Bericht über Öl- und Gasfelder. Allgemeine Merkmale und Organisationsstruktur von ooo ngdu "aksakovneft": Bericht über die pädagogische Praxis. Betrieb von Öl- und Injektionsbohrungen

Arbeitsbeschreibung

Die Grundlage des wirtschaftlichen Potenzials der Region Okha ist der Brennstoff- und Energiekomplex. Ihr Basisunternehmen ist die Öl- und Gasproduktionsabteilung Okhaneftegaz, die Teil der Struktur von OJSC NK Rosneft - Sachalinmorneftegaz ist.
Die Geschichte des Unternehmens NGDU Okhaneftegaz begann mit der Erschließung des Ocha-Feldes im Jahr 1923. Von 1923 bis 1928 wurde die Lagerstätte Okha von Japan im Rahmen einer Konzessionsvereinbarung erschlossen. Von 1928 bis 1944 wurde die Exploration und Erschließung des Feldes gemeinsam vom Sachalinneft Trust (gegründet 1927) und dem japanischen Konzessionär durchgeführt

Einführung. Allgemeine Informationen zum Unternehmen
2
1.
Theoretischer Teil
3

1.1. Firmenstruktur
3

4

1.3. Klassifizierung von verbesserten Ölgewinnungsmethoden
6

1.4. Wasserflutsysteme und Nutzungsbedingungen
9

1.5. Umfrage zu Injektionsbrunnen
13

1.6. Untertagereparatur von Injektionsbrunnen, Arten und Gründe der Reparatur
14
2.
Arbeitssicherheit bei Hochwasser
15
3.
Umweltschutz beim Einsatz zur Reservoirdruckhaltung von Abwasser
16

Abschluss. So bestimmen Sie die Wirksamkeit der Anwendung von RPM-Methoden
18

Literaturverzeichnis
19

Dateien: 1 Datei

Bundesagentur für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation

Erschließung und Betrieb von Öl- und Gasfeldern

(Name der Spezialität)

(Name, Name, Patronym des Schülers)

Sechster Kurs der Korrespondenzabteilung.

Code 130503.

in der Qualifizierungs-(Praktikums-)Praxis

An ______________________________ _____________________________

(Name der Firma)

Praxisleiter aus der Filiale

Praxisleiter aus dem Unternehmen

____________________ ___________________________

(Stellung) (Unterschrift) (Handeln)

Die Entscheidung der Kommission vom "______" ____________________ 2010.

zugeben, dass der Bericht

ausgeführt und geschützt mit der Bewertung "_____________________________"

Kommissionsmitglieder

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(Stellung) (Unterschrift) (Handeln)

Einführung

Allgemeine Informationen zum Unternehmen.

Die Grundlage des wirtschaftlichen Potenzials der Region Okha ist der Brennstoff- und Energiekomplex. Ihr Basisunternehmen ist die Öl- und Gasproduktionsabteilung Okhaneftegaz, die Teil der Struktur von OJSC NK Rosneft - Sachalinmorneftegaz ist.

Die Geschichte des Unternehmens NGDU Okhaneftegaz begann mit der Erschließung des Ocha-Feldes im Jahr 1923. Von 1923 bis 1928 wurde die Lagerstätte Okha von Japan im Rahmen einer Konzessionsvereinbarung erschlossen. Von 1928 bis 1944 wurde die Exploration und Erschließung des Feldes gemeinsam vom Sachalinneft Trust (gegründet 1927) und dem japanischen Konzessionär durchgeführt.

Im Jahr 1944 wurde das Abkommen mit Japan beendet, und seit dieser Zeit wurde die Entwicklung des Okhinskoye-Feldes vom Sachalinneft-Verband fortgesetzt, und das Okhinsky-Ölfeld wurde in verschiedenen Jahren in verschiedene Abteilungen aufgenommen:

1944-1955 - Ölfeld Okha (bei der Entwicklung des zentralen Okha-Feldes);

1955-1958 - das vergrößerte Ölfeld Okha, das Teil des Ekhabineft Oilfield Directorate ist (in der Entwicklung der Felder Central Okha, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo - bis 1965);

1968-1971 - Oilfield Administration Okhaneft (bei der Entwicklung der Felder Central Ocha, Yuzhnaya Ocha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (bei der Entwicklung der Felder Central Okha, North Okha, South Okha);

1979-1981 - Grundbetrieb des Sachaneftegazdobycha-Produktionsverbandes, der Teil des Sachalinmornefteftegaz-Gewerkschaftsverbandes ist (in der Entwicklung der Felder Zentral-Ocha, Severnaya Ocha, Yuzhnaya Ocha);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (die gleichen Felder werden erschlossen). NGDU Okhaneftegaz ist auf 17 Öl- und Gasfeldern in der Region Okha tätig.

1988 wurden die PO Okhaneftegazdobycha und die VPO Sachalinmorneftegaz in die PA Sachalinmorneftegaz und die NGDU Severneftegaz in die NGDU Okhaneftegaz umgewandelt, die wiederum das Kolendo-Feld umfasst. Auf alten Ölfeldern, die sich an Land befinden, hat die Einführung der Hydrofracking-Technologie begonnen, die eine Steigerung der Bohrlochproduktionsraten ermöglicht.

1. Theoretischer Teil

Allgemeine Informationen zur Kaution. Das Tungor-Feld wurde 1958 28 km südlich der Stadt Okhi entdeckt. Orographisch gesehen befindet sich die Antiklinalfalte an den Grenzen zweier morphologischer Zonen: die östliche, erhabene, ausgedrückt in Form des Meridiangrats des Ost-Sachalin-Rückens, und die westliche, dargestellt durch sanftere und flachere Reliefformen. Die maximalen absoluten Erhebungen im östlichen Teil erreichen 120 Meter. Der Bogen der Falte entspricht einer niedrigen Reliefzone mit absoluten Markierungen von nicht mehr als 30-40 m.

Das hydrographische Netz des Bezirks ist schwach entwickelt. Es ist zu beachten, dass es zwei lokale Einzugsgebiete gibt - den Tungor- und den Odoptu-See, die tektonischen Charakter haben. Durch das Gebiet fließen mehrere kleine Bäche und Flüsse. Ihre Täler sind sumpfig, der Wasserfluss ist ungleichmäßig. In unmittelbarer Nähe der Lagerstätte befindet sich das Dorf Tungor, das durch eine 28 km lange Straße mit der Stadt Okha verbunden ist.

Das Klima der Region ist kalt, der Winter ist lang, die Schneedecke fällt im November und dauert bis Mai. Taifune bringen im Winter Schneestürme und im Sommer starke Regenfälle. Der Wind erreicht 30m/s. Der Sommer ist kurz und regnerisch. Die durchschnittliche Jahrestemperatur beträgt 2,5.

Stratigraphie. Der Abschnitt der Ablagerungen des Tungorskoye-Feldes wird durch terrigene sandig-tonige Gesteine ​​des Neogen-Zeitalters repräsentiert. Der von den tiefsten Bohrungen freigelegte Formationskomplex ist (von unten nach oben) in die Formationen Daginskaya, Okobykayskaya und Nutovskaya unterteilt.

Daginskaya-Suite. Die maximale durchbohrte Mächtigkeit in Bohrloch Nr. 25 beträgt 1040 m. Die Grenze zwischen den Formationen Dagin und Okobykai wird entlang der Spitze des XXI-Horizonts gezogen. Die Daginsky-Lagerstätten sind in die Horizonte XXI - XXVI unterteilt.

Sie bestehen hauptsächlich aus Sanden und Sandsteinen von hellgrauen, grauen, ungleichkörnigen, schluffig-tonigen Gesteinen.

Tonsteine ​​sind dunkelgrau bis schwarz, gebrochen, zerkleinert, oben - sandig-schluffig, glimmerig, enthalten verkohlte Pflanzenreste. Die Gesteine ​​zeichnen sich durch einen hohen Gehalt an Kieselsäure aus.

Okobykayskaya-Formation. Die Grenze zwischen den Ablagerungen der Formationen Nutovskaya und Okobykayskaya wird konventionell am Boden der 3. Schicht gezogen. Die Dicke der Suite erreicht 1400 m. Klastische Gesteine ​​werden durch Sande, Tone und ihre intermediären und zementierten Varianten repräsentiert. Die obere Hälfte des Formationsabschnitts ist durch Sedimentationsstabilität gekennzeichnet, die sich bei der Analyse der Mächtigkeiten zeigt. Die allgegenwärtige Diskontinuität der Schichten III - XII, scharfe lithologisch-faziese Substitutionen erschweren die lokale Korrelation des Abschnitts der einzelnen Bohrlöcher und bestimmen die Konventionalität des Kontakts zwischen den Lagerstätten Nutov und Okobykai.

Sande und Sandsteine ​​sind grau, hellgrau, feinkörnig, tonig-schluffig mit Kies und Kies. Schluffsteine ​​und Schluffsteine ​​sind hell- und dunkelgrau, tonig-sandig. Tone und Tonsteine ​​sind dunkelgrau, sandig, schluffig und gebrochen. Der Ton-Sand-Komplex der unteren Okobykayskaya-Schichten umfasst die wichtigsten Öl- und Gasvorkommen.

Nutovskaya-Suite. Es ist über das gesamte Gebiet verteilt; im Kamm der Falte sind die mittleren Nutovsky-Felsen freigelegt. Die Gesamtkapazität beträgt über 1000m. Sind im unteren Teil des Abschnitts einzelne Sandschichten (III, II, I, M) erkennbar, so liegt darüber ein durchgehender Sandkomplex mit dünnen Tonschichten frei. Sandsteine ​​sind grau, hellgrau, brüchig, feinkörnig und ungleichkörnig mit verstreuten Kieselsteinen und Kies. Tone sind dunkelgrau, sandig-schluffig, schluffig mit Einschlüssen von verkohlten Pflanzenresten.

Tektonik. Die Tungor-Falte ist Teil der antiklinalen Ekhabinsky-Zone im nordöstlichen äußersten Teil der Insel.

Innerhalb der antiklinalen Zone wurden neun antiklinale Strukturen identifiziert, die in zwei antiklinale Zweige gruppiert sind - die Ocha und East Ekhabinsky.

Die Tungor-Antiklinale befindet sich am unteren Ende der Ost-Ekhabinsky-Zone und unterscheidet sich in einer Reihe von strukturellen Merkmalen von anderen Falten. Es unterscheidet sich von benachbarten Strukturen - Vostochno-Ekhabinskaya im Osten und Ekhabinskaya, die von Norden angrenzen, durch eine leichte Senkung, einen geringeren Kontrast und das Fehlen von Diskontinuitäten. Nach den an der Oberfläche entwickelten pliozänen Ablagerungen handelt es sich bei der Falte um eine Meridian-streichende Brayantikline.

Entlang der Spitze des Horizonts XX erstreckt sich die Falte in Meridianrichtung, ihre Flügel sind fast symmetrisch. Die Einfallswinkel der Felsen am Westflügel variieren zwischen 8-9 Grad, am Ostflügel - steiler und erreichen 12-14. Das Eintauchen der Gesteine ​​in südlicher Richtung ist mit einem Winkel von 3-4 sanft, an der nördlichen Perkline gibt es eine Biegeverdickung des Isohypsums und ein steileres Eintauchen des Scharniers (Einfallswinkel 6-7).

Öltragfähigkeit. 1958 stellte der Bohrlochentdecker die kommerzielle Öltragfähigkeit des XX-Horizonts fest. 1961 wurde bei der Erprobung der Bohrung Nr. 28 eine Öllagerstätte des XX-Horizonts entdeckt. Bis heute wurde die Produktivität von drei Ölhorizonten (XXI, XX und XX) und zehn Gashorizonten im Tungor-Feld nachgewiesen. Im Abschnitt des Tungor-Feldes gibt es ein breites Spektrum an Produktivität und Beachtung der vertikalen Zonierung bei der Verteilung der Lagerstätten: Auf dem Abschnitt werden Ölvorkommen durch Gaskondensat ersetzt, dann reines Gas. Die Morphologie der natürlichen Lagerstätten des Tungor-Feldes ist von abscheulicher Form bzw. die Fallen der Öl- und Gasvorkommen werden zu den Formationsgewölben gehören und die meisten von ihnen sind teilweise lithologisch gesiebt.

1.3. Klassifizierung von verbesserten Ölgewinnungsmethoden

Der Einsatz von Methoden zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks während der Erschließung von Ölvorkommen (In-Circuit- und In-Circuit-Wasserflutung, Injektion von Gas oder Luft in erhöhte Teile der Lagerstätte) ermöglicht die rationellste Nutzung der natürlichen Lagerstättenenergie und deren signifikante Wiederauffüllung Verkürzung der Erschließungszeit von Lagerstätten durch intensivere Ölentnahmeraten. Dennoch bleibt der Saldo der Residualreserven auf den Feldern, die sich in der Endphase der Erschließung befinden, sehr hoch und beläuft sich in einigen Fällen auf 50-70%.

Gegenwärtig ist eine große Anzahl von verbesserten Ölgewinnungsverfahren bekannt und implementiert. Sie unterscheiden sich in der Art der Beeinflussung der produktiven Formationen, der Art der Wechselwirkung zwischen dem in die Formation injizierten Arbeitsmittel und dem die Formation sättigenden Fluid und der Art der in die Formation eingebrachten Energie. Alle Methoden der verbesserten Ölgewinnung können in hydrodynamische, physikalisch-chemische und thermische unterteilt werden.

Hydrodynamische Methoden zur verbesserten Ölgewinnung.

Bei Anwendung dieser Verfahren ändert sich das System der Beabstandung von Förder- und Injektionsbohrungen nicht und zusätzliche Energiequellen, die von der Oberfläche in die Formation eingebracht werden, um Restöl zu verdrängen, werden nicht verwendet. Hydrodynamische Methoden der verbesserten Ölförderung funktionieren innerhalb des implementierten Erschließungssystems, häufiger während der Wasserflutung von Öllagerstätten, und zielen auf eine weitere Intensivierung der natürlichen Ölförderungsprozesse ab. Hydrodynamische Verfahren umfassen zyklisches Wasserfluten, variable Filtrationsströme und erzwungene Flüssigkeitsentnahme.

Zyklische Wasserflut. Das Verfahren basiert auf einer periodischen Änderung des Speicherbetriebsmodus durch Stoppen und Wiederaufnehmen der Wassereinspritzung und -entnahme, wodurch Kapillarkräfte und hydrodynamische Kräfte besser genutzt werden.

Dies erleichtert das Einleiten von Wasser in die Speicherzonen, die zuvor nicht vom Aufprall erfasst wurden. Das zyklische Wasserfluten ist in Bereichen effektiv, in denen herkömmliche Wasserflutungen verwendet werden, insbesondere in hydrophilen Reservoirs, die das eingedrungene Wasser kapillar besser zurückhalten. In heterogenen Formationen ist die Effizienz der zyklischen Flutung höher als bei der konventionellen Flutung. Dies ist darauf zurückzuführen, dass unter den Bedingungen der Wasserflutung einer heterogenen Formation die Restölsättigung der Regionen der Formation mit den schlechtesten Lagerstätteneigenschaften deutlich höher ist als die des hauptgefluteten Teils der Formation. Bei einer Druckerhöhung tragen die elastischen Kräfte der Formation und des Fluids zum Einbringen von Wasser in die Bereiche der Formation mit den schlechtesten Lagerstätteneigenschaften bei, während Kapillarkräfte das in die Formation eingedrungene Wasser mit anschließender Abnahme der der Formationsdruck.

Die Methode zum Ändern der Richtung der Filtrationsströme. Bei der Wasserflutung von Öllagerstätten, insbesondere heterogenen, nach traditionellen Schemata bilden sich in ihnen allmählich das Druckfeld und die Art der Filtrationsströme, in denen einzelne Abschnitte des Lagers nicht durch den aktiven Prozess der Ölverdrängung abgedeckt werden Von wasser. Um stagnierende Zonen des Reservoirs, die nicht von Hochwasser bedeckt sind, in die Entwicklung einzubeziehen, ist es notwendig, die allgemeine hydrodynamische Situation darin zu ändern, was durch eine Umverteilung der Wasserproduktion und -injektion durch die Brunnen erreicht wird. Durch Produktionsänderungen (Injektion) ändern sich Richtung und Größe von Druckgradienten, wodurch die bisher nicht von Wasserflutungen erfassten Bereiche von höheren Druckgradienten betroffen sind und Öl aus ihnen in die gefluteten, fließenden Teil der Formationen, was die Ölförderung erhöht. Bei der Durchführung des Verfahrens wird neben einem Produktions- und Injektionswechsel ein periodisches Abschalten einzelner Bohrlöcher oder Gruppen von Produktions- und Injektionsbohrlöchern praktiziert.

Ministerium für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation und der Republik Tatarstan

Staatliches Ölinstitut Almetyevsk

Abteilung "Entwicklung und Betrieb

Öl- und Gasfelder"

Prüfbericht

Student Abunagimov Rustam Rinatovich Gruppe 68-15 W

Fakultät für Öl- und Gasspezialitäten 13503.65

Zur pädagogischen Praxis, bestanden in JSC "Bashneft"

NGDU "Oktjabrskneft"

( Unternehmen, NGDU)

Praxisort OAO "Bashneft"

NGDU "Oktjabrskneft"

Übungsleiter

aus der Abteilung RIENGM Tschekmaeva R. R.

(Position, vollständiger Name)

Almetyevsk

EINFÜHRUNG 3

1 Produktions- und Organisationsstruktur von NGDU. 4

2. Geologische und physikalische Eigenschaften von Objekten. acht

3. Bohren von Brunnen. 13

4. Erschließung von Ölfeldern. fünfzehn

5. PPD-System. 19

6. Betrieb von Öl- und Injektionsbohrungen. 22

7. Gut Umfrage. 25

8. Methoden zur Steigerung der Bohrlochproduktivität. 26

9. Routine- und Kapitalreparaturen von Brunnen. dreißig

10. Sammlung und Aufbereitung von Öl, Gas und Wasser. 33

11. Sicherheit, Arbeits- und Umweltschutz. 36

REFERENZEN 39

EINLEITUNG

Diese Praxis wurde von mir in der Öl- und Gasproduktionsabteilung von Oktyabrskneft durchgeführt. Im Rahmen meiner Praxis habe ich die Methoden der Erdölförderung, Methoden zur Förderung der Erdölförderung, das Lagerstättendruckhaltesystem sowie das Bohrlochfördersystem unter den Bedingungen dieser Öl- und Gasförderungsabteilung kennengelernt.

NGDU Oktyabrskneft ist ein Öl- und Gasförderunternehmen. Grundlage der Aktivitäten der NGDU ist die Förderung von Öl, Gas, Bitumen, Süß- und Mineralwasser, deren Transport durch verschiedene Transportarten, teilweise Verarbeitung und Verkauf.

NGDU Oktyabrskneft ist eine große Unterabteilung von OJSC Bashneft. Aufgrund des hohen Explorationsgrades (mehr als 82%) des Territoriums von Baschkortostan führt das Unternehmen weiterhin Explorationsarbeiten sowohl auf dem Territorium der Republik als auch in anderen Regionen durch. Im Jahr 2009 wurde der Jahresplan für Explorationsbohrungen von mehr als 10 Tausend Metern abgeschlossen, 10 Bohrlöcher wurden fertiggestellt, industrielle Ölflüsse wurden in 6 Bohrlöchern gewonnen (Wirkungsgrad 60%), 2 neue Ölfelder wurden entdeckt, die Erhöhung der förderbaren Reserven von Industriekategorien betrug 1,3 Millionen Tonnen Das Unternehmen führt seismische Explorationen, Tiefenexplorationsbohrungen, geochemische Studien und thematische Arbeiten im Bereich der geologischen Exploration durch. Die Ölproduktion wird aufgrund der vom Unternehmen erschlossenen Felder wie Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye und anderen Feldern steigen. Eine Steigerung der Ölförderung wird durch eine Zunahme des Volumens geologischer und technischer Maßnahmen erwartet: neue Bohrungen bohren, Fluidförderung optimieren, Bohrungen auf andere Anlagen übertragen, Hydrofracking durchführen, neue Wasserflutzentren schaffen, stillgelegte Bohrungen reduzieren und die Nutzung ausweiten bewährter hochwirksamer Methoden zur Steigerung der Ölförderung.

NGDU "Oktyabrskneft" besteht aus etwa zwei Dutzend Werkstätten und Unterabteilungen der Haupt- und Nebenproduktion und des Bereichs der sozialen Dienste. Die Abteilung verfügt über: ein eigenes Schulungszentrum, das House of Technology, eine Tochtergewächshausfarm, ein Erholungszentrum, ein zahnmedizinisches und Sanitäterzentrum usw.

In letzter Zeit haben sich Ölmänner intensiv mit Umweltthemen beschäftigt: Salzquellen werden saniert, Flüsse gereinigt und geöltes Land zurückgewonnen.

In der Praxis sind wir oft zu Bypass-Bohrlöchern gegangen, bei denen ich die Aktionen eines Operators für die Öl- und Gasförderung direkt unter Arbeitsbedingungen gemeistert habe. Ein wichtiger Aspekt der Praxis war die Vertiefung des zuvor erlernten theoretischen Wissens in der Praxis.

1 Produktions- und Organisationsstruktur von NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" liegt im Fluss. S. Gebiet Serafimowskij Tuymazinsky, Republik Baschkortostan. Die hergestellten Produkte sind nach der Haupttätigkeit des Unternehmens Handelsöl.

Durch die Art der Managementstruktur bezieht sich NGDU Oktyabrskneft auf eine linear funktionale Managementstruktur, die kleinere Mängel aufweist und im Allgemeinen für dieses Unternehmen optimal ist. Im Jahr 2009 betrug die Zahl dieses Unternehmens etwa 1750 Personen.

NGDU Oktyabrskneft ist ein komplexes System von Strukturen und Abteilungen, die eine ununterbrochene Ölförderung gewährleisten. Ein Diagramm der Struktur von NGDU Oktyabrskneft ist in Abbildung 1 dargestellt.

Die Geschäftsführung erfolgt durch den Leiter der NGDU, dem alle Dienste, Abteilungen und Werkstätten unterstellt sind. Er leitet alle Aktivitäten des Unternehmens auf der Grundlage der Einheit. Die Rechte und Pflichten der einzelnen Abteilungen des stellvertretenden Chefs sowie des Personals des Apparates sind durch besondere Bestimmungen getrennt.

Der erste stellvertretende Chef ist der Chefingenieur, er führt die Produktion und die technische Leitung des Teams durch, zusammen mit dem Direktor trägt er die volle Verantwortung für die Effizienz des Unternehmens.

Der Chefingenieur ist verantwortlich für:

1) Produktions- und technische Abteilung (PTO), deren Hauptaufgabe darin besteht, die rationelle Technik und Technologie für die Öl- und Gasförderung, die Einführung neuer Ausrüstung und fortschrittlicher Technologien zu bestimmen.

2) Der Dienst des Chefmechanikers (SGM) verwaltet den Mechaniker-Reparaturdienst der NGDU.

3) Der Dienst des Leitenden Energieingenieurs (SGZ) beschäftigt sich mit der Organisation des zuverlässigen und sicheren Betriebs von Heizkraftwerken, der Einführung neuer, zuverlässiger und wirtschaftlicher elektrischer Antriebe und Stromversorgungskonzepte.

4) Abteilung für Arbeitssicherheit und Arbeitsschutz (OSB und TB), deren Hauptaufgabe darin besteht, die Arbeit zu organisieren, um sichere Arbeitsbedingungen zu schaffen.

Die Geologische Abteilung berichtet an den Chefgeologen. Die Abteilung beschäftigt sich mit einer detaillierten Untersuchung des Feldes, berücksichtigt die Bewegung von Öl- und Gasreserven, die zusätzliche Erkundung einzelner Gebiete, die Einführung von technologischen Programmen und Entwicklungsprojekten und sucht nach Wegen zur Intensivierung der Entwicklung.

Abbildung 1 Organisationsstruktur der NGDU "Oktyabrskneft"

Die Wirtschaftsplanungsabteilung (PEO) ist dem Chefökonomen der NGDU unterstellt. Die Hauptaufgabe der Abteilung besteht darin, die Arbeit der Abteilung zu organisieren, die Arbeit des Unternehmens zu analysieren und Möglichkeiten zur Steigerung der Produktionseffizienz zu identifizieren. Das Ministerium für Arbeit und Löhne (Arbeit und Gehalt) beschäftigt sich mit der Verbesserung der Arbeitsorganisation und dem Produktionsmanagement, der Einführung fortschrittlicher Lohnformen und -systeme sowie materieller Anreize, um die Arbeitsproduktivität weiter zu steigern.

Der Dienst für Logistik und Ausrüstungsbeschaffung (SMTO und KO) ist dem stellvertretenden Leiter der NGDU für Allgemeine Angelegenheiten unterstellt. Die Hauptaufgabe besteht darin, die Unterabteilungen von NGDU mit allen Arten von Materialien und Ressourcen zu versorgen.

Stellvertretender Leiter für Wirtschaftsangelegenheiten ist der Chefvolkswirt, der die Aktivitäten aller wirtschaftlichen Dienste und Abteilungen koordiniert und kontrolliert.

Die Abteilung des automatisierten Kontrollsystems (OASU) ist für die automatisierte Kontrolle vorgesehen. Es interagiert mit Enterprise-Management-Systemen, die von Cluster-Computing- und Informations-Rechenzentren (CVC und KIVC) bedient werden.

Die Produktion bei NGDU gliedert sich in Haupt- und Nebenaggregate. Die Hauptproduktion umfasst Werkstätten, die direkt an der Herstellung der Hauptprodukte beteiligt sind.

Dazu gehören TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Diese Geschäfte erfüllen folgende Funktionen: Öl und Gas unter Nutzung der Lagerstättenenergie nach unten fördern; Öl an die Tagesoberfläche heben, Sammeln, Überwachen, Messen der Produktionsmenge; komplexe Aufbereitung des Öls, um es marktfähig zu machen.

Die Struktur der Hilfsproduktion umfasst diejenigen Unternehmensbereiche, die den ununterbrochenen Betrieb der Geschäfte der Hauptproduktion gewährleisten. Die Tätigkeiten der Hilfsproduktion umfassen: Reparatur von Ausrüstungen, Brunnen, Geräten und Mechanismen; Bereitstellung von Produktionsanlagen mit Strom, Wasser und anderen notwendigen Materialien; Bereitstellung von Informationsdiensten für die Geschäfte der Hauptproduktion. All diese Aufgaben werden von Werkstätten durchgeführt, die in der Struktur von NGDU enthalten sind: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; Transportladen.

CPF, Ölaufbereitung und Pumpwerk, Annahme der produzierten dreiphasigen Flüssigkeit (Öl, Gas, Wasser) aus dem Oilfield, Aufbereitung (Trennung in Phasen), Öl- und Wasserdosierung, Öllieferung an das Pipelinemanagement und Formationswasser an die Werkstatt für die Behälterdruckwartung, für den Einsatz im Behälterwartungssystem.

Werkstatt zur Wartung des Reservoirdrucks (RPM) - Wassereinspritzung in produktive Formationen.

Werkstatt für Untertage- und Überarbeitung von Bohrungen (Sektion PRS) Durchführung von Routineüberarbeitungen von Bohrungen, Durchführung geologisch-technischer Maßnahmen zur Beeinflussung der Bohrlochbildungszone.

Well Workover Area (CDW) - Well Workover, geologische Ingenieurmaßnahmen zur Intensivierung der Ölförderung, Erhöhung der Ölförderung, Erhöhung der Injektivität von Injektionsbohrungen.

Rollende Reparaturwerkstatt für elektrische Ausrüstung und Stromversorgung (PRTSE und E) - Bereitstellung der Stromversorgung für NGDU-Einrichtungen, Durchführung geplanter vorbeugender Reparaturen und vorbeugender Tests von elektrischen Geräten, Geräten und elektrischen Netzwerken.

Werkstatt für Produktionsautomatisierung und Dampfversorgung (CAPP) - liefert Prozesswasser und Wärmeenergie (Dampf) an die Unterabteilungen von NGDU und Drittverbrauchern.

Bau- und Montagehalle (SMC) - Anordnung von Explorations-, Betriebs- und Inbetriebnahmebohrungen, Kapitalreparaturen von Ölförderanlagen und sozialen und kulturellen Einrichtungen, Wartung und planmäßige vorbeugende Wartung von Instrumentierung, Automatisierung und Telemechanik in NGDU-Anlagen.

Oilfield Research and Production Workshop (TsNIPR) - Durchführung hydrodynamischer Studien von Brunnen und Lagerstätten, Inspektion von Süßwasserlagerstätten, Bestimmung der Luftverschmutzung im Betriebsbereich von NGDU, Laboruntersuchungen der geförderten Flüssigkeit, Bestimmung der Qualität von behandeltes und Abwasser an der UPTP, Analyse der physikalisch-chemischen Eigenschaften von Erdölgas ...

Werkstatt für Korrosionsschutzbeschichtungen und Überholung von Rohrleitungen und Bauwerken (DAC und KRTS). Werkstattfunktionen: Innenreinigung von Tanks, Überholung von Tanks und Wärmetauschern, Korrosionsschutzbeschichtung von Tanks und Tanks, Demontage von Geräten und Konstruktionen, Verlegen von Rohrleitungen bei GPMT (Flexible Polymer Metal Pipes), Überwachung des Zustands von Schweißnähten und Vermessen der Wand Dicke von Rohrleitungen, Tanks, Probenehmern und Tanks (Defektoskopie), Reparatur von Pumpenkompressorrohren, deren Lieferung an Workover- und Workover-Teams.

Werkstatt für flexible Polymer-Metall-Rohre (TsGPMT) - Herstellung flexibler Polymer-Metall-Rohre für Ölsammel- und Lagerstättendruckhaltesysteme, für den Transport von stark verwässertem Öl und hochaggressivem Abwasser, Herstellung von Konsumgütern.

Die durchdachte Struktur von NGDU "Oktyabrskneft" ermöglicht es dem Unternehmen, alle ihm zugewiesenen Aufgaben zu lösen, Material- und Arbeitsressourcen effektiv zu nutzen, daher ist es ratsam, über seine Produktionskapazitäten zu verfügen.

2 Geologische und physikalische Eigenschaften von Objekten

Das Ölfeld Serafimovskoye liegt im nordwestlichen Teil von Baschkortostan, in der Region Tuimazinsky. Unmittelbar nordwestlich davon befindet sich das große Ölfeld Tuimazinskoye, südlich davon Troitskoye und Stachanovskoye.

Im Rahmen der Einzahlung gibt es r.p. Serafimovsky, das am 31. Dezember 1952 gegründet wurde, beherbergt die Mehrheit der Arbeiter, die die Entwicklung und den Betrieb dieses Bereichs leiten. Auf dem Gebiet des Feldes gibt es asphaltierte Straßen und Autobahnen, die die Ölfeldanlagen mit den Städten Oktjabrski und Belebey, mit den Bahnhöfen Tuimazy, Urussu und Kandra verbinden.

Das Feld wird von OOO NGDU Oktyabrskneft entwickelt, das sich in der Siedlung befindet Serafimovsky, und das Bohren von Brunnen wird von BurKan durchgeführt. Die Förderung von Ölquellen nach der Primärbehandlung aus dem Ölsammelpark durch das Pumpwerk Subkhankulovo wird durch die Pipeline zu den Ölraffinerien in Ufa gepumpt. Begleitgas wird von der Gasaufbereitungsanlage Tuimazinsky verbraucht, teilweise für den lokalen Bedarf genutzt und über eine Gaspipeline nach Ufa transportiert. Die Wasserversorgung erfolgt über die zentrale Wasserleitung, die Wasser aus den Unterführungsbrunnen des Flusses Usen speist.

Das Klima der Region ist kontinental. Es zeichnet sich durch frostige Winter mit Temperaturen bis 45 0 C im Januar und eher heiße Sommer mit Temperaturen bis + 35 0 C im Juli aus. Die durchschnittliche Jahrestemperatur beträgt +3 0 C. Der durchschnittliche Jahresniederschlag beträgt etwa 500 mm. Niederschläge treten hauptsächlich in der Herbst- und Wintersaison auf.

Von Mineralien gibt es neben Öl Kalksteine, Tone, Sande. Diese Materialien werden von der lokalen Bevölkerung für Bau- und Haushaltszwecke verwendet. Außerdem wird Ton von besonderer Qualität zur Vorbereitung des Schlamms für das Bohren von Brunnen verwendet.

Orographisch ist das Gebiet der Lagerstätte ein hügeliges Plateau. Die tiefsten Erhebungen beschränken sich auf die Flusstäler und betragen ca. + 100 m, die höchsten absoluten Erhebungen auf den Wasserscheiden erreichen + 350 m. In der Regel sind die Südhänge der Wasserscheiden steil und bilden Vorgebirge, gut ausgesetzt, während die Nordhänge sanft, mit Rasen bedeckt und oft mit Wald bedeckt sind.

Das hydrographische Netz der Region ist gut ausgebaut, aber es gibt keine großen Flüsse. Die wichtigste Wasserstraße der Region ist der Fluss. Ich k. Seine Nebenflüsse im Süden der Lagerstätte. sind die Flüsse Kidash und Uyazy Tamak. Der Fluss fließt innerhalb der Lagerstätte. Bishinda, ein linker Nebenfluss des Flusses. Ussen fließt außerhalb des Feldes. Im Süden der Lagerstätte werden Grundwasserabflüsse in Form von Quellen beobachtet.

Präkambrium, Bavlinsky, Devon, Kohle, Perm, Quartär, Riphean und Vendische Lagerstätten sind an der geologischen Struktur der Lagerstätte Serafimovskoye beteiligt.

Das Serafimovskoye-Feld ist mehrschichtig. Der wichtigste produktive Horizont ist die Sandschicht D ich Pashi Horizont. Kommerziell ölhaltige Sandformationen: C- VI 1 , MIT- VI 2 , Bobrikovsky-Horizont, kohlenstoffhaltiges Mitglied des Kizelovsky-Horizonts der Tournais-Stufe, Karbonat-Mitglieder der Famenn-Stufe, Sandschicht D 3 Kynovsky Horizont, Sandschicht D II Mullinsky-Horizont, Sandschichten D III und D NS des Alten Oskal-Horizonts.

Die durchschnittliche Tiefe des Bobrikov-Horizonts beträgt 1250 m, die Tournais-Stufe 1320 m, die Famenn-Stufe 1560 m, die D-Schicht ich -1690m, Schicht D II - 1700m, Bett D III - 1715 m, Schicht D NS - 1730 m.

Tektonisch liegt die antiklinale Struktur Serafimovskaya Brakha im südöstlichen Teil des Almetyevskaya-Gipfels des Tatarenbogens und bildet zusammen mit der Baltaevskaya-Struktur die Serafimovsko Baltaevsky-Swell. Die Gesamtlänge der Böschung erreicht 100 km und ihre Breite reicht von 26 km im Westen bis 17 km im Osten. Im zentralen und nordöstlichen Teil des Serafimovsko-Baltaevsky-Swells befindet sich die Serafimovskoe-Hebung, die im südwestlichen Teil vom Stratoizozypsum minus 1560 m und im nordöstlichen Teil von minus 1570 m konturiert wird. Die Erhebung misst 12x4 km und erstreckt sich von Südwesten nach Nordosten.

Es sollte beachtet werden, dass die Bögen der Strukturen im Karbon und Perm auf den Erhebungen Leonidovskoe und Serafimovskoe mit seiner Position in den devonischen Sedimenten übereinstimmen.

Geophysikalischen Daten zufolge wird die Schicht hauptsächlich durch drei Gesteinsarten repräsentiert: Tonsteine, Schluffsteine ​​und Sandsteine.

Devonische Lagerstätten sind die wichtigsten auf dem Feld. Am weitesten verbreitet in Bezug auf Fläche und Dicke ist die Schicht D ich ... Seine Dicke erreicht 19,6 m und wird durch Quarz und feinkörnigen Sandstein repräsentiert.

Horizont D II gehört zu den Sandsteinen des Mullinovsky-Horizonts. Er wird durch Zwischenschichten aus Schluffsteinen und Tonsteinen repräsentiert, es herrscht jedoch hauptsächlich feinkörniger Quarzsandstein vor. Seine Kapazität reicht von 19 - 33 Metern.

Horizont D-Ebenen III vertreten durch schlecht sortierte feinkörnige Quarzsandsteine. Ihre Kapazität ist sehr klein und reicht von 1-3 Metern. Die Ablagerungen dieses Horizonts sind strukturell lithologisch klein.

Horizont D-Ebenen NS - vertreten durch feinkörnigen, stellenweise Kies, Quarzsandstein. Ihre Mächtigkeit beträgt 8 Meter, an manchen Stellen 8 bis 12 Meter. Sie enthalten 10 Lagerstätten des Strukturtyps.

Die Gesamtmächtigkeit der Lagerstätten der Einheit D beträgt 28 - 35 m, und die ölgesättigte Mächtigkeit der Schichten beträgt 25,4 m.

Die Hauptmerkmale der Horizonte sind in Tabelle 1 aufgeführt.

Tabelle 1 Hauptmerkmale von Horizonten

Das Formationsöl der Tournais-Stufe unterscheidet sich stark von den Ölen der devonischen Lagerstätten. Der Sättigungsdruck von Öl mit Gas beträgt 2,66 MPa. In den devonischen Lagerstätten beträgt dieser Wert 9,75 MPa, was mehr als dreimal so hoch ist wie im Tournais-Stadium. Die Dichte von Öl unter Lagerstättenbedingungen beträgt 886 kg / m3. Weitere Einzelheiten zu den Eigenschaften von Öl sind in den Tabellen 2 und 3 angegeben.

Tabelle 2 Physikalische Eigenschaften von Öl

Tabelle 3 Chemische Zusammensetzung des Öls

Die Eigenschaften des produzierten Wassers sind in Tabelle 4 dargestellt.

Tabelle 4 Eigenschaften von produziertem Wasser

Die Gaszusammensetzung ist in Tabelle 5 aufgeführt.

Tabelle 5 Gaseigenschaften

3 Bohren der Brunnen.

Ein Öl- oder Gasfeld wird im Rahmen eines Entwicklungs- oder Explorationsprojekts bebohrt. Die geologische Abteilung des Brunnenbohramtes, geleitet durch das Projekt, schlug vom Topographen die Punkte am Boden ab, die die Brunnen dieses Feldes sein werden.

Um den Bohrprozess technisch kompetent durchführen zu können, ist es notwendig, die grundlegenden physikalischen und mechanischen Eigenschaften von Gesteinen zu kennen, die den Bohrprozess beeinflussen (elastische und plastische Eigenschaften, Festigkeit, Härte und Abrasionsvermögen). Dies wird durch das Bohren von Erkundungsbohrungen erreicht, aus denen ein Gesteinsschnitt (Kern) gewonnen wird. Kern- und Schnittproben werden an die geologische Abteilung geschickt, die ihre vollständige Untersuchung durchführt.

Die Bohrtechnologie ist ein Komplex von sequentiell durchgeführten Operationen, die darauf abzielen, ein bestimmtes Ziel zu erreichen. Es ist klar, dass jede technologische Operation nur mit der erforderlichen Ausrüstung durchgeführt werden kann. Betrachten wir den Ablauf der Operationen während des Brunnenbaus. Unter Brunnenbau wird der gesamte Zyklus des Brunnenbaus vom Beginn aller vorbereitenden Arbeiten bis zum Abbau der Ausrüstung verstanden.

Die vorbereitenden Arbeiten umfassen die Planung des Gebiets, die Installation von Fundamenten für eine Bohrinsel und andere Ausrüstung, das Verlegen von technologischen Kommunikations-, Elektro- und Telefonleitungen. Der Umfang der Vorarbeiten richtet sich nach dem Relief, der klimatischen und geografischen Zone sowie der ökologischen Situation.

Installation, Platzierung der Bohranlagenausrüstung auf der Vorbereitungsstelle und deren Verrohrung. Gegenwärtig ist in der Ölindustrie die Blockmontage weit verbreitet, der Bau von großen Blöcken, die in Fabriken montiert und an den Aufstellungsort geliefert werden. Dies vereinfacht und beschleunigt die Installation. Die Installation jedes Knotens endet mit dem Testen im Arbeitsmodus.

Bohren ist eine allmähliche Vertiefung in die Erdoberfläche zum Ölreservoir mit Verstärkung der Wände der Bohrlöcher. Die Brunnenbohrung beginnt mit dem Einbringen eines 2,4 m tiefen Lochs, in das ein Meißel abgesenkt wird, der an einem an einem Seilzugsystem des Bohrturms aufgehängten Vierkant verschraubt ist. Das Bohren beginnt, indem dem Vierkant und damit dem Meißel unter Verwendung des Rotors eine Drehbewegung verliehen wird. Beim tieferen Eintauchen in den Fels wird der Meißel samt Vierkant mit Hilfe einer Winde abgesenkt. Die Späne werden durch Spülflüssigkeit entfernt, die durch einen Wirbel und einen Hohlvierkant zum Meißel gepumpt wird.

Nachdem das Bohrloch um die Länge eines Quadrats vertieft wurde, wird es aus dem Bohrloch gehoben und ein Bohrgestänge zwischen ihm und dem Bohrmeißel installiert.

Bei der Vertiefung ist eine Zerstörung der Brunnenwände möglich, daher müssen sie in bestimmten Abständen verstärkt (ummantelt) werden. Dies geschieht mit speziell abgesenkten Mantelrohren, und die Brunnenstruktur wird gestuft. Oben wird mit einem Bohrer mit großem Durchmesser gebohrt, dann mit einem kleineren usw.

Die Anzahl der Stufen wird durch die Tiefe des Brunnens und die Beschaffenheit des Gesteins bestimmt. Unter Brunnenbau versteht man ein System von Mantelrohren unterschiedlicher Durchmesser, die in unterschiedlichen Tiefen in das Bohrloch abgesenkt werden. Für verschiedene Regionen sind die Designs von Ölquellen unterschiedlich und werden durch die folgenden Anforderungen bestimmt:

- Gegenwirkung gegen die Kräfte des Gesteinsdrucks mit dem Bestreben, den Brunnen zu zerstören;

- Erhaltung des angegebenen Stammdurchmessers über seine gesamte Länge;

- Isolierung von Horizonten, die im Bohrlochabschnitt vorkommen, die Stoffe unterschiedlicher chemischer Zusammensetzung enthalten, und Ausschluss ihrer Vermischung;

- die Fähigkeit, verschiedene Geräte zu starten und zu betreiben;

- die Möglichkeit eines längeren Kontakts mit chemisch aggressiven Medien und Beständigkeit gegen hohe Drücke und Temperaturen.

Auf den Feldern werden Gas-, Injektions- und piezometrische Bohrlöcher gebaut, deren Konstruktion denen von Öl ähnelt.

Die einzelnen Elemente der Brunnenstruktur haben folgende Zwecke:

1 Die Richtung verhindert die Erosion des oberen Lockergesteins durch die Bohrspülung beim Bohren des Bohrlochs.

2 Der Leiter sorgt für die Isolierung der zum Trinken verwendeten Grundwasserleiter; Wasserversorgung.

3 Ein Zwischenstrang wird betrieben, um verlorene Zirkulationszonen zu isolieren und produktive Horizonte mit anormalen Drücken zu überlappen.

4 Der Produktionsstrang sorgt für die Isolierung aller im Feld vorkommenden Schichten, die die Ausrüstung betreiben und das Bohrloch betreiben.

Abhängig von der Anzahl der Futterrohrstränge kann die Bohrlochstruktur einsträngig, doppelsträngig usw. sein.

Das Grundloch des Bohrlochs, sein Filter, ist das Hauptelement des Strangs, da es eine direkte Verbindung mit dem Ölreservoir, eine Ableitung der Formationsflüssigkeit innerhalb bestimmter Grenzen und einen Einfluss auf das Reservoir bietet, um seinen Betrieb zu intensivieren und zu regulieren .

Wandgestaltungen werden durch die Eigenschaften des Gesteins bestimmt. So kann in mechanisch stabilen Gesteinen (Sandsteinen) eine offene Ortsbrust durchgeführt werden. Es bietet eine vollständige Kommunikation mit dem Reservoir und wird als Standard verwendet, und der Indikator für die Kommunikationseffizienz, der Koeffizient der hydrodynamischen Perfektion, wird als Einheit verwendet. Der Nachteil dieser Konstruktion ist die Unmöglichkeit des selektiven Öffnens einzelner Zwischenschichten, wenn überhaupt, daher haben offene Flächen nur begrenzte Verwendung gefunden.

Bekannte Bohrlochkonstruktionen mit separat geführten, vorgefertigten Filtern in eine vollständig freigelegte, unverkleidete Schicht. Der Ringraum zwischen Gehäuseboden und Sieboberseite ist abgedichtet. Die Öffnungen im Filter sind rund oder schlitzförmig ausgeführt, Breite 0,8 ... 1,5 mm, Länge 50 ... 80 mm. Manchmal werden Filter in Form von zwei Rohren abgesenkt, deren Hohlraum mit sortiertem Kies gefüllt ist. Diese Filter können gewechselt werden, sobald sie verschmutzt sind.

Die am häufigsten verwendeten Filter sind diejenigen, die im überlappenden Ölreservoir und im zementierten Produktionsgehäuse gebildet werden. Sie vereinfachen die Öffnungstechnik, ermöglichen es, einzelne Schichten zuverlässig zu isolieren und auf diese einzuwirken, aber diese Filter haben auch eine Reihe von Nachteilen.

4 Erschließung von Ölfeldern .

Unter der Erschließung eines Ölfeldes wird die Umsetzung des Prozesses verstanden, Flüssigkeit (Öl, Wasser) und Gas schichtweise zu Förderbohrungen zu bewegen. Die Steuerung des Flüssigkeits- und Gasflusses wird durch die Platzierung von Öl-, Injektions- und Kontrollbohrlöchern im Feld, der Anzahl und dem Verfahren für deren Inbetriebnahme, der Betriebsweise der Bohrlöcher und der Bilanz der Lagerstättenenergie erreicht. Das für eine bestimmte Lagerstätte angewandte Erschließungssystem gibt technische und wirtschaftliche Indikatoren vor – Ölflussrate, seine Veränderung im Laufe der Zeit, Ölgewinnungsfaktor, Kapitalinvestitionen, Selbstkosten usw. Vor dem Bohren einer Lagerstätte wird das Erschließungssystem entworfen. In einem Erschließungsprojekt werden auf der Grundlage von Explorations- und Probebetriebsdaten Bedingungen für die Erschließung der Lagerstätte festgelegt, dh ihre geologische Struktur, Lagerstätteneigenschaften von Gesteinen (Porosität, Durchlässigkeit, Heterogenitätsgrad), physikalische Eigenschaften von Fluiden und Gase, die die Formation sättigen (Viskosität, Dichte, Löslichkeit von Gasen), Sättigung von Gesteinen Öl, Wasser und Gas, Lagerstättendruck, Temperatur, etc. Auf Basis dieser Daten werden mit Hilfe hydrodynamischer Berechnungen die technischen Kennziffern der Lagerstättennutzung für verschiedene Erschließungssystemoptionen ermittelt und eine wirtschaftliche Bewertung der Systemoptionen vorgenommen. Als Ergebnis eines technischen und wirtschaftlichen Vergleichs wird das optimale Entwicklungssystem ausgewählt.

Die Ölförderung aus Bohrlöchern erfolgt entweder durch natürliches Fließen unter dem Einfluss der Lagerstättenenergie oder durch Verwendung einer von mehreren mechanisierten Methoden des Flüssigkeitsanhebens. Normalerweise überwiegt in der Anfangsphase der Feldentwicklung die Fließproduktion, und wenn die Fließfähigkeit nachlässt, wird das Bohrloch auf künstlichen Auftrieb umgestellt. Die mechanisierten Methoden umfassen: Gaslift und Tiefpumpen (mit Sauggestänge, elektrische Tauchkreisel- und Schraubenpumpen).

Die Erschließung von Ölfeldern ist ein sich intensiv entwickelndes Wissenschaftsgebiet. Seine Weiterentwicklung wird mit dem Einsatz neuer Technologien zur Gewinnung von Öl aus dem Untergrund, neuen Methoden zur Erkennung der Art des Flusses von in-situ-Prozessen, dem Management der Feldentwicklung, dem Einsatz fortschrittlicher Methoden zur Planung der Exploration und Erschließung von Lagerstätten unter Berücksichtigung Abrechnungsdaten aus verwandten Sektoren der Volkswirtschaft, Einsatz automatisierter Kontrollsysteme zur Gewinnung von Mineralien aus dem Untergrund, Entwicklung von Methoden zur detaillierten Erfassung des Schichtaufbaus und der Art der darin ablaufenden Prozesse auf Basis deterministischer Modelle.

Die Erschließung von Ölfeldern ist mit erheblichen Eingriffen des Menschen in die Natur verbunden und erfordert daher die unbedingte Einhaltung etablierter Standards zum Schutz des Untergrunds und der Umwelt.

Die Bohrung endet mit der Öffnung des Ölreservoirs, d.h. Verbindung des Ölreservoirs mit dem Bohrloch. Diese Phase ist aus den folgenden Gründen sehr wichtig. Das Öl- und Gasgemisch in der Formation steht unter hohem Druck, dessen Ausmaß im Voraus unbekannt sein kann. Bei einem Druck, der den Druck der das Bohrloch füllenden Flüssigkeitssäule überschreitet, kann Flüssigkeit aus dem Bohrloch austreten und es kommt zu einem offenen Fließen; das Eindringen von Bohrspülung (in den meisten Fällen ist es eine Tonlösung) in die Öllagerstätte verstopft deren Kanäle , wodurch der Ölfluss in das Bohrloch beeinträchtigt wird.

Es ist möglich, das Schwallen zu vermeiden, indem man spezielle Vorrichtungen am Bohrlochkopf vorsieht, das Bohrloch von Verhinderern blockiert oder indem man eine hochdichte Spülflüssigkeit verwendet.

Das Verhindern des Eindringens der Lösung in das Ölreservoir wird durch Einbringen verschiedener Komponenten in die Lösung erreicht: Komponenten mit ähnlichen Eigenschaften wie das Formationsfluid, beispielsweise Emulsionen auf Ölbasis.

Da nach dem Öffnen des Ölreservoirs durch Bohren die Verrohrung in das Bohrloch abgesenkt und zementiert wird, wodurch das Ölreservoir blockiert wird, wird es notwendig, das Reservoir wieder zu öffnen. Dies wird erreicht, indem im Formationsintervall mit speziellen Perforatoren mit Pulverladungen durch die Saite geschossen wird. Sie werden von einem geophysikalischen Dienst an einem Seilseil in das Bohrloch abgesenkt.

Derzeit sind mehrere Methoden der Bohrlochperforation gemeistert und werden angewendet.

Kugelperforation von Brunnen ist enthalten. beim Abstieg in das Bohrloch an einem Seil von Spezialgeräten von Perforatoren, in deren Körper Pulverladungen mit Kugeln eingebaut sind. Wenn sie einen elektrischen Impuls von der Oberfläche erhalten, explodieren die Ladungen und verleihen den Kugeln eine hohe Geschwindigkeit und eine hohe Durchschlagskraft. Es verursacht eine Zerstörung des Säulenmetalls und des Zementrings. Die Anzahl der Löcher im Strang und ihre Lage entlang der Dicke der Formation werden im Voraus berechnet, so dass manchmal ein Strang von Perforatoren abgesenkt wird. Der Druck der brennenden Gase im Lauf der Kammer kann 0,6 ... 0,8 Tausend MPa erreichen, was die Herstellung von Perforationen mit einem Durchmesser von bis zu 20 mm und einer Länge von 145 ... 350 mm gewährleistet aus legiertem Stahl und sind mit Kupfer beschichtet, um die Reibung beim Bewegen entlang der Kammer oder des Bleis zu reduzieren.

Die Torpedoperforation ist nach dem Prinzip der Umsetzung ähnlich wie beim Geschoss, nur das Gewicht der Ladung wird erhöht. von 4 ... 5 bis 27 Jahren und im Perforator werden horizontale Wellen verwendet. Der Durchmesser der Löcher beträgt 22 mm, die Tiefe beträgt 100 ... 160 mm, pro 1 m Schichtdicke werden bis zu vier Löcher gebohrt.

Kumulative Perforation - die Bildung von Löchern aufgrund der gerichteten Bewegung eines Glühstrahls, der mit einer Geschwindigkeit von 6 ... 8 km / s mit einem Druck von 0,15 ... 0,3 Millionen MPa aus dem Perforator austritt. In diesem Fall wird ein Kanal mit einer Tiefe von 350 mm und einem Durchmesser von 8 ... 14 mm gebildet. Die maximale Dicke der Naht, freigelegt durch einen kumulativen Perforator pro Abschuss bis zu 30 m, Torpedo bis zu 1 m, Geschoss bis zu 2,5 m. Die Menge der Pulverladung beträgt bis zu 50 g.

Hydro-Sandstrahlperforation - die Bildung von Löchern in der Säule aufgrund der abrasiven Wirkung des Sand-Flüssigkeits-Gemischs, das mit einer Geschwindigkeit von bis zu 300 m / s aus kalibrierten Düsen mit einem Druck von 15 ... 30 MPa entweicht.

Bei VNII entwickelt und unter dem Code AP 6M in Serie produziert, hat sich die Sandstrahlmaschine bestens bewährt: Die Tiefe der birnenförmigen Kanäle kann bis zu 1,5 m betragen.

Bohrhammer ist eine Vorrichtung zum Bilden eines Filters durch Bohren von Löchern. Dazu wird ein bei VNIIIGIS (Oktyabrsky) entwickeltes Bohrkernrohr verwendet, dessen elektrischer Antrieb mit einem Diamantbohrer verbunden ist. Die maximale Radiale beträgt 60 mm, was nach den Ergebnissen der Praxis des Durchfahrens der Verrohrung den Eintritt in die Formation bis zu einer Tiefe von nicht mehr als 20 mm ermöglicht. Die Perforation hat den Namen "sparend" erhalten, da sie Beschädigungen an der Säule und am Zementring ausschließt, die bei Strahlverfahren unvermeidlich sind. Das Bohren der Perforation hat eine hohe Präzision bei der Bildung des Filters im erforderlichen Intervall.

Die Entwicklung von Ölquellen ist eine Reihe von Arbeiten, die nach dem Bohren durchgeführt werden, um den Ölfluss aus der Formation in die Quelle zu induzieren. Tatsache ist, dass beim Öffnen, wie bereits erwähnt, es möglich ist, dass Bohrschlamm und Wasser in die Formation eintreten, was die Poren der Formation verstopft und Öl aus dem Bohrloch verdrängt. Daher ist ein spontaner Ölzufluss in das Bohrloch nicht immer möglich. In solchen Fällen greifen sie auf eine künstliche Zuflussherausforderung zurück, die darin besteht, spezielle Arbeiten durchzuführen.

Diese Methode ist weit verbreitet und basiert auf der bekannten Tatsache: Eine Flüssigkeitssäule mit hoher Dichte übt mehr Gegendruck auf die Formation aus. Der Wunsch, den Staudruck durch Verdrängung von beispielsweise Tonschlamm mit einer Dichte von Qg = 2000 kg / m3 mit Frischwasser mit einer Dichte von Qb = 1000 kg / m3 aus dem Bohrloch zu reduzieren, führt zu einer Halbierung des Staudrucks auf Die Formation. Das Verfahren ist einfach, wirtschaftlich und effektiv bei schwacher Formationsverstopfung.

Wenn der Ersatz der Lösung durch Wasser keine Ergebnisse bringt, greifen sie auf eine weitere Verringerung der Dichte zurück: Von einem Kompressor komprimierte Luft wird in das Fass geleitet. Gleichzeitig ist es möglich, die Flüssigkeitssäule zurück zum Schlauchschuh zu schieben und so den Staudruck auf die Formation auf signifikante Werte zu reduzieren.

In einigen Fällen kann es effektiv sein, Luft durch den Kompressor intermittierend und Flüssigkeit durch die Pumpeinheit zuzuführen, wodurch aufeinanderfolgende Luftanteile erzeugt werden. Die Anzahl solcher Gasportionen kann mehrere betragen, und sie stoßen beim Ausdehnen Flüssigkeit aus dem Lauf aus.

Um die Effizienz der Verdrängung entlang der Länge des Rohrstrangs zu erhöhen, werden Öffnungsventile installiert, durch die Druckluft sofort beim Eintritt in das Bohrloch in das Rohr eintritt und zu "arbeiten" beginnt, d.h. um Flüssigkeit sowohl im Ringraum als auch im Schlauch anzuheben.

Ebenfalls verwendet wird der Schlauchverlauf eines speziellen Tupferkolbens, der mit einem Rückschlagventil ausgestattet ist. Bei der Abwärtsbewegung lässt der Kolben Flüssigkeit durch sich selbst hindurch, wenn er nach oben steigt, schließt sich das Ventil und die gesamte darüber liegende Flüssigkeitssäule wird gezwungen, zusammen mit dem Kolben aufzusteigen und dann aus dem Brunnen geschleudert zu werden. Da die angehobene Flüssigkeitssäule groß sein kann (bis zu 1000 m), kann der Druckabfall in der Formation erheblich sein. Wenn also das Bohrloch bis zum Bohrlochkopf mit Flüssigkeit gefüllt ist und der Tupfer bis zu einer Tiefe von 1000 m abgesenkt werden kann, nimmt der Druck um den Betrag der Abnahme der Flüssigkeitssäule im Ringraum ab, von wo aus ein Teil der Flüssigkeit fließt aus dem Schlauch. Der Tupfervorgang kann viele Male wiederholt werden, wodurch der Druck auf die Formation sehr stark reduziert werden kann.

5 PPD-System

Die natürlichen Vorkommen von Ölvorkommen sind kurzlebig. Der Prozess der Reduzierung des Reservoirdrucks beschleunigt sich, wenn die Produktion von Flüssigkeiten aus dem Reservoir zunimmt. Und dann, auch bei einer guten Anbindung der Öllagerstätten an den Versorgungskreislauf, beginnt ihre aktive Beeinflussung der Lagerstätte, die Erschöpfung der Lagerstättenenergie unweigerlich. Dies geht einher mit einer weit verbreiteten Abnahme der dynamischen Flüssigkeitsstände in den Bohrlöchern und folglich einer Abnahme der Produktion.

Bei der Organisation der Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks (RPM) ist das schwierigste der theoretischen und immer noch nicht vollständig gelösten Probleme das Erreichen einer maximalen Verdrängung des Öls aus dem Reservoir mit einer effektiven Steuerung und Regelung des Prozesses.

Es ist zu beachten, dass sich Wasser und Öl in ihren physikalisch-chemischen Eigenschaften unterscheiden: Dichte, Viskosität, Oberflächenspannungskoeffizient und Benetzbarkeit. Je größer der Unterschied zwischen den Indikatoren ist, desto schwieriger ist der Verdrängungsprozess. Der Mechanismus der Ölverdrängung aus einem porösen Medium lässt sich nicht durch eine einfache Kolbenverdrängung darstellen. Hier kommt es zu einer Vermischung von Wirkstoffen und zum Aufbrechen eines Ölstrahls und zur Bildung getrennter, alternierender Öl- und Wasserströme, sowie zur Filtration durch Kapillaren und Risse sowie zur Bildung von Stau- und Sackgassen.

Der Ölgewinnungsfaktor eines Feldes, den der Technologe maximal anstreben sollte, hängt von allen oben genannten Faktoren ab. Die bisher gesammelten Materialien ermöglichen es, die Auswirkungen jedes einzelnen von ihnen zu bewerten.

Einen bedeutenden Platz in der Effizienz des Lagerstättendruckerhaltungsprozesses nimmt die Platzierung von Bohrlöchern im Feld ein. Sie definieren das Wasserflutungsmuster, das in mehrere Typen unterteilt ist.

Bei der In-Circuit-Wasserflutung wird Wasser in Injektionsbohrungen injiziert, die sich außerhalb der Außenkontur der öltragenden Kapazität befinden. Wenn sich die ölführende Kontur von den Injektionsbohrungen wegbewegt und die erste Reihe von Produktionsbohrungen bewässert wird, wird die Injektionsfront übertragen.

Kriterium für die normale Prozessführung ist der Wert des Lagerstättendrucks in der Förderzone, der tendenziell ansteigen oder sich stabilisieren sollte.

Inline-Wasserflutung ist wirksam, wenn die folgenden Faktoren vorliegen:

- geringe Größe der Lagerstätte (das Verhältnis der Lagerstätte zum Umfang der ölhaltigen Kontur beträgt 1,5 ... 1,75 km);

- homogenes Reservoir mit guten Reservoireigenschaften in Dicke und Fläche;

Injektionsbrunnen sind in einem Abstand von 300 ... 800 m von der ölführenden Kontur entfernt, was einen gleichmäßigeren Vortrieb der Wasserfront gewährleistet und die Bildung von Flutzungen verhindert;

zwischen der Entnahmezone und der Injektionszone besteht eine gute hydrodynamische Verbindung.

Zu den Nachteilen einer Grundwasserüberflutung gehören:

1 große Verluste an eingespritztem Wasser aufgrund seiner Undichtigkeiten auf der dem Einspritzbereich gegenüberliegenden Seite, was zu einem zusätzlichen Energieverbrauch führt;

2 Entfernung der Injektionsleitung von der Extraktionszone, was einen erheblichen Energieverbrauch erfordert, um Verluste zu überwinden;

3 verzögerte Reaktion der Selektionsfront auf veränderte Bedingungen an der Abflussleitung;

4 die Notwendigkeit, eine große Anzahl von Injektionsbrunnen zu bauen; die Entfernung der Injektionsbohrungen von den Hauptinjektionszielen, die während der Entwicklung zunimmt, erhöht die Kosten des Systems.

Bei der Intra-Kontur-Wasserflutung wird Wasser direkt in die Ölzone injiziert, eine oder mehrere Reihen von Injektionsbohrungen in der Mitte des Feldes angeordnet und dadurch die Lagerstätte in separate Bereiche aufgeteilt, die unabhängig voneinander entwickelt werden. Das Schneiden kann in Streifen, Ringe usw. erfolgen. Die Effizienz dieser Wasserflutungsmethode liegt auf der Hand: Die Effizienz des Systems erhöht sich, indem der Flüssigkeitsausfluss eliminiert wird, der sich der Injektionsfront an die Entnahmefront annähert.

Eine Vielzahl von Intra-Kontur-Wasserflutungen sind: flächig, fokal, selektiv, block.

Flächenwasserflutung sieht die Platzierung von Injektionsbrunnen im Feld nach einem der Schemata vor. Flächenwasserflutungen werden in der Regel in einem späten Stadium der Feldentwicklung organisiert, wenn eine intensive Wasserflutung beginnt und andere Wasserflutmethoden nicht zum Ziel führen.Injektionsbrunnen werden auf einem geometrischen Raster platziert: Fünf-, Sieben- oder Neun-Punkte. Gleichzeitig gibt es für eine Injektionsbohrung eine Produktionsbohrung mit einem Fünf-Punkte-System, zwei mit einem Sieben-Punkte-System und drei mit einem Neun-Punkte-System.

Fokale Wasserflutungen können schematisch in Form einer oder mehrerer Injektionsbohrungen in der Mitte der Lagerstätte und einer bestimmten Anzahl von Produktionsbohrungen an der Peripherie dargestellt werden. Diese Art der Wasserflutung ist typisch für kleinflächige, lokalisierte Ablagerungen (Linsen, Stagnationszonen).

Selektives Wasserfluten wird verwendet, um Öl aus separaten, schlecht entwässerten Formationen zu verdrängen, die entlang des Streichens heterogen sind. Für seine Anwendung werden Informationen über die Merkmale des Abschnitts, Störungen und Verbindungen der produktiven Formation mit anderen benötigt. Solche Daten können nach einiger Zeit der Reservoirerschließung erhalten werden, daher wird selektives Wasserfluten in einem späteren Stadium der Erschließung verwendet.

Blockfluten besteht darin, das Reservoir in einzelne Teile zu zerschneiden und jeden von ihnen mit Injektionsbrunnen abzugrenzen. In jedem Block werden Produktionsbohrungen gebohrt, deren Anzahl und Anordnung durch Berechnungen bestimmt wird. Blockflutung ermöglicht es, das Feld sofort in die Erschließung zu bringen, bevor es vollständig erkundet ist, und somit die Entwicklungszeit zu verkürzen. Dies ist bei großen Einlagen effektiv.

Zu den bestehenden Nachteilen des RPM-Systems durch Wassereinspritzung gehören:

1) fortschreitende Flutung des Feldes mit einer großen Menge an Öl, das nicht gefördert wurde;

2) geringe Wascheigenschaften des in das Reservoir eingespritzten Wassers;

3) eine Vielzahl von Komplikationen durch die Rückkehr zur Bildung von zusammen mit Erdöl geförderten Stratalgewässern, die sich in der Zerstörung von Wasserleitungen, der Versalzung von Trinkwasserquellen und Störungen des ökologischen Gleichgewichts äußern.

Die Verbesserung der PPD liegt in folgenden Bereichen:

1) Entwicklung neuer Prozessflüssigkeiten oder Wasserzusätze, die die Wascheigenschaften verbessern und weniger aggressiv gegenüber Anlagen und Natur sind;

2) Entwicklung einer zuverlässigen Kontrolle über die Bewegung von Fluid in der Formation;

3) Entwicklung eines Verfahrens zur Regulierung der Filtrationsströme in der Lagerstätte und zum Ausschluss der Bildung von Sackgassen und unbebauten Zonen.

Die Lagerstättendruckhaltung wird zu Beginn der Erschließung der meisten Ölfelder konzipiert.

Derzeit werden verschiedene Wasserarten für Drehzahlzwecke verwendet, die durch die örtlichen Gegebenheiten bestimmt werden. Dabei handelt es sich um Süßwasser, das aus speziellen artesischen oder unterirdischen Brunnen gewonnen wird, Wasser aus Flüssen oder anderen offenen Wasserquellen, Wasser aus Grundwasserleitern im geologischen Abschnitt eines Feldes, Formationswasser, das durch seine Aufbereitung vom Öl getrennt wurde.

Alle diese Wässer unterscheiden sich in ihren physikalisch-chemischen Eigenschaften und daher in der Wirksamkeit der Stimulierung der Formation nicht nur zur Erhöhung des Drucks, sondern auch zur Erhöhung der Ölförderung.

Formationswasser bei der Ölabscheidung wird mit Frischwasser, mit Demulgatoren sowie mit Prozesswasser von Ölaufbereitungsanlagen vermischt. Es ist dieses Wasser, das Abwasser genannt wird, das in das Reservoir gepumpt wird. Ein charakteristisches Merkmal von Abwasser ist der Gehalt an Ölprodukten (bis zu 100 g / l), Kohlenwasserstoffgasen bis zu 110 l / m3, Schwebstoffen - bis zu 100 mg / l.

Dieses Wasser kann nicht in das Reservoir injiziert werden, ohne die erforderlichen Standards zu erfüllen, die auf der Grundlage der Ergebnisse der Pilotinjektion festgelegt werden. Um den Frischwasserverbrauch zu reduzieren und das erzeugte Stratalwasser zu nutzen, wird derzeit in großem Umfang die Abwasserbehandlung zur Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks eingesetzt.

Die gebräuchlichste Reinigungsmethode ist die Schwerkrafttrennung von Komponenten in Tanks. In diesem Fall wird ein geschlossenes Schema angewendet. Abwasser mit einem Gehalt an Ölprodukten bis zu 500 Tausend mg / l und mechanischen Verunreinigungen bis zu 1000 mg / l gelangt von oben in die Absetzbecken. Die Ölschicht oben dient als eine Art Filter und verbessert die Qualität der Wasserreinigung aus Öl. Mechanische Verunreinigungen setzen sich ab und werden, wenn sie sich ansammeln, aus dem Reservoir entfernt.

Aus dem Reservoir gelangt Wasser in den Druckfilter. Anschließend wird ein Korrosionsschutzmittel in die Rohrleitung eingespeist und das Wasser mit Pumpen zur Pumpstation gepumpt.

Zum Ansammeln und Absetzen von Wasser werden vertikale Stahltanks verwendet. Auf deren Innenfläche werden Korrosionsschutzbeschichtungen aufgebracht, um sie vor der Einwirkung von Formationswässern zu schützen.

6 Betrieb von Öl- und Injektionsbohrungen

Der am weitesten verbreitete technologische Komplex im Feldeinsatz im Unternehmen LLC NGDU "Oktyabrskneft" ist die Ölförderung durch Saugstangenpumpen. Das erzwungene Anheben von Öl aus Bohrlöchern mit Saugstangen-Pumpeinheiten ist die längste in der Lebensdauer des Feldes.

Moderne Sauggestängepumpen können aus einer oder zwei Bohrlöchern mit einer Tiefe von bis zu 3500 m Öl mit einem Flüssigkeitsdurchsatz von mehreren Kubikmetern bis zu mehreren Hundert Kubikmeter pro Tag fördern. Auf dem Feld Serafimovskoye sind 172 Bohrlöcher mit Sauggestängepumpen ausgestattet, was 94 % des Gesamtbestands an produzierenden Bohrlöchern entspricht.

Die USHGN ist eine einfachwirkende Kolbenpumpe, deren Stange durch eine Stangensäule mit einem Fahrantrieb - einer Kipphebeleinheit - verbunden ist.

Letztere umfasst einen Kurbelmechanismus, der die Drehbewegung der Antriebsmaschine in eine Hubbewegung umwandelt und auf das Gestänge und den Pumpenkolben überträgt. Die unterirdische Ausrüstung besteht aus: Schläuchen, Pumpe, Gestängen, Geräten zur Behandlung von Komplikationen. Die Bodenausrüstung umfasst einen Antrieb (Rocker), eine Bohrlochkopfausrüstung und einen Arbeitsmonifold.

Die Installation funktioniert wie folgt. Wenn sich der Kolben nach oben bewegt, sinkt der Druck im Pumpenzylinder und das untere (Ansaug-)Ventil steigt, wodurch der Flüssigkeitszugang geöffnet wird (Ansaugvorgang). Gleichzeitig drückt die über dem Kolben befindliche Flüssigkeitssäule das obere (Förder-)Ventil an den Sitz, steigt nach oben und wird aus dem Schlauch in die Arbeitseinheit geschleudert. Wenn sich der Kolben nach unten bewegt, öffnet sich das obere Ventil, das untere Ventil wird durch Flüssigkeitsdruck geschlossen und die Flüssigkeit im Zylinder fließt durch den hohlen Kolben in den Schlauch.

In LLC NGDU Oktyabrskneft wird die Oberflächenausrüstung von Brunnen hauptsächlich durch Pumpeneinheiten des normalen Reihentyps SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29% repräsentiert

Auch elektrische Kreiselpumpenanlagen (ESP) kommen im Feld zum Einsatz. Als Antrieb des ESP kommt ein tauchfähiger Elektromotor zum Einsatz, der zusammen mit einer Pumpe bis zu einer bestimmten Tiefe in das Bohrloch abgesenkt wird.

ESPs werden konstruktionsbedingt in drei Gruppen unterteilt:

a) Pumpen der Version 1 sind für den Betrieb von Öl- und Wasserbohrlöchern mit einem Feststoffgehalt von bis zu 0,1 g / l bestimmt;

b) Pumpen der Version 2 (verschleißfeste Version) sind für den Betrieb von stark bewässerten Brunnen mit einem Feststoffgehalt von bis zu 0,5 g / l bestimmt;

c) Pumpen der Version 3 sind zum Fördern von Flüssigkeiten mit einem pH-Wert von 5-8,5 und einem Gehalt von bis zu 1,25 g / l Schwefelwasserstoff ausgelegt.

Unterirdische Ausrüstung umfasst:

a) eine elektrische Kreiselpumpe, die die Haupteinheit der Anlage (ESP) ist;

b) einen Tauchelektromotor (REM), der die Pumpe antreibt;

c) ein hydraulisches Schutzsystem, das das Tauchboot vor dem Eindringen von Formationsflüssigkeit schützt und aus einem Protektor und einem Kompensator besteht;

d) ein stromführendes Kabel, das der Stromversorgung des Tauchmotors dient;

e) Schläuche (Schlauch), das ist ein Kanal, durch den die geförderte Flüssigkeit von der Pumpe zur Tagesoberfläche fließt.

Die Bodenausrüstung umfasst:

a) Bohrlochkopfausrüstung, die dazu dient, das aus dem Bohrloch einströmende Fluid zu lenken und zu kontrollieren und den Bohrlochkopf und das Kabel abzudichten;

b) eine Tauchmotorsteuerstation, die den Betrieb des ESP startet, überwacht und steuert;

c) einen Transformator, der dazu bestimmt ist, die Höhe der dem SEM zugeführten Spannung zu regulieren;

d) eine Aufhängerolle, die zum Aufhängen und Einführen des Kabels in das Bohrloch während des Lauf- und Hebevorgangs dient.

ESP ist die Haupteinheit der Installation. Im Gegensatz zu Kolbenpumpen, die den Druck des Fördermediums durch die Hin- und Herbewegung des Kolbens übertragen, wird bei Kreiselpumpen das Fördermedium auf die Schaufeln eines schnell rotierenden Laufrades gepresst. Dabei wird die kinetische Energie des bewegten Fluids in potentielle Druckenergie umgewandelt.

Vor der Installation des ESP muss der Brunnen für den Betrieb vorbereitet werden. Dazu wird es gewaschen, dh der Boden wird von Sandpfropfen und möglichen Fremdkörpern gereinigt. Dann wird eine spezielle Schablone abgesenkt und in den Verrohrungsstrang vom Bohrlochkopf bis zu einer Tiefe gehoben, die die Absenktiefe der Einheit um 100 - 150 m überschreitet, deren Durchmesser etwas größer ist als der maximale Durchmesser der Taucheinheit. Gleichzeitig wird der Turm oder Mast relativ zum Bohrlochkopf sorgfältig zentriert.

Injektionsbohrlöcher unterscheiden sich im Design größtenteils nicht von Produktionsbohrlöchern. Darüber hinaus wird eine bestimmte Anzahl von Förderbohrungen, die sich im Bereich der wasserführenden Kontur oder dahinter befinden, in die Kategorie der Injektionsbohrungen überführt. Bei kontur- und flächenhaften Überflutungen gilt die Umstellung von Förderbrunnen auf Wasserinjektion als normal.

Die bestehenden Konstruktionen von Injektionsbrunnen sehen eine Wasserinjektion durch das Rohr vor, das mit einem Packer und einem Anker geführt wird. Oberhalb des Packers sollte der Raum mit einer metallneutralen Flüssigkeit gefüllt werden.

Das Bohrloch muss über einen ausreichend dicken Filter verfügen, der die Injektion der geplanten Wassermenge mit einer Tiefe von mindestens 20 m zur Ansammlung mechanischer Verunreinigungen gewährleistet. Es ist ratsam, Einsatzfilter zu verwenden, die regelmäßig aus den Vertiefungen gehoben und gereinigt werden können.

Die Bohrlochkopfarmaturen des Injektionsbrunnens sind dazu bestimmt, das Wasservolumen in den Brunnen zu liefern und zu kontrollieren, um verschiedene technologische Operationen wie Spülung, Entwicklung, Behandlung usw.

Der Anker besteht aus einem Gehäuseflansch, einem Kreuz zur Verbindung mit dem Ringraum, einer Spule, an der das Rohr aufgehängt ist, einem T-Stück zum Zuführen der injizierten Flüssigkeit zum Bohrloch. Der Zweck und die Ausführung von Packer und Anker unterscheiden sich nicht grundlegend von denen, die für Fließbrunnen verwendet werden.

7 Brunnenumfrage

Während des Betriebs von Bohrlöchern werden sie untersucht, um den technischen Zustand des Produktionsstrangs und den Betrieb der Ausrüstung zu überwachen, die Übereinstimmung der Parameter der Bohrlöcher mit dem festgelegten technologischen Regime zu überprüfen und Informationen zu erhalten, die zur Optimierung dieser Regime erforderlich sind.

Bei der Untersuchung von Brunnen:

a) der technische Zustand des Bohrlochs und der installierten Ausrüstung wird überprüft (Dichtheit von Zementstein, Verrohrung und Rohren, Zustand der Bohrlochbildungszone, Kontamination des Bohrlochs, Pumpenfluss, Funktion von Ventilen und anderen in der Tiefe installierten Geräten);

b) die Zuverlässigkeit und Leistung der Ausrüstungseinheiten wird bewertet und die Überholungsdauer der Ausrüstung und der Bohrlöcher wird festgelegt;

c) die notwendigen Informationen für die Planung verschiedener Arten von Überarbeitungen und anderen Arbeiten in Brunnen sowie für die Feststellung der technologischen Leistungsfähigkeit dieser Arbeiten zu erhalten.

Um die oben genannten Probleme zu lösen, wird ein Komplex verschiedener Arten von Forschungen und Messungen verwendet (Messung der Ölförderung, Wasserschnitt, Gasfaktor, Tiefenmessungen von Temperaturen und Druck, Tiefenmessungen, Dynamometrie, Erfassung der Kosten eines Arbeitsmittels , Bilanzierung von Geräteausfällen und Reparaturen, Analyse von Proben aus der Bohrlochproduktion usw.).

Art, Umfang und Häufigkeit von Studien und Messungen zur Betriebskontrolle von Geräten für alle Methoden des Bohrlochbetriebs werden von der Abteilung gemeinsam mit Forschungseinrichtungen und geophysikalischen Unternehmen festgelegt.

Studien zur Überwachung des Betriebs von Förderbohrungen müssen unter vollständiger Einhaltung der Sicherheitsvorschriften in der Öl- und Gasindustrie unter Einhaltung der Anforderungen zum Schutz des Untergrunds und der Umwelt durchgeführt werden.

Die Grundlage der Untersuchung des Saugstabpumpwerks ist die Dynamometrie - eine Methode zur Betriebskontrolle des Betriebs von unterirdischen Geräten und die Grundlage für die Festlegung der richtigen technologischen Betriebsweise des Pumpwerks.

Der Kern der Methode besteht darin, dass die Belastung der Stopfbuchsstange ohne Anheben der Pumpe mit einem Dynamographen ermittelt wird. Auf dem Papier werden in Form eines Diagramms die Belastungen während der Auf- und Abwärtsbewegungen in Abhängigkeit von der Bewegung des Stiels aufgezeichnet.

Um den Abstand vom Mund zur dynamischen Ebene zu bestimmen, werden Schallmessmethoden verwendet. Am gebräuchlichsten sind verschiedene echometrische Installationen für Brunnen mit einem Druck von 0,1 MPa. Das Funktionsprinzip dieser Anlagen besteht darin, dass von einem Pulverknistern ein akustischer Impuls in den Ringraum gesendet wird. Dieser vom Flüssigkeitsspiegel reflektierte Impuls kehrt zum Mund zurück, wirkt auf das Thermophon ein und wird, nachdem er in einen elektrischen umgewandelt und verstärkt wurde, von einem Stift auf einem sich bewegenden Papierband aufgezeichnet.

Die Wellenmessung erfolgt mit einem Echolot, mit dem Sie den dynamischen Pegel in bis zu 4000 m tiefen Brunnen bei einem Ringdruck von bis zu 7,5 MPa bestimmen können. Im Bohrloch und entlang des Bohrlochs werden Druck und Temperatur mit Tiefenthermometern gemessen, die in einem Gerät kombiniert sind.

8 Methoden zur Steigerung der Bohrlochproduktivität

Bei Öl- und Gasbohrlöchern nehmen die Durchflussrate und die Produktivität der Bohrlöcher mit der Zeit ab. Dies ist ein natürlicher Prozess, da der Lagerstättendruck allmählich abnimmt, die Energie der Lagerstätte, die erforderlich ist, um Flüssigkeit und Gas an die Oberfläche zu heben, abnimmt.

Die Bohrlochproduktivität sinkt auch als Folge der Verschlechterung der Permeabilität des Gesteins, der produktiven Formation aufgrund der Verstopfung ihrer Poren in der Bohrlochzone mit harzigen, paraffinischen Ablagerungen, mechanischen Partikeln der Formationsentfernung.

Um das Niveau der Öl- und Gasförderung zu stabilisieren, werden verschiedene Methoden zur Beeinflussung der Bodenlochbildungszone verwendet, die es ermöglichen, die Ölförderung zu erhöhen und die Bohrlochproduktivität nicht zu reduzieren. Methoden zur Steigerung der Produktivität von Bohrlöchern bei der Beeinflussung der Bohrlochbildungszone werden in chemische, mechanische, thermische und komplexe Verfahren unterteilt.

Von entscheidender Bedeutung bei der Wahl der Behandlungsmethode im Einzelfall ist die erforderliche Behandlungstiefe einer produktiven Formation zur Wiederherstellung oder Verbesserung der Durchlässigkeit. Entsprechend der Einwirkungstiefe auf das poröse Medium können die Methoden der Bohrlochstimulation daher in zwei große Kategorien eingeteilt werden: Methoden mit kleinem Einflussradius und Methoden mit großem Einflussradius. Die wichtigsten Möglichkeiten, die Konnektivität der Formation mit einem Brunnen mit kleinem Aufprallradius zu verbessern:

a) Die Verwendung von Sprengstoffen. Dazu gehören Geschoss, kumulative Perforation, verschiedene Torpedooptionen.

Wenn die Verbindung zwischen der Formation und dem Bohrloch unzureichend ist, kann die herkömmliche Perforation mit einem Kugelperforator wiederholt werden. Um die Effizienz zu erhöhen, wird der Brunnen nicht mit Tonlösung oder Wasser gefüllt, sondern mit Flüssigkeiten, die die neu geschaffenen Perforationen nicht verschmutzen.

Bei harten und dichten Gesteinen ist es möglich, die produktive Formation mit einem in das Intervall der Formation in den Hülsen abgesenkten Sprengstoff und einer elektrischen Sicherung zu torpedieren, die mit einem Kabel vom Bohrlochkopf gesprengt wird. Die Liner werden aus Asbestmetall oder Kunststoff hergestellt. Die am häufigsten verwendeten Sprengstoffe sind Nitroglycerin, TNT-Dynamit usw. Eine Explosion kann Höhlen und Risse in einer Gehaltsschicht verursachen. Gleichzeitig mit der Verbesserung der Konnektivität der Formation mit dem Bohrloch steigt somit auch die Permeabilität der Formation in der Zone mit großem Radius (Bildung von Mikro- und Makrorissen, die sich über mehrere Dutzend Meter ausbreiten können).

Ein gerichtetes Torpedieren kann erreicht werden, indem eine geeignete externe Ladungsform und Einsätze im Sprengweg verwendet werden. Je nach Bedarf können Torpedos mit seitlicher Streuwirkung, seitlicher konzentrierter und vertikaler Wirkung eingesetzt werden.

Perforatoren mit explosiven Projektilen erzeugen runde Löcher in der Säule und mit dem Zementring, die in das Gestein eindringen und beim Explodieren Kavernen und Risse bilden. Ein Hohlladungsperforator besteht aus einer Vorrichtung, deren Zellen Ladungen mit Hohlladungswirkung enthalten. Jede Zelle auf der gegenüberliegenden Seite der Sicherung ist mit einer Aussparung des entsprechenden Profils ausgestattet. So werden die gasförmigen Explosionsprodukte in Form eines kräftigen Strahls entlang der Ladungsachse gelenkt, der in der Säule, Zement und Gestein einen Kanal in die entsprechende Richtung schafft.

b) Reinigen des Bohrlochs und der Perforationszone mit Tensiden oder Säurebädern. Die hier verwendeten Flüssigkeiten bestehen entweder aus einer Lösung von 15% Tensiden gelöst (oder dispergiert) in Wasser oder aus einer Lösung mit einem Gehalt von 15% HCI , Dem werden 0,5 bis 2 % eines Korrosionsinhibitors und manchmal 1 bis 4 % Flusssäure zugesetzt. In einigen Fällen werden gemischte Zusammensetzungen aus Säuren und Tensiden verwendet. Typischerweise wird das Bohrloch mit einer der oben genannten Lösungen gespült, dann wird ein Arbeitsfluid in einem Volumen von 0,3 0,7 m 3 für jeden Meter des Perforationsintervalls in die Formation eingeschlossen. Für Säurezusammensetzungen wird eine Exposition von 1-6 Stunden angegeben, für ein Tensid ohne Säure beträgt die Exposition 24 Stunden, dann wird die verbrauchte Lösung entfernt und das Bohrloch in Betrieb genommen oder die Formation wird mit einem Verfahren mit einem großen . begonnen Einflussradius bzw.

Die Verwendung oberflächenaktiver Lösungen zum Spülen eines Bohrlochs oder zum Pumpen in eine Formation in geringer Tiefe gewährleistet die Despergation und Entfernung von Feststoffpartikeln und Bohrschlammfiltrat aus dem Bohrloch und aus der Formation sowie Öl-Wasser-Emulsion.

Säurebäder werden in neuen (oder überholten) Brunnen von Tonlösung gereinigt und beseitigen auch Salzablagerungen aus dem während des Betriebs anfallenden Formationswasser.

c) Temperaturerhöhung im Bohrloch im Intervall der produktiven Formation. Thermische Methoden. Um die Temperatur zu erhöhen, können Sie die Zirkulation heißer Flüssigkeit im Brunnen, thermochemische Prozesse und elektrische Heizungen verwenden. Die Dauer des Erhitzens der perforierten Zone des Bohrlochs beträgt normalerweise 5-50 Stunden. In diesem Fall die Verflüssigung von Ablagerungen fester Kohlenwasserstoffe (Paraffine, Harze, Asphaltene usw.), die dann bei der Inbetriebnahme der Bohrung entfernt werden. Die Zirkulation brennbarer Flüssigkeiten im Brunnen ist problemlos möglich, jedoch in Tiefen von mehr als 1000-2000 m. es ist aufgrund der großen Wärmeverluste aus dem Bohrloch in die Sedimente des freigelegten geologischen Abflusses nicht sehr effektiv.

Elektroheizungen verwenden ein System von elektrischen Widerständen, das in einem Rohr montiert ist, das am Ende des Rohrstrangs installiert wird. Die Stromversorgung erfolgt über ein Kabel von der Oberfläche. Es gibt auch Heizungen, die auf der Verwendung von Hochfrequenztönen basieren. Elektrische Heizungen können sich am Boden des Brunnens und während seines Betriebs befinden. In diesem Fall erfolgt das Starten und Stoppen der Heizungen durch Ein- und Ausschalten der Stromversorgung.

Gasbrenner bestehen aus einer in einen Brunnen abgesenkten Rohrkammer mit zwei konzentrischen Rohrsträngen. Brennbare Gase werden durch Rohre mit kleinem Durchmesser injiziert, Primärluft durch den Ringraum und Sekundärluft durch die Kolonne. Die Verbrennung wird eingeleitet, indem elektrische Energie über ein Kabel von der Oberfläche zugeführt wird. Ein weiteres Kabel mit Thermoelement misst die Temperatur von außen, die 300 400 0 С nicht überschreiten sollte, um den Brunnenstrang nicht zu beschädigen. Durch entsprechende Einstellung der Gas- und Luftabgabemengen wird die Temperatur auf dem gewünschten Niveau gehalten.

Die thermochemische Behandlung basiert auf der Freisetzung von Wärme am Bohrlochboden durch einen chemischen Prozess, der schwere Kohlenwasserstoffe, die in der Perforationszone des Bohrlochs ausgefallen sind, begradigt, mit dem Ziel, sie anschließend zu entfernen. Verwenden Sie dazu die Reaktion einer 15%igen Lösung HCI mit Natronlauge ( N / A OH), Aluminium und Magnesium.

Durch die Reaktion von 1 kg Natronlauge mit Salzsäure werden 2868 kJ Wärme freigesetzt. Während der Reaktion wird eine große Wärmemenge gewonnen HCI mit Aluminium (das 18924 kJ pro kg erzeugt) Al ). Dies erzeugt jedoch Flocken von Aluminiumhydroxid. Al ( OH ) 3, die Poren und Fließkanäle im Reservoir verstopfen können. Die effektivste Verwendung von Magnesium, das bei Reaktion mit HCI setzt 19259 kJ frei und Magnesiumchlorid MgCi 2 löst sich gut in Wasser auf.

Die wichtigsten Möglichkeiten, die Konnektivität einer produktiven Formation mit einem Brunnen mit großem Wirkungsradius zu verbessern:

a) Säurebehandlung der Bodenlochzone der produktiven Formation. Diese Verfahren werden hauptsächlich bei Sanden mit einem Karbonatgehalt von mehr als 20 % oder bei einem zementären Material, das aus Kalzium- oder Magnesiumkarbonaten besteht, angewendet.

Die hauptsächlich verwendete Säure ist h MIT ich ... Es wirkt effektiv auf Calcium- oder Magnesiumcarbonat, um lösliche und leicht entfernbare Chloride zu bilden. Salzsäure ist billig und nicht knapp. Es werden auch andere Säuren verwendet: Essigsäure, Ameisensäure usw. In sauren Lösungen werden auch verschiedene Additive eingebracht: Korrosionsinhibitoren, Additive zur Verringerung der Oberflächenspannung, zur Verlangsamung der Reaktion, zum Dispergieren usw.

Wenn eine Säurelösung bei Injektionsdrücken unter dem Bruchdruck in die Lagerstätte injiziert wird, werden die Poren in der Bohrlochbildungszone oder Risse und Mikrorisse im Lagerstättengestein gereinigt und erweitert, wodurch die beeinträchtigte Permeabilität der behandelten Zone wiederhergestellt wird und in in einigen Fällen wird sogar der Anfangswert erhöht ...

Die Arbeitstechnik ist wie folgt: Das Bohrloch wird gereinigt und mit Öl oder Wasser (Salz oder frisch) mit einem Zusatz von 0,1 0,3% Tensid gefüllt. Auf der Oberfläche wird unter Zugabe der erforderlichen Komponenten eine saure Lösung hergestellt, deren Reihenfolge hauptsächlich anhand von Laborforschungsdaten festgelegt wird. Bei geöffnetem Ventil am Ringraum des Bohrlochs wird eine saure Lösung in die Rohrleitung gepumpt. Bei Erreichen des Perforationsintervalls des Brunnens wird das Ventil geschlossen und die Säurelösung durch die Rohre gepumpt, bis sie in das Reservoir eindringt, und im letzten Schritt wird die Lösung mit Öl oder Wasser mit einem Zusatz von 0,1– 0,3% Tensid. Stehen Sie 1 6 Stunden (aber nicht mehr) für die Säurereaktion aus, dann wird die Lösung entfernt. Der Brunnen wird in Betrieb genommen. Gleichzeitig wird die Änderung der Produktionsrate genau überwacht, um die Wirkung der durchgeführten Behandlung zu bestimmen.

Es gibt verschiedene technologische Möglichkeiten zum Ansäuern, wie zum Beispiel: einfach, selektiv, wiederholt, abwechselnd, mit Vibration usw.

b) Hydraulisches Aufbrechen der produktiven Formation in der Bohrlochsohlenzone des Bohrlochs. Diese Methode wird in Formationen verwendet, die durch hartes, dichtes Gestein mit geringer Durchlässigkeit (Sandsteine, Kalksteine, Dolomite usw neue entstehen, die die hydrodynamische Verbindung zwischen Formation und Bohrloch deutlich verbessern können.

c) Unterirdische Nuklearexplosionen. Explosionen wurden experimentell mit positiven Ergebnissen in harten, engen Formationen mit geringer Permeabilität untersucht. Infolge einer nuklearen Explosion bildet sich in der produktiven Formation um die Ladungsbohrung ein Hohlraum, der mit zerstörtem Gestein gefüllt ist, dann eine Zerkleinerungszone und eine Zone mit einem dahinter liegenden System von Rissen und Mikrorissen. Dieses Verfahren ist insbesondere für Gasbrunnen von Interesse, deren Durchsatz dadurch um ein Vielfaches gesteigert werden kann.

d) Thermische Methoden. Sie beruhen auf der Temperaturerhöhung in der Formation rund um das Bohrloch und werden in mit hochviskosen Ölen mit hohem Paraffingehalt gesättigten Pay-Lagerstätten eingesetzt. Diese Methoden ähneln den Methoden zur Erhöhung der Temperatur im Bohrloch, erfordern jedoch mehr Wärme, um die Formation innerhalb eines Radius von 2-15 m aufzuwärmen, ein Reservoir mit begrenzten Dampfmengen (zyklische Dampfinjektion) oder eine kreisförmige Front von unterirdische Verbrennung um eine Produktionsbohrung, die durch den berechneten Radius bestimmt wird, auf den die Lagerstätte erhitzt werden muss. Darüber hinaus wurden in den letzten Jahren verschiedene neue Technologien zur Beeinflussung der Bodenlochbildungszone entwickelt, basierend auf der Verwendung moderner Reagenzien und Abfälle der chemischen Industrie.

9 Routine und Überarbeitung von Brunnen

Es gibt zwei Arten von Bohrlochaufarbeitungen – über Tage und unter Tage. Die Bodenreparatur ist mit der Wiederherstellung der Funktionsfähigkeit der Ausrüstung am Bohrlochkopf von Pipelines, Pumpeinheiten, Ventilen, elektrischen Geräten usw. verbunden.

Unterirdische Reparaturen umfassen Arbeiten, die darauf abzielen, Fehlfunktionen der in das Bohrloch einlaufenden Ausrüstung zu beseitigen sowie die Durchflussmenge des Bohrlochs wiederherzustellen oder zu erhöhen. Untertagereparaturen sind mit dem Heben von Geräten aus einem Brunnen verbunden.

Entsprechend der Komplexität der durchgeführten Operationen werden unterirdische Reparaturen in laufende und Kapitalreparaturen unterteilt.

Unter der gegenwärtigen Überarbeitung eines Bohrlochs wird eine Reihe von technologischen und technischen Maßnahmen verstanden, die darauf abzielen, seine Produktivität wiederherzustellen, und die durch Auswirkungen auf die Bohrlochbildungszone und die im Bohrloch befindliche Ausrüstung begrenzt werden.

Die routinemäßige Reparatur umfasst folgende Arbeiten: Austausch defekter Geräte, Reinigung des Bodens und des Bohrlochs, Wiederherstellung der Lagerstättenproduktivität durch separate Stimulationsmethoden (Erhitzen, Spülen, Injektion von Chemikalien).

Laufende Reparaturen können präventiv geplant und zum Zwecke der vorbeugenden Überprüfung, Erkennung und Beseitigung einzelner, sich noch nicht gemeldeter Störungen im Brunnenbetrieb durchgeführt werden.

Die zweite Art der aktuellen Reparatur - Wiederherstellung, die durchgeführt wird, um den Fehler zu beheben - ist tatsächlich eine Notfallreparatur. In der Praxis setzen sich solche Reparaturen aus verschiedenen Gründen durch, hauptsächlich jedoch aufgrund unvollkommener Technologien und geringer Zuverlässigkeit der verwendeten Geräte.

Die Indikatoren, die den Betrieb einer Bohrlochzeit charakterisieren, sind der Betriebsfaktor (KE) und die Überholungszeit (MCI). CE ist das Verhältnis der vom Bohrloch beispielsweise pro Jahr (TOTR) zur Kalenderperiode (TCAL) geleisteten Arbeitszeit. MCI ist die durchschnittliche Zeit zwischen zwei Reparaturen für den ausgewählten Zeitraum oder das Verhältnis der gesamten TOTR-Arbeitsstunden pro Jahr zur Anzahl der Reparaturen P im gleichen Zeitraum.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Die Möglichkeiten zur Erhöhung von CE und MFR bestehen darin, die Anzahl der Workovers, die Dauer eines Workovers und eine Verlängerung der Aufenthaltsdauer zu reduzieren.

Derzeit werden mehr als 90 % aller Überarbeitungen an Bohrlöchern mit Saugstangenpumpen und weniger als 5 % mit ESPs durchgeführt.

Während der laufenden Reparatur werden folgende Arbeiten ausgeführt

1. Transport - Lieferung der Ausrüstung zum Bohrloch;

2. Vorbereitend - Vorbereitung für die Reparatur;

3. Absenken - Heben und Senken der Ölausrüstung;

4. Operationen zur Reinigung des Brunnens, zum Austausch von Geräten und zur Beseitigung kleinerer Unfälle;

5. Abschließend - Demontage der Ausrüstung und Vorbereitung für den Transport.

Wenn wir die für diese Vorgänge aufgewendete Zeit auswerten, können wir feststellen, dass der Hauptzeitverlust für die Transportvorgänge (sie nehmen bis zu 50% der Zeit) aufgewendet wird. Daher sollten die Hauptanstrengungen der Konstrukteure darauf gerichtet sein, die Zeit für den Transport - durch die Schaffung montagefähiger Maschinen und Aggregate, Rundfahrten - durch die Schaffung zuverlässiger Automaten zum Ein- und Ausschrauben von Rohren und Stangen.

Da die routinemäßige Wartung eines Bohrlochs den Zugang zu seinem Bohrloch erfordert, d.h. im Zusammenhang mit einer Druckentlastung ist es daher notwendig, Fälle von möglichem Schwallen zu Beginn oder am Ende der Arbeit auszuschließen. Dies wird auf zwei Arten erreicht: die erste und weit verbreitete - das "Töten" des Brunnens, d. Injektion einer Flüssigkeit in die Formation und das Bohrloch mit einer Dichte, die die Erzeugung des Drucks P zab am Boden des Bohrlochs gewährleistet. Überschreitung des Reservoirs. Die zweite ist die Verwendung verschiedener Geräte - Absperrvorrichtungen, die beim Anheben der Rohre den Boden des Brunnens absperren.

Run-and-Hop-Operationen (TROs) nehmen den Hauptanteil an der Gesamtbilanz der Zeit ein, die für die Überarbeitung von Bohrlöchern aufgewendet wird. Sie sind unvermeidlich bei allen Arbeiten zum Betrieb und Austausch von Geräten, Stößen auf das Bodenloch, Spülstränge usw. Der Auslösevorgang besteht aus dem abwechselnden Anschrauben (oder Abschrauben) des Schlauchs, der zum Aufhängen von Geräten, einem Kanal zum Heben der geförderten Flüssigkeit und zum Zuführen von Prozessflüssigkeiten zum Bohrloch und in einigen Fällen einem Werkzeug zum Angeln, Reinigen und anderen dient funktioniert. Diese Funktionsvielfalt hat die Verrohrung zu einem unverzichtbaren Bestandteil der Brunnenausrüstung für ausnahmslos jede Betriebsweise gemacht.

Verschlauchungsvorgänge sind monoton, arbeitsintensiv und können leicht mechanisiert werden. Neben den vorbereitenden und abschließenden Arbeitsgängen, die für verschiedene Betriebsarten eigene Besonderheiten haben, ist der gesamte Ablauf der Schlauchauslösung für alle Wartungsarten gleich. Das Absenken und Heben mit den Stangen erfolgt wie bei Rohren, und das Abschrauben (Schrauben) der Stangen erfolgt mit einem mechanischen Stangenschlüssel. Bei Klemmen des Kolbens im Pumpenzylinder oder der Stangen im Schlauch (Wachsen) sowie bei Bruch ist ein gleichzeitiges Anheben der Rohre und Stäbe erforderlich. Der Vorgang erfolgt durch abwechselndes Abschrauben von Rohr und Stange.

Well Workover vereint alle Arten von Arbeiten, die viel Zeit, große körperliche Anstrengung und den Einsatz zahlreicher Multifunktionsgeräte erfordern. Dies sind Arbeiten im Zusammenhang mit der Beseitigung komplexer Unfälle, sowohl mit in den Brunnen abgesenkten Geräten als auch mit dem Brunnen selbst, Arbeiten zur Überführung eines Brunnens von einem Betriebsobjekt zu einem anderen, Arbeiten zur Begrenzung oder Beseitigung des Wasserzuflusses, zur Erhöhung der Mächtigkeit des geförderten Material, Einfluss auf die Formation, Ablenkung eines neuen Stammes und andere.

Unter Berücksichtigung der Besonderheiten der Arbeiten werden in den Abteilungen Öl- und Gasförderung spezialisierte Werkstätten für die Überarbeitung von Bohrlöchern geschaffen. Die in die Überholung einbezogene Bohrung verbleibt im Betriebsbestand, wird jedoch aus dem Betriebsbestand ausgeschlossen.

10 Sammlung und Aufbereitung von Öl, Gas und Wasser

Die Förderung aus Öl- und Gasquellen ist kein reines Öl bzw. Gas. Formationswasser, assoziiertes (Öl-)Gas, feste Partikel mechanischer Verunreinigungen kommen zusammen mit Öl aus Bohrlöchern.

Produziertes Wasser ist ein hochmineralisiertes Medium mit einem Salzgehalt von bis zu 300 g/l. Der Gehalt an Formationswasser im Öl kann 80% erreichen. Mineralwasser verursacht eine erhöhte korrosive Zerstörung von Rohren, Behältern, Verschleiß von Rohrleitungen und Geräten. Als Rohstoff und Brennstoff wird Begleitgas (Erdöl) verwendet.

Es ist technisch und wirtschaftlich machbar, das Öl vor der Einspeisung in die Hauptölpipeline einer speziellen Aufbereitung zu unterziehen, um es zu entsalzen, zu entwässern, zu entgasen und Feststoffpartikel zu entfernen.

In Ölfeldern wird am häufigsten ein zentralisiertes System zum Sammeln und Aufbereiten von Öl verwendet (Abb. 2). Die Sammlung der Produkte erfolgt von einer Gruppe von Brunnen zu automatischen Gruppendosiereinheiten (AGZU). Von jeder Bohrung wird über eine eigene Pipeline Öl zusammen mit Gas und Formationswasser an die AGSU geliefert. Die AGZU erfasst die genaue Ölmenge, die aus jedem Bohrloch kommt, sowie die Primärabscheidung zur Teilabscheidung von Formationswasser, Ölgas und mechanischen Verunreinigungen mit der Richtung des abgeschiedenen Gases durch eine Gaspipeline zu einer Gasaufbereitungsanlage (Gasaufbereitungsanlage ). Teilweise entwässertes und teilweise entgastes Öl fließt durch einen Sammelsammler zu einer zentralen Sammelstelle (CPF). Normalerweise ist ein CPF auf einem Ölfeld angeordnet.

Im CPF sind Öl- und Wasseraufbereitungsanlagen konzentriert. Alle technologischen Operationen zur Ölaufbereitung werden in der Ölaufbereitungsanlage durchgeführt. Der Satz dieser Ausrüstung wird als komplexe Ölbehandlungseinheit UKPN bezeichnet. .

Abbildung 2. - Schema der Sammlung und Vorbereitung der Bohrlochproduktion im Ölfeld:

1 Öl gut;

2 automatisierte Gruppenzähler (AGZU);

3 Druckerhöhungspumpenstation (BPS);

4 Anlage zur Aufbereitung von Formationswasser;

5 Ölaufbereitungseinheit;

6 Gaskompressorstation;

7 7zentrale Sammelstelle für Öl, Gas und Wasser;

8 Stausee Park

Dehydriertes, demineralisiertes und entgastes Öl gelangt nach Abschluss der Endkontrolle in die Tanks mit kommerziellem Öl und dann in die Kopfpumpstation der Hauptölpipeline.

Die Ölaustrocknung wird dadurch behindert, dass Öl und Wasser stabile Wasser-in-Öl-Emulsionen bilden. Dabei wird Wasser im Ölmedium in winzige Tröpfchen dispergiert und bildet eine stabile Emulsion. Daher ist es zum Entwässern und Entsalzen von Öl notwendig, diese winzigen Wassertröpfchen davon abzutrennen und Wasser aus dem Öl zu entfernen. Zur Entwässerung und Entsalzung von Öl werden die folgenden technologischen Verfahren verwendet:

- Schwerkraftsediment von Öl,

- heißer Ölschlamm,

- thermochemische Methoden,

- elektrische Entsalzung und elektrische Entwässerung von Öl.

Der Prozess der Schwerkraftsetzung ist der technisch einfachste. In diesem Fall werden die Tanks mit Öl gefüllt und für eine bestimmte Zeit (48 Stunden oder länger) aufbewahrt. Während der Exposition treten die Prozesse der Koagulation von Wassertröpfchen auf, und größere und schwerere Wassertröpfchen setzen sich unter der Wirkung der Schwerkraft (Schwerkraft) am Boden ab und sammeln sich in Form einer Schicht aus produziertem Wasser an.

Der Gravitationsprozess von kaltem Ölschlamm ist jedoch ein ineffektives und unzureichend wirksames Verfahren zur Ölentwässerung. Der heiße Schlamm von bewässertem Öl ist effizienter, wenn durch die Vorwärmung des Öls auf eine Temperatur von 50–70 ° C die Koagulationsprozesse von Wassertröpfchen erheblich erleichtert und die Austrocknung des Öls während des Schlamms beschleunigt wird. Der Nachteil der Schwerkraftentwässerungsverfahren ist ihre geringe Effizienz.

Effektivere Methoden sind chemische, thermochemische sowie elektrische Dehydratisierung und Demineralisierung. Bei chemischen Verfahren werden spezielle Substanzen, sogenannte Demulgatoren, in das gewässerte Öl eingebracht. Als Demulgatoren werden Tenside verwendet. Sie werden der Ölzusammensetzung in geringen Mengen von 5 10 bis 50 60 g pro 1 Tonne Öl zugesetzt. Die besten Ergebnisse zeigen die sogenannten nichtionischen Tenside, die sich im Öl nicht in Anionen und Kationen zersetzen.

Demulgatoren werden an der Öl-Wasser-Grenzfläche adsorbiert und verdrängen oder ersetzen in der Flüssigkeit enthaltene oberflächenaktive natürliche Emulgatoren. Darüber hinaus ist der auf der Oberfläche von Wassertröpfchen gebildete Film zerbrechlich, was die Verschmelzung kleiner Tröpfchen zu großen markiert, d. Koaleszenz-Prozess. Große Feuchtigkeitströpfchen setzen sich leicht am Boden des Tanks ab. Die Effizienz und Geschwindigkeit der chemischen Entwässerung wird durch das Erhitzen des Öls deutlich erhöht, d.h. mit thermochemischen Methoden, indem die Viskosität des Öls während des Erhitzens verringert und der Prozess der Koaleszenz von Wassertröpfchen erleichtert wird.

Die Entfernung des Restwassergehalts erfolgt durch elektrische Entwässerung und Entsalzung. Elektrische Dehydration und elektrische Entsalzung von Öl sind mit dem Durchleiten von Öl durch spezielle elektrische Dehydratoren verbunden, in denen Öl zwischen Elektroden fließt und ein elektrisches Hochspannungsfeld (20-30 kV) erzeugt. Um die Geschwindigkeit der elektrischen Dehydration zu erhöhen, wird das Öl auf eine Temperatur von 50–70 ° C vorgewärmt. Bei der Lagerung dieses Öls in Tanks, beim Transport durch Pipelines und in Tanks per Bahn geht ein erheblicher Teil der Kohlenwasserstoffe durch Verdunstung verloren. Leichte Kohlenwasserstoffe sind wertvolle Rohstoffe und Kraftstoffe (Leichtbenzine). Daher werden vor der Ölversorgung leichte niedrigsiedende Kohlenwasserstoffe daraus extrahiert. Dieser technologische Vorgang wird als Ölstabilisierung bezeichnet. Zur Stabilisierung des Öls wird es einer Rektifikation oder Heißabscheidung unterzogen. Die einfachste und am weitesten verbreitete Anwendung bei der Ölaufbereitung im Feld ist die Heißabscheidung, die auf einer speziellen Stabilisierungseinheit durchgeführt wird. Bei der Heißabscheidung wird Öl in speziellen Erhitzern vorgewärmt und einem meist horizontalen Abscheider zugeführt. Im Abscheider wird Öl auf 40 bis 80 °C erhitzt und daraus aktiv leichte Kohlenwasserstoffe verdampft, die vom Kompressor abgesaugt und durch das Kühlaggregat zur Sammelgasleitung geleitet werden.

Zusammen mit gereinigtem Formationswasser wird Süßwasser in produktive Formationen gepumpt, um den Formationsdruck aufrechtzuerhalten, und zwar aus zwei Quellen: unterirdischen (artesischen Brunnen) und offenen Gewässern (Flüsse). Das aus artesischen Brunnen gewonnene Grundwasser zeichnet sich durch einen hohen Reinheitsgrad aus und bedarf in vielen Fällen keiner Tiefenreinigung vor der Injektion in Lagerstätten. Gleichzeitig ist das Wasser offener Stauseen stark mit Tonpartikeln, Eisenverbindungen, Mikroorganismen belastet und bedarf einer zusätzlichen Reinigung. Derzeit werden zwei Arten der Wasseraufnahme aus offenen Reservoirs verwendet: unter dem Kanal und offen. Bei der Unterflurmethode wird Wasser unterhalb des Flussbodens „unter dem Gerinne“ entnommen. Dazu werden in der Flussaue Brunnen mit einer Tiefe von 20-30 m und einem Durchmesser von 300 mm gebohrt. Diese Brunnen verlaufen notwendigerweise durch eine Schicht sandigen Bodens. Der Brunnen ist mit Mantelrohren mit Löchern an den Speichen verstärkt, in die Wasserzulaufrohre mit einem Durchmesser von 200 mm abgesenkt werden. In jedem Fall werden zwei kommunizierende Gefäße "Flussbrunnen" erhalten, die durch einen natürlichen Filter (eine Sandbodenschicht) getrennt sind. Wasser aus dem Fluss fließt durch den Sand und sammelt sich in einem Brunnen. Der Wasserzufluss aus dem Brunnen wird durch eine Vakuumpumpe oder eine Wasserhebepumpe erzwungen und einer Clusterpumpstation (SPS) zugeführt. Bei der offenen Methode wird Wasser mit Hilfe von Pumpen aus dem Fluss gepumpt und einer Kläranlage zugeführt, wo es einen Reinigungskreislauf durchläuft und in ein Absetzbecken gelangt. Im Sumpf werden mit Hilfe von Koaleszerreagenzien Partikel mechanischer Verunreinigungen und Eisenverbindungen in das Sediment entfernt. Die abschließende Wasserreinigung erfolgt in Filtern, wobei als Filtermaterial sauberer Sand oder feine Kohle verwendet wird.

11 Sicherheit, Arbeits- und Umweltschutz

Ölproduktversorgungsunternehmen führen Operationen zur Lagerung, Lieferung und Annahme von Ölprodukten durch, von denen viele giftig sind, gut verdunsten, elektrifiziert werden können, Feuer und Explosionen verursachen können. Bei der Arbeit in den Unternehmen der Industrie sind folgende Hauptgefahren möglich: das Auftreten von Bränden und Explosionen, wenn die Prozessausrüstung oder Rohrleitungen drucklos sind, sowie wenn die Regeln für ihren sicheren Betrieb und ihre Reparatur verletzt werden; Vergiftung von Arbeitern aufgrund der Toxizität vieler Erdölprodukte und ihrer Dämpfe, insbesondere bleihaltigem Benzin; Verletzung von Arbeitern durch rotierende und bewegliche Teile von Pumpen, Kompressoren und anderen Mechanismen bei Abwesenheit oder Fehlfunktion des Zauns; elektrischer Schlag bei Verletzung der Isolierung spannungsführender Teile elektrischer Geräte, Erdungsfehler, Nichtverwendung von persönlicher Schutzausrüstung; erhöhte oder erniedrigte Oberflächentemperatur von Geräten oder Luft im Arbeitsbereich; erhöhtes Vibrationsniveau; unzureichende Ausleuchtung des Arbeitsbereichs; die Möglichkeit des Herunterfallens bei der Wartung von Geräten, die sich in der Höhe befinden. Bei der Wartung des Geräts und seiner Reparatur ist es verboten: die Verwendung von offenem Feuer für Heizölprodukte, Heizarmaturen usw .; Betrieb fehlerhafter Geräte; Betrieb und Reparatur von Geräten, Rohrleitungen und Armaturen unter Verstoß gegen Sicherheitsvorschriften, bei Leckagen von Ölprodukten durch Undichtigkeiten an Gelenken und Dichtungen oder infolge von Metallverschleiß; die Verwendung von Hebeln (Brecheisen, Rohre usw.) zum Öffnen und Schließen von Ventilen; Reparatur von nicht vom Netz getrennten elektrischen Geräten; Reinigung von Geräten und Maschinenteilen mit brennbaren brennbaren Flüssigkeiten; ohne geeignete persönliche Schutzausrüstung und Overalls arbeiten. Wenn Ölprodukte verschüttet werden, sollte der Bereich der Verschüttung mit Sand bedeckt und dann an einen sicheren Ort gebracht werden. Mit Ölprodukten verunreinigte Böden ggf. entfernen. In den Räumen, in denen die Verschüttung aufgetreten ist, wird mit Dichloramin (3%ige Lösung in Wasser) oder Bleichmittel in Form von Brei (ein Teil trockenes Bleichmittel auf zwei bis fünf Teile Wasser) entgast. Entgasen Sie mit trockenem Bleichmittel, um eine Entzündung zu vermeiden. Das Rauchen auf dem Gelände und in den Produktionsräumen des Betriebes ist mit Ausnahme von besonders ausgewiesenen Orten (in Absprache mit der Feuerwehr) verboten, an denen die Schilder "Raucherbereich" angebracht sind. Zugänge zu Hydranten und anderen Wasserversorgungsquellen müssen für die ungehinderte Durchfahrt von Feuerwehrfahrzeugen immer frei sein.

Im Winter ist es notwendig: von Schnee und Eis zu reinigen, mit Sand zu bestreuen, um ein Ausrutschen zu verhindern: Fußböden, Treppen, Übergänge, Gehwege, Fußwege und Straßen; Entfernen Sie sofort Eiszapfen und Eiskrusten, die sich auf Geräten, Dächern von Gebäuden und Metallkonstruktionen gebildet haben.

Die Person dachte zunächst nicht daran, was mit einer intensiven Öl- und Gasförderung behaftet ist. Die Hauptsache war, sie so weit wie möglich abzupumpen. Und das taten sie. Zuerst schien es, dass Öl den Menschen nur Vorteile bringt, aber allmählich wurde klar, dass seine Verwendung eine Kehrseite hat. Die Ölverschmutzung schafft eine neue ökologische Situation, die zu einer tiefgreifenden Veränderung oder vollständigen Umwandlung der natürlichen Ressourcen und ihrer Mikroflora führt. Die Verschmutzung des Bodens mit Öl führt zu einem starken Anstieg des Wertes des Kohlenstoff-Stickstoff-Verhältnisses. Dieses Verhältnis verschlechtert das Stickstoffregime von Böden und stört die Wurzelernährung der Pflanzen. Der Boden reinigt sich durch biologischen Abbau von Öl sehr langsam selbst. Aus diesem Grund müssen einige Organisationen den Boden nach der Verschmutzung rekultivieren.

Eine der vielversprechendsten Möglichkeiten, die Umwelt vor Verschmutzung zu schützen, ist die Schaffung einer umfassenden Automatisierung der Prozesse der Ölförderung, des Transports und der Lagerung. Bisher wussten die Felder beispielsweise nicht, wie man Öl und Begleitgas gemeinsam durch das gleiche Pipelinesystem transportiert. Zu diesem Zweck wurden spezielle Öl- und Gasverbindungen mit einer großen Anzahl von Einrichtungen, die über weite Gebiete verstreut sind, gebaut. Die Felder bestanden aus Hunderten von Objekten, und in jeder Ölregion wurden sie auf ihre eigene Weise gebaut, sodass sie nicht mit einem einzigen Fernwirksystem verbunden werden konnten. Natürlich ging bei dieser Extraktions- und Transporttechnologie viel Produkt durch Verdunstung und Leckage verloren. Mit der Energie der Untergrund- und Tiefenpumpen gelang es den Spezialisten, ohne technologische Zwischenschritte die Ölversorgung vom Bohrloch zu den zentralen Ölsammelpunkten sicherzustellen. Die Zahl der kommerziellen Einrichtungen ging um das 12-15-fache zurück.

In Entwicklungsgebieten, insbesondere beim Bau von Pipelines, provisorischen Straßen, Stromleitungen, Flächen für zukünftige Siedlungen, wird das natürliche Gleichgewicht aller Ökosysteme gestört. Solche Veränderungen wirken sich auf die Umwelt aus.

Die Hauptquellen der Verschmutzung von Grund- und Grundwasser in Ölfördergebieten sind die Einleitung von Industrieabwässern in Oberflächengewässer und Kanalisationen. Verschmutzung tritt auch auf: beim Verschütten von Industrieabwasser; bei Wasserleitungsbrüchen; wenn Oberflächenabfluss von Ölfeldern in Oberflächengewässer gelangt; mit Peritoks von stark mineralisiertem Wasser von tiefen Horizonten in Süßwasserhorizonte aufgrund von Leckagen in Injektions- und Produktionsbohrungen.

In der Ölindustrie werden verschiedene Chemikalien in verschiedenen technologischen Prozessen verwendet. Alle Reagenzien haben negative Auswirkungen, wenn sie in die Umwelt gelangen. Die Hauptursachen für die Umweltverschmutzung beim Injizieren verschiedener Chemikalien in das Reservoir sind folgende Faktoren: Leckage von Systemen und Geräten und Verletzung von Sicherheitsmaßnahmen während des technologischen Betriebs.

Bei den Umweltaktivitäten des Unternehmens, neben den traditionellen Bereichen der Umweltüberwachung, rationelle Nutzung von Wasser und gewonnenen Landressourcen, Luftschutz, Überholung und Austausch von Notabschnitten von Ölsammelnetzen, Wasserleitungen, Tanks, neueste Technologien für die Umwelt Schutzmaßnahmen werden aktiv eingeführt.

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Bundeszentrale für Bildung

Staatliche Bildungseinrichtung für höhere Berufsbildung

Ausbildung

"UFA STATE OIL TECHNICAL

UNIVERSITÄT "

Abteilung "Öl- und Gasfeldausrüstung"

Trainingspraxis

Schüler der Gruppe MPZ - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Übungsleiter von R.R. Safiullin

Abteilung Ph.D. AssistenzprofessorIn

Allgemeine Merkmale des Unternehmens

Die Produktionsabteilung für das Ölfeld Aksakovneft wurde 1955 im Zusammenhang mit der Entdeckung der Bohrung Nr. 3 des Ölfelds Shkapovskoye durch die Bohrmannschaft des Vorarbeiters I.Z. Pojarkow am 23. November (Abbildung 1).

Abbildung 1 - Brunnen Nr. 3

Von Beginn ihrer Tätigkeit an gehörte die NPU "Aksakovneft" dem in Ufa ansässigen "Bashneft"-Trust, der in die Aktiengesellschaft "Bashneft" umorganisiert wurde.

In der Bilanz von NGDU befinden sich 15 Einlagen. Die rückgewinnbaren Residualreserven zum 01.01.2004 betragen 22,358 Mio. t (ohne Reservezuwachs im Jahr 2004). Bei den aktuellen Ölfördermengen beträgt die Reservenbereitstellung 21 Jahre. Derzeit werden in zwei Gebieten Erkundungsbohrungen durchgeführt: Afanasyevskaya und Lisovskaya.

Die Felder von OOO NGDU Aksakovneft sind in Abbildung 2 dargestellt.

Seit Beginn der Entwicklung wurden 229.937 Tonnen Öl gefördert. Der Plan für die Ölförderung im Jahr 2004 wird zu 100,2 % erfüllt, 2 Tausend Tonnen Öl wurden über den Plan hinaus gefördert.

Abbildung 2 - Übersichtskarte der Einlagen

21 neue Bohrlöcher wurden in Betrieb genommen, mit den geplanten 20. Das Öl, das aus neuen Bohrlöchern gefördert wird, beträgt 31.768 Tonnen mit dem Plan von 27.000 Tonnen, die Produktionsrate der neuen Bohrlöcher beträgt 9,5 Tonnen / Tag, während der Plan 7,8 Tonnen / Tag beträgt.

Im Vergleich zu den geplanten 6 wurden 6 neue Injektionsbrunnen in Betrieb genommen.

Außerhalb der Inaktivität wurden 26 Brunnen gegen den Plan von 26 in Betrieb genommen.

Die Bohrloch-Ergänzungsperiode beim Standard von 17 Tagen betrug 7,7 Tage.

39754 Tausend m3 Begleitgas gesammelt, davon 422 Tausend m3 über dem Plan. Der Nutzungsgrad der Erdölbegleitgasressourcen beträgt 96,3 %, der Plan liegt bei 95,1 %.

Das Hauptaugenmerk liegt auf der Einführung neuer Geräte und fortschrittlicher Technologien, der Steigerung der Ölförderung und der Effizienz geologischer und technischer Maßnahmen (Abbildung 3).

Durch neue Technologien zur verbesserten Ölförderung wurden 348 Tonnen gefördert Im vergangenen Jahr wurden umfangreiche Arbeiten zur Durchführung geologischer und technischer Maßnahmen durchgeführt. Mit dem Plan von 467 wurden also 467 Veranstaltungen durchgeführt. Der Wirkungsgrad beträgt 113,8 Tausend Tonnen.

Spezifische Effizienz mit dem Plan von 243,3 t / Meter. wird 243,7 t / Maß betragen.

Abbildung 3 - Technologie zur Erhöhung der Injektivität eines Injektionsbrunnens unter Verwendung der Technologie mit einer Spiralschlaucheinheit.

Eine der Etappen der Reorganisation von ANK Bashneft war der Beitritt des Teams der Gasaufbereitungsanlage Shkapovsky im Juli letzten Jahres zu OOO NGDU Aksakovneft. Im Jahr 2004 wurden 39 Millionen 208 Tausend Kubikmeter Erdölbegleitgas gegen den Plan von 34 Millionen 712 Tausend Kubikmeter verarbeitet, die Übererfüllung betrug 4496 Tausend Kubikmeter oder + 13% zum Plan.

LLC NGDU Aksakovneft ist ein Unternehmen mit hochentwickelter Ausrüstung und Technologie für die Ölförderung und regionaler Infrastruktur im südwestlichen Teil der Republik Baschkortostan an der Adresse Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Dies ist ein modernes hochentwickeltes Unternehmen - eine Unterabteilung des Bashneft-Verbandes mit fortschrittlicher Ausrüstung und Technologie für die Ölförderung und -aufbereitung.

Das Hauptziel ist es, Gewinn zu erwirtschaften und den sozialen Bedarf an von ihm hergestellten Waren und Dienstleistungen zu decken. Die Hauptaktivitäten sind:

Öl- und Gasförderung und -aufbereitung;

Anordnung, Überholung und Überholung von Brunnen:

Reparatur und Bau von Autobahnen;

Bereitstellung von kostenpflichtigen Diensten für die Bevölkerung;

Produktion von Konsumgütern;

Organisation, Betrieb und Reparatur von Ölfeldanlagen und sozialen Einrichtungen;

Transportdienstleistungen, Dienstleistungen von Spezialausrüstungen;

Produktion und Verkauf von Dampf und Wasser;

Ausbildung und berufliche Entwicklung von Personal;

Durchführung einer einheitlichen Wirtschafts-, Preis-, Technik- und Umweltpolitik mit dem Unternehmen;

Die Gesellschaft übt ihre Tätigkeit auf der Grundlage der geltenden Gesetzgebung der Russischen Föderation und der Republik Baschkortostan, der Charta, der Beschlüsse der Leitungsorgane der Gesellschaft und der abgeschlossenen Vereinbarungen aus.

Das genehmigte Kapital der Gesellschaft, seine Bewegung spiegelt sich in der Bilanz des Büros von JSOC Bashneft wider.

MINISTERIUM FÜR BILDUNG UND WISSENSCHAFT

RUSSISCHE FÖDERATION

BUNDESBILDUNGSAGENTUR

GOUVPO "UDMURTSK STAATLICHE UNIVERSITÄT"
ÖLFAKULTÄT

Abteilung "Erschließung und Betrieb von Öl- und Gasfeldern"

über die zweite Produktionspraxis
Inhalt
1. Einleitung ………………………………………………………………… .3

2. Eigenschaften der Lagerstätte …………………………………………… 4

3. Entwicklungsobjekte und ihre Eigenschaften ………………………………… 5

4. Reservoireigenschaften produktiver Formationen ………………………… 11

5. Physikalische Eigenschaften der Formationsflüssigkeit (Öl, Gas, Wasser) ………… 12

6. Indikatoren der Reservoirentwicklung (produktive Bildung) ………………… 17

7. Einbauschema einer Bohrlochsauggestängepumpe (USSHN) ………… .... 18

8. Bohrloch-Saugstangenpumpen, ihre Elemente …………………………… 19

9. Gewindeanschlüsse für Schläuche und

Saugerstangen ……………………………………………………… ... 22

10. Installationsschema einer elektrischen Kreiselpumpe (ESP) ……………… 25

11. Technologische Funktionsweise des USSHN bei konstantem

12. Technologische Funktionsweise des USSHN in periodischen

Förderflüssigkeit .................................................... .................................................... 27

13. Technologische Funktionsweise des ESP ………………………………… .28

14. Geräte zur Untersuchung des Betriebs von Bohrlochpumpen ...................... 29

15. Ergebnisse der Untersuchung zum Betrieb der USSHN ……………………………… ..37

16. Bemessung von Gas-Sand-Ankern ……………………………………… .38

17. Geräte zur Bekämpfung von Wachsablagerungen in

unterirdische Ausrüstung ……………………………………………… .39

18. Schema eines Gruppendosierers ................................................. ................................... 40

19. Diagramm der Druckerhöhungspumpenstation …………………………………………………………… .41

20. Automatisierung des Betriebs von Bohrlochpumpwerken ................................................. ... 42

21. Funktionale Verantwortlichkeiten des Betreibers für die Öl- und Gasförderung …… .43

22. Sicherstellung des Arbeitsschutzes bei der Wartung

Förderbrunnen ………………………………………………… ... 44

23. Berichtsdokumentation im Ölförderungsteam …………………… .47

24. Die Struktur des Öl- und Gasförderunternehmens ……………………… ... 49

25. Anforderungen an den Umweltschutz bei der Erdölförderung ………… .50

26. Technische und wirtschaftliche Leistungsindikatoren der NGDU ……………… 51

Liste der verwendeten Literatur ………………………………………… ... 53

1. EINLEITUNG

Ich hatte ein Praktikum bei OAO Udmurtneft in der Wotkinsker Öl- und Gasförderungsabteilung im Mishkinskoye-Feld in einem Öl- und Gasförderungsteam. Er hatte die Position eines 4-Grad-Öl- und Gasförderers inne.

Ich wurde einem d/n-Operator der 5. Klasse zugeteilt, unter dessen Anleitung ich mein Praktikum absolvierte. Während meiner Praxis absolvierte ich Einweisungen zur technischen Sicherheit und elektrischen Sicherheit, machte Umwege, wo ich die Arbeit des IC und der GZU beobachtete, am Computer arbeitete, wo ich eine elektronische Version verschiedener Schemata erstellte.

Ich habe gute Eindrücke aus der Praxis. Der Vorarbeiter sorgte zunächst dafür, dass ich so gut wie möglich über die Aufgaben eines Betreibers für die Öl- und Gasförderung informiert wurde: Er gab dem mir zugeteilten Betreiber Anweisungen, nach 3 Wochen Praxis führte er eine Prüfung zu den Kenntnissen durch I erworben hatte. Zweitens der Wunsch der Betreiber selbst, über ihre Arbeit zu sprechen.

Fast jeden Tag war ich in verschiedenen Jobs. Ich wurde in meinem gewählten Beruf nicht enttäuscht und bin froh, dass ich in diesem speziellen Fachgebiet studiere.

^ 2. EIGENSCHAFTEN DER EINZAHLUNG

Das Ölfeld Mishkinskoye wurde 1966 entdeckt und liegt an der Grenze der Bezirke Votkinsky und Sharkansky nördlich der Stadt Votkinsk.

Das Lagerstättengebiet befindet sich im Einzugsgebiet des Kama-Flusses und nimmt die Wasserscheiden der Flüsse Votka und Siva ein. Die absoluten Höhen des Reliefs variieren von 140 - 180 m im Süden bis 180 - 250 m im Norden. Die Fläche des Mishkinskoye-Feldes besteht zu 70% aus Nadelwäldern, der Rest ist landwirtschaftlich genutzt.

Das Klima der Region ist gemäßigt kontinental mit langen Wintern. Die durchschnittliche Jahrestemperatur beträgt + 2С, Fröste im Januar - Februar erreichen manchmal -40С. Die durchschnittliche Tiefe der Bodenfrostung beträgt 1,2 m, die Dicke der Schneedecke beträgt 60 - 80 cm.

Am Fluss Siva befindet sich die Wasseraufnahme für die Vorratsdruckhaltung. Stromversorgungsquelle - Umspannwerk 220/110/35/6 kV "Siva". Die Ölaufbereitung erfolgt im Mishkinsky CKPN auf dem Territorium des Feldes.

Die Mischkin-Struktur wird durch zwei Kuppeln kompliziert: die westliche - Votkinskiy und die östliche - Cherepanovskiy.
^ 3. ENTWICKLUNGSGEGENSTAND UND IHRE EIGENSCHAFTEN

Auf dem Mishkinskoye-Feld wurden Ölshows in den Felsen der Tournais-Stufe und des Yasnaya-Polyana-Überhorizonts aufgezeichnet (Schichten Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Unterkarbon, im baschkirischen Stadium und der Vereiskiy-Horizont (Schichten B-II, B-III) des Moskauer Stadiums des mittleren Karbons.

Der Öl- und Gasgehalt des Abschnitts wurde anhand von Kernproben, seitlichen Bodenproben, Analyse von Daten aus geophysikalischen Feldstudien, Gasaufzeichnungen und den Ergebnissen von Bohrlochtests für den Zufluss untersucht.

Turnierstufe

In den Tournais-Sedimenten wurden drei Ölvorkommen entdeckt, die auf drei Strukturen beschränkt waren: die westlichen und östlichen Kuppeln der Erhebungen von Wotkinsk und Cherepanovsk. Eine industrieölhaltige Schicht aus porös-kavernösen Kalksteinen im Dach des Cheretsky-Horizonts mit einer Dicke von bis zu 36 m Der höchste Teil des Ölreservoirs wurde bei der Wotkinsker Hebung in Bohrloch Nr. 180 auf einer Höhe gefunden von 1334 m Eine kleine Lagerstätte wurde im Bereich von 184 Brunnen mit der höchsten Erhebung von 1357 m gefunden. ...

Die Neigung der OWC-Oberfläche ist (von Bohrloch Nr. 189 bis Bohrloch Nr. 183) der West-Wotkinsk-Kuppel innerhalb von 2 - 2,5 m angegeben. Daher wurde die OWC auf einer Höhe von 1356 - 1354 m angenommen Die Öllagerstätte auf dem Dom von West Votkinsk ist 32 m groß und hat eine Größe von etwa 8 x 5 km.

Auf der Wostochno-Votkinskiy-Kuppel wird die durchschnittliche Position des OWC konventionell bei etwa 1358 m angenommen Die Höhe der Lagerstätte auf dieser Kuppel im Bereich des Brunnens Nr. 184 beträgt etwa 5 m, seine Abmessungen betragen 3 x 1,5 Zoll km.

Bei der Cherepanovskoe Hebung wird die OWC konventionell auf 1370 m aufgenommen, die Höhe der Öllagerstätte dieser Hebung beträgt 4,5 m, ihre Abmessungen betragen etwa 4,5 x 2 km. Das Vorhandensein dichter Zwischenschichten, die über ein großes Gebiet verfolgt wurden, und Probennahmen der kuppelnahen Brunnen 211, 190, 191 belegen die geschichtete-massive Struktur der Erde.

Ölvorkommen des Kizilovsky-Horizonts wurden in seinem unteren Teil in einer Schicht aus feinporigen Kalksteinen gefunden. Die Testergebnisse weisen auf schlechte Lagerstätteneigenschaften des Kizilovsky-Horizonts hin.

Der OWC der Lagerstätte Kizilov wird konventionell auf einer Höhe von 1330,4 - 1330 m gemessen.

Yasnaya Polyanskiy Superhorizont

In der Yasnaya Polyana oberhalb des Horizonts beschränken sich die Ölvorkommen auf Schichten poröser Sandsteine ​​und Schluffsteine ​​der Horizonte Tula und Bobrikov.

Es gibt drei poröse Schichten im Bobrikovskiy-Horizont. Kommerzieller Ölfluss aus der Lagerstätte Bb-III wurde in Bohrloch Nr. 211 und Öl und Wasser aus Bohrloch Nr. 190 gewonnen.

Die Lagerstätte Bb-II wurde in allen Bohrungen, die den Unterkarbon durchdrangen, nachgewiesen und nur in Bohrung Nr. 191 durch undurchlässiges Gestein ersetzt.

Die Mächtigkeit der Lagerstätte Bb-II variiert von 0 bis 2 m und die von Bb-I von 0,8 bis 2,5 m.Aus der Lagerstätte Bb-I wurden in Bohrloch Nr. 189 zusammen mit anderen Lagerstätten kommerzielle Ölströme gewonnen.

Im Tula-Horizont wird die kommerzielle Öltragfähigkeit in drei Schichten Tl-0, Tl-I, Tl-II festgestellt. Im Überhorizont von Yasnaya Polyana sind die Ölvorkommen auf die Strukturen beschränkt: die West- und Ost-Wottkinsker-Kuppeln und die Cherepetsk-Hebung. Die unbedeutende Dicke der undurchlässigen Schichten, die die ölführenden Schichten des Überhorizonts von Yasnaya Polyana trennen, und oft die Verbindungen der durchlässigen Schichten untereinander und ihre lithologische Variabilität legen einen geschichteten Typ von Lagerstätten mit einer einzigen OWC für alle Schichten des Wotkinsk-Hebung und separat für die Cherepanovskiy-Schichten.

Die OWC der Cherepanovskiy Hebung für die Tula-Formationen Tl-I, Tl-II, Tl-0 wird am Boden der Tl-II-Formation entnommen, die in Bohrloch Nr. 187 in einer Höhe von 1327,5 m wasserfreies Öl lieferte.

Baschkirische Bühne

Ölvorkommen in Lagerstätten des baschkirischen Stadiums wurden in allen Bohrlöchern gefunden, die Öllagerstätten erschlossen und durch Kern charakterisiert waren. Darüber hinaus befinden sich im oberen, dichteren Teil des Abschnitts Ölausstellungen. Die Dicke der wirksamen Zwischenschichten variiert in einem weiten Bereich von 0,4 bis 12,2 m.In einigen Brunnen wurden sie beim Testen von Zuflüssen nicht oder nach einer Salzsäurebehandlung des Bodens erhalten. Erhebliche Schwankungen der Werte der Zuflüsse lassen auf eine komplexe Struktur des Reservoirs sowohl in der Größe als auch in der Fläche schließen. Das Vorhandensein signifikanter Produktionsraten weist wahrscheinlich auf das Vorhandensein großer Kluften oder Brüche in der Lagerstätte hin. Der höchste Teil des Öls aus der Votkinsk-Hebung wurde in Bohrloch Nr. 211 in einer Höhe von 1006,6 m gefunden.Die Höhe der Lagerstätte beträgt etwa 38 Meter, die Größe der Lagerstätte beträgt 16x8 km. OWC wird konventionell auf 1044 m gemessen.

Z Das Öl-Alez der Cherepanovskoye-Hebung wurde unzureichend untersucht. Es ist von der Lagerstätte des Votkinsker Hebung durch eine Zone der Verschlechterung der Lagerstätteneigenschaften von Karbonatgestein getrennt. Die OWC der Cherepanovskoye Hebung wurde auf einer Höhe von 1044 m angenommen.

Sehr Horizont

Im Verey-Horizont gibt es hauptsächlich zwei Ölschichten, die durch Schichten aus Tonsteinen und tonigen Kalksteinen getrennt sind. Die Mächtigkeit der wirksamen ölgesättigten Kalksteine ​​B-III reicht von 0,6 bis 6,8 m (Bohrloch Nr. 201). Die niedrigste Markierung, aus der wasserfreies Öl gewonnen wurde, beträgt 1042,8 Meter (Bohrloch Nr. 214). Die höchste Marke des Stausees B-III beträgt 990 m, der OWC wird auf 1042 m gemessen. Die Höhe des Stausees innerhalb des akzeptierten OWC - 1042 m beträgt etwa 52 m. Seine Abmessungen innerhalb der Außenkontur betragen etwa 25 x 12 km. Die Mächtigkeit des wirksamen Teils des Reservoirs reicht von 1,2 bis 6,4 m.

Der höchste Teil des Reservoirs B-II wurde in Bohrloch Nr. 211 durchbohrt. OWC wurde auf 1040 m entnommen. Die Höhe der Lagerstätte innerhalb der akzeptierten OWC beträgt 104 m und entspricht etwa 50 m Die Größe der Lagerstätte innerhalb die Außenkontur der Öltragfähigkeit beträgt etwa 25x12 km. Ölvorkommen der Formationen B-II und B-III vom Reservoirtyp.

Der wirksame Teil der B-I-Bildung wird nicht in allen Wells verfolgt. Die Testergebnisse weisen auf eine geringe Permeabilität der Lagerstätte hin, und die komplexe Lage poröser Unterschiede im Feldbereich erschwert die Bewertung der möglichen Ölaussichten der Lagerstätte B-I.

^ 4. SAMMLEREIGENSCHAFTEN VON PRODUKTIVFORMATIONEN
Turnierstufe

Die Tournais-Stufe wird durch Karbonatgesteine ​​repräsentiert - Kalksteine ​​des Cherepetian- und Kizilovsky-Horizonts. Die Wells enthalten 1 (Well Nr. 212) bis 29 (Well Nr. 187) poröse Zwischenschichten. Die Mächtigkeit der ausgezeichneten porösen Sorten variiert von 0,2 bis 25,2 m Die Gesamtdicke der Reservoirs des Cheretskiy-Horizonts im untersuchten Teil reicht von 10,8 (Brunnen Nr. 207) bis 39,2 m (Brunnen Nr. 193). In fast allen Brunnen im oberen Bereich der Tournais-Stufe werden Zwischenschichten unterschieden, dies ist in der Regel eine einzelne Schicht mit einer Dicke von etwa 2 m, aber in einigen Brunnen (195, 196) eine größere Anzahl dünner poröser Zwischenschichten erscheinen, deren Anzahl 8 erreicht. Die Gesamtdicke des Kizelovsky-Stausees erhöht sich in diesem Fall auf 6,8 m.
Yasnaya Polyanskiy Superhorizont

Ablagerungen des Yasnaya Polyana Superhorizonts werden durch abwechselnde Sandsteine, Schluffsteine ​​und Tone der Bobrikov- und Tula-Horizonte repräsentiert. Im Bobrikovsky-Horizont werden Sandsteinbetten Bb-II und Bb-I und im Tula-Horizont Tl-0, Tl-I, Tl-II unterschieden. Diese Schichten können im gesamten Gebiet des Mishkinskoye-Feldes verfolgt werden. Die gesamte Reservoirdicke der Horizonte Bobrikovsky und Tula reicht von 7,4 m (Bohrung Nr. 188) bis 24,8 m (Bohrung Nr. 199).
Baschkirische Bühne

Es wird durch einen Wechsel von dichten und porös-durchlässigen Kalksteinen repräsentiert. Kalksteine ​​sind nicht tonhaltig. Der reduzierte relative Parameter Jnj variiert von 0,88 bei dichten Zwischenschichten bis 0,12 - 0,14 bei hochporösen Sorten. Eine solche Änderung von Jnj weist auf eine signifikante Kavernität von Kalksteinen hin. Die Anzahl der porösen Zwischenschichten in Wells variiert nach Fläche von 5 (Well Nr. 255) bis 33 (Well Nr. 189). Die Mächtigkeit der ausgezeichneten porösen Sorten reicht von 0,2 bis 21,0 m Die Gesamtdicke der baschkirischen Stauseen reicht von 6,8 m (Brunnen 205) bis 45,5 m (Brunnen 201).
Sehr Horizont

Verey Ablagerungen werden durch abwechselnde Schluffsteine ​​und Karbonatgesteine ​​repräsentiert. Die produktive Formation beschränkt sich auf poröse und durchlässige Karbonatvorkommen. Es gibt zwei Schichten B-III und B-II.

Die gesamte Reservoirdicke des Vereiskiy-Horizonts variiert von 4,0 (Bohrung Nr. 198) bis 16,0 m (Bohrung Nr. 201). Die Dicke einer separaten durchlässigen Schicht variiert über die Fläche von 0,4 bis 6,4 m.
Zusammenfassende Daten zu Lagerstätteneigenschaften produktiver Formationen

^ 5. PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN DER FORMATIONSFLÜSSIGKEIT

(ÖL, GAS, WASSER)
ÖL
Sehr Horizont

Aus der Analyse von Bohrlochproben folgt, dass die Öle des Vereya-Horizonts schwer und hochviskos sind, der Wert der Öldichte unter Lagerstättenbedingungen liegt im Bereich von 0,8717 - 0,8874 g / cm 3 und beträgt im Durchschnitt 0,8798 g / cm 3. Die Viskosität des Öls unter Lagerstättenbedingungen reicht von 12,65 bis 26,4 SP, wobei 18,4 SP in die Berechnungen einflossen.

Der Durchschnittswert des Sättigungsdrucks wird mit 89,9 atm angenommen. Das Öl des Vereya-Horizonts ist schlecht mit Gas gesättigt, das Gas-Öl-Verhältnis beträgt 18,8 m 3 / t.

Nach den Ergebnissen der Analyse von Oberflächenproben von Öl wurde festgestellt: die Dichte des Öls beträgt 0,8963 g / cm 3; die Ölproben des Vereiskiy-Horizonts enthalten 3,07 % Schwefel, der Anteil an Silikogelharzen reicht von 13,8 bis 21 % und beträgt durchschnittlich 15,6 %. Der Asphaltengehalt liegt im Bereich von 1,7 - 8,5% (Mittelwert 4,6%), der Paraffingehalt 2,64 - 4,8% (Mittelwert 3,6%).
Baschkirische Bühne

Die Analysedaten zeigen, dass das Öl der baschkirischen Stufe leichter ist als die Öle anderer Schichten des Mishkinskoye-Feldes, die Öldichte unter Lagerstättenbedingungen beträgt 0,8641 g / cm 3. Die Viskosität des Öls ist niedriger als im Vereya-Horizont und wird mit 10,3 cp bestimmt. Der Sättigungsdruck für die baschkirische Stufe sollte gleich 107 atm sein. Der GOR für den Stausee beträgt 24,7 m 3 / t. Die Analyseergebnisse zeigen, dass die durchschnittliche Öldichte 0,8920 g / cm 3 beträgt. Der Schwefelgehalt im Öl der baschkirischen Stufe variiert zwischen 22,4 und 3,63 % und beträgt durchschnittlich 13,01 %. Die Menge an Silicogelharzen reicht von 11,6 % bis 18,7 % und beträgt durchschnittlich 14,47 %. Der Asphaltengehalt liegt im Bereich von 3,6 - 6,4% (durchschnittlich 4,51%), der Paraffingehalt 2,7 - 4,8% (durchschnittlich 3,97%).
Yasnaya Polyanskiy Superhorizont

Das Öl des Tula-Horizonts ist schwer, spezifisches Gewicht 0,9 g / cm 3, hochviskos 34,2 cp. Der Gasfaktor beträgt 12,2 m 3 / t, der Ölsättigungsdruck mit Gas beträgt 101,5 atm, was auf den hohen Stickstoffgehalt im Gas von bis zu 63,8 Volumenprozent zurückzuführen ist.

Oberflächenölproben aus dem Superhorizont Yasnaya Polyana wurden aus 8 Bohrlöchern entnommen. Die Dichte des Öls nach den Ergebnissen der Analyse von Oberflächenproben beträgt 0.9045 g / cm 3. Schwefelgehalt  3,35 %, Asphaltengehalt  5,5 %, Paraffingehalt  4,51 %.
Turnierstufe

Die Ölviskosität unter Lagerstättenbedingungen betrug 73,2 cP. Die Dichte des Öls beträgt 0,9139 g / cm 3. Gasfaktor 7,0 m 3 / t. Volumenfaktor 1,01. Aus 8 Bohrlöchern wurden Oberflächenölproben des Tournais-Stadiums entnommen. Die durchschnittliche Dichte von Öl beträgt 0,9224 g / cm 3. Der erhöhte Gehalt an Silikogelharzen 17,4 - 36,6% (durchschnittlich 22,6%). Der Gehalt an Asphaltenen und Paraffin beträgt im Durchschnitt 4,39 % bzw. 3,47 %.
^ VERBUNDENES GAS

Das Begleitgas enthält einen erhöhten Stickstoffanteil. Für die Tournais-Phase beträgt der Durchschnittswert 93,54 %, für den Yasnaya-Polyana-Superhorizont 67,2 %, für die baschkirische Phase 44,4 % und für den Vereian-Horizont 37,7 %. Ein solcher Stickstoffgehalt sowie niedrige Gasfaktoren ermöglichen die Verwendung von Begleitgas als Brennstoff nur für den Bedarf von Industrieunternehmen.

Hinsichtlich des Heliumgehalts im Kreislaufgas der Yasnaya Polyanskiy (0,042 %) über dem Horizont und der Cheretskiy-Stufe (0,071%) ist es von industriellem Interesse, aber aufgrund geringer Gasfaktoren, d.h. kleine Produktion von Helium wird die Rentabilität seiner Produktion in Frage gestellt. Der Heliumgehalt im Begleitgas des Vereschen Horizonts und des baschkirischen Stadiums beträgt 0,0265 % bzw. 0,006 %.
^ FORMUNGSWASSER
Sehr Horizont

Der Wasserreichtum der Schichten im oberen Teil des Vereisky-Horizonts wurde praktisch nicht untersucht. Reservoirsolen haben eine Dichte von 1,181 g / cm 3, der erste Salzgehalt beträgt 70, sie enthalten B - 781 mg / l, J - 14 mg / l und В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Die Zusammensetzung des wassergelösten Gases wird stark von Stickstoff - 81%, Methan - 13%, Ethan - 3,0%, schwerer - 0,3% dominiert.
Baschkirische Bühne

Die Wässer der baschkirischen Lagerstätten haben eine ähnliche Ionen-Salz-Zusammensetzung und eine etwas geringere Mineralisierung und Metamorphisierung als die Wässer der höheren und niedrigeren Komplexe. Die Mineralisierung des Wassers der baschkirischen Lagerstätten überschreitet nicht 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg überschreitet nicht 3,7; SO 4 / Cl überschreitet 0,28 nicht; der Gehalt an mg / l Brom 587 - 606; J 10,6-12,7; B 2 O 3 28-39; Kalium - 1100; Strontium - 400; Lithium - 4,0.
Yasnopolyansky über dem Horizont

Sie zeichnen sich durch hohe Mineralisierung, Metamorphisierung, Abwesenheit von Asphaltenen, hohen Brom- und Jodgehalt von nicht mehr als 50 mg / l aus. Der unbedeutende Gehalt an Sulfaten dient als Korrelat, um die Wässer des Yasnaya Polyana-Komplexes von den Wässern der höheren und niedrigeren Komplexe zu unterscheiden.

Die durchschnittliche Gassättigung der Formationswässer der Yasnaya-Polyana-Sedimente beträgt 0,32 - 0,33 g / l. Die Zusammensetzung des Gases ist Stickstoff, der Gehalt an Kohlenwasserstoffen beträgt etwa 3 - 3,5%, Argon - 0,466%, Helium - 0,069%. Kontaktentgasungsgas besteht aus Stickstoff 63,8%, Methan 7,1%, Ethan 7,9%, Propan 12,1%.
Turnierstufe

Die Mineralisierung des Wassers der Tournais-Stufe beträgt 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. Das Wasser der Tournais-Sedimente unterscheidet sich stark von den Gewässern der Yasnaya-Polyana-Sedimente, was auf die Isolation der Grundwasserleiter des Horizonts hinweist.

Das Wasser der Tournaisian-Etappe ist stark mineralisiert. Sie zeichnen sich durch einen hohen Calciumgehalt von 19% aus, das äquivalente Cl-Na / Mg-Verhältnis ist höher als 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Bromgehalt 552-706 mg / l; Jod 11-14 mg / l; NH 4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg / l; Kalium 1100 mg / l; Strontium 4300 mg / l;
Physikalische und chemische Eigenschaften von Öl unter Lagerstättenbedingungen

Physikalische und chemische Eigenschaften von Gas

Physikochemische Eigenschaften von Formationswässern

^ 6. INDIKATOREN DER EINLAGENENTWICKLUNG

(produktive Bildung)

Dieses "Technologische Schema für die Entwicklung des Feldes Zapadno-Tschigorinskoje" begründet die optimale Option für die weitere Entwicklung des Feldes.
Die Arbeiten wurden in Übereinstimmung mit der Leistungsbeschreibung von OJSC „Surgutneftegas“ und den genehmigten regulatorischen Dokumenten durchgeführt.

Einführung

2. Analyse der Struktur des Bohrlochstocks.
3. Geologische Eigenschaften der Lagerstätte.
4. Geologisches und technologisches Modell des Feldes.
5. Geologische und feldbezogene Begründung von Erschließungsoptionen.
6. Technologische Indikatoren für Entwicklungsoptionen.
7. Reserven an Öl und gelöstem Gas.
8. Sicherheitsvorkehrungen für Betreiber von Öl- und Gasförderung.
9. Technologische Arbeitsweise für Produktionsbohrungen.
10. Ölförderung durch elektrische Tauchanlagen.
11. Ölförderung mit Bohrloch-Saugerstangenpumpen.

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BUNDESBILDUNGSAGENTUR

Staatliche Bildungseinrichtung für höhere Berufsbildung

"Staatliche Öl- und Gasuniversität Tjumen"

Abteilung für Entwicklung und Betrieb von Ölfeldern

über die erste Produktionspraxis

von "" 20 bis "" 200

im Unternehmen

Student

Gruppen НР-09-1 Spezialitäten

"Entwicklung und Betrieb von Öl- und

Gasfelder",

Spezialisierung: "Erschließung von Ölfeldern"

Aus dem Unternehmen

(Position) F.I.O.

Schutzklasse:

Kogalym, 2012

Einführung

1. Allgemeine Informationen zur Kaution.

2. Analyse der Struktur des Bohrlochstocks.

3. Geologische Eigenschaften der Lagerstätte.

4. Geologisches und technologisches Modell des Feldes.

5. Geologische und feldbezogene Begründung von Erschließungsoptionen.

6. Technologische Indikatoren für Entwicklungsmöglichkeiten.

7. Reserven an Öl und gelöstem Gas.

8. Sicherheitsvorkehrungen für Betreiber von Öl- und Gasförderung.

9. Technologische Arbeitsweise für Produktionsbohrungen.

10. Ölförderung durch elektrische Tauchanlagen.

11. Ölförderung mit Bohrloch-Saugerstangenpumpen.

EINLEITUNG

Administrativ liegt das Feld Zapadno-Tschigorinskoje in der Region Surgut des Autonomen Kreises Chanty-Mansijsk der Region Tjumen.

Das Feld befindet sich auf dem Territorium von drei Lizenzgebieten, deren Untergrundnutzer OJSC „Surgutneftegas“ ist:

• Chigorinsky-Lizenzgebiet (Lizenz KhMN Nr. 00684, ausgestellt am 03.12.1997, Ablaufdatum
  Lizenzgültigkeit 31.12.2040),
• Ai-Pimskiy-Lizenzgebiet (Lizenz KhMN Nr. 00560, ausgestellt am 29.09.1993, Ablaufdatum
  Lizenzgültigkeit 31.12.2055),
• Lizenzgebiet Zapadno-Ai-Pimsky (Lizenz KhMN Nr. 00812, ausgestellt am 04.06.1998, Laufzeit
  Ablauf der Lizenz am 31.12.2055),

Entfernung zur nächsten Siedlung - Siedlung. Nischnesortymski - 60 km. Entfernung zur Stadt Surgut - 263 km.

Das Feld wurde 1998 entdeckt und 2003 auf der Grundlage des von TO "SurgutNIPineft" erstellten "Technologischen Schemas für die Pilotentwicklung" (Protokoll der TKR KhMAO Nr. 259 vom 06.12.2001) in die Pilotproduktion aufgenommen.

Aufgrund der höheren Feldentwicklungsraten in den ersten beiden Betriebsjahren (2003-2004) überstiegen die tatsächlichen Mengen der Ölförderung das geplante Niveau. Um die technologischen Entwicklungsindikatoren im Jahr 2005 anzupassen, erstellte TO "SurgutNIPineft" eine "Analyse der Entwicklung des West-Tschigorinskoje-Feldes" (Protokoll TO CKR Rosnedra für den Autonomen Kreis der Khanty-Mansi Nr. 630 vom 27.04.2005) .

Dieses Projektdokument "Technologisches Schema für die Entwicklung des Zapadno-Tschigorinskoje-Feldes" wurde im Jahr 2006 gemäß der Entscheidung des Wartungszentrums der Zentralkommission für die Entwicklung von Rosnedra für den Autonomen Kreis der Chanten und Mansen (Protokoll Nr. 630 vom 27.04.2005).

Während der Pilotentwicklung des Feldes Zapadno-Tschigorinskoje:

Geklärte geologische Struktur und Lagerstätteneigenschaften
die Hauptbetriebsstätte des KKW und

• Die Ölreserven wurden vom State Reserves Committee von Rosnedra berechnet und genehmigt (Protokoll Nr.
  03.11.2006),
• die Effizienz des implementierten Entwicklungssystems wird geschätzt.

Dieses "Technologische Schema für die Entwicklung des Feldes Zapadno-Tschigorinskoje" begründet die optimale Option für die weitere Entwicklung des Feldes.

Die Arbeiten wurden in Übereinstimmung mit der Leistungsbeschreibung von OJSC „Surgutneftegas“ und den genehmigten regulatorischen Dokumenten durchgeführt.

1. ALLGEMEINE INFORMATIONEN ZUR EINZAHLUNG

Administrative und geografische Lage. Das Feld Zapadno-Tschigorinskoje ist auf dem Territorium von drei Lizenzgebieten verteilt: Ai-Pimsky-Lizenzgebiet (nordöstlicher Teil des Feldes), West-Ai-Pimsky-Lizenzgebiet (zentraler Teil) und Tschigorinsky-Lizenzgebiet (südöstlicher Teil, Abb. 1.1) .

Administrativ befindet sich die Lagerstätte im Bezirk Surgut des Autonomen Bezirks Chanty-Mansijsk der Region Tjumen. Die nächstgelegene Siedlung ist die Siedlung Nischnesortymskiy, die 60 km nordöstlich des Feldes liegt. Das Zentrum der Region Surgut ist die Stadt Surgut, die 263 km südöstlich des Feldes liegt. In physischer und geografischer Hinsicht ist es auf die Moorprovinz Surgut des westsibirischen physischen und geografischen Landes beschränkt. Das Feld befindet sich im Operationsgebiet von OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nischnesortymsk-neft".

Das Klima ist kontinental. Der Winter ist lang, streng und schneereich. Die Durchschnittstemperatur des kältesten Monats Januar beträgt -21,4 ° C. Die Dicke der Schneedecke beträgt bis zu 60-75 cm, die Dauer der Periode mit anhaltenden Frösten beträgt 164 Tage. Der Sommer ist kurz (50-60 Tage), mäßig warm und bewölkt, mit häufigen Frösten. Die Durchschnittstemperatur des wärmsten Monats (Juli) beträgt + 16,8 ° C, mit einem absoluten Maximum von + 34 ° C. Im Allgemeinen ist das Klima der Region typisch für die Taiga-Zone.

Hydrographie. Das Feld liegt im Zusammenfluss der Flüsse Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. Aufgrund der Natur des Wasserhaushalts gehören die Flüsse zu den Flüssen mit Frühjahr-Sommer-Hochwasser und Hochwasser in der warmen Jahreszeit. Die Hauptphase des Wasserhaushalts ist das Hochwasser, das in manchen Jahren bis zu 90 % des Jahresabflusses ausmacht. Es beginnt in der dritten Dekade des Aprils und endet im Juni. Wesentliche Gebiete sind sumpfig (60,1%). Die Überlappung des Territoriums des Arbeitsbereichs beträgt 17,2 %. Neben kleinen Seen gibt es auf dem Gebiet der Lagerstätte auch große Seen: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Böden. Die automorphen Oberflächen werden von eisenhaltigen illuvialen und humus illuvialen Podsolen dominiert. Zu den moorigen Böden gehören Torf-, Torf-Gley- und Hochmoor-Torfböden sowie Torf-Humus-Gley-Böden. Die Auen der Flüsse werden von Auen-Torf-Humus-Gley und Auen mit schwach podsolisierten Böden dominiert.

Vegetation. Gemäß der geobotanischen Zonierung Westsibiriens (Ilyina und Makhno, 1976) liegt das Lagerstättengebiet in der nördlichen Taiga-Subzone.

Die Landschaftsstruktur des Territoriums wird von Mooren verschiedener Art (60,1% der Fläche), hauptsächlich Kammmulde und Seekammmulde, sowie flachhügeligen Mooren dominiert. Kiefern- und Kiefern-Birkenwälder sind auf talnahe Gebiete beschränkt (Waldbedeckung - 17,3%). In den Auen und Flusstälern überwiegen Kiefern-Birken- und Zedern-Kiefern-Wälder (ca. 5,4%).

Tierwelt. Gemäß der zoogeographischen Zonierung der Region Tjumen (Gashev, 2000) befindet sich das Feld Zapadno-Tschigorinskoje in der zoogeographischen Provinz Surgut. Die Fauna wird durch die Fauna von Seemoorbiotopen (Biamratte, Feldhase, Wasservögel: Tauch- und Flussente) repräsentiert, in Waldbiotopen gibt es Vertreter des Hochlandwilds (Molkenwild, Auerwild, Haselhuhn) sowie Eichhörnchen , Streifenhörnchen.

Landnutzung und besonders geschützte Gebiete. Auf dem Territorium des Zapadno-Chigorinskoye-Feldes gibt es Territorien mit einem besonderen Status des Naturmanagements - Wasserschutzzonen, Zedernplantagen, Ahnenland (Abb. 1.1).

Wasserschutzzonen sind entlang von Flüssen und um Seen mit einer Breite von 100 bis 500 m verteilt, nehmen 5132 Hektar (ca. 45% der Feldfläche) ein. Separate Massive entlang der Flussbetten sind Zedernplantagen - 172 Hektar (1,5%).

Durch das Dekret des Leiters der Verwaltung der Region Surgut Nr. 124 vom 30.11.1994 und den Beschluss der Bezirkskommission in der Landverwaltung Sytominsk der Region Surgut wurde das angestammte Land Nr. 12C auf dem Territorium der Lagerstätte, wo 4 Familien (12 Personen) aus den indigenen Völkern wirtschaftliche Aktivitäten ausüben Nord - Khanty (Familien von Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Zwischen der OJSC „Surgutneftegas“ und den Anführern der angestammten Länder wurden Wirtschaftsabkommen geschlossen, die eine Reihe von sozialen und wirtschaftlichen Maßnahmen vorsehen.

Die Wirtschaftstätigkeit in Wasserschutzzonen wird durch das Dekret der Regierung der Russischen Föderation Nr. 1404 vom 23.11.1996 "Regelungen über Wasserschutzzonen von Gewässern und deren Küstenschutzzonen", RD 5753490-028-2002 "Regelungen über Umweltschutz bei der Planung und Herstellung von einzelnen Explorations- und Explorationsbohrungen der OJSC „Surgutneftegas“ in den Wasserschutzzonen der Gewässer des Autonomen Kreises Chanty-Mansijsk ”; Zedernholzbestände - nach dem Forstgesetzbuch der Russischen Föderation Nr. 22-FZ vom 29.01.1997; Ahnengebiete - durch Beschluss des Leiters der Verwaltung der Region Surgut Nr. 124 vom ZOL 1.1994.

Industrielle Infrastruktur. Das Ölfeld Zapadno-Chigorinskoye befindet sich im Betriebsgebiet der Nizhneseortymskneft NGDU, das über eine entwickelte industrielle Infrastruktur verfügt: Ölsammel- und -aufbereitungsstelle, Druckerhöhungspumpstationen, ein System von Druck- und Zwischenfeldölpipelines, Gaspipelines, ein Netzwerk von Autobahnen, ein Stromversorgungssystem und Produktionsstützpunkte.

Als die Arbeiten abgeschlossen waren, wurden auf dem Feld gebaut: 11 Bohrlöcher; Öl- und Gassammelanlage mit einer Länge von 26,1 km:

• eine Druckerhöhungspumpstation mit einer Auslegungskapazität von 10,0 Tausend m / Tag, aus der Mündung
  neue vorläufige Ableitung von Formationswasser mit einer Kapazität von 10,0 Tausend m3 / Tag.
  Die Kapazitätsauslastung lag zum 01.01.2006 bei 12%;
• Ölpipeline für den externen Transport von Öl aus dem West-Tschigorinskoje-Feld
  bis zur Einbringungsstelle in die Ölpipeline vom Feld Bittemskoye, 15,0 km lang;

Clusterpumpstation mit einer Kapazität von 7,2 Tausend m 3 / Tag. Die Kapazitätsauslastung zum 01.01.2006 betrug 44%;

Im SPS-Gebiet im Cenoman-Gebirge wurden vier Wasserbrunnen gebohrt
Regenschirm ausgestattet mit Hochdruck-Tauchpumpenaggregaten, durch
in die Wasser eingespritzt wird;

Hochdruckwasserleitungssystem 18,55 km lang;
Umspannwerk PS 35/6;

• Hochspannungsleitung VL-35kV von PS110 des Feldes Bittemskoye nach Westen
  no-Chigorinskoye-Feld, 15,8 km lang;
• Autostraße mit Asphaltbetonfahrbahn von BPS West
  Tschigorinskoje-Feld vor dem Anschluss an den Korridor vom Bittemskoje-Feld "über
  13,5 km lang;

Zugänge zu den Büschen mit einer Länge von 26,15 km.

Das Gassammelsystem auf dem Feld ist nicht gut entwickelt. Auf dem 20 km entfernten Feld Bittemskoye wurde ein Gasturbinenkraftwerk gebaut. Der Gasnutzungsgrad zum 01.01.2006 betrug 2,76 %.

Die nächstgelegene Ölaufbereitungsanlage ist die Alekhinsky CPF, die sich 95,8 km vom Feld entfernt befindet. Die Öllieferung an das Transneft-System erfolgt im PS Zapadny Surgut.

Die Stromversorgung erfolgt über das Tyumenenergo-System. Die Hauptstromquelle für das Feld Zapadno-Tschigorinskoje ist das 35/6-kV-Umspannwerk Bit-Temskaja (2x25 MB A).

Die Stromversorgung der Vor-Ort-Einrichtungen des Feldes Zapadno-Tschigorinskoje erfolgt aus SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) Nr. 252, die sich im Bereich des technologischen Standorts der Druckerhöhungspumpenstation befindet.

Während der Entwicklung des Feldes werden Materialien und Ausrüstung von der Stadt Surgut geliefert, die über einen großen Eisenbahnknotenpunkt, einen Flusshafen und einen Flughafen verfügt, der Passagiere und schwere Transportflugzeuge aufnehmen kann.

Das nächste Dorf Nizhne-Sortymsky verfügt über qualifizierte Arbeitskräfte. Bei NGDU "Nizhnesortymskneft" wird ein System von Reparaturabteilungen und Dienstleistungen entwickelt.

2. ANALYSE DER STRUKTUR DES WELLS FONDS.

Zum 01.01.2006 verfügt das Unternehmen über 147 Brunnen, darunter Produktionsbrunnen - 109, Injektion - 33, Kontrolle - 1, Wasseraufnahme - 4. Die Eigenschaften des Brunnenstocks sind in der Tabelle angegeben. 2.1

In der Anlage AC12 gibt es 129 Produktions- und Injektionsbohrungen, darunter 96 Produktions- und 33 Injektionsbohrungen (von denen 12 für Öl entwickelt werden).

Es gibt 13 verlassene Explorationsbohrungen in den Lagerstätten AS11 und YUSo.

Die grafischen Anhänge zeigen Karten zum aktuellen Entwicklungsstand des AC12-Objekts. Für das gesamte Objekt entspricht die Produktivität der auf der Karte angegebenen Brunnen den Berichten der NGDU, die Karten jeder der Schichten zeigen die geschätzte Produktivität, die als Ergebnis von Modellrechnungen erhalten wurde.

Der Zustand des Fonds ist zufriedenstellend. Es befinden sich 2 Brunnen im freien Brunnenbestand (2% des Brunnenbestands).

Im Dezember 2005 waren 100 Produktionsbohrungen mit einer durchschnittlichen Ölflussrate von 13,9 t / Tag und einem durchschnittlichen Bohrlochdruck von 12,8 MPa in Betrieb. Es gibt 21 in Betrieb befindliche Injektionsbohrungen, deren durchschnittliche Injektionsleistung 152 m 3 / Tag bei einem durchschnittlichen Bohrlochkopfdruck von 14,9 MPa beträgt.

Die Bandbreite der Ölförderraten (von 0,1 bis 63,1 t / Tag) für die Anfangsphase der Entwicklung ist sehr groß. Um die Hauptgründe für die ungleiche Produktivität von Bohrungen zu identifizieren, wurde eine multivariate Analyse von geologischen und Feldinformationen durchgeführt, die aussagekräftigsten Abhängigkeiten sind in Abb. 4.3.1. Aus den angegebenen Daten folgt: