, правят се до четири отвора на 1 m от дебелината на слоя.

Кумулативна перфорация - образуването на дупки поради насоченото движение на струя с нажежаема жичка, излизаща от перфоратора със скорост 6 ... 8 km / s с налягане от 0,15 ... 0,3 милиона MPa. В този случай се образува канал с дълбочина 350 mm и диаметър 8 ... 14 mm. Максималната дебелина на шева, изложена от кумулативен перфоратор при изстрелване до 30 m, торпедо до 1 m, куршум до 2,5 m. Количеството на барутния заряд е до 50 g.

Перфорация при хидропясъкструене - образуването на дупки в колоната поради абразивното действие на сместа пясък-течност, изтичаща със скорост до 300 m / s от калибрирани дюзи с налягане 15 ... 30 MPa.

Разработена във VNII и масово произведена под код AP 6M, пясъкоструйната машина се е доказала добре: дълбочината на крушовидни канали, които получава, може да достигне 1,5 m.

Пробивният чук е устройство за формиране на филтър чрез пробиване на отвори. За тази цел се използва цилиндър за пробиване, разработен във VNIIGIS (Октябрски), чието електрическо задвижване е свързано с диамантена бормашина. Максималният радиален е 60 mm, което осигурява, според резултатите от практиката на преминаване на обвивката, навлизането във формацията на дълбочина не повече от 20 mm. Перфорацията е получила името "щадяща", тъй като изключва повреда на колоната и циментовия пръстен, които са неизбежни при методите на бластиране. Перфорацията на пробиване има висока прецизност при формирането на филтъра в необходимия интервал.

Разработването на нефтени кладенци е съвкупност от работи, извършвани след пробиване, за да се предизвика приток на нефт от пласта в кладенеца. Факт е, че в процеса на отваряне, както бе споменато по-рано, е възможно в пласта да попадне сондажна кал и вода, която запушва порите на формацията, измества нефтата от кладенеца. Следователно спонтанен приток на нефт в кладенеца не винаги е възможен. В такива случаи те прибягват до предизвикателство за изкуствен приток, което се състои в извършване на специални работи.

Този метод е широко използван и се основава на добре познатия факт: колона от течност с висока плътност оказва по-голямо обратно налягане върху формацията. Желанието за намаляване на обратното налягане поради изместването от сондажа, например, на кал с плътност Qg = 2000 kg / m3 с прясна вода с плътност Qb = 1000 kg / m3 води до намаляване наполовина на гърба натиск върху формацията. Методът е прост, икономичен и ефективен в случай на слабо запушване на пласта.

Ако замяната на разтвора с вода не доведе до резултати, те прибягват до допълнително намаляване на плътността: въздух, компресиран от компресор, се подава в цевта. В същото време е възможно изтласкването на течната колона обратно към тръбната обувка, като по този начин се намалява обратното налягане върху формацията до значителни стойности.

В някои случаи може да бъде ефективно периодичното подаване на въздух от компресора и течност от помпения агрегат, създавайки последователни въздушни порции. Броят на такива порции газ може да бъде няколко и те, разширявайки се, изхвърлят течност от цевта.

За да се повиши ефективността на изместване по дължината на тръбната колона, се монтират отварящи клапани, през които сгъстен въздух навлиза в тръбите веднага след навлизането в кладенеца и започва да "работи", т.е. за повдигане на течност както в пръстеновидния пръстен, така и в тръбата.

Използва се и движението на тръбата на специално бутало за тампон, оборудвано с възвратен клапан. Движейки се надолу, буталото преминава течност през себе си, когато се издигне нагоре, клапанът се затваря и цялата колона течност над него е принудена да се издигне заедно с буталото и след това да бъде изхвърлена от кладенеца. Тъй като колоната на издиганата течност може да бъде голяма (до 1000 m), спадът на налягането върху формацията може да бъде значителен. Така че, ако кладенецът се напълни с течност до главата на кладенеца и тампонът може да бъде спуснат на дълбочина от 1000 m, тогава налягането ще намалее с размера на намаляването на течния стълб в пръстена, откъдето част от течността ще изтича от тръбата. Процесът на тампониране може да се повтаря многократно, което прави възможно намаляването на натиска върху образуването с много голямо количество.

5 PPD система

Естествените начини на поява на нефтени находища са краткотрайни. Процесът на намаляване на налягането в резервоара се ускорява с увеличаване на производството на течности от резервоара. И тогава, дори при добра връзка на нефтените отлагания със захранващата верига, активното му влияние върху находището, изчерпването на енергията на резервоара неизбежно започва. Това е придружено от широко разпространено намаляване на динамичните нива на флуида в кладенците и следователно намаляване на добива.

При организиране на поддържане на налягането в резервоара (RPM), най-трудният от теоретичните въпроси, които все още не са напълно решени, е постигането на максимално изместване на нефт от резервоара с ефективен контрол и регулиране на процеса.

Трябва да се има предвид, че водата и маслото се различават по своите физикохимични характеристики: плътност, вискозитет, коефициент на повърхностно напрежение и омокряемост. Колкото по-голяма е разликата между показателите, толкова по-труден е процесът на изместване. Механизмът на изместване на маслото от пореста среда не може да бъде представен чрез просто изместване на буталото. Тук има и смесване на агенти, и разкъсване на маслена струя, и образуване на отделни, редуващи се потоци масло и вода, и филтриране през капиляри и пукнатини, и образуване на застойни и задънени зони.

Коефициентът на извличане на нефт на находище, към чиято максимална стойност трябва да се стреми технологът, зависи от всички горепосочени фактори. Натрупаните до момента материали позволяват да се оцени въздействието на всеки един от тях.

Значително място в ефективността на процеса на поддържане на налягането в резервоара заема поставянето на кладенци в полето. Те определят модела на наводняване, който се разделя на няколко типа.

Вътрешното наводняване включва инжектиране на вода в инжекционни кладенци, разположени извън външния контур на нефтоносната способност. Тъй като нефтоносният контур се отдалечава от инжекционните кладенци и напояването на първия ред производствени кладенци, фронтът на инжектиране се прехвърля.

Критерият за нормално протичане на процеса е стойността на налягането в резервоара в производствената зона, която трябва да има тенденция към повишаване или стабилизиране.

Инлайн наводняването е ефективно, когато са налице следните фактори:

- малък размер на находището (съотношението на площта на находището към периметъра на нефтоносния контур е 1,5 ... 1,75 km);

- хомогенен резервоар с добри резервоарни свойства по дебелина и площ;

Инжекционните кладенци са отдалечени от нефтоносния контур на разстояние 300 ... 800 m, което ще осигури по-равномерно придвижване на фронта на водата и ще предотврати образуването на наводняващи езици;

има добра хидродинамична връзка между зоната на изтегляне и зоната на инжектиране.

Недостатъците на наводняването на водоносен хоризонт включват:

1 големи загуби на инжектирана вода поради изтичането й в страната, противоположна на зоната на инжектиране, което води до допълнителна консумация на енергия;

2 отдалеченост на инжекционната линия от зоната на добив, което изисква значителна консумация на енергия за преодоляване на загубите;

3 забавена реакция на селекционния фронт към промени в условията на нагнетателната линия;

4 необходимостта от изграждане на голям брой инжекционни кладенци; отдалечеността на инжекционните кладенци от основните цели на инжектиране, която се увеличава по време на разработката, увеличава цената на системата.

Вътрешноконтурното наводняване включва инжектиране на вода директно в нефтената зона, организиране на един или няколко реда инжекционни кладенци в центъра на находището и поради това разчленяване на резервоара на отделни зони, разработени самостоятелно. Нарязването може да се извърши на ленти, пръстени и др. Ефективността на този метод за наводняване е очевидна: ефективността на системата се увеличава чрез елиминиране на изтичането на течност, приближавайки фронта на инжектиране към фронта на изтегляне.

Разнообразие от вътрешноконтурни заливания са: ареални, фокусни, селективни, блокови.

Площното наводняване предвижда поставяне на инжекционни кладенци в полето по една от схемите. Заливането на площи обикновено се организира на късен етап от разработката на находището, когато започва интензивно заливане и други методи на заливане не достигат целта.Нагнетателните кладенци се поставят върху геометрична решетка: пет, седем или девет точки. В същото време за един инжекционен кладенец има един производствен кладенец с петточкова система, два със седемточкова система и три с деветточкова система.

Фокалното наводняване може да бъде схематично представено под формата на един или няколко инжекционни кладенеца, разположени в центъра на резервоара и определен брой производствени кладенци в периферията. Този метод на заливане е характерен за локализирани отлагания с малка площ (лещи, застояли зони).

Селективното наводняване се използва за изместване на нефт от отделни, лошо дренирани образувания, които са хетерогенни по протежение на простира. За прилагането му е необходима информация за характеристиките на участъка, смущенията и връзките на продуктивната формация с други. Такива данни могат да бъдат получени след известно време на развитие на резервоара, поради което селективното наводняване се използва на по-късен етап от разработването.

Блоковото наводняване се състои в разрязване на резервоара на отделни части и очертаване на всяка от тях с инжекционни кладенци. Вътре във всеки блок се пробиват производствени кладенци, чийто брой и разположение се определят чрез изчисления. Блоковото наводняване позволява полето да бъде въведено в разработка незабавно, преди да бъде напълно проучено и по този начин да се намали времето за разработка. Това е ефективно при големи депозити.

Съществуващите недостатъци на системата RPM чрез впръскване на вода включват:

1) прогресивно заливане на находището с голямо количество нефт, което не е възстановено;

2) ниски миещи свойства на водата, инжектирана в резервоара;

3) голям брой усложнения, причинени от връщането към образуването на пластови води, произведени заедно с нефт, изразени под формата на разрушаване на водопроводи, засоляване на източници на питейна вода и нарушения в екологичния баланс.

Подобряването на PPD е в следните области:

1) разработване на нови технологични течности или добавки към водата, които подобряват нейните миещи свойства и са по-малко агресивни към оборудването и природата;

2) развитие на надежден контрол върху движението на флуида във формацията;

3) разработване на метод за регулиране на филтрационните потоци в резервоара и изключващ образуването на задънени и неразвити зони.

Поддържането на налягането в резервоара е проектирано в началото на разработването на повечето нефтени находища.

В момента за целите на RPM се използват няколко вида вода, които се определят от местните условия. Това е прясна вода, извлечена от специални артезиански или подканални кладенци, вода от реки или други открити водоизточници, вода от водоносни хоризонти, намиращи се в геоложкия разрез на находище, пластова вода, отделена от нефт в резултат на нейното приготвяне.

Всички тези води се различават една от друга по своите физикохимични свойства и следователно по ефективността на стимулиране на образуването не само за повишаване на налягането, но и за увеличаване на добива на нефт.

Пластационната вода в процеса на отделяне от нефт се смесва с прясна вода, с деемулгатори, както и с технологична вода на нефтопречиствателните установки. Именно тази вода, наречена отпадъчна вода, се изпомпва в резервоара. Характерна особеност на отпадъчните води е съдържанието на нефтопродукти (до 100 g / l), въглеводородни газове до 110 l / m3, суспендирани частици - до 100 mg / l.

Такава вода не може да се инжектира в резервоара без почистване до необходимите стандарти, които се установяват въз основа на резултатите от пилотното инжектиране. Понастоящем, за да се намали консумацията на прясна вода и да се оползотвори произведената пластова вода, пречистването на отпадъчните води се използва широко за целите на поддържане на налягането в резервоара.

Най-често срещаният метод за почистване е гравитационното разделяне на компонентите в резервоарите. В този случай се прилага затворена схема. Отпадните води със съдържание на нефтопродукти до 500 хил. mg / l и механични примеси до 1000 mg / l навлизат в утаителните резервоари отгоре. Масленият слой в горната част служи като вид филтър и подобрява качеството на пречистване на водата от масло. Механичните примеси се утаяват и при натрупване се отстраняват от резервоара.

От резервоара водата влиза във филтъра под налягане. След това в тръбопровода се подава инхибитор на корозия и водата се изпомпва с помпи до помпената станция.

За натрупване и утаяване на вода се използват вертикални стоманени резервоари. Върху вътрешната им повърхност се нанасят антикорозионни покрития, за да се предпазят от въздействието на пластовите води.

6 Експлоатация на нефтени и инжекционни кладенци

Най-разпространеният технологичен комплекс по време на полеви операции в предприятието LLC NGDU "Октябрскнефт" е производство на масло от помпи с прътови щанги. Принудителното повдигане на нефт от кладенци с помощта на помпени агрегати на смукателния прът е най-дългото в живота на находището.

Съвременните помпени агрегати могат да произвеждат нефт от един или два кладенеца с дълбочина до 3500 m с дебит на течността от няколко кубични метра до няколкостотин кубически метра на ден. В Серафимовското находище 172 кладенеца са оборудвани с помпени агрегати със смукателни прътове, което е 94% от общия запас от производствени кладенци.

USHGN е бутална помпа с едно действие, чийто прът е свързан с колона от пръти с земно задвижване - кобилен блок.

Последният включва колянов механизъм, който преобразува въртеливото движение на главния двигател в възвратно-постъпателно движение и го предава на струната на пръта и буталото на помпата. Подземното оборудване се състои от: тръби, помпа, пръти, устройства за справяне с усложнения. Наземното оборудване включва задвижване (кобила), оборудване на кладенец, работен манифолд.

Инсталацията работи по следния начин. Когато буталото се движи нагоре, налягането в цилиндъра на помпата намалява и долният (смукателен) клапан се издига, отваряйки достъпа на течността (смукателен процес). В същото време колоната на течността, разположена над буталото, притиска горния (доставящ) клапан към седлото, издига се нагоре и се изхвърля от тръбата в работния манифолд. Когато буталото се движи надолу, горният клапан се отваря, долният клапан се затваря от налягането на течността и течността в цилиндъра тече през кухото бутало в тръбата.

В LLC NGDU Oktyabrskneft повърхностното оборудване на кладенци е представено главно от помпени агрегати от нормален редов тип SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

На полето се използват и електрически центробежни помпени инсталации (ESP). Като задвижване на ESP се използва потопяем електродвигател, който се спуска в кладенеца заедно с помпа до определена дълбочина.

По дизайн ESP са разделени на три групи:

а) помпи от версия 1 са предназначени за експлоатация на нефтени и водни кладенци със съдържание на твърди вещества до 0,1 g / l;

б) помпи от версия 2 (износоустойчива версия) са предназначени за работа на силно напоени кладенци със съдържание на твърди вещества до 0,5 g / l;

в) помпите от версия 3 са предназначени за изпомпване на течност със стойност на pH 5-8,5 и съдържание до 1,25 g / l сероводород.

Подземното оборудване включва:

а) електрическа центробежна помпа, която е основният възел на инсталацията (ESP);

б) потопяем електродвигател (SEM), който задвижва помпата;

в) система за хидравлична защита, която предпазва потопяемия апарат от проникване на пластов флуид в него и се състои от протектор и компенсатор;

г) токопроводящ кабел, служещ за подаване на електричество към потопяемия двигател;

д) тръбопровод (тръбопровод), който е канал, през който произведената течност тече от помпата към дневната повърхност.

Наземното оборудване включва:

а) оборудване на кладенеца, което служи за насочване и управление на входящия флуид от кладенеца и за уплътняване на кладенеца и кабела;

б) станция за управление на потопяеми двигатели, която стартира, наблюдава и контролира работата на ESP;

в) трансформатор, предназначен да регулира големината на напрежението, подавано към SEM;

г) окачваща ролка, която служи за окачване и насочване на кабела в кладенеца по време на работа и повдигане.

ESP е основното звено на инсталацията. За разлика от буталните помпи, които придават налягането на изпомпваната течност чрез възвратно-постъпателните движения на буталото, при центробежните помпи изпомпваната течност получава натиск върху лопатките на бързо въртящо се работно колело. В този случай кинетичната енергия на движещата се течност се превръща в потенциална енергия на налягането.

Преди да инсталирате ESP, е необходимо да подготвите кладенеца за неговата работа. За да направите това, той се измива, тоест дъното се почиства от пясъчни тапи и възможни чужди предмети. След това специален шаблон се спуска и повдига в колоната на обсадната колона от кладенеца до дълбочина, надвишаваща дълбочината на спускане на блока със 100 - 150 m, чийто диаметър е малко по-голям от максималния диаметър на потопяемия блок. В същото време кулата или мачтата са внимателно центрирани спрямо главата на кладенеца.

В по-голямата си част инжекционните кладенци не се различават по дизайн от производствените кладенци. Освен това определен брой производствени кладенци, които се намират в зоната на водоносния контур или зад него, се прехвърлят в категорията на инжекционните кладенци. В случай на вътрешноконтурно и площно наводняване, прехвърлянето на производствените кладенци към инжектиране на вода се счита за нормално.

Съществуващите конструкции на инжекционни кладенци предвиждат инжектиране на вода през тръбата, която се движи с пакер и анкер. Над пакер пространството трябва да се напълни с течност, неутрална към метал.

Долната дупка трябва да има филтър с достатъчна дебелина, осигуряващ инжектиране на планирания обем вода, с дълбочина най-малко 20 m за натрупване на механични примеси. Препоръчително е да използвате вложки филтри, които периодично могат да се повдигат от кладенците и да се почистват.

Фитингите на кладенеца на инжекционния кладенец са предназначени за подаване и контрол на обема на водата в кладенеца, за извършване на различни технологични операции по промиване, разработка, обработка и др.

Арматурата се състои от фланец на корпуса, кръст, използван за комуникация с пръстеновидното пространство, намотка, върху която е окачена тръбата, тройник за подаване на инжектираната течност към кладенеца. Предназначението и конструкцията на пакера и котвата не се различават фундаментално от тези, използвани за течащи кладенци.

7 Проучване на кладенеца

По време на експлоатацията на сондажите те се изследват, за да се следи техническото състояние на производствената колона, работата на оборудването, да се провери съответствието на параметрите на сондажите с установения технологичен режим и да се получи информация, необходима за оптимизиране на тези режими.

При изследване на кладенци:

а) проверява се техническото състояние на кладенеца и монтираното оборудване (херметичност на циментовия камък, обсадната колона и тръбите, състоянието на долната зона на образуване, замърсяване на сондажа, дебит на помпата, работа на вентили и други устройства, монтирани на дълбочина);

б) се оценява надеждността и производителността на възлите на оборудването и се определя периодът на основен ремонт на оборудването и кладенците;

в) получава информацията, необходима за планиране на различни видове ремонтни и други работи в кладенци, както и за установяване на технологичната ефективност на тези работи.

За решаване на горните проблеми се използва комплекс от различни видове изследвания и измервания (измерване на добив на нефт, воден разрез, газов фактор, задълбочени измервания на температури и налягане, измервания на дълбочина, динамометрия, отчитане на разходите за работен агент , отчитане на повреди и ремонти на оборудване, анализ на проби от кладенеца и др.).

Видовете, обемът и честотата на изследванията и измерванията с цел контрол на работата на оборудването за всички методи на работа на сондажи се установяват от катедрата съвместно с научноизследователски организации и геофизични предприятия.

Проучванията за наблюдение на работата на производствените кладенци трябва да се извършват при пълно спазване на правилата за безопасност в нефтената и газовата промишленост, при спазване на изискванията за опазване на недрата и околната среда.

Основата на изследването на помпения агрегат на смукателния прът е динамометрията - метод за оперативен контрол върху работата на подземното оборудване и основа за установяване на правилния технологичен режим на работа на помпения агрегат.

Същността на метода е, че натоварването върху пръта на съединителната кутия се определя без повдигане на помпата на повърхността с помощта на динамограф. На хартия под формата на диаграма натоварванията се записват по време на ходове нагоре и надолу в зависимост от движението на стеблото.

За определяне на разстоянието от устата до динамичното ниво се използват методи за измерване на звука. Най-често срещаните са различни ехометрични инсталации за кладенци с налягане 0,1 MPa. Принципът на действие на тези инсталации е, че акустичен импулс се изпраща в пръстеновидното пространство от прахообразно пукане. Този импулс, отразен от нивото на течността, се връща в устата, действайки върху термофона, и след като се преобразува и усили в електрически, се записва с химикал върху движеща се хартиена лента.

Измерването на вълните се извършва с помощта на ехолот, който ви позволява да определите динамичното ниво в кладенци с дълбочина до 4000 m при налягане в пръстена до 7,5 MPa. Надолу и по протежение на сондажа налягането и температурата се измерват с помощта на термометри за дълбочина, които са комбинирани в едно устройство.

8 Методи за повишаване на производителността на кладенеца

В нефтените и газовите кладенци дебитът и производителността на кладенците намаляват с времето. Това е естествен процес, тъй като има постепенно намаляване на налягането в резервоара, енергията на резервоара, която е необходима за издигане на течност и газ към повърхността, намалява.

Производителността на кладенеца също намалява в резултат на влошаване на пропускливостта на скалите, продуктивната формация поради запушване на порите му в долната зона със смолисти, парафинови отлагания, механични частици при отстраняване на пласта.

За да се стабилизира нивото на добив на нефт и газ, се използват различни методи за въздействие върху зоната на дънната формация, които позволяват да се увеличи добива на нефт и да не се намали производителността на кладенеца. Методите за повишаване на производителността на кладенците при въздействие върху зоната на формирането на дъното се разделят на химични, механични, термични и комплексни.

От решаващо значение при избора на метод на третиране във всеки конкретен случай е необходимата дълбочина на обработка на продуктивна формация за възстановяване или подобряване на пропускливостта. Следователно, според дълбочината на въздействие върху порестата среда, методите за стимулиране на кладенеца могат да бъдат разделени на две големи категории: методи с малък радиус на въздействие и методи с голям радиус на въздействие. Основните начини за подобряване на свързаността на формацията с кладенец с малък радиус на въздействие:

а) Използването на експлозиви. Те включват куршум, кумулативна перфорация, различни опции за торпеда.

Ако има недостатъчна свързаност между формацията и сондажа, може да се повтори конвенционалната перфорация с перфоратор. За да се увеличи ефективността му, кладенецът се пълни не с глинен разтвор или вода, а с течности, които не замърсяват новосъздадените перфорации.

При твърди и плътни скали е възможно да се торпедира продуктивната формация с експлозив, спуснат в интервала на формацията в обшивките, и електрически предпазител, който се взривява с кабел от главата на кладенеца. Облицовките са изработени от азбестов метал или пластмаса. Най-често използваните експлозиви са нитроглицерин, тротил динамит и т.н. Експлозията може да създаде каверни и пукнатини в слоя заплащане. Така едновременно с подобряване на свързаността на формацията с кладенеца се увеличава и пропускливостта на формацията в зоната с голям радиус (създаването на микро и макро пукнатини, които могат да се разпространят на десетки метри).

Насоченото торпедиране може да бъде осъществено чрез използване на подходяща външна форма на заряд и вложки в пътя на взрива. В зависимост от необходимостта могат да се използват торпеда със странично разпръснато действие, странично концентрирано и вертикално действие.

Перфораторите с експлозивни снаряди създават кръгли дупки в колоната и с циментовия пръстен, прониквайки в скалата, и, експлодирайки, образуват каверни и пукнатини. Перфораторът с кумулен заряд се състои от устройство, чиито клетки съдържат заряди с кумулативно действие. Всяка клетка от противоположната страна на предпазителя е оборудвана с вдлъбнатина от съответния профил. По този начин газообразните продукти от експлозията се насочват по оста на заряда под формата на мощна струя, която създава канал в колоната, цимента и скалата в съответната посока.

б) Почистване на сондажа и зоната на перфорация с повърхностно активни вещества или киселинни вани. Използваните течности в този случай се състоят или от разтвор на 1 5% повърхностноактивни вещества, разтворени (или диспергирани) във вода, или от разтвор със съдържание 15% HCI , към който се добавят 0,5 до 2% инхибитор на корозията и понякога 1 до 4% флуороводородна киселина. В някои случаи се използват смесени състави от киселини и повърхностноактивни вещества. Обикновено кладенецът се промива с един от гореспоменатите разтвори, след което в образуването се включва работен флуид в обем от 0,3 0,7 m 3 за всеки метър от интервала на перфорация. За киселинни състави се дава експозиция от 1-6 часа, за повърхностно активно вещество без киселина експозицията е 24 часа, след това отработеният разтвор се отстранява и кладенецът се пуска в действие или образуването се започва по метод с голям радиус на влияние.

Използването на повърхностно-активни разтвори за промиване на кладенеца или изпомпване в пласта на малка дълбочина осигурява деспергация и отстраняване на твърди частици и филтрат на сондажната кал от кладенеца и от пласта, както и на емулсията масло-вода.

Киселинните бани се почистват от глинен разтвор в нови кладенци (или тези, които са били основно ремонтирани), а също така се елиминират солените отлагания от пластовата вода, натрупана по време на работа.

в) Повишаване на температурата в сондажа в интервала на продуктивния пласт. Термични методи. За да увеличите температурата, можете да използвате циркулацията на гореща течност в кладенеца, термохимични процеси, електрически нагреватели. Продължителността на нагряване на перфорираната зона на кладенеца обикновено е 5-50 часа. В този случай се извършва втечняване на отлагания на твърди въглеводороди (парафин, смоли, асфалтени и т.н.), които след това се отстраняват при пускането на кладенеца в експлоатация. Циркулацията на запалими течности в кладенеца се осъществява лесно, но на дълбочина над 1000-2000 m. не е много ефективен поради големите топлинни загуби от кладенеца в седиментите на открития геоложки отток.

Електрическите нагреватели използват система от електрически съпротивления, монтирани в тръба, която е монтирана в края на тръбната колона. Електрическата енергия се доставя от повърхността чрез кабел. Има и нагреватели, базирани на използването на високочестотни тонове. Електрическите нагреватели могат да бъдат разположени на дъното на кладенеца и по време на неговата работа. В този случай пускането и спирането на нагревателите се извършват чрез включване и изключване на захранването.

Газовите горелки се състоят от тръбна камера, спусната в кладенец, с две концентрични тръбни колони. Горимите газове се впръскват през тръби с малък диаметър, първичен въздух през пръстеновидното пространство и вторичен въздух през колоната. Горенето се инициира чрез подаване на електрическа енергия през кабел от повърхността. Друг кабел с термодвойка измерва температурата отвън, която не трябва да надвишава 300 400 0 С, за да не се повреди колоната на кладенеца. Температурата се поддържа на желаното ниво чрез подходящо регулиране на обема на изпускане на газ и въздух.

Термохимичната обработка се основава на отделянето на топлина в дъното на сондажа поради химичен процес, който изправя тежките въглеводороди, изпаднали в зоната на перфорация на кладенеца, с цел последващото им отстраняване. За да направите това, използвайте реакцията на 15% разтвор HCI със сода каустик ( на OH), алуминий и магнезий.

В резултат на реакцията на 1 kg натриев хидроксид със солна киселина се отделят 2868 kJ топлина. По време на реакцията се получава голямо количество топлина HCI с алуминий (който генерира 18924 kJ на кг Ал ). Това обаче произвежда люспи от алуминиев хидроксид. Ал ( ох ) 3, които са способни да запушват порите и каналите на потока в резервоара. Най-ефективното използване на магнезий, който, когато реагира с HCI отделя 19259 kJ и магнезиев хлорид MgCi 2 се разтваря добре във вода.

Основните начини за подобряване на свързаността на продуктивна формация с кладенец с голям радиус на удар:

а) Киселинна обработка на дънната зона на продуктивния пласт. Тези методи се използват главно в пясъци със съдържание на карбонати над 20% или с циментов материал, състоящ се от калциеви или магнезиеви карбонати.

Основната използвана киселина е Х С аз ... Действа ефективно върху калциев или магнезиев карбонат за образуване на разтворими и лесно отстраними хлориди. Солната киселина е евтина и не е в недостиг. Използват се и други киселини: оцетна, мравчена и др. В киселинните разтвори се въвеждат и различни добавки: инхибитори на корозията, добавки за намаляване на повърхностното напрежение, забавяне на реакцията, диспергиране и др.

Когато в резервоара се инжектира киселинен разтвор при налягане на впръскване, по-ниско от налягането на разбиване, порите в зоната на образуване на дъното или пукнатини и микропукнатини в скалата на резервоара се почистват и разширяват, като по този начин се възстановява нарушената пропускливост на третираната зона и в някои случаи дори увеличават първоначалната си стойност ...

Технологията на работа е следната: кладенецът се почиства и запълва с масло или вода (сол или прясна) с добавка от 0,1 0,3% повърхностно активно вещество. На повърхността се приготвя кисел разтвор с добавяне на необходимите компоненти, чиято последователност на въвеждане се установява главно според данните от лабораторни изследвания. Киселинен разтвор се изпомпва в тръбата с отворен клапан на пръстена на кладенеца. Когато достигне интервала на перфорация на кладенеца, клапанът се затваря и киселинният разтвор се изпомпва през тръбите, докато проникне в резервоара, а на последния етап разтворът се прокарва с масло или вода с добавка 0,1– 0,3% повърхностно активно вещество. Издържат 16 часа (но не повече) за киселинната реакция, след което разтворът се отстранява. Кладенецът е пуснат в експлоатация. В същото време промяната в скоростта на производство се следи внимателно, за да се определи ефектът от извършеното третиране.

Има различни технологични варианти за подкисляване, като: просто, селективно, многократно, редуващо се, с вибрация и др.

б) Хидравлично разбиване на продуктивната формация в долната зона на кладенеца. Този метод се използва при образувания, представени от твърди, плътни скали с ниска пропускливост (пясъчници, варовици, доломити и др. Разрушителното налягане се постига чрез изпомпване на течност под високо налягане в кладенеца. В този случай се отварят съществуващи пукнатини и микропукнатини или създават се нови, които могат значително да подобрят хидродинамичната връзка между пласта и кладенеца.

в) Подземни ядрени експлозии. Експлозиите са експериментално изследвани с положителни резултати в твърди, тесни образувания с ниска пропускливост. В резултат на ядрена експлозия около зарядния кладенец в продуктивната формация се образува кухина, запълнена с разрушена скала, след това зона на смачкване и зад нея зона със система от пукнатини и микропукнатини. Този метод е от интерес, особено за газови кладенци, чийто дебит може да се увеличи с няколко десетки пъти.

г) Термични методи. Те се основават на повишаването на температурата в пласта около кладенеца и се използват в отлагания, наситени с високо вискозни масла с високо съдържание на парафин. Тези методи са подобни на методите за повишаване на температурата в сондажа, но изискват повече топлина за загряване на пласта в радиус от 2-15 м. резервоар с ограничени обеми пара (циклично инжектиране на пара) или кръгъл фронт на подземно горене около производствен кладенец, определено от изчисления радиус, до който е необходимо да се загрее резервоарът. Освен това през последните години бяха разработени различни нови технологии за въздействие върху зоната на дъното на образуване, базирани на използването на съвременни реагенти и отпадъци от химическата промишленост.

9 Текущи и ремонтни работи на кладенци

Има два вида ремонт на кладенци – повърхностен и подземен. Наземният ремонт е свързан с възстановяването на работоспособността на оборудването, разположено на кладенеца на тръбопроводи, помпени агрегати, клапани, електрическо оборудване и др.

Подземният ремонт включва работа, насочена към отстраняване на неизправности в оборудването, влизащо в кладенеца, както и възстановяване или увеличаване на дебита на кладенеца. Подземните ремонти са свързани с повдигане на оборудване от кладенец.

Според сложността на извършените операции подземните ремонти се разделят на текущи и капитални.

Под текущ ремонт на кладенец се разбира набор от технологични и технически мерки, насочени към възстановяване на неговата производителност и ограничени от въздействието върху дънната зона на образуване и оборудването, разположено в кладенеца.

Рутинният ремонт включва следните дейности: подмяна на повредено оборудване, почистване на дъното и кладенеца, възстановяване на продуктивността на резервоара чрез отделни методи за стимулиране (подгряване, промиване, инжектиране на химикали).

Текущите ремонти могат да бъдат планирани превантивни и да се извършват с цел превантивна проверка, идентифициране и отстраняване на отделни смущения в работата на сондажа, които все още не са се обявили.

Вторият вид текущ ремонт - възстановяване, извършено с цел отстраняване на повредата - всъщност е авариен ремонт. На практика такива ремонти преобладават поради различни причини, но основно поради несъвършени технологии и ниска надеждност на използваното оборудване.

Показателите, характеризиращи работата на сонда във времето, са експлоатационният фактор (KE) и периодът на основен ремонт (MCI). CE е съотношението на времето, отработено от кладенеца, например за година (TOTR), към календарния период (TCAL). MCI е средното време между два ремонта за избрания период или съотношението на общите TOTR часове, отработени годишно към броя на ремонтите P през същия период.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Начините за увеличаване на CE и MFR са намаляване на броя на ремонтите, продължителността на един ремонт и увеличаване на времето за престой в кладенеца.

Понастоящем повече от 90% от всички ремонти се извършват на кладенци със смукателни помпи и по-малко от 5% с ESP.

По време на текущия ремонт се извършват следните операции

1. Транспорт - доставка на оборудване до кладенеца;

2. Подготвителна - подготовка за ремонт;

3. Спускане - повдигане и спускане на маслени съоръжения;

4. Операции по почистване на кладенеца, подмяна на оборудване, отстраняване на леки аварии;

5. Окончателен - демонтаж на оборудването и подготовка за транспортиране.

Ако оценим времето, изразходвано за тези операции, тогава можем да видим, че основната загуба на време се изразходва за транспортни операции (те отнемат до 50% от времето), следователно основните усилия на дизайнерите трябва да бъдат насочени към намаляване на време за транспорт - чрез създаване на машини и агрегати с възможност за монтаж, двупосочни операции - поради създаването на надеждни автоматични машини за завинтване и развиване на тръби и пръти.

Тъй като рутинната поддръжка на кладенец изисква достъп до неговия кладенец, т.е. свързани с понижаване на налягането, следователно е необходимо да се изключат случаите на възможно изливане в началото или в края на работата. Това се постига по два начина: първият и широко използван – „убиване” на кладенеца, т.е. инжектиране в пласта и кладенеца на течност с плътност, която осигурява създаването на налягане P zab на дъното на кладенеца. надхвърляне на резервоара. Второто е използването на различни устройства - устройства за прекъсване, които затварят дъното на кладенеца при повдигане на тръбите.

Основен дял в общия баланс на времето, прекарано за ремонт на сондажи, заемат операциите по пускане и скока (ТРО). Те са неизбежни при всяка работа по пускане и подмяна на оборудване, удар върху долния отвор, промиване на струни и др. Процесът на задействане се състои от последователно завинтване (или отвинтване) на тръбата, която е средство за окачване на оборудване, канал за повдигане на произведената течност и подаване на технологични течности към кладенеца, а в някои случаи и инструмент за риболов, почистване и др. върши работа. Това разнообразие от функции направи тръбите незаменим компонент на оборудването за сондажи за всеки метод на работа без изключение.

Операциите с тръби са монотонни, трудоемки и могат лесно да бъдат механизирани. В допълнение към подготвителните и заключителните операции, които имат свои специфики за различните режими на работа, целият процес на задействане с тръби е еднакъв за всички видове поддръжка. Операциите по спускане и повдигане с прътите се извършват по същия начин, както при тръбите, а развиването (завинтването) на прътите се извършва с механичен прътов ключ. При засядане на буталото в цилиндъра на помпата или прътите в тръби (восъчна), както и когато се счупят, се налага едновременното повдигане на тръбите и пръти. Процесът се извършва чрез последователно отвиване на тръбата и пръта.

Ремонтът на кладенец съчетава всички видове работа, които изискват продължително време, големи физически усилия и участието на множество многофункционални съоръжения. Това са работи, свързани с отстраняване на сложни аварии, както с оборудване, спуснато в кладенеца, така и със самия кладенец, работа по прехвърляне на кладенец от един оперативен обект на друг, работа по ограничаване или премахване на притока на вода, увеличаване на дебелината на кладенеца. експлоатиран материал, въздействие върху образуването, отклоняване на нов ствол и други.

Отчитайки спецификата на работата, в отделите за добив на нефт и газ се създават специализирани цехове за ремонт на кладенци. Кладенецът, включен в основния ремонт, остава в експлоатационния фонд, но се изключва от експлоатационния фонд.

10 Събиране и подготовка на нефт, газ и вода

Добивът от нефтени и газови кладенци не е съответно чист нефт и газ. Заедно с нефт от кладенци идват пластова вода, свързан (нефтен) газ, твърди частици от механични примеси.

Произведената вода е силно минерализирана среда със съдържание на сол до 300 g/l. Съдържанието на пластова вода в маслото може да достигне 80%. Минералната вода причинява повишено корозивно разрушаване на тръби, резервоари, износване на тръбопроводи и оборудване. Като суровина и гориво се използва свързан (нефтен) газ.

Технически и икономически е целесъобразно маслото да се подложи на специална подготовка, преди да бъде подадено в главния нефтопровод, за да се обезсоли, дехидратира, дегазира и да се отстранят твърдите частици.

В нефтените находища най-често се използва централизирана схема за събиране и третиране на нефт (фиг. 2). Събирането на продуктите се извършва от група кладенци до автоматизирани групови измервателни уреди (AGZU). От всеки кладенец през отделен тръбопровод нефтът се подава към AGSU заедно с газ и пластова вода. AGZU записва точното количество нефт, идващо от всеки кладенец, както и първично отделяне за частично отделяне на пластова вода, нефтен газ и механични примеси с посоката на отделения газ през газопровод към газопреработвателно предприятие (газопреработвателно предприятие ). Частично обезводненото и частично дегазирано масло преминава през колектор за събиране към централен събирателен пункт (CPF). Обикновено на едно нефтено находище се организира един CPF.

Пречиствателните станции за нефт и вода са съсредоточени в CPF. Всички технологични операции по подготовката на маслото се извършват в пречиствателната станция. Комплектът от това оборудване се нарича комплекс за обработка на масло UKPN. .

Фигура 2. - Схема за събиране и подготовка на добив на сондажи в нефтено находище:

1 маслен кладенец;

2 автоматизирани групови измервателни уреди (АГЗУ);

3 бустерна помпена станция (BPS);

4 блок за пречистване на пластовата вода;

5 агрегат за обработка на масло;

6 газова компресорна станция;

7 7 централен пункт за събиране на нефт, газ и вода;

8 язовир Парк

Дехидратираното, деминерализирано и дегазирано масло, след приключване на окончателния контрол, постъпва в резервоарите за търговско масло и след това в главната помпена станция на главния нефтопровод.

Дехидратацията на маслото се възпрепятства от факта, че маслото и водата образуват стабилни емулсии вода в масло. В този случай водата се диспергира в маслената среда на малки капчици, образувайки стабилна емулсия. Следователно, за дехидратация и обезсоляване на маслото, е необходимо да се отделят тези малки водни капчици от него и да се отстрани водата от маслото. За дехидратация и обезсоляване на маслото се използват следните технологични процеси:

- гравитационна утайка от нефт,

- гореща маслена утайка,

- термохимични методи,

- електрическо обезсоляване и електрическа дехидратация на маслото.

Процесът на гравитационно утаяване е най-простият от гледна точка на технологиите. В този случай резервоарите се пълнят с масло и се съхраняват за определено време (48 часа или повече). По време на експозицията протичат процесите на коагулация на водните капчици, а по-големи и по-тежки водни капчици под действието на гравитацията (гравитацията) се утаяват на дъното и се натрупват под формата на слой от произведена вода.

Въпреки това, гравитационният процес на студена нефтена утайка е неефективен и недостатъчно ефективен метод за обезводняване на маслото. Горещата утайка от напоено масло е по-ефективна, когато поради предварителното загряване на маслото до температура 50–70 ° C процесите на коагулация на водните капчици са значително улеснени и дехидратацията на маслото по време на утайката се ускорява. Недостатъкът на гравитационните методи за обезводняване е ниската ефективност.

По-ефективни методи са химически, термохимични, както и електрическа дехидратация и деминерализация. При химичните методи в напояваното масло се въвеждат специални вещества, наречени деемулгатори. Повърхностноактивните вещества се използват като деемулгатори. Те се добавят към състава на маслото в малки количества от 5 10 до 50 60 g на 1 тон масло. Най-добри резултати показват т. нар. нейонни повърхностно активни вещества, които не се разлагат на аниони и катиони в маслото.

Деемулгаторите се адсорбират на границата масло-вода и изместват или заместват повърхностно активните естествени емулгатори, съдържащи се в течността. Освен това филмът, образуван върху повърхността на водните капчици, е крехък, което бележи сливането на малки капчици в големи, т.е. процес на сливане. Големи капчици влага лесно се утаяват на дъното на резервоара. Ефективността и скоростта на химическа дехидратация се повишава значително чрез нагряване на маслото, т.е. с термохимични методи, чрез намаляване на вискозитета на маслото при нагряване и улесняване на процеса на сливане на водни капчици.

Отстраняването на остатъчното водно съдържание се постига чрез електрически методи за дехидратация и обезсоляване. Електрическата дехидратация и електрическото обезсоляване на маслото са свързани с преминаване на масло през специални електрически дехидратори, където маслото преминава между електродите, създавайки електрическо поле с високо напрежение (20-30 kV). За да се увеличи скоростта на електрическа дехидратация, маслото се загрява предварително до температура 50–70 ° C. По време на съхранението на такова масло в резервоари, по време на транспортирането му по тръбопроводи и в резервоари по железопътен транспорт, значителна част от въглеводородите се губят поради изпаряване. Леките въглеводороди са ценни суровини и горива (леки бензини). Следователно, преди доставката на масло, от него се извличат леки нискокипящи въглеводороди. Тази технологична операция се нарича стабилизиране на маслото. За да се стабилизира маслото, то се подлага на ректификация или горещо отделяне. Най-простият и най-широко използван в областта на приготвянето на маслото е горещата сепарация, извършвана на специален стабилизатор. При горещо сепариране маслото се загрява предварително в специални нагреватели и се подава към сепаратор, обикновено хоризонтален. В сепаратора маслото се нагрява до 40-80 ° C и от него активно се изпаряват леки въглеводороди, които се изсмукват от компресора и се изпращат през хладилния агрегат към събирателния газопровод.

Заедно с пречистената пластова вода, прясната вода се изпомпва в продуктивни пластове за поддържане на пластовото налягане, получена от два източника: подземни (артезиански кладенци) и открити водни тела (реки). Подземните води, произведени от артезиански кладенци, се характеризират с висока степен на чистота и в много случаи не изискват дълбоко пречистване преди инжектиране в резервоари. В същото време водата от открити водоеми е значително замърсена с глинести частици, железни съединения, микроорганизми и изисква допълнително пречистване. Понастоящем се използват два вида водовземане от открити резервоари: подканал и открит. При подканалния метод водата се взема под дъното на реката "под канала". За да направите това, в заливната част на реката се пробиват кладенци с дълбочина 20-30 m и диаметър 300 mm. Тези кладенци задължително преминават през слой пясъчна почва. Кладенецът е подсилен с обсадни тръби с дупки на спиците и в тях се спускат водоприемни тръби с диаметър 200 mm. Във всеки случай се получават два комуникиращи съда "река-кладенец", разделени от естествен филтър (слой пясъчна почва). Водата от реката тече през пясъка и се натрупва в кладенец. Притокът на вода от кладенеца се принуждава от вакуумна помпа или водоподемна помпа и се подава към клъстерна помпена станция (SPS). При отворения метод водата се изпомпва от реката с помощта на помпи и се подава към пречиствателна станция, където преминава през цикъл на почистване и влиза в резервоар за утаяване. В резервоара, с помощта на коалесцениращи реагенти, частиците от механични примеси и железни съединения се отстраняват в утайката. Окончателното пречистване на водата се извършва във филтри, където като филтриращи материали се използва чист пясък или фини въглища.

11 Безопасност, труд и опазване на околната среда

Предприятията за доставка на нефтопродукти извършват операции за съхранение, доставка и приемане на нефтопродукти, много от които са токсични, добре се изпаряват, могат да бъдат електрифицирани, пожарни и експлозивни. При работа в предприятията от индустрията са възможни следните основни опасности: възникване на пожар и експлозия при разхерметизиране на технологичното оборудване или тръбопроводи, както и при нарушаване на правилата за тяхната безопасна експлоатация и ремонт; отравяне на работниците поради токсичността на много петролни продукти и техните пари, особено на оловен бензин; нараняване на работници от въртящи се и движещи се части на помпи, компресори и други механизми при липса или неизправност на оградата; токов удар в случай на нарушаване на изолацията на тоководещите части на електрическото оборудване, повреда на заземяването, неизползване на лични предпазни средства; повишена или понижена температура на повърхността на оборудването или въздуха в работната зона; повишено ниво на вибрации; недостатъчна осветеност на работната зона; възможността за падане при обслужване на оборудване, разположено на височина. При обслужване на оборудването и извършване на ремонта му е забранено: използването на открит огън за нагряване на нафтопродукти, отоплителна арматура и др .; експлоатация на дефектно оборудване; експлоатация и ремонт на оборудване, тръбопроводи и фитинги в нарушение на правилата за безопасност, при наличие на течове на нефтопродукти чрез течове във връзки и уплътнения или в резултат на износване на метали; използването на всякакви лостове (лостове, тръби и др.) за отваряне и затваряне на клапани; ремонт на електрическо оборудване, което не е изключено от електрическата мрежа; почистващо оборудване и машинни части със запалими запалими течности; работа без подходящи лични предпазни средства и гащеризони. Ако се разлеят нефтопродукти, мястото на разлива трябва да се покрие с пясък и след това да се отстрани на безопасно място. Ако е необходимо, отстранете почвата, замърсена с нефтопродукти. В помещенията, където е настъпил разливът, дегазирането се извършва с дихлорамин (3% разтвор във вода) или белина под формата на каша (една част суха белина за две до пет части вода). Дегазирайте със суха белина, за да избегнете запалване. Пушенето на територията и в производствените помещения на предприятието е забранено с изключение на специално обособени места (съгласувано с пожарната), където са поставени табелите "Зона за пушене". Входовете към пожарните кранове и другите водоизточници трябва винаги да са свободни за безпрепятственото преминаване на пожарни коли.

През зимата е необходимо: почистване от сняг и лед, поръсване с пясък за предотвратяване на подхлъзване: настилки, стълби, кръстовища, тротоари, пешеходни пътеки и пътища; своевременно отстранявайте ледените кори, образувани върху оборудване, покриви на сгради, метални конструкции.

Първоначално човекът не мислеше какво е изпълнено с интензивно производство на нефт и газ. Основното нещо беше да ги изпомпваме колкото е възможно повече. И така направиха. Първоначално изглеждаше, че маслото носи само ползи на хората, но постепенно стана ясно, че употребата му има отрицателна страна. Замърсяването с нефт създава нова екологична ситуация, която води до дълбока промяна или пълното им преобразуване на природните ресурси и тяхната микрофлора. Замърсяването на почвата с нефт води до рязко повишаване на стойността на съотношението въглерод-азот. Това съотношение влошава азотния режим на почвите и нарушава кореновото хранене на растенията. Почвата се самопочиства много бавно чрез биоразграждане на маслото. Поради това някои организации трябва да рекултивират почвата след замърсяване.

Един от най-обещаващите начини за опазване на околната среда от замърсяване е създаването на цялостна автоматизация на процесите на добив, транспорт и съхранение на нефт. Преди, например, находищата не знаеха как да транспортират нефт и природен газ заедно през една и съща тръбопроводна система. За целта са изградени специални нефтени и газови комуникации с голям брой съоръжения, разпръснати на обширни територии. Полетата се състояха от стотици обекти и във всеки нефтен регион те бяха изградени по свой собствен начин, това не им позволи да бъдат свързани с една система за дистанционно управление. Естествено, при тази технология на извличане и транспорт се губи много продукт поради изпаряване и изтичане. Използвайки енергията на подпочвените и дълбоки помпи, специалистите успяха да осигурят доставката на нефт от сондажа до централните петролни събирателни пунктове без междинни технологични операции. Броят на търговските обекти намаля 12-15 пъти.

В районите на застрояване, особено при изграждането на тръбопроводи, временни пътища, електропроводи, площадки за бъдещи селища, се нарушава естественият баланс на всички екосистеми. Такива промени засягат околната среда.

Основните източници на замърсяване на подземните и подземните води в нефтодобивните райони са заустването на промишлени отпадъчни води в повърхностни водни обекти и канали. Замърсяване се получава и: при разливи на промишлени отпадъчни води; при скъсване на водопровода; когато повърхностният отток от нефтените находища попадне в повърхностните води; с перитоци на силно минерализирани води от дълбоки хоризонти в сладководни хоризонти, поради теч в инжекционни и производствени кладенци.

В петролната индустрия различни химикали се използват широко в различни технологични процеси. Всички реагенти, ако бъдат изпуснати в околната среда, имат отрицателно въздействие. Основните причини за замърсяване на околната среда при инжектиране на различни химикали в резервоара са следните фактори: изтичане на системи и оборудване и нарушаване на мерките за безопасност при технологични операции.

В екологичните дейности в предприятието, в допълнение към традиционните области на мониторинг на околната среда, рационално използване на водата и рекултивираните земни ресурси, опазване на въздуха, основен ремонт и подмяна на аварийни участъци на петролни мрежи, водопроводи, резервоари, най-новите технологии за околната среда защитата се въвеждат активно.

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Акулшин А. И. Експлоатация на нефтени и газови находища М., Недра, 1989 г.

2. Гиматутдинова Ш.К. Справочник за добив на петрол. М., Недра, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Изчисления в производството на петрол. М.,: Недра, 1979.

4. Инструкции по охрана на труда за работниците от нефто- и газодобивния отдел. Уфа, 1998 г.

5.Mishchenko I.T. Изчисления в производството на петрол. М., Недра, 1989.

6. Муравьов В. М. Експлоатация на нефтени и газови кладенци. М., Недра, 1978г.

7. Правила за безопасност в нефтената и газовата промишленост. М., Недра, 1974

8. Производствен материал на ООО NGDU Oktyabrskneft 2009 2010.

9. Справочник за оборудване на нефтени находища. М., Недра, 1979.

10. Шматов В.Ф. , Малишев Ю.М. Икономика, организация и планиране на производството в предприятията на нефтената и газовата промишленост М., Недра, 1990 г.

Федерална агенция за образование

Държавно висше учебно заведение

Образование

„UFA State Oil Technical

УНИВЕРСИТЕТ "

Катедра "Оборудване на нефтени и газови находища"

тренировъчна практика

Ученик на група МПЗ - 02 - 01 А.Я. Ислямгулов

Ръководител на практиката от R.R. Сафиулин

катедра д-р. асистент

Обща характеристика на предприятието

Отдел за добив на нефтени находища "Аксаковнефт" е създаден през 1955 г. във връзка с откриването на сондаж № 3 на Шкаповското нефтено находище от пробитата сондажна бригада на бригадира И.З. Поярков на 23 ноември (Фигура 1).

Фигура 1 - Кладенец No3

От самото начало на своята дейност НПУ "Аксаковнефт" принадлежи към тръста "Башнефт", разположен в Уфа, който беше реорганизиран в акционерно петролно дружество "Башнефт",

В баланса на НГДУ има 15 депозита. Възстановимите остатъчни запаси към 01.01.2004 г. възлизат на 22,358 млн. тона (без увеличението на запасите през 2004 г.). При сегашните обеми на добив на петрол осигуряването на запаси е 21 години. В момента се извършват проучвателни сондажи в 2 района: Афанасиевская и Лисовская.

Полетата на OOO NGDU Aksakovneft са показани на фигура 2.

От началото на разработката са произведени 229 937 тона петрол. Планът за добив на петрол през 2004 г. се изпълнява със 100,2%, над плана са произведени 2 хил. тона петрол.

Фигура 2 - Обзорна карта на находищата

В експлоатация са пуснати 21 нови сондажи при планираните 20. Добит нефт от нови сондажи е 31 768 тона при план 27 000 тона, дебитът на нови сондажи е 9,5 тона/ден, при план 7,8 тона/ден.

Въведени са в експлоатация 6 нови инжекционни сондажа спрямо планираните 6.

Поради бездействие са пуснати в експлоатация 26 сондажа при плана от 26.

Периодът на завършване на сондажа при стандарта от 17 дни е 7,7 дни.

Събрани 39754 хил. м3 съпътстващ газ, в т.ч. 422 хил. м3 над плана. Нивото на усвояване на ресурсите от съпътстващ нефтен газ е 96,3%, а планът е 95,1%.

Основно внимание се отделя на внедряването на ново оборудване и модерни технологии, повишаване на добива на нефт и ефективността на геоложко-техническите мерки (Фигура 3).

Благодарение на новите технологии за повишено добив на нефт са произведени 348 т. През изминалия период на годината е извършен голям обем работа по извършване на геоложки и технически дейности. И така, с плана от 467 бяха проведени 467 събития. Ефективността е 113,8 хиляди тона.

Специфична ефективност при план от 243,3 т/м. ще възлизат на 243,7 т/мярка.

Фигура 3 - Технология за увеличаване на инжекционността на инжекционен кладенец с помощта на технологията, използваща блок с навита тръба.

Един от етапите на реорганизацията на ANK Bashneft беше присъединяването през юли миналата година на екипа на завода за преработка на газ Shkapovsky към OOO NGDU Aksakovneft. През 2004 г. са преработени 39 млн. 208 хил. куб. м съпътстващ нефтен газ при план от 34 млн. 712 хил. куб. м, преизпълнението е 4496 хил. куб. м или +13% към плана.

LLC NGDU Aksakovneft е предприятие с високоразвито оборудване и технология за добив на нефт и регионална инфраструктура, разположено в югозападната част на Република Башкортостан на адрес Приютово, ул. Vokzalnaya 13. Това е модерно високо развито предприятие - подразделение на асоциацията "Башнефт" с модерно оборудване и технологии за производство и обработка на нефт.

Основната цел е реализиране на печалба и задоволяване на обществените нужди от произведени от него стоки и услуги. Основните дейности са:

Добив и подготовка на нефт и газ;

Подреждане, основен ремонт и ремонт на кладенци:

Ремонт и строителство на магистрали;

Предоставяне на платени услуги на населението;

Производство на потребителски стоки;

Уреждане, експлоатация и ремонт на нефтени находища и социални съоръжения;

Транспортни услуги, услуги на специално оборудване;

Производство и продажба на пара и вода;

Обучение и професионално развитие на персонала;

Провеждане на единна икономическа, ценова, техническа и екологична политика с Дружеството;

Дружеството осъществява дейността си въз основа на действащото законодателство на Руската федерация и Република Башкортостан, Устава, решенията на управителните органи на Дружеството и сключените споразумения.

Уставният капитал на дружеството, неговото движение е отразено в баланса на офиса на JSOC Bashneft.

МИНИСТЕРСТВО НА ОБРАЗОВАНИЕТО И НАУКАТА

РУСКА ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛНА АГЕНЦИЯ ЗА ОБРАЗОВАНИЕ

GOUVPO "УДМУРТСКИЯ ДЪРЖАВЕН УНИВЕРСИТЕТ"
ПЕТРОЛЕН ФАКУЛТЕТ

Отдел "Разработване и експлоатация на нефтени и газови находища"

на втората производствена практика
Съдържание
1. Въведение ………………………………………………………………… .3

2. Характеристики на депозита …………………………………………… 4

3. Обекти на развитие и техните характеристики …………………………………………… 5

4. Резервоарни свойства на продуктивните формации ………………………… 11

5. Физични свойства на пластовия флуид (нефт, газ, вода) ………… 12

6. Показатели за развитие на резервоара (продуктивно образуване) ………………… 17

7. Монтажна схема на сондажна помпа (USSHN) ………… .... 18

8. Смукателни помпи, техните елементи …………………………… 19

9. Резбови съединения за тръби и

смукателни пръти …………………………………………………………………… ... 22

10. Монтажна схема на електрическа центробежна помпа (ESP) ……………… 25

11. Технологичен режим на работа на УСШН при постоянен

12. Технологичен режим на работа на УСШН при период

изпомпване на течност ................................................... .................................................... 27

13. Технологичен режим на работа на ESP …………………………………………… .28

14. Устройства за изследване на работата на сондажните помпи ........................ 29

15. Резултати от изследването на действието на USSHN ……………………………… ..37

16. Проектиране на газопясъчни котви ……………………………………… .38

17. Устройства за борба с восъчни отлагания в

подземно оборудване ………………………………………………………… .39

18. Схема на групово дозиращо устройство ........................................ ................................... 40

19. Схема на бустерната помпена станция ………………………………………………………………………… .41

20. Автоматизация на работата на сондажни помпени агрегати ........................................ ... 42

21. Функционални отговорности на оператора за добив на нефт и газ …… .43

22. Осигуряване на изисквания за охрана на труда при поддръжка

добивни кладенци …………………………………………………………… ... 44

23. Отчетна документация в екипа за производство на нефт …………………… .47

24. Структура на предприятието за добив на нефт и газ ……………………… ... 49

25. Изисквания за опазване на околната среда при добив на петрол ………… .50

26. Технико-икономически показатели на НГДУ ……………… 51

Списък на използваната литература ………………………………………… ... 53

1. ВЪВЕДЕНИЕ

Имах стаж в OAO Udmurtneft в отдела за добив на нефт и газ във Воткинск в Мишкинското находище в екип за добив на нефт и газ. Заемаше длъжността оператор добив на нефт и газ 4 клас.

Бях разпределен в д/н оператор 5-ти клас, под чието ръководство преминах стажа. По време на практиката минах през инструктажи по техническа безопасност и електрическа безопасност, ходих на обходни маршрути, където наблюдавах работата на ИК и ГЗУ, работех на компютър, където направих електронна версия на различни схеми.

Имам добри впечатления от практиката. Първо, бригадирът се погрижи да получа възможно най-много информация за задълженията на оператор за добив на нефт и газ: той даде инструкции на назначения ми оператор, след 3 седмици практика, той проведе изпит за знанията, които аз беше придобил. Второ, желанието на самите оператори да говорят за работата си.

Почти всеки ден бях на различни работни места. Не се разочаровах от избраната от мен професия и се радвам, че уча именно тази специалност.

^ 2. ХАРАКТЕРИСТИКИ НА ДЕПОЗИТА

Мишкинското нефтено находище е открито през 1966 г. и се намира на границата на районите Воткински и Шаркански северно от град Воткинск.

Находището се намира в басейна на река Кама и заема водосборите на реките Вотка и Сива. Абсолютните височини на релефа варират от 140 - 180 m на юг до 180 - 250 m на север. Площта на Мишкинското поле е 70% заета от иглолистни гори, останалата част е заета от земеделска земя.

Климатът на района е умерено континентален, с дълги зими. Средната годишна температура е + 2С, сланите през януари - февруари понякога достигат -40С. Средната дълбочина на замръзване на почвата е 1,2 m, дебелината на снежната покривка е 60 - 80 cm.

Водовземът за поддържане на водното налягане се намира на река Сива. Източник на захранване - п/ст 220/110/35/6 kV "Сива". Преработката на маслото се извършва в Мишкинския CKPN, разположен на територията на находището.

Структурата на Мишкин е усложнена от два купола: западният - Воткински и източният - Черепановски.
^ 3. ОБЕКТИ НА РАЗВИТИЕ И ТЕХНИТЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

На Мишкинското находище са записани нефтени прояви в скалите на турнейския етап и над хоризонта Ясная поляна (слоеве Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), долния карбон, в башкирския етап и верейския хоризонт (слоеве B-II, B-III) на московския етап на средния карбон.

Съдържанието на нефт и газ в участъка е проучено с помощта на проби от керна, странични проби от почвата, анализ на данни от полеви геофизични проучвания, каротаж на газ и резултати от тестване на сондажи за приток.

Турнейски етаж

В турнейските седименти са открити три нефтени находища, ограничени до три структури: западния и източния купол на Воткинското и Черепановското издигане. Индустриално-нефтоносен слой от поресто-кавернозни варовици в покрива на Черецкия хоризонт с дебелина до 36 м. Най-високата част на нефтения резервоар е открита при Воткинското издигане, в кладенец № 180 на кота от 1334 м. Малко находище е открито в района на 184 кладенеца с най-висока надморска височина 1357 м. ...

Отбелязва се наклонът на повърхността на OWC (от кладенец № 189 до кладенец № 183) на купола Западен Воткинск в рамките на 2 - 2,5 м. Следователно OWC е приет на кота 1356 - 1354 m. Височината на нефтено находище на купола Западен Воткинск е 32 м, неговите размери са около 8х5 км.

На Восточно-Воткинския купол средната позиция на OWC е условно взета на около 1358 м. Височината на находището на този купол в района на кладенец № 184 е около 5 м, размерите му са 3x1,5 км.

На Черепановското издигане OWC е условно взето на 1370 м. Височината на нефтено находище на това подемие е 4,5 m, размерите му са около 4,5x2 km. Наличието на плътни междинни слоеве, проследени върху голяма площ, и вземане на проби от близо до куполни кладенци 211, 190, 191 доказват слоесто-масивната структура на земята.

Маслени прояви на Кизиловския хоризонт са открити в долната му част в слой от фино порести варовици. Резултатите от изпитването показват лоши свойства на резервоара на хоризонта Кизиловски.

OWC на ​​находището Кизилов условно е взето на ниво 1330.4 - 1330 m.

Суперхоризонт Ясная Полянски

В надхоризонта Ясная поляна нефтените прояви са ограничени до пластове от порести пясъчници и алевролити от хоризонтите Тула и Бобриков.

В хоризонта Бобриковски има три порести слоя. Търговски нефтен поток от резервоар Bb-III е получен в кладенец № 211 и нефт и вода от кладенец № 190.

Във всички кладенци е проследен резервоар Bb-II, който е проникнал през долния карбон и само в кладенец № 191 е заменен с непроницаеми скали.

Дебелината на резервоара Bb-II варира от 0 до 2 m, а на Bb-I от 0,8 до 2,5 m. От резервоар Bb-I са получени търговски нефтени потоци в сондаж № 189 заедно с други резервоари.

В тулския хоризонт търговският нефтоносен капацитет се установява в три слоя Tl-0, Tl-I, Tl-II. В надхоризонта на Ясната поляна нефтените находища са ограничени до структурите: Западен и Източен Воткински куполи и Черепецкото издигане. Незначителната дебелина на непроницаемите слоеве, разделящи нефтоносните слоеве на надхоризонта на Ясната поляна, а често и връзките на пропускливите слоеве помежду си и тяхната литологична изменчивост предполагат пластов тип отлагания с единна OWC за всички слоеве на Воткинско издигане и отделно за Черепановските пластове.

OWC на ​​Черепановското издигане за тулските формации Tl-I, Tl-II, Tl-0 е взето на дъното на формацията Tl-II, която е дала безводен нефт в кладенец № 187 на кота 1327,5 m.

Башкирска сцена

Нефтени прояви в находища от башкирския етап бяха открити във всички кладенци, които откриха нефтени находища и се характеризираха с ядро. Освен това маслените шоута са разположени в горната, по-плътна част на участъка. Дебелината на ефективните междинни слоеве варира в широк диапазон от 0,4 до 12,2 м. В някои кладенци при изпитване на притока те не са получени или са получени след обработка на дъното със солна киселина. Значителните колебания в стойностите на притоците предполагат сложна структура на резервоара както по размер, така и по площ. Наличието на значителни производствени нива вероятно показва наличието на големи кухини или пукнатини в резервоара. Най-високата част от петрола от Воткинското издигане е открита в кладенец № 211 на кота 1006,6 м. Височината на находището е около 38 метра, размерът на находището е в рамките на 16х8 км. OWC условно се взема на 1044 m.

З Нефтената алея на Черепановското издигане е недостатъчно проучена. Той е отделен от находището на Воткинското издигане от зона на влошаване на резервоарните свойства на карбонатните скали. OWC на ​​Черепановското издигане е приет на 1044 m надморска височина.

Верей хоризонт

Във Верейския хоризонт има предимно два нефтени пласта, разделени от пластове кални и глинести варовици. Дебелината на ефективните нефтенонаситени варовици B-III варира от 0,6 до 6,8 m (кладенец № 201). Най-ниската оценка, от която е получен безводен нефт, е 1042,8 метра (кладенец № 214). Най-високата оценка на язовир B-III е 990 м. OWC е взета на 1042 м. Височината на резервоара в рамките на приетите OWC - 1042 м е около 52 м. Размерите му във външния контур са около 25х12 км. Дебелината на ефективната част на резервоара варира от 1,2 до 6,4 m.

Най-високата част на резервоара B-II е пробита в кладенец № 211. OWC е взета на 1040 м. Височината на находището в рамките на приетите OWC е 104 m и е равна на около 50 m. Размерът на находището в рамките на външният контур на маслоносимост е около 25х12 км. Нефтени находища от пластове B-II и B-III от резервоарен тип.

Ефективната част от B-I формацията не се проследява във всички кладенци. Резултатите от тестването показват ниска пропускливост на резервоара, а сложното разположение на порьозните разлики в областта на находището усложнява оценката на възможните нефтени перспективи на резервоара B-I.

^ 4. КОЛЕКТОРНИ СВОЙСТВА НА ПРОИЗВОДИТЕЛНИ ФОРМАЦИИ
Турнейски етаж

Турнейският етап е представен от карбонатни скали - варовици от Черепетския и Кизиловския хоризонт. Ямките съдържат от 1 (ямка № 212) до 29 (ямка № 187) порести междинни слоеве. Дебелината на разграничените порести разновидности варира от 0,2 до 25,2 м. Общата дебелина на резервоарите на Черецкия хоризонт в изследваната част варира от 10,8 (кладенец № 207) до 39,2 m (кладенец № 193). В почти всички кладенци в горната част на турнеския етап се разграничават междинни слоеве, като правило това е един слой с дебелина около 2 m, но в някои кладенци (195, 196), по-голям брой тънки порести междинни слоеве се появяват, чийто брой достига 8. Общата дебелина на язовир Кизеловски се увеличава в този случай до 6,8 m.
Суперхоризонт Ясная Полянски

Отложенията на суперхоризонта Ясная поляна са представени от редуващи се пясъчници, алевролити и глини от хоризонтите Бобриков и Тула. В хоризонта Бобриковски се разграничават пластове пясъчници Bb-II и Bb-I, а в тулския хоризонт Tl-0, Tl-I, Tl-II. Тези пластове могат да бъдат проследени в цялата площ на Мишкинското поле. Общата дебелина на резервоара на хоризонтите Бобриковски и Тула варира от 7,4 m (кладенец № 188) до 24,8 m (кладенец № 199).
Башкирска сцена

Представен е от редуване на плътни и поресто-пропускливи варовици. Варовиците не са глинести. Намаленият относителен параметър Jnj варира от 0,88 при плътни междинни слоеве до 0,12 - 0,14 при силно порьозни разновидности. Подобна промяна в Jnj показва значителна кавернозност на варовиците. Броят на порестите междинни слоеве в кладенците по площ варира от 5 (кладенец № 255) до 33 (кладенец № 189). Дебелината на разграничените порести разновидности варира от 0,2 до 21,0 м. Общата дебелина на башкирските резервоари варира от 6,8 m (кладенец 205) до 45,5 m (кладенец 201).
Верей хоризонт

Верейските находища са представени от редуващи се алевролити и карбонатни скали. Продуктивната формация е ограничена до порести и пропускливи карбонатни отлагания. Има два слоя B-III и B-II.

Общата дебелина на резервоара на Верейския хоризонт варира от 4,0 (кладенец № 198) до 16,0 m (кладенец № 201). Дебелината на отделния пропусклив слой варира в района от 0,4 до 6,4 m.
Обобщени данни за резервоарните свойства на продуктивните формации

^ 5. ФИЗИЧЕСКИ СВОЙСТВА НА ФОРМИРАЩАТА ФЛУИД

(НЕФТ, ГАЗ, ВОДА)
МАСЛО
Верей хоризонт

От анализа на сондажните проби следва, че нефтите от хоризонта Верея са тежки, силно вискозни, стойността на нефтената плътност в резервоарни условия е в диапазона 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 и средно е 0,8798 g/cm 3. Вискозитетът на петрола в резервоарни условия варира от 12,65 до 26,4 SP, като при изчисленията е взето 18,4 SP.

Средната стойност на налягането на насищане се приема за 89,9 атм. Нефтът на хоризонта Верея е слабо наситен с газ, съотношението газ-нефт е 18,8 m 3 / t.

Според резултатите от анализа на повърхностни проби от масло е установено: плътността на маслото е 0,8963 g / cm 3; нефтените проби от Верейския хоризонт съдържат 3,07% сяра, количеството на силикогелните смоли варира от 13,8 до 21% и е средно 15,6%. Съдържанието на асфалтени е в диапазона 1,7 - 8,5% (средна стойност 4,6%), а съдържанието на парафин 2,64 - 4,8% (средна стойност 3,6%).
Башкирска сцена

Данните от анализа показват, че нефтът от башкирския етап е по-лек от нефтите от други пластове на Мишкинското находище, плътността на нефта в условията на резервоара е 0,8641 g / cm 3. Вискозитетът на маслото е по-нисък от този в хоризонт Верея и се определя при 10,3 cp. Налягането на насищане за башкирския етап трябва да се приеме равно на 107 атм. Съотношението газ-нафт за резервоара е 24,7 m 3 / t. Резултатите от анализа показват, че средната плътност на маслото е 0,8920 g / cm 3. Съдържанието на сяра в маслото от башкирския етап варира от 22,4 до 3,63% и е средно 13,01%. Количеството силикогелни смоли варира от 11,6% до 18,7% и е средно 14,47%. Съдържанието на асфалтени е в диапазона 3,6 - 6,4% (средно 4,51%), а съдържанието на парафин 2,7 - 4,8% (средно 3,97%).
Суперхоризонт Ясная Полянски

Маслото от тулския хоризонт е тежко, специфично тегло 0,9 g / cm 3, висок вискозитет 34,2 cp. Коефициентът на газ е 12,2 m 3 / t, налягането на насищане на нефт с газ е 101,5 атм., което се дължи на високото съдържание на азот в газа до 63,8 процента по обем.

От 8 кладенеца са взети повърхностни петролни проби от суперхоризонта Ясная поляна. Плътността на маслото според резултатите от анализа на повърхностни проби е 0,9045 g / cm 3. Съдържание на сяра  3,35%, съдържание на асфалтен  5,5%, съдържание на парафин  4,51%.
Турнейски етаж

Вискозитетът на маслото в резервоарни условия е 73,2 cp. Плътността на маслото е 0,9139 g / cm 3. Коефициент на газ 7,0 m 3 / t. коефициент на обем 1,01. От 8 кладенеца са взети повърхностни петролни проби от етапа Tournaisian. Средната плътност на маслото е 0,9224 g / cm 3. Повишеното съдържание на силикогелни смоли 17,4 - 36,6% (средно 22,6%). Съдържанието на асфалтени и парафин е средно съответно 4,39% и 3,47%.
^ СПОРЕДЕН ГАЗ

Свързаният газ съдържа повишено количество азот. За турнейския етап средната му стойност е 93,54%, за суперхоризонта Ясная поляна - 67,2%, за башкирския етап - 44,4%, за верейския хоризонт - 37,7%. Такова съдържание на азот, както и ниските газови фактори, позволяват използването на свързан газ като гориво само за нуждите на промишлените предприятия.

По отношение на съдържанието на хелий в кръговия газ на Ясната Полянска (0,042%) над хоризонта и Черецкия етап (0,071%), представлява промишлен интерес, но поради ниски газови фактори, т.е. малко производство на хелий, рентабилността на производството му е поставена под въпрос. Съдържанието на хелий в свързания газ на верейския хоризонт и башкирския етап е съответно 0,0265% и 0,006%.
^ ОБРАЗОВАТЕЛНА ВОДА
Верей хоризонт

Водообилието на пластовете в горната част на Верейския хоризонт практически не е проучено. Язовирните саламури са с плътност 1,181 g / cm 3, първата соленост е 70, съдържат B - 781 mg / l, J - 14 mg / l и В 2 О 2 - 69,4 mg / l. В състава на разтворения във вода газ рязко доминират азот - 81%, метан - 13%, етан - 3,0%, по-тежък - 0,3%.
Башкирска сцена

Водите на башкирските находища имат сходен йонно-солен състав и малко по-ниска минерализация и метаморфизация от водите на по-висшите и долните комплекси. Минерализацията на водите на башкирските находища не надвишава 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg не надвишава 3,7; SO 4 / Cl не надвишава 0,28; съдържанието на mg / l бром 587 - 606; J ÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; калий - 1100; стронций - 400; литий - 4.0.
Яснополянски над хоризонта

Характеризират се с висока минерализация, метаморфизация, липса на асфалтени, високо съдържание на бром и йод, не повече от 50 mg/l. Незначителното съдържание на сулфати служи като корелатор за разграничаване на водите на комплекса Ясная поляна от водите на висшия и долния комплекс.

Средната газонаситеност на пластовите води на седиментите на Ясната поляна е 0,32 - 0,33 g/l. Съставът на газа е азот, съдържанието на въглеводороди е около 3 - 3,5%, аргон - 0,466%, хелий - 0,069%. Контактният газ за дегазиране се състои от азот 63,8%, метан 7,1%, етан 7,9%, пропан 12,1%.
Турнейски етаж

Минерализацията на водите от турнезийския етап е 279,2 g / l; S - 68; SO 4 / Cl - 100-0,32; B - 728 mg / l; J - 13 mg / l; В 2 О 3 - 169 mg / l. Водата на турнейските седименти се различава рязко от водите на седиментите на Ясната поляна, което показва изолацията на водоносните хоризонти на хоризонта.

Водите на турнейския етап са силно минерализирани. Характеризират се с високо съдържание на калций от 19%, еквивалентното съотношение Cl-Na/Mg е по-високо от 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Съдържание на бром 552-706 mg / l; йод 11-14 mg / l; NH4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg / l; калий 1100 mg / l; стронций 4300 mg / l;
Физични и химични свойства на петрола в резервоарни условия

Физични и химични свойства на газа

Физикохимични свойства на пластовите води

^ 6. ПОКАЗАТЕЛИ ЗА РАЗВИТИЕ НА ДЕПОЗИТ

(продуктивно формиране)

Тази „Технологична схема за разработване на Западно-Чигоринското находище“ обосновава оптималния вариант за по-нататъшно развитие на находището.
Работата беше извършена в съответствие с техническото задание на OJSC "Сургутнефтегаз" и одобрените регулаторни документи.

Въведение

2. Анализ на структурата на кладенеца.
3. Геоложка характеристика на находището.
4. Геоложко-технологичен модел на находището.
5. Геоложко и теренно обосноваване на вариантите за развитие.
6. Технологични показатели на вариантите за развитие.
7. Запаси от нефт и разтворен газ.
8. Безопасност за операторите на нефт и газ.
9. Технологичен режим на работа на производствени кладенци.
10. Добив на нефт чрез електрически потопяеми инсталации.
11. Добив на нефт с помощта на сондажни помпи.

Файлове: 1 файл

ФЕДЕРАЛНА АГЕНЦИЯ ЗА ОБРАЗОВАНИЕ

Държавно образователно заведение за висше професионално образование

"Тюменски държавен университет за нефт и газ"

Отдел за развитие и експлоатация на нефтени находища

на първата производствена практика

от "" 20 до "" 200

в предприятието

Студент

групи НР-09-1 специалности

„Разработване и експлоатация на петрол и

газови находища",

специализация: "Разработване на нефтени находища"

От предприятието

(позиция) F.I.O.

Степен на защита:

Когалим, 2012 г

Въведение

1. Обща информация за депозита.

2. Анализ на структурата на кладенеца.

3. Геоложка характеристика на находището.

4. Геоложко-технологичен модел на находището.

5. Геоложко и теренно обосноваване на вариантите за развитие.

6. Технологични показатели на вариантите за развитие.

7. Запаси от нефт и разтворен газ.

8. Безопасност за операторите на нефт и газ.

9. Технологичен режим на работа на производствени кладенци.

10. Добив на нефт чрез електрически потопяеми инсталации.

11. Добив на нефт с помощта на сондажни помпи.

ВЪВЕДЕНИЕ

Административно Западно-Чигоринското находище се намира в Сургутския регион на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област.

Находището се намира на територията на три лицензионни зони, чийто недроползвател е ОАО "Сургутнефтегаз":

• Лицензионна зона Чигорински (лиценз KhMN № 00684, издаден на 03.12.1997 г., дата на изтичане
  валидност на лиценза 31.12.2040 г.),
• Лицензионна зона Ай-Пимски (лиценз KhMN № 00560, издаден на 29.09.1993 г., дата на изтичане
  валидност на лиценза 31.12.2055 г.),
• Западно-Ай-Пимски лицензионна зона (лиценз KhMN № 00812, издаден на 04.06.1998 г., срок
  изтичане на лиценза на 31.12.2055 г.),

Разстояние до най-близкото населено място - населено място. Нижнесортимски - 60 км. Разстояние до град Сургут - 263 км.

Находището е открито през 1998 г. и пуснато в опитно производство през 2003 г. въз основа на "Технологична схема за пилотно развитие", изготвена от ТО "СургутНИПИнефт" (протокол на ТКР ХМАО № 259 от 06.12.2001 г.).

Поради по-високите темпове на развитие на находището през първите две години на експлоатация (2003-2004 г.), действителните обеми на добив на петрол надвишиха проектните нива. За да коригира технологичните показатели за развитие през 2005 г., TO "SurgutNIPIneft" състави "Анализ на развитието на Западното Чигорино находище" (протокол TO CKR Rosnedra за Ханти-Мансийски автономен окръг № 630 от 27.04.2005 г.) .

Този проектен документ „Технологична схема за разработване на Западно-Чигоринското находище“ е изготвен през 2006 г. в съответствие с решението на Центъра за поддръжка на Централната комисия за развитие на Роснедра за Ханти-Мансийския автономен окръг (Протокол №. 630 от 27.04.2005 г.).

През периода на пилотно разработване на Западно-Чигоринското находище:

Изяснена геоложка структура и свойства на резервоара
основното експлоатационно съоръжение на АЕЦ и,

• петролните запаси са изчислени и одобрени от Комитета по държавните резерви на Роснедра (протокол № 1).
  03.11.2006),
• оценява се ефективността на внедрената система за разработка.

Тази „Технологична схема за разработване на Западно-Чигоринското находище“ обосновава оптималния вариант за по-нататъшно развитие на находището.

Работата беше извършена в съответствие с техническото задание на OJSC "Сургутнефтегаз" и одобрените регулаторни документи.

1. ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ДЕПОЗИТА

Административно и географско местоположение. Западно-Чигоринското находище е разпределено на територията на три лицензионни зони: лицензионна зона Ай-Пимски (североизточната част на находището), лицензионна зона Западно-Чигорински (централна част) и лицензионна зона Чигорински (югоизточна част, фиг. 1.1) .

Административно находището се намира в Сургутския окръг на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област. Най-близкото населено място е селището Нижнесортимски, разположено на 60 км североизточно от полето. Центърът на района на Сургут е град Сургут, разположен на 263 км югоизточно от полето. Във физико-географско отношение той е ограничен до Сургутската блатна провинция на Западносибирската физико-географска страна. Находището се намира в района на дейност на OJSC "Сургутнефтегаз", NGDU "Nizhnesortymsk-neft".

Климатът е континентален. Зимата е дълга, тежка и снежна. Средната температура на най-студения месец януари е -21,4 ° С. Дебелината на снежната покривка е до 60-75 см. Продължителността на периода с постоянни слани е 164 дни. Лятото е кратко (50-60 дни), умерено топло и облачно, с чести слани. Средната температура на най-топлия месец (юли) е + 16,8 ° С, с абсолютен максимум + 34 ° С. Като цяло климатът на региона е типичен за зоната на тайгата.

Хидрография. Полето се намира в междуречието на реките Ниматума, Юмаяха, Тотимаюн. По естество на водния режим реките принадлежат към типа реки с пролетно-летни наводнения и наводнения през топлия сезон. Основната фаза на водния режим е наводнението, което в отделни години представлява до 90% от годишния отток. Започва през третото десетилетие на април и завършва през юни. Значителни площи са заблатени (60,1%). Припокриването на територията на работната зона е 17,2%. Наред с малките езера на територията на находището има и големи езера: Вочикилор, Вонтиря-винлор, Евингиеханлор, Нум-Вочкултунглор, Вочкултунглор, Отинепатилор.

Почви. Автоморфните повърхности са доминирани от железни илувиални и хумусни илувиални подзоли. Сред заблатените типове почви се срещат торфени, торфено-глееви и торфени по високи торфища, както и торфено-хумусно-глееви почви. В заливните равнини на реките преобладават заливни торфено-хумусно-глееви и заливни слабо оподзолени почви.

Растителност. Според геоботаническото райониране на Западен Сибир (Ильина и Махно, 1976) територията на находището се намира в подзоната на северната тайга.

В ландшафтната структура на територията доминират блата от различен тип (60,1% от площта), предимно хребетно-кохтинни и езерно-хребетно-кохтинни, както и равнинно-хълмисти блата. Боровите и борово-брезовите гори са ограничени до крайдолинни райони (залесена покривка - 17,3%). В заливните низини и речните долини преобладават борово-брезови и кедрово-борови гори (около 5,4%).

Животински свят. Според зоогеографското райониране на Тюменска област (Гашев, 2000 г.) Западно-Чигоринското поле се намира в рамките на Сургутската зоогеографска провинция. Фауната е представена от фауната на езерно-блатните биотопи (ондатра, бял заек, водолюбиви птици: гмуркачи и речни патици), в горските биотопи има представители на планинския дивеч (тетерев, глухар, лешник), както и катерици , бурундуди.

Използване на земята и специално защитени територии. На територията на Западно-Чигоринското поле има територии със специален статут на управление на природата - водозащитни зони, кедрови насаждения, наследствени земи (фиг. 1.1).

Водозащитните зони са разпределени покрай реки и около езера с ширина от 100 до 500 m, заемат 5132 хектара (около 45% от площта на полето). Отделни масиви по речните корита са кедрови насаждения - 172 хектара (1,5%).

С Указ на началника на администрацията на Сургутска област № 124 от 30.11.1994 г. и Решение на районната комисия в Ситоминска селска администрация на Сургутска област, наследствената земя № 12С е разпределена на територията на депозит, където 4 семейства (12 души) от коренното население извършват стопанска дейност Север - Ханти (семейства на Лозямов К.Я., Лозямова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозямова Л.И.). Сключени са икономически споразумения между ОАО „Сургутнефтегаз“ и ръководителите на изконните земи, предвиждащи набор от социални и икономически мерки.

Икономическата дейност във водозащитните зони се определя с Постановление на правителството на Руската федерация № 1404 от 23.11.1996 г. "Наредба за водозащитните зони на водните обекти и техните крайбрежни защитни зони", RD 5753490-028-2002 "Наредба за опазване на околната среда при проектирането и производството на единични проучвателни и проучвателни кладенци на OJSC "Сургутнефтегаз", разположени във водозащитните зони на водните обекти на Ханти-Мансийския автономен окръг "; кедрови насаждения - от Кодекса за горите на Руската федерация № 22-FZ от 29.01.1997 г.; наследствени земи - с Решение на началника на администрацията на Сургутска област № 124 от ЗОЛ от 1.1994 г.

Индустриална инфраструктура. Западно-Чигоринско нефтено находище се намира в района на действие на Nizhneseortymskneft NGDU, който има развита индустриална инфраструктура: пункт за събиране и подготовка на нефт, бустерни помпени станции, система от напорни и междуполищни нефтопроводи, газопроводи, мрежа от магистрали, електроснабдителна система и производствени сервизни бази.

До завършване на работата на находището са изградени: 11 кладенци; система за събиране на нефт и газ с дължина 26,1 км:

• една бустерна помпена станция с проектна мощност 10,0 хиляди m / ден, от устието
  ново предварително заустване на пластова вода, с капацитет 10,0 хил. m3/ден.
  Използването на капацитета към 01.01.2006 г. е 12%;
• нефтопровод за външно транспортиране на петрол от Западното Чигорино находище
  до мястото на вкарване в нефтопровода от Биттемското находище с дължина 15,0 km;

клъстерна помпена станция с капацитет 7,2 хиляди m 3 / ден. Използването на капацитета към 01.01.2006 г. е 44%;

Четири водни кладенеца бяха пробити в района на СПС в планината Сеноман
чадър, оборудван с потопяеми помпени агрегати с високо налягане, през
в който се инжектира вода;

Водопроводна система за високо налягане с дължина 18,55 км;
трафопост ПС 35/6;

• високоволтова линия VL-35kV от PS110 на Биттемското находище на запад
  не-Чигоринско поле с дължина 15,8 km;
• път с асфалтобетонна настилка от БПС Запад
  Чигоринско поле преди включване в коридора от Биттемско поле "около
  13,5 км дължина;

Подходи към храсталаците с дължина 26,15 км.

Системата за събиране на газ на находището не е добре развита. Построена е газотурбинна електроцентрала в Биттемското находище, разположено на 20 км. Коефициентът на усвояване на газа към 01.01.2006 г. е 2,76%.

Най-близкото съоръжение за преработка на нефт е Алехински CPF, разположен на 95,8 км от находището. Доставката на петрол в системата на Транснефт се извършва в ПС Западен Сургут.

Електричеството се доставя от системата на Тюменерго. Основният източник на електрозахранване за Западно-Чигоринското находище е подстанция 35/6 kV Bit-temskaya (2x25 MB A).

Електрозахранването на обектите на площадката на Западно-Чигоринското находище се осъществява от ПС 35/6 kV (2x6.3 MB A) № 252, разположена в района на технологичния обект на допълнителната помпена станция.

При разработването на находището се доставят материали и оборудване от град Сургут, който има голям железопътен възел, речно пристанище и летище, способни да приемат пътнически и тежкотранспортни самолети.

Най-близкото село Нижне-Сортимски е снабдено с квалифицирани трудови ресурси. В NGDU "Nizhnesortymskneft" е разработена система от ремонтни отдели и услуги.

2. АНАЛИЗ НА СТРУКТУРАТА НА ФОНДА СКЛАДЕНЦИ.

Към 01.01.2006 г. балансът на предприятието има 147 кладенеца, в т. ч. производствени кладенци - 109, нагнетателни - 33, контролни - 1, водоприемни - 4. Характеристиките на кладенеца са дадени в табл. 2.1

В съоръжението AC12 има 129 производствени и нагнетателни кладенци, включително 96 производствени и 33 инжекционни кладенци (от които 12 се разработват за нефт).

В резервоарите AS11 и YUSo има 13 изоставени проучвателни кладенеца.

Графичните приложения показват карти на текущото състояние на развитие на обекта AC12. За обекта като цяло производителността на кладенците, посочени на картата, съответства на отчетите на NGDU, картите на всеки от слоевете показват прогнозната производителност, получена в резултат на моделни изчисления.

Състоянието на фонда е задоволително. В празен кладенец има 2 кладенеца (2% от запаса от кладенци).

През декември 2005 г. работеха 100 производствени кладенеца със среден дебит на нефт 13,9 t/ден, средно дънно налягане от 12,8 MPa. Работещите инжекционни сондажи са 21. Средната нагнетателна мощност на нагнетателните кладенци е 152 m 3 / ден, със средно налягане на кладенеца 14,9 MPa.

Диапазонът на добивите на петрол (от 0,1 до 63,1 t / ден) за началния етап на развитие е много голям. За да се идентифицират основните причини за неравномерната производителност на кладенците, беше извършен многовариантен анализ на геоложката и терена информация, като най-информативните зависимости са показани на фиг. 4.3.1. От дадените данни следва: