Informe de campo de petróleo y gas. Características generales y estructura organizativa de ooo ngdu "aksakovneft": informe de la práctica educativa. Operación de pozos de petróleo e inyección

Descripción del trabajo

La base del potencial económico de la región de Okha es el complejo de combustible y energía. Su empresa base es el departamento de producción de petróleo y gas Okhaneftegaz, que forma parte de la estructura de OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
La historia de la empresa NGDU Okhaneftegaz comenzó con el desarrollo del campo Okha en 1923. De 1923 a 1928, Japón desarrolló el depósito Okha en virtud de un contrato de concesión. De 1928 a 1944, la exploración y el desarrollo del campo se llevaron a cabo conjuntamente por Sakhalinneft Trust (formado en 1927) y el concesionario japonés.

Introducción. Información general sobre la empresa
2
1.
Parte teórica
3

1.1. Estructura de la empresa
3

4

1.3. Clasificación de los métodos mejorados de recuperación de hidrocarburos
6

1.4. Sistemas de inyección de agua y condiciones de su uso.
9

1.5. Encuesta de pozos de inyección
13

1.6. Reparación subterránea de pozos de inyección, tipos y motivos de reparación.
14
2.
Seguridad ocupacional durante inundaciones de agua
15
3.
Protección del medio ambiente cuando se utiliza para el mantenimiento de la presión del depósito de aguas residuales.
16

Conclusión. Cómo determinar la efectividad de la aplicación de métodos RPM
18

Bibliografía
19

Archivos: 1 archivo

Agencia Federal de Educación y Ciencia de la Federación de Rusia

Desarrollo y operación de campos de petróleo y gas.

(nombre de la especialidad)

(apellido, nombre, patronímico del alumno)

Departamento de correspondencia de sexto curso.

código 130503.

en práctica de calificación (pasantía)

sobre ______________________________ _____________________________

(Nombre de empresa)

Responsable de práctica de la sucursal

Gerente de práctica de la empresa

____________________ ___________________________

(cargo) (firma) (en funciones)

La decisión de la comisión de "______" ____________________ 2010.

admitir que el informe

ejecutado y protegido con la calificación "_____________________________"

Miembros de la comisión

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(cargo) (firma) (en funciones)

Introducción

Información general de la empresa.

La base del potencial económico de la región de Okha es el complejo de combustible y energía. Su empresa base es el departamento de producción de petróleo y gas Okhaneftegaz, que forma parte de la estructura de OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

La historia de la empresa NGDU Okhaneftegaz comenzó con el desarrollo del campo Okha en 1923. De 1923 a 1928, Japón desarrolló el depósito Okha en virtud de un contrato de concesión. De 1928 a 1944, la exploración y el desarrollo del campo se llevaron a cabo conjuntamente por Sakhalinneft Trust (formado en 1927) y el concesionario japonés.

En 1944, se rescindió el acuerdo con Japón y, desde entonces, la asociación Sakhalinneft ha continuado el desarrollo del campo Okhinskoye, y el campo petrolero Okhinsky se ha incluido en varias divisiones en diferentes años:

1944-1955 - Campo petrolero Okha (en el desarrollo del campo Central Okha);

1955-1958: el campo petrolífero ampliado de Okha, que forma parte de la Dirección de yacimientos petrolíferos de Ekhabineft (en el desarrollo de los campos Central Okha, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo, hasta 1965);

1968-1971 - Oilfield Administration Okhaneft (en el desarrollo de los campos Central Okha, Yuzhnaya Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (en el desarrollo de los campos Central Okha, North Okha, South Okha);

1979-1981 - Empresa básica de la Asociación de producción Sakhaneftegazdobycha, que forma parte de la Asociación industrial de toda la Unión Sakhalinmorneftegaz (en el desarrollo de los campos Central Okha, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (se están desarrollando los mismos campos). NGDU Okhaneftegaz opera en 17 campos de petróleo y gas ubicados en la región de Okha.

En 1988, PO Okhaneftegazdobycha y VPO Sakhalinmorneftegaz se transformaron en PA Sakhalinmorneftegaz y NGDU Severneftegaz, en NGDU Okhaneftegaz, que nuevamente incluye el campo Kolendo. En los campos petroleros antiguos, que se encuentran en tierra, ha comenzado la introducción de la tecnología de fracturamiento hidráulico, lo que permite aumentar las tasas de producción de los pozos.

1. Parte teórica

Información general sobre el depósito. El campo de Tungor fue descubierto en 1958, a 28 km al sur de la ciudad de Okhi. En términos orográficos, el pliegue anticlinal se ubica en los límites de dos zonas morfológicas: la oriental, levantada, expresada en forma de la cresta meridiana de la cresta este de Sajalín, y la occidental, representada por formas más suaves y de bajo relieve. Las elevaciones absolutas máximas en la parte oriental alcanzan los 120 metros. El arco del pliegue corresponde a una zona de bajo relieve con marcas absolutas que no superan los 30-40 m.

La red hidrográfica del distrito está poco desarrollada. Cabe señalar que hay dos cuencas de drenaje locales: los lagos Tungor y Odoptu, que tienen una naturaleza tectónica. Varios pequeños arroyos y ríos atraviesan la zona. Sus valles son pantanosos, el flujo de agua es desigual. El pueblo de Tungor se encuentra en las inmediaciones del depósito, que está conectado con la ciudad de Okha por una carretera de 28 km de largo.

El clima de la región es frío, el invierno es largo, la capa de nieve cae en noviembre y dura hasta mayo. Los tifones traen ventiscas en invierno y fuertes lluvias en verano. El viento alcanza los 30 m / s. El verano es corto y lluvioso. La temperatura media anual es de 2,5.

Estratigrafía. La sección de los depósitos del campo Tungorskoye está representada por rocas arenoso-arcillosas terrígenas de la era neógena. El complejo de formaciones descubierto por los pozos más profundos se divide (de abajo hacia arriba) en las formaciones Daginskaya, Okobykayskaya y Nutovskaya.

Suite Daginskaya. El espesor máximo de penetración en el pozo No. 25 es de 1040 m. El límite entre las formaciones Dagin y Okobykai se dibuja a lo largo de la parte superior del horizonte XXI. Los depósitos de Daginsky se subdividen en los horizontes XXI - XXVI.

Se componen principalmente de arenas y areniscas de rocas gris claro, gris, de grano irregular, limoso-arcilloso.

Las piedras de barro son de color gris oscuro a negro, fracturadas, desmenuzadas, por encima - arenosas-limosas, micáceas, contienen restos de plantas carbonizadas. Las rocas se caracterizan por un alto contenido de sílice.

Formación Okobykayskaya. El límite entre los depósitos de las formaciones Nutovskaya y Okobykayskaya se dibuja convencionalmente en la parte inferior de la tercera capa. El espesor de la suite alcanza los 1400 m. Las rocas clásticas están representadas por arenas, arcillas y sus variedades intermedias y cementadas. La mitad superior de la sección de formación se caracteriza por la estabilidad de la sedimentación, que aparece al analizar espesores. La omnipresencia de la discontinuidad de los estratos III - XII, sustituciones agudas de facies litológicas complican la correlación local de la sección de pozos individuales, predeterminan la convencionalidad del contacto entre los depósitos de Nutov y Okobykai.

Las arenas y areniscas son de color gris, gris claro, de grano fino, arcilloso-limoso con guijarros y grava. Las limolitas y limolitas son de color gris claro y oscuro, arcilloso-arenoso. Las arcillas y lutitas son de color gris oscuro, arenosas, limosas y fracturadas. El complejo arcillo-arenoso de los estratos del Bajo Okobykayskaya incluye los principales depósitos de petróleo y gas.

Suite Nutovskaya. Se distribuye por toda el área; en la cresta del pliegue, están expuestas las rocas de Middle Nutovsky. La capacidad total supera los 1000 m. Si en la parte inferior de la sección es posible trazar capas arenosas individuales (III, II, I, M), entonces se expone un complejo arenoso continuo con capas finas de arcilla. Las rocas arenosas son grises, gris claro, friables, de grano fino y de grano irregular con guijarros y grava dispersos. Las arcillas son de color gris oscuro, arenoso-limoso, limoso con inclusiones de restos de plantas carbonizadas.

Tectónica. El pliegue de Tungor es parte de la zona anticlinal de Ekhabinsky ubicada en el extremo noreste de la isla.

Dentro de la zona anticlinal, se han identificado nueve estructuras anticlinales, agrupadas en dos ramas anticlinales: Okha y East Ekhabinsky.

El anticlinal de Tungor se encuentra en el extremo inferior de la zona East Ekhabinsky y se diferencia de otros pliegues en una serie de características estructurales. Se diferencia de las estructuras vecinas: Vostochno-Ekhabinskaya en el este y Ekhabinskaya, contiguas desde el norte, por un ligero hundimiento, menor contraste y ausencia de discontinuidades. Según los depósitos del Plioceno desarrollados en la superficie, el pliegue es una línea braquianántica que golpea el meridiano.

A lo largo de la parte superior del horizonte XX, el pliegue se extiende en la dirección meridional, sus alas son casi simétricas. Los ángulos de incidencia de las rocas en el ala occidental varían dentro de los 8-9 grados, en el este, más empinado, alcanzando los 12-14. La inmersión de las rocas en la dirección sur es suave, en un ángulo de 3-4; en la perkline norte, hay un engrosamiento por flexión del isohypsum y una inmersión más pronunciada de la bisagra (ángulo de incidencia 6-7).

Capacidad de carga de aceite. En 1958, el descubridor de la perforación estableció la capacidad de carga de petróleo comercial del horizonte XX. En 1961, se descubrió un depósito de petróleo del horizonte XX durante las pruebas del pozo No. 28. Hasta la fecha, se ha comprobado la productividad de tres horizontes de petróleo (XXI, XX y XX) y diez de gas en el campo Tungor. En la sección del campo Tungor, hay un amplio rango de productividad y cumplimiento de la zonificación vertical en la distribución de depósitos: en la sección, los depósitos de petróleo se reemplazan por condensado de gas, luego puramente gas. La morfología de los reservorios naturales del campo Tungor es de forma vil, respectivamente, las trampas de yacimientos de petróleo y gas pertenecerán a la formación abovedada y la mayoría de ellas se encuentran apantalladas parcialmente litológicamente.

1.3. Clasificación de los métodos mejorados de recuperación de hidrocarburos

El uso de métodos para mantener las presiones del yacimiento durante el desarrollo de los depósitos de petróleo (inyección de agua en el circuito y en el circuito, inyección de gas o aire en partes elevadas del yacimiento) permite el uso más racional de la energía del yacimiento natural y reponerla de manera significativa. Reducir el tiempo de desarrollo de los depósitos debido a tasas más intensivas de extracción de petróleo. Y sin embargo, el saldo de las reservas residuales en los campos que se encuentran en la etapa final de desarrollo sigue siendo muy alto, en algunos casos llegando al 50-70%.

Actualmente, se conocen e implementan un gran número de métodos mejorados de recuperación de petróleo. Se diferencian en el método de influir en las formaciones productivas, la naturaleza de la interacción entre el agente de trabajo inyectado en la formación y el fluido que satura la formación, y el tipo de energía introducida en la formación. Todos los métodos de recuperación mejorada de petróleo se pueden dividir en hidrodinámicos, fisicoquímicos y térmicos.

Métodos hidrodinámicos de recuperación mejorada de petróleo.

Al aplicar estos métodos, el sistema de espaciamiento de los pozos de producción e inyección no cambia y no se utilizan fuentes de energía adicionales introducidas en la formación desde la superficie para desplazar el petróleo residual. Los métodos hidrodinámicos de recuperación mejorada de petróleo funcionan dentro del sistema de desarrollo implementado, más a menudo durante la inyección de agua de los depósitos de petróleo, y están destinados a una mayor intensificación de los procesos naturales de recuperación de petróleo. Los métodos hidrodinámicos incluyen inundaciones cíclicas de agua, flujos de filtración variables y extracción forzada de fluidos.

Inundaciones cíclicas de agua. El método se basa en un cambio periódico en el modo de funcionamiento del depósito deteniendo y reanudando la inyección y extracción de agua, por lo que las fuerzas capilares e hidrodinámicas se utilizan más plenamente.

Esto facilita la introducción de agua en las zonas del embalse que antes no estaban cubiertas por el impacto. La inyección de agua cíclica es eficaz en los campos donde se utiliza la inyección de agua convencional, especialmente en depósitos hidrófilos, cuyos capilares retienen mejor el agua que los ha invadido. En formaciones heterogéneas, la eficiencia de la inyección de agua cíclica es más alta que la de la inyección de agua convencional. Esto se debe al hecho de que en las condiciones de inundación de agua de una formación heterogénea, la saturación de petróleo residual de las secciones del yacimiento con las peores propiedades del yacimiento es significativamente mayor que la de la parte principal inundada de la formación. Con un aumento de presión, las fuerzas elásticas de la formación y el fluido contribuyen a la introducción de agua en las regiones de la formación con peores propiedades de reservorio, mientras que las fuerzas capilares mantienen el agua que ha penetrado en la formación con una posterior disminución de la presión de formación.

El método para cambiar la dirección de los flujos de filtración. En el proceso de inyección de agua de depósitos de petróleo, especialmente los heterogéneos, de acuerdo con los esquemas tradicionales, el campo de presión y la naturaleza de los flujos de filtración se forman gradualmente en ellos, en los que las secciones individuales del reservorio no están cubiertas por el proceso activo de desplazamiento de petróleo. por agua. Para involucrar en el desarrollo zonas estancadas del embalse no cubiertas por inundaciones, es necesario cambiar la situación hidrodinámica general en el mismo, lo cual se logra redistribuyendo la producción e inyección de agua a través de los pozos. Como resultado de los cambios en la producción (inyección), la dirección y la magnitud de los gradientes de presión cambian, por lo que las áreas que antes no estaban cubiertas por la inundación de agua se ven afectadas por gradientes de presión más altos, y el aceite de ellos se desplaza hacia el flujo inundado. parte de las formaciones, lo que aumenta la recuperación de petróleo. Al implementar el método, junto con un cambio en la producción e inyección, se practica el cierre periódico de pozos individuales o grupos de pozos de producción e inyección.

Ministerio de Educación y Ciencia de la Federación de Rusia y la República de Tartaristán

Instituto Estatal de Petróleo de Almetyevsk

Departamento "Desarrollo y operación

campos de petróleo y gas "

Reporte

Estudiante Abunagimov Rustam Rinatovich grupo 68-15 W

Facultad de especialidades de petróleo y gas 13503.65

Sobre la práctica educativa, aprobada en JSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

( empresa, NGDU)

Lugar de practica OJSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Líder de práctica

del Departamento de RIENGM Chekmaeva R.R.

(cargo, nombre completo)

Almetyevsk

INTRODUCCION 3

1 Producción y estructura organizativa de NGDU. 4

2. Características geológicas y físicas de los objetos. ocho

3. Perforación de pozos. 13

4. Desarrollo de campos petroleros. 15

5. Sistema PPD. 19

6. Operación de pozos de inyección y petróleo. 22

7. Bien encuesta. 25

8. Métodos para aumentar la productividad de los pozos. 26

9. Reparaciones de rutina y capitales de pozos. treinta

10. Recolección y preparación de petróleo, gas y agua. 33

11. Seguridad, protección laboral y medioambiental. 36

REFERENCIAS 39

INTRODUCCIÓN

Completé esta práctica en el departamento de producción de petróleo y gas de Oktyabrskneft. En el curso de mi práctica, me familiaricé con los métodos de producción de petróleo, los métodos para mejorar la recuperación de petróleo, el sistema de mantenimiento de la presión del yacimiento y el sistema de producción de pozos en las condiciones de este departamento de producción de petróleo y gas.

NGDU Oktyabrskneft es una empresa de producción de petróleo y gas. La base de las actividades de la NGDU es la extracción de petróleo, gas, betún, aguas dulces y minerales, su transporte por diversos tipos de transporte, en algunos casos, procesamiento y venta.

NGDU Oktyabrskneft es una gran subdivisión de OJSC Bashneft. Debido al alto grado de exploración (más del 82%) del territorio de Bashkortostán, la empresa continúa realizando trabajos de exploración, tanto en el territorio de la República como en otras regiones. En 2009 se completó el plan anual de perforación exploratoria de más de 10 mil metros, se completaron 10 pozos, se obtuvieron flujos de petróleo industrial en 6 pozos (eficiencia 60%), se descubrieron 2 nuevos campos petroleros, el aumento de reservas recuperables de categorías industriales fue de 1,3 millones de toneladas La empresa realiza exploración sísmica, perforaciones de exploración profunda, estudios geoquímicos y trabajos temáticos en el campo de la exploración geológica. La producción de petróleo aumentará debido a los campos que está desarrollando la empresa, como Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye y otros campos. Se espera un aumento en la producción de petróleo debido a un aumento en el volumen de medidas geológicas y técnicas: perforación de nuevos pozos, optimización de producción de fluidos, transferencia de pozos a otras instalaciones, realización de fracturamiento hidráulico, creación de nuevos centros de inundación de agua, reducción de pozos inactivos y ampliación de uso. de métodos probados y altamente efectivos para aumentar la recuperación de petróleo.

NGDU "Oktyabrskneft" es alrededor de dos docenas de talleres y subdivisiones de la producción principal y auxiliar y la esfera de los servicios sociales. El departamento cuenta con: su propio centro de formación, la Casa de la Tecnología, una finca subsidiaria de invernaderos, un centro de recreación, un centro odontológico y paramédico, etc.

Recientemente, los petroleros han estado trabajando mucho en temas ambientales: se están restaurando manantiales salinos, se están limpiando ríos y se están recuperando tierras petroleras.

En la práctica, a menudo íbamos a pozos de derivación, durante los cuales dominaba las acciones de un operador para la producción de petróleo y gas directamente en las condiciones de trabajo. Un aspecto importante de la práctica fue la consolidación en la práctica de los conocimientos teóricos previamente estudiados.

1 Producción y estructura organizativa de NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" se encuentra en el río. p. Región de Serafimovskiy Tuymazinsky, República de Bashkortostán. Los productos manufacturados, según la actividad principal de la empresa, son el aceite comercial.

Por tipo de estructura de gestión, NGDU Oktyabrskneft se refiere a una estructura de gestión linealmente funcional que tiene fallas menores y, en general, es óptima para esta empresa. En 2009, el número de esta empresa era de aproximadamente 1750 personas.

NGDU Oktyabrskneft es un complejo sistema de estructuras y divisiones que garantizan una producción de petróleo ininterrumpida. En la Figura 1 se muestra un diagrama de la estructura de NGDU Oktyabrskneft.

La gestión la lleva a cabo el jefe de la NGDU, a quien están subordinados todos los servicios, departamentos y talleres. Dirige todas las actividades de la empresa sobre la base de la unidad. Los derechos y obligaciones de cada departamento del subjefe, así como el personal del aparato, están separados por disposiciones especiales.

El primer subdirector es el ingeniero jefe, él lleva a cabo la producción y la gestión técnica del equipo, junto con el director tiene la responsabilidad total de la eficiencia de la empresa.

El ingeniero jefe está a cargo de:

1) Departamento técnico y de producción (PTO), cuya tarea principal es determinar la técnica y la tecnología racionales para la producción de petróleo y gas, la introducción de nuevos equipos y tecnología avanzada.

2) El servicio del jefe de mecánicos (SGM) gestiona el servicio de reparación mecánica de la NGDU.

3) El Servicio del Ingeniero Jefe de Energía (SGZ) se dedica a la organización de la operación confiable y segura de plantas de calor y energía, la introducción de nuevos sistemas de propulsión eléctrica y sistemas de suministro de energía más confiables y económicos.

4) Departamento de seguridad industrial y protección laboral (OSB y TB) cuya tarea principal es organizar el trabajo para crear condiciones de trabajo seguras.

El Departamento de Geología depende del Geólogo Jefe. El departamento se dedica a un estudio detallado del campo, teniendo en cuenta el movimiento de las reservas de petróleo y gas, la exploración adicional de áreas individuales, la introducción de esquemas tecnológicos y proyectos de desarrollo y la búsqueda de formas de intensificar el desarrollo.

Figura 1 Estructura organizativa de NGDU "Oktyabrskneft"

El Departamento de Planificación Económica (PEO) está subordinado al economista jefe de la NGDU. La tarea principal del departamento es organizar el trabajo del departamento, analizar el trabajo de la empresa e identificar formas de aumentar la eficiencia de la producción. El Departamento de Trabajo y Salarios (Trabajo y Salarios) se dedica a mejorar la organización del trabajo y la gestión de la producción, introduciendo formas y sistemas progresivos de salarios, incentivos materiales para aumentar aún más la productividad laboral.

El Servicio de Logística y Adquisición de Equipos (SMTO y KO) está subordinado al Subjefe de NGDU para Asuntos Generales. La tarea principal es proporcionar a las subdivisiones de NGDU todo tipo de materiales y recursos.

El subdirector de asuntos económicos es el economista jefe, que coordina y controla las actividades de todos los servicios y departamentos económicos.

El departamento del sistema de control automatizado (OASU) está destinado al control automatizado. Interactúa con los sistemas de gestión empresarial, atendidos por la computación en clúster y los centros de computación de la información (CVC y KIVC).

La producción en NGDU se subdivide en principal y auxiliar. La producción principal incluye talleres que están directamente involucrados en la producción de productos principales.

Estos incluyen TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Estos talleres realizan las siguientes funciones: hacer avanzar el petróleo y el gas hasta el fondo mediante el uso de la energía del yacimiento; elevación del aceite a la superficie del día, recogida, seguimiento, medición del volumen de producción, preparación compleja del aceite para que sea comercializable.

La estructura de producción auxiliar incluye aquellas divisiones de la empresa que aseguran el funcionamiento ininterrumpido de las tiendas de la producción principal. Las actividades de producción auxiliar incluyen: reparación de equipos, pozos, dispositivos y mecanismos; provisión de instalaciones de producción con electricidad, agua y otros materiales necesarios; prestación de servicios de información a los comercios de producción principal. Todas estas tareas son realizadas por talleres incluidos en la estructura de NGDU: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; tienda de transporte.

CPF, taller de preparación y bombeo de petróleo, recepción del líquido trifásico producido (petróleo, gas, agua) del Campo Petrolero, preparación (separación en fases), medición de petróleo y agua, entrega de petróleo a la gestión de oleoductos y agua de formación a el taller de mantenimiento de la presión del depósito, para su uso en el sistema de mantenimiento del depósito.

Taller de mantenimiento de presión de yacimiento (RPM) - inyección de agua en formaciones productivas.

Taller para el subsuelo y reacondicionamiento de pozos (tramo PRS) realizando trabajos de rutina de pozos, realizando medidas técnicas geológicas para incidir en la zona de formación de fondo de pozo.

Área de reacondicionamiento de pozos (CDW): reacondicionamiento de pozos, medidas de ingeniería geológica destinadas a intensificar la producción de petróleo, aumentar la recuperación de petróleo, aumentar la inyectividad de los pozos de inyección.

Taller de reparación rodante de equipos eléctricos y suministro de energía (PRTSE y E): suministro de energía a las instalaciones de NGDU, realizando reparaciones preventivas programadas y pruebas preventivas de equipos eléctricos, equipos y redes eléctricas.

Taller de automatización de producción y suministro de vapor (CAPP): suministra agua de proceso y energía térmica (vapor) a las subdivisiones de NGDU y consumidores de terceros.

Taller de construcción y ensamblaje (SMC): disposición de pozos de exploración, operativos y comisionados, reparaciones de capital de instalaciones de producción de petróleo e instalaciones sociales y culturales, mantenimiento y mantenimiento preventivo programado de instrumentación, automatización y telemecánica en las instalaciones de NGDU.

Taller de Investigación y Producción de Campos Petroleros (TsNIPR) - realización de estudios hidrodinámicos de pozos y reservorios, inspección de reservorios de agua dulce, determinación de contaminación del aire en el área de operación de NGDU, estudios de laboratorio del fluido producido, determinación de la calidad de aguas tratadas y residuales en la UPTP, análisis de las propiedades fisicoquímicas del gas de petróleo ...

Taller de recubrimientos anticorrosión y revisión de tuberías y estructuras (DAC y KRTS). Funciones del taller: limpieza interna de tanques, revisión de tanques e intercambiadores de calor, revestimiento anticorrosivo de tanques y tanques, desmantelamiento de equipos y estructuras, tendido de tuberías en GPMT (tuberías de metal polimérico flexible), monitoreo del estado de las costuras soldadas y medición de la pared. espesores de tuberías, tanques, muestreadores y tanques (defectoscopia), reparación de tuberías de compresores de bombeo, entrega de los mismos a equipos de workover y workover.

Taller de tubos flexibles de polímero-metal (TsGPMT) - producción de tubos flexibles de polímero-metal para sistemas de recolección de aceite y mantenimiento de presión de yacimientos, para transporte de aceite altamente regado y aguas residuales altamente agresivas, producción de bienes de consumo.

La estructura considerada de NGDU Oktyabrskneft permite a la empresa resolver todas las tareas que se le asignan, utilizar de manera efectiva los recursos materiales y laborales, por lo tanto, es aconsejable disponer de sus capacidades de producción.

2 Características geológicas y físicas de los objetos.

El campo petrolífero de Serafimovskoye se encuentra en la parte noroeste de Bashkortostán, en la región de Tuimazinsky. Directamente al noroeste se encuentra el gran campo petrolífero de Tuimazinskoye, y al sur, Troitskoye y Stakhanovskoye.

Dentro de los límites del depósito hay r.p. Serafimovsky, que fue fundada el 31 de diciembre de 1952. Es el hogar de la mayor parte de los trabajadores que lideran el desarrollo y operación de este campo. En el territorio del campo hay carreteras y carreteras asfaltadas que conectan las instalaciones del campo petrolero con las ciudades de Oktyabrsky y Belebey, con las estaciones de tren de Tuimazy, Urussu y Kandra.

El campo está siendo desarrollado por OOO NGDU Oktyabrskneft, ubicado en el asentamiento Serafimovsky, y BurKan lleva a cabo la perforación de pozos. La producción de pozos de petróleo después del tratamiento primario del parque de recolección de petróleo a través de la estación de bombeo Subkhankulovo se bombea a través del oleoducto a las refinerías de petróleo en Ufa. El gas asociado es consumido por la planta de procesamiento de gas de Tuimazinsky, en parte se utiliza para las necesidades locales y se transporta a través de un gasoducto a Ufa. El suministro de agua se realiza desde el conducto de agua central, que alimenta el agua de los pozos debajo del canal del río Usen.

El clima de la región es continental. Se caracteriza por inviernos helados con temperaturas de hasta 45 0 C en enero y veranos bastante calurosos con temperaturas de hasta + 35 0 C en julio. La temperatura media anual es de +3 0 C. La precipitación media anual es de unos 500 mm. La precipitación ocurre principalmente en las temporadas de otoño e invierno.

De los minerales, además del petróleo, hay calizas, arcillas, arenas. Estos materiales son utilizados por la población local para la construcción y las necesidades del hogar. Además, la arcilla de calidad especial se usa para la preparación de lodo para la perforación de pozos.

Orográficamente, el área del depósito es una meseta montañosa. Las elevaciones más bajas se limitan a los valles de los ríos, son aproximadamente + 100 m, las elevaciones absolutas más altas en las cuencas hidrográficas alcanzan + 350 m. Como regla general, las vertientes sur de las cuencas hidrográficas son empinadas y forman promontorios, bien expuestas, mientras que las vertientes norte son suaves, cubiertas de césped y, a menudo, cubiertas de bosques.

La red hidrográfica de la región está bien desarrollada, pero no hay grandes ríos. La principal vía fluvial de la región es el río. Ik. Sus afluentes al sur del depósito. son los ríos Kidash y Uyazy Tamak. El río fluye dentro del depósito. Bishinda, que es un afluente izquierdo del río. Ussen fluye fuera del campo. En el sur del depósito se observan salidas de agua subterránea en forma de manantiales.

Los depósitos precámbricos, bavlinsky, devónico, carbonífero, pérmico, cuaternario, rifiano y vendiano participan en la estructura geológica del depósito Serafimovskoye.

El campo Serafimovskoye es multicapa. El principal horizonte productivo es el estrato arenoso D I Horizonte Pashi. Formaciones arenosas comercialmente petrolíferas: C- VI 1 , CON- VI 2 , Horizonte Bobrikovsky, miembro carbonoso del horizonte Kizelovsky del estadio tournaisiano, miembros carbonatos del estadio famenniano, capa arenosa D 3 horizonte kynovsky, capa arenosa D II Horizonte de Mullinsky, capas arenosas D III y D IV del horizonte del Viejo Oskal.

La profundidad promedio del horizonte de Bobrikovian es de 1250 m, la etapa de Tournaisian es de 1320 m, la etapa de Famennian es de 1560 m, la capa D I -1690m, capa D II - 1700m, cama D III - 1715 m, capa D IV - 1730 m.

Tectónicamente, la estructura anticlinal Serafimovskaya Brakha se encuentra en la parte sureste de la cumbre Almetyevskaya del arco tártaro y, junto con la estructura Baltaevskaya, forma el oleaje Serafimovsko Baltaevsky. La longitud total del terraplén alcanza los 100 km, y su ancho varía de 26 km al oeste a 17 km al este. En las partes central y noreste del oleaje Serafimovsko-Baltaevsky, se encuentra el levantamiento Serafimovskoe, contorneado en la parte suroeste por el estratoizozypsum menos 1560 m, y en la parte noreste por menos 1570 m. El levantamiento mide 12X4 km y se extiende de suroeste a noreste.

Cabe señalar que los arcos de las estructuras en el Carbonífero y Pérmico en los levantamientos Leonidovskoe y Serafimovskoe coinciden con su posición en los sedimentos del Devónico.

Según los datos geofísicos, el estrato está representado principalmente por tres tipos de rocas: lutitas, limolitas y areniscas.

Los depósitos devónicos son los principales en el campo. La más extendida en cuanto a superficie y espesor es la capa D I ... Su espesor alcanza los 19,6 m, está representado por cuarzo y arenisca de grano fino.

Horizonte D II pertenece a las areniscas del horizonte de Mullinovsky. Está representado por capas intermedias de limolitas y lutitas, pero predomina principalmente la arenisca de cuarzo de grano fino. Su capacidad varía de 19 a 33 metros.

Capas del horizonte D III representado por areniscas de cuarzo de grano fino mal clasificadas. Su capacidad es muy pequeña y oscila entre 1 y 3 metros. Los depósitos de este horizonte son estructuralmente litológicamente de pequeño tamaño.

Capas del horizonte D IV - representado por arenisca de cuarzo de grano fino, en algunos lugares grava. Su espesor es de 8 metros, y en algunos lugares de 8 a 12 metros. Contienen 10 depósitos de tipo estructural.

El espesor total de los reservorios de la unidad D es de 28 a 35 m, y el espesor saturado de aceite de los estratos es de 25,4 m.

Las principales características de los horizontes se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1 Principales características de los horizontes

El aceite de formación de la etapa de Tournais es muy diferente de los aceites de los depósitos del Devónico. La presión de saturación del petróleo con gas es de 2.66 MPa. En los depósitos del Devónico, este valor es igual a 9 9,75 MPa, más de tres veces mayor que en la etapa de Tournais. La densidad del petróleo en condiciones de yacimiento es de 886 kg / m3. En las tablas 2 y 3 se dan más detalles sobre las propiedades del aceite.

Tabla 2 Propiedades físicas del aceite

Cuadro 3 Composición química del aceite

Las propiedades del agua producida se muestran en la Tabla 4.

Tabla 4 Propiedades del agua producida

La composición del gas se muestra en la tabla 5.

Tabla 5 Propiedades del gas

3 Perforación de pozos.

Se está perforando un campo de petróleo o gas en el marco de un proyecto de desarrollo o exploración. El departamento geológico de la oficina de perforación de pozos, guiado por el proyecto, batió los puntos en el suelo por parte del topógrafo, que serán los pozos de este campo.

Para realizar tecnológicamente competente el proceso de perforación, es necesario conocer las propiedades físicas y mecánicas básicas de las rocas que afectan el proceso de perforación (propiedades elásticas y plásticas, resistencia, dureza y capacidad abrasiva). Esto se logra mediante la perforación de pozos exploratorios de los cuales se obtiene un corte de roca (núcleo). Las muestras de testigos y cortes se envían al departamento de geología, que realiza su examen completo.

La tecnología de perforación de pozos es un complejo de operaciones realizadas secuencialmente destinadas a lograr un objetivo específico. Está claro que cualquier operación tecnológica puede llevarse a cabo solo con el uso del equipo necesario. Consideremos la secuencia de operaciones durante la construcción del pozo. La construcción de pozos se entiende como el ciclo completo de construcción de pozos desde el inicio de todas las operaciones preparatorias hasta el desmantelamiento de los equipos.

Los trabajos preparatorios incluyen la planificación del área, la instalación de cimientos para una plataforma petrolera y otros equipos, el tendido de comunicaciones tecnológicas, líneas eléctricas y telefónicas. La cantidad de trabajo preparatorio está determinada por el relieve, la zona climática y geográfica, la situación ecológica.

Instalación, colocación de equipos de perforación en el sitio de preparación y su tubería. Actualmente, en la industria petrolera, el ensamblaje de bloques se practica ampliamente, la construcción de bloques grandes ensamblados en las fábricas y entregados al sitio de instalación. Esto simplifica y acelera la instalación. La instalación de cada nodo finaliza con la prueba en modo de trabajo.

La perforación de pozos es una profundización gradual en la superficie de la tierra hasta el depósito de petróleo con el fortalecimiento de las paredes de los pozos. La perforación del pozo comienza con la colocación de un agujero de 2..4 m de profundidad, en el que se baja un cincel, atornillado a una escuadra suspendida en un sistema de aparejos de la torre de perforación. La perforación comienza impartiendo movimiento de rotación a la escuadra y, por lo tanto, a la broca, utilizando el rotor. A medida que se adentra en la roca, la broca junto con la escuadra se baja con la ayuda de un cabrestante. Los recortes se eliminan mediante lavado con un chorro de agua, que se bombea a la broca a través de un pivote y una escuadra hueca.

Después de que el pozo se profundiza en la longitud de un cuadrado, se saca del pozo y se instala una tubería de perforación entre él y la broca.

En el proceso de profundización, es posible la destrucción de las paredes de los pozos, por lo tanto, deben fortalecerse (revestirse) en ciertos intervalos. Esto se hace utilizando tuberías de revestimiento especialmente bajas, y la estructura del pozo se escalona. En la parte superior, la perforación se realiza con una broca de gran diámetro, luego una más pequeña, etc.

El número de etapas está determinado por la profundidad del pozo y las características de las rocas. El diseño de pozo se entiende como un sistema de tuberías de revestimiento de varios diámetros, que se bajan al pozo a varias profundidades. Para diferentes regiones, los diseños de los pozos petroleros son diferentes y están determinados por los siguientes requisitos:

- contrarrestar las fuerzas de presión de la roca, esforzándose por destruir el pozo;

- preservación del diámetro especificado del tronco en toda su longitud;

- Aislamiento de horizontes que ocurren en la sección del pozo que contiene agentes de diferente composición química y exclusión de su mezcla;

- la capacidad de lanzar y operar varios equipos;

- la posibilidad de contacto prolongado con medios químicamente agresivos y resistencia a altas presiones y temperaturas.

En los campos se construyen pozos piezométricos de inyección, de gas, cuyos diseños son similares a los del petróleo.

Los elementos individuales de la estructura del pozo tienen los siguientes propósitos:

1 La dirección evita la erosión de las rocas superiores no consolidadas por el fluido de perforación al perforar el pozo.

2 El conductor proporciona aislamiento de los acuíferos utilizados para beber; suministro de agua.

3 Se corre una sarta intermedia para aislar las zonas de pérdida de circulación, superponer horizontes productivos con presiones anormales.

4 La sarta de producción proporciona aislamiento de todos los estratos que ocurren en el campo, equipo de funcionamiento y operación del pozo.

Dependiendo del número de sartas de revestimiento, la estructura del pozo puede ser de una cuerda, de dos cuerdas, etc.

El fondo del pozo, su filtro, es el elemento principal de la sarta, ya que proporciona directamente comunicación con el yacimiento de petróleo, drenaje del fluido de formación dentro de límites especificados e impacto en el yacimiento con el fin de intensificar y regular su operación. .

Los diseños de las caras están determinados por las características de la roca. Por tanto, en rocas mecánicamente estables (areniscas) se puede realizar una cara abierta. Proporciona una comunicación completa con el depósito y se toma como estándar, y el indicador de la eficiencia de la comunicación, el coeficiente de perfección hidrodinámica, se toma como una unidad. La desventaja de este diseño es la imposibilidad de apertura selectiva de capas intermedias individuales, si las hay, por lo tanto, las caras abiertas han recibido un uso limitado.

Diseños de fondo de pozo conocidos con filtros prefabricados ejecutados por separado en una capa sin revestimiento completamente expuesta. El espacio anular entre la parte inferior de la carcasa y la parte superior de la pantalla está sellado. Las aberturas en el filtro son redondas o en forma de ranura, ancho 0,8 ... 1,5 mm, largo 50 ... 80 mm. A veces, los filtros se bajan en forma de dos tubos, la cavidad entre los cuales se llena con grava clasificada. Estos filtros se pueden cambiar tan pronto como se ensucien.

Los filtros más utilizados son los formados en el depósito de aceite superpuesto y la carcasa de producción cementada. Simplifican la tecnología de apertura, permiten aislar capas individuales de manera confiable y actuar sobre ellas, pero estos filtros también tienen una serie de desventajas.

4 Desarrollo de campos petroleros .

El desarrollo de un campo petrolero se entiende como la implementación del proceso de trasladar líquido (petróleo, agua) y gas en capas hacia los pozos de producción. El control del flujo de líquido y gas se logra colocando pozos de petróleo, inyección y control en el campo, el número y procedimiento para ponerlos en operación, el modo de operación de los pozos y el balance de energía del yacimiento. El sistema de desarrollo adoptado para un depósito en particular predetermina los indicadores técnicos y económicos: tasa de flujo de petróleo, su cambio en el tiempo, factor de recuperación de petróleo, inversiones de capital, costo principal, etc. Antes de perforar un depósito, se diseña el sistema de desarrollo. En un proyecto de desarrollo, sobre la base de los datos de exploración y operación de prueba, se establecen las condiciones bajo las cuales se explotará el depósito, es decir, su estructura geológica, propiedades de yacimiento de las rocas (porosidad, permeabilidad, grado de heterogeneidad), propiedades físicas del fluido. y gases que saturan la formación (viscosidad, densidad, solubilidad de gases), saturación de rocas petróleo, agua y gas, presión del yacimiento, temperatura, etc. A partir de estos datos, con la ayuda de cálculos hidrodinámicos, se establecen los indicadores técnicos de explotación del yacimiento para diversas opciones de sistemas de desarrollo y se realiza una evaluación económica de las opciones del sistema. Como resultado de una comparación técnica y económica, se selecciona un sistema de desarrollo óptimo.

La recuperación de petróleo de los pozos se lleva a cabo mediante un flujo natural bajo la influencia de la energía del yacimiento o mediante el uso de uno de varios métodos mecanizados de extracción de líquidos. Por lo general, en la etapa inicial del desarrollo del campo, predomina la producción fluida y, a medida que el flujo se debilita, el pozo se cambia a levantamiento artificial. Los métodos mecanizados incluyen: levantamiento por gas y bombeo profundo (utilizando varillas de bombeo, bombas centrífugas eléctricas sumergibles y bombas de tornillo).

El desarrollo de campos petrolíferos es un área de la ciencia en intenso desarrollo. Su mayor desarrollo estará asociado con el uso de nuevas tecnologías para la extracción de petróleo del subsuelo, nuevos métodos para reconocer la naturaleza del flujo de los procesos in-situ, gestionar el desarrollo del campo, utilizar métodos avanzados para planificar la exploración y desarrollo de yacimientos tomando en contabilizar datos de sectores relacionados de la economía nacional, utilizando sistemas de control automatizados para la extracción de minerales del subsuelo, el desarrollo de métodos para la contabilización detallada de la estructura de capas y la naturaleza de los procesos que ocurren en ellas sobre la base de modelos deterministas.

El desarrollo de los campos petroleros está asociado a una importante intervención humana en la naturaleza y, por lo tanto, requiere el cumplimiento incondicional de las normas establecidas para la protección del subsuelo y el medio ambiente.

La perforación de pozos termina con la apertura del depósito de petróleo, es decir, comunicación del yacimiento de petróleo con el pozo. Esta etapa es muy importante por las siguientes razones. La mezcla de petróleo y gas en la formación se encuentra a alta presión, cuya magnitud puede ser desconocida de antemano. A una presión que exceda la presión de la columna de líquido que llena el pozo, el líquido puede ser expulsado del pozo y se producirá un flujo abierto; la entrada de fluido de perforación (en la mayoría de los casos, es una solución de arcilla) en el yacimiento de petróleo obstruye sus canales. , lo que perjudica el flujo de petróleo al pozo.

Es posible evitar el chorro de agua mediante la instalación de dispositivos especiales en la cabeza del pozo, bloqueando el pozo de los preventivos o utilizando un fluido de lavado de alta densidad.

La prevención de la penetración de la solución en el depósito de aceite se logra introduciendo varios componentes en la solución: componentes similares en propiedades al fluido de formación, por ejemplo, emulsiones a base de aceite.

Dado que, después de abrir el depósito de petróleo mediante la perforación, la carcasa se baja al pozo y se cementa, bloqueando así el depósito de petróleo, es necesario volver a abrir el depósito. Esto se logra disparando a través de la cuerda en el intervalo de formación con perforadores especiales que tienen cargas a base de pólvora. Un servicio de geofísica las baja al pozo con un cable.

Actualmente, se han dominado y se están aplicando varios métodos de perforación de pozos.

Se incluye la perforación de pozos a bala. en el descenso al pozo en una cuerda de cable de dispositivos especiales de perforadores, en cuyo cuerpo se construyen cargas de pólvora con balas. Al recibir un impulso eléctrico de la superficie, las cargas explotan, impartiendo alta velocidad y alto poder de penetración a las balas. Provoca la destrucción del metal de la columna y el anillo de cemento. El número de agujeros en la sarta y su ubicación a lo largo del espesor de la formación se calculan de antemano, por lo que a veces se baja una sarta de perforadores. La presión de los gases de combustión en el cañón de la cámara puede alcanzar 0,6 ... 0,8 mil MPa, lo que garantiza la producción de perforaciones con un diámetro de hasta 20 mm y una longitud de 145 ... 350 mm. de acero aleado y están recubiertos con cobre para reducir la fricción al moverse a lo largo de la cámara o el plomo.

La perforación del torpedo en el principio de implementación es similar a la bala, solo aumenta el peso de la carga. de 4 ... 5 a 27 años y se utilizan ejes horizontales en el perforador. El diámetro de los orificios es de 22 mm, la profundidad es de 100 ... 160 mm, se realizan hasta cuatro orificios por 1 m de espesor de capa.

Perforación acumulativa: la formación de agujeros debido al movimiento direccional de un chorro de incandescente que escapa del perforador a una velocidad de 6 ... 8 km / s con una presión de 0,15 ... 0,3 millones de MPa. En este caso, se forma un canal con una profundidad de 350 mm y un diámetro de 8 ... 14 mm. El espesor máximo de la costura, expuesto por un perforador acumulativo por lanzamiento hasta 30 m, torpedo hasta 1 m, bala hasta 2,5 m. La cantidad de carga de pólvora es de hasta 50 g.

Perforación por hidro-arenado: la formación de agujeros en la columna debido a la acción abrasiva de la mezcla de arena y líquido que escapa a una velocidad de hasta 300 m / s desde boquillas calibradas con una presión de 15 ... 30 MPa.

Desarrollada en VNII y producida en serie con el código AP 6M, la máquina de chorro de arena ha demostrado su eficacia: la profundidad de los canales en forma de pera que recibe puede alcanzar 1,5 m.

El martillo perforador es un dispositivo para formar un filtro perforando agujeros. Para este propósito, se utiliza un muestreador de testigos de perforación desarrollado en VNIIGIS (Oktyabrsky), cuyo accionamiento eléctrico está conectado a un taladro de diamante. El radial máximo es de 60 mm, lo que proporciona, según los resultados de la práctica de pasar el revestimiento, la entrada en la formación a una profundidad no mayor de 20 mm. La perforación ha recibido el nombre de "respetuosa", ya que excluye los daños a la columna y al anillo de cemento, que son inevitables con los métodos de voladura. La perforación de la perforación tiene una alta precisión en la formación del filtro en el intervalo requerido.

El desarrollo de pozos petroleros es un conjunto de trabajos que se realizan después de la perforación, con el fin de inducir el flujo de petróleo desde la formación hacia el pozo. El hecho es que en el proceso de apertura, como se mencionó anteriormente, es posible que el lodo de perforación y el agua ingresen a la formación, lo que obstruye los poros de la formación y desplaza el petróleo del pozo. Por lo tanto, la entrada de petróleo espontánea al pozo no siempre es posible. En tales casos, recurren a un desafío de afluencia artificial, que consiste en realizar trabajos especiales.

Este método es muy utilizado y se basa en el hecho bien conocido: una columna de líquido de alta densidad ejerce más contrapresión sobre la formación. El deseo de reducir la contrapresión desplazando del pozo, por ejemplo, lodo arcilloso con una densidad de Qg = 2000 kg / m3 con agua dulce con una densidad de Qb = 1000 kg / m3 conduce a una reducción a la mitad de la contrapresión en la formación. El método es simple, económico y efectivo en caso de obstrucción de la formación débil.

Si el reemplazo de la solución con agua no da resultados, recurren a una disminución adicional de la densidad: el aire comprimido por un compresor se alimenta al barril. Al mismo tiempo, es posible empujar la columna de líquido hacia la zapata del tubo, reduciendo así la contrapresión en la formación a valores significativos.

En algunos casos, puede resultar eficaz suministrar aire de forma intermitente por el compresor y líquido por la unidad de bombeo, creando sucesivas porciones de aire. El número de tales porciones de gas puede ser varias y, al expandirse, expulsan líquido del barril.

Para aumentar la eficiencia del desplazamiento a lo largo de la sarta de tubería, se instalan válvulas de apertura a través de las cuales el aire comprimido ingresa a la tubería inmediatamente después de ingresar al pozo y comienza a "trabajar", es decir. para levantar fluido tanto en el anillo como en la tubería.

También se utiliza el funcionamiento del tubo de un pistón de hisopo especial equipado con una válvula de retención. Moviéndose hacia abajo, el pistón pasa líquido a través de sí mismo, cuando sube hacia arriba, la válvula se cierra y toda la columna de líquido por encima se ve obligada a subir junto con el pistón y luego ser arrojada fuera del pozo. Dado que la columna de fluido que se eleva puede ser grande (hasta 1000 m), la caída de presión en la formación puede ser significativa. Entonces, si el pozo se llena con líquido hasta la boca del pozo y el hisopo se puede bajar a una profundidad de 1000 m, entonces la presión disminuirá en la cantidad de disminución en la columna de líquido en el anillo, desde donde parte del fluirá líquido del tubo. El proceso de frotis se puede repetir muchas veces, lo que permite reducir en gran medida la presión sobre la formación.

5 sistema PPD

Los modos naturales de aparición de depósitos de petróleo son de corta duración. El proceso de reducción de la presión del yacimiento se acelera a medida que aumenta la producción de fluidos del yacimiento. Y luego, incluso con una buena conexión de los depósitos de petróleo con el circuito de suministro, su influencia activa en el depósito, comienza inevitablemente el agotamiento de la energía del depósito. Esto se acompaña de una disminución generalizada de los niveles de fluidos dinámicos en los pozos y, en consecuencia, una disminución de la producción.

A la hora de organizar el mantenimiento de la presión del yacimiento (RPM), la cuestión teórica más difícil y aún no resuelta del todo es la consecución del máximo desplazamiento de aceite del yacimiento con un control y regulación eficaz del proceso.

Debe tenerse en cuenta que el agua y el aceite se diferencian por sus características fisicoquímicas: densidad, viscosidad, coeficiente de tensión superficial y humectabilidad. Cuanto mayor es la diferencia entre los indicadores, más difícil es el proceso de desplazamiento. El mecanismo de desplazamiento de aceite de un medio poroso no puede representarse mediante un simple desplazamiento de pistón. Aquí, hay una mezcla de agentes y una ruptura de un chorro de aceite, y la formación de flujos alternos separados de aceite y agua, y filtración a través de capilares y grietas, y la formación de zonas estancadas y sin salida.

El factor de recuperación de petróleo de un campo, hasta cuyo valor máximo debe esforzarse el técnico, depende de todos los factores anteriores. Los materiales acumulados hasta la fecha permiten evaluar el impacto de cada uno de ellos.

Un lugar significativo en la eficiencia del proceso de mantenimiento de la presión del yacimiento lo ocupa la colocación de pozos en el campo. Definen el patrón de inundación de agua, que se subdivide en varios tipos.

La inyección de agua en el circuito implica la inyección de agua en pozos de inyección ubicados fuera del contorno exterior de la capacidad de carga de petróleo. A medida que el contorno que contiene petróleo se aleja de los pozos de inyección y del riego de la primera fila de pozos de producción, se transfiere el frente de inyección.

El criterio para el desarrollo normal del proceso es el valor de la presión del yacimiento en la zona de producción, que debe tender a aumentar o estabilizarse.

La inyección de agua en línea es eficaz cuando están presentes los siguientes factores:

- tamaño pequeño del depósito (la relación entre el área del depósito y el perímetro del contorno petrolero es de 1,5 ... 1,75 km);

- reservorio homogéneo con buenas propiedades de reservorio en espesor y área;

Los pozos de inyección están espaciados del contorno petrolero a una distancia de 300 ... 800 m, lo que asegurará un avance más uniforme del frente de agua y evitará la formación de lenguas de inundación;

existe una buena conexión hidrodinámica entre la zona de extracción y la zona de inyección.

Las desventajas de las inundaciones de los acuíferos incluyen:

1 grandes pérdidas de agua inyectada por sus fugas hacia el lado opuesto a la zona de inyección, lo que conlleva un consumo energético adicional;

2 lejanía de la línea de inyección de la zona de extracción, lo que requiere un importante consumo de energía para superar las pérdidas;

3 reacción retardada del frente de selección a cambios en las condiciones en la línea de descarga;

4 la necesidad de construir una gran cantidad de pozos de inyección; la lejanía de los pozos de inyección de los principales objetivos de inyección, que aumenta durante el desarrollo, aumenta el costo del sistema.

La inyección de agua intracontorno implica la inyección de agua directamente en la zona petrolera, la organización de una o varias filas de pozos de inyección en el centro del campo y, debido a esto, el desmembramiento del reservorio en áreas separadas, desarrolladas de manera independiente. El corte se puede hacer en tiras, anillos, etc. La eficiencia de este método de inyección de agua es obvia: la eficiencia del sistema aumenta al eliminar la salida de fluido, acercándose al frente de inyección al frente de extracción.

Una variedad de inundaciones de agua dentro del contorno son: areal, focal, selectiva, bloque.

La inyección de agua por área prevé la colocación de pozos de inyección en el campo de acuerdo con uno de los esquemas. La inundación de agua por área se organiza generalmente en una etapa tardía del desarrollo del campo, cuando comienza la inundación de agua intensiva y otros métodos de inyección de agua no logran su objetivo.Los pozos de inyección se colocan en una cuadrícula geométrica: cinco, siete o nueve puntos. Al mismo tiempo, para un pozo de inyección hay un pozo de producción con un sistema de cinco puntos, dos con un sistema de siete puntos y tres con un sistema de nueve puntos.

La inundación de agua focal se puede representar esquemáticamente en forma de uno o varios pozos de inyección ubicados en el centro del reservorio y un cierto número de pozos de producción en la periferia. Este método de inyección de agua es típico para depósitos localizados en áreas pequeñas (lentes, zonas estancadas).

La inundación selectiva de agua se utiliza para desplazar el petróleo de formaciones separadas, mal drenados que son heterogéneos a lo largo del rumbo. Para su aplicación se necesita información sobre las características del tramo, perturbaciones y conexiones de la formación productiva con otras. Dichos datos pueden obtenerse después de algún tiempo de desarrollo del reservorio, por lo tanto, la inundación selectiva de agua se utiliza en una etapa posterior de desarrollo.

La inundación de bloques consiste en cortar el reservorio en partes separadas y delimitar cada una de ellas con pozos de inyección. Los pozos de producción se perforan dentro de cada bloque, cuyo número y disposición se determinan mediante cálculos. La inundación de bloques permite que el campo se desarrolle inmediatamente, antes de que se explore por completo y, por lo tanto, se reduzca el tiempo de desarrollo. Esto es efectivo para depósitos grandes.

Las desventajas existentes del sistema RPM por inyección de agua incluyen:

1) inundación progresiva del campo con una gran cantidad de petróleo que no ha sido recuperado;

2) bajas propiedades de lavado del agua inyectada en el depósito;

3) una gran cantidad de complicaciones provocadas por el retorno a la formación de aguas estratales producidas junto con el petróleo, que se expresan en forma de destrucción de acueductos, salinización de fuentes de abastecimiento de agua potable y alteración del equilibrio ecológico.

La mejora del PPD se encuentra en las siguientes áreas:

1) desarrollo de nuevos fluidos de proceso o aditivos al agua que mejoren sus propiedades de lavado y sean menos agresivos con los equipos y la naturaleza;

2) desarrollo de un control confiable sobre el movimiento del fluido en la formación;

3) desarrollo de un método para regular los caudales de filtración en el embalse y excluir la formación de zonas sin salida y sin desarrollar.

El mantenimiento de la presión del yacimiento está diseñado al comienzo del desarrollo de la mayoría de los campos petroleros.

Actualmente, se utilizan varios tipos de agua para fines de RPM, que están determinados por las condiciones locales. Se trata de agua dulce extraída de pozos especiales artesianos o subterráneos, agua de ríos u otras fuentes de agua abierta, agua de acuíferos que se encuentran en la sección geológica de un campo, agua de formación separada del petróleo como resultado de su preparación.

Todas estas aguas se diferencian entre sí en sus propiedades fisicoquímicas y, por tanto, en la efectividad de estimular la formación no solo para aumentar la presión, sino también para incrementar la recuperación de petróleo.

El agua de formación en el proceso de separación del aceite se mezcla con agua dulce, con desemulsionantes, así como con el agua de proceso de las unidades de tratamiento de aceite. Es esta agua, llamada agua residual, la que se bombea al depósito. Un rasgo característico de las aguas residuales es el contenido de productos derivados del petróleo (hasta 100 g / l), gases de hidrocarburos hasta 110 l / m3, partículas en suspensión - hasta 100 mg / l.

Dicha agua no se puede inyectar en el depósito sin limpiar según los estándares requeridos, que se establecen en base a los resultados de la inyección piloto. En la actualidad, con el fin de reducir el consumo de agua dulce y utilizar el agua estratificada producida, el tratamiento de aguas residuales se utiliza ampliamente para el mantenimiento de la presión del yacimiento.

El método de limpieza más común es la separación por gravedad de los componentes en los tanques. En este caso, se aplica un esquema cerrado. Las aguas residuales con un contenido de productos petrolíferos de hasta 500 mil mg / ly impurezas mecánicas de hasta 1000 mg / l ingresan a los tanques de sedimentación desde arriba. La capa de aceite en la parte superior sirve como una especie de filtro y mejora la calidad de la purificación del agua a partir del aceite. Las impurezas mecánicas se depositan y, a medida que se acumulan, se eliminan del depósito.

Desde el depósito, el agua ingresa al filtro de presión. Luego, se alimenta un inhibidor de corrosión a la tubería y el agua se bombea mediante bombas a la estación de bombeo.

Para la acumulación y sedimentación de agua se utilizan tanques verticales de acero. Se aplican recubrimientos anticorrosivos en su superficie interna para protegerlos de los efectos de las aguas de formación.

6 Operación de pozos de inyección y petróleo

El complejo tecnológico más extendido durante la operación de campo en la empresa. LLC NGDU "Oktyabrskneft" es la producción de petróleo mediante bombas de varilla de bombeo. La extracción forzada de petróleo de los pozos utilizando unidades de bombeo de varillas de bombeo es la más larga en la vida útil del campo.

Las unidades modernas de bombeo de varillas de bombeo pueden producir petróleo de uno o dos pozos con una profundidad de hasta 3500 m con un caudal de líquido de varios metros cúbicos a varios cientos de metros cúbicos por día. En el campo Serafimovskoye, 172 pozos están equipados con unidades de bombeo de varillas de bombeo, lo que representa el 94% del stock total de pozos productores.

La USHGN es una bomba de pistón de acción simple, cuyo vástago está conectado por una columna de vástagos con una unidad de tierra, una unidad basculante.

Este último incluye un mecanismo de manivela que convierte el movimiento de rotación del motor primario en movimiento alternativo y lo imparte a la sarta de varillas y al émbolo de la bomba. El equipo subterráneo consta de: tubería, bomba, varillas, dispositivos para hacer frente a complicaciones. El equipo de tierra incluye un impulsor (balancín), equipo de boca de pozo, monofold de trabajo.

La instalación funciona de la siguiente manera. Cuando el émbolo se mueve hacia arriba, la presión en el cilindro de la bomba disminuye y la válvula inferior (succión) aumenta, abriendo el acceso al líquido (proceso de succión). Al mismo tiempo, la columna de líquido ubicada sobre el émbolo presiona la válvula superior (de suministro) contra el asiento, se eleva y se expulsa de la tubería hacia el colector de trabajo. Cuando el émbolo baja, la válvula superior se abre, la válvula inferior se cierra por la presión del fluido y el líquido del cilindro fluye a través del émbolo hueco hacia la tubería.

En LLC NGDU Oktyabrskneft, el equipo de superficie de los pozos está representado principalmente por unidades de bombeo de un tipo de fila normal SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Las instalaciones de bombas centrífugas eléctricas (ESP) también se utilizan en el campo. Como accionamiento del ESP, se utiliza un motor eléctrico sumergible, que se baja al pozo junto con una bomba a una profundidad determinada.

Por diseño, los ESP se subdividen en tres grupos:

a) las bombas de la versión 1 están destinadas a la operación de pozos de agua y petróleo con un contenido de sólidos de hasta 0,1 g / l;

b) las bombas de la versión 2 (versión resistente al desgaste) están diseñadas para el funcionamiento de pozos muy regados con un contenido de sólidos de hasta 0,5 g / l;

c) Las bombas de la versión 3 están diseñadas para bombear líquido con un valor de pH de 5-8,5 y un contenido de hasta 1,25 g / l de sulfuro de hidrógeno.

El equipo subterráneo incluye:

a) una bomba centrífuga eléctrica, que es la unidad principal de la instalación (ESP);

b) un motor eléctrico sumergible (SEM), que impulsa la bomba;

c) un sistema de protección hidráulica que protege al sumergible del ingreso de fluido de formación al mismo y consta de un protector y un compensador;

d) un cable portador de corriente que sirve para suministrar electricidad al motor sumergible;

e) tubería (tubing), que es un canal a través del cual fluye el fluido producido desde la bomba a la superficie del día.

El equipo de tierra incluye:

a) equipo de boca de pozo, que sirve para dirigir y controlar el fluido entrante del pozo y para sellar la boca de pozo y el cable;

b) una estación de control de motores sumergibles que lanza, monitorea y controla el funcionamiento del ESP;

c) un transformador diseñado para regular la magnitud de la tensión suministrada al SEM;

d) un rodillo de suspensión, que sirve para suspender y dirigir el cable al pozo durante las operaciones de funcionamiento y elevación.

ESP es la unidad principal de la instalación. A diferencia de las bombas de pistón, que imparten la presión del líquido bombeado por medio de movimientos de pistón alternativos, en las bombas centrífugas el líquido bombeado recibe una presión sobre las palas de un impulsor que gira rápidamente. En este caso, la energía cinética del fluido en movimiento se convierte en energía de presión potencial.

Antes de instalar el ESP, es necesario preparar el pozo para su funcionamiento. Para hacer esto, se lava, es decir, se limpia el fondo de tapones de arena y posibles objetos extraños. Luego, se baja una plantilla especial y se eleva en la sarta de revestimiento desde la boca del pozo hasta una profundidad que excede la profundidad de descenso de la unidad en 100 - 150 m, cuyo diámetro es ligeramente mayor que el diámetro máximo de la unidad sumergible. Al mismo tiempo, la torre o mástil se centra cuidadosamente en relación con la boca del pozo.

En su mayor parte, los pozos de inyección no difieren en diseño de los pozos de producción. Además, un cierto número de pozos de producción que se encuentran en la zona del contorno acuífero o detrás de él se transfieren a la categoría de pozos de inyección. En caso de inundaciones intra-contorno y areal, la transferencia de pozos de producción a inyección de agua se considera normal.

Los diseños existentes de pozos de inyección prevén la inyección de agua a través de la tubería, que se ejecuta con un obturador y un ancla. Por encima del empaque, el espacio debe llenarse con un líquido neutro al metal.

El fondo de pozo debe contar con un filtro de espesor suficiente, que asegure la inyección del volumen de agua previsto, con una profundidad de al menos 20 m para la acumulación de impurezas mecánicas. Es aconsejable utilizar filtros de inserción, que se pueden sacar periódicamente de los pozos y limpiar.

Los accesorios de boca de pozo del pozo de inyección están diseñados para suministrar y controlar el volumen de agua al pozo, para realizar diversas operaciones tecnológicas de enjuague, desarrollo, tratamientos, etc.

La armadura consta de una brida de revestimiento, una cruz que se usa para la comunicación con el espacio anular, una bobina en la que se suspende la tubería, una T para suministrar el fluido inyectado al pozo. El propósito y el diseño del obturador y el ancla no difieren fundamentalmente de los que se utilizan para los pozos que fluyen.

7 Encuesta de pozo

Durante la operación de los pozos, se investigan con el fin de monitorear el estado técnico de la sarta de producción, la operación de los equipos, verificar el cumplimiento de los parámetros de los pozos con el régimen tecnológico establecido, y obtener la información necesaria para optimizar estos regímenes.

Al examinar los pozos:

a) se verifica el estado técnico del pozo y del equipo instalado (estanqueidad de la piedra de cemento, revestimiento y tubería, estado de la zona de formación del fondo del pozo, contaminación del pozo, flujo de la bomba, funcionamiento de las válvulas y otros dispositivos instalados en profundidad);

b) se evalúa la confiabilidad y el desempeño de las unidades del equipo, y se determina el período de revisión del equipo y los pozos;

c) recibir la información necesaria para planificar diversos tipos de reacondicionamiento y otros trabajos en pozos, así como para establecer la eficiencia tecnológica de estos trabajos.

Para resolver los problemas anteriores, se utiliza un complejo de varios tipos de investigación y mediciones (medición de la producción de petróleo, corte de agua, factor de gas, mediciones en profundidad de temperaturas y presión, mediciones de profundidad, dinamometría, registro de los costos de un agente de trabajo , contabilidad de fallas y reparaciones de equipos, análisis de muestras de producción de pozos, etc.).

Los tipos, el volumen y la frecuencia de los estudios y las mediciones para controlar la operación de los equipos para todos los métodos de operación de los pozos son establecidos por el departamento junto con las organizaciones de investigación y las empresas geofísicas.

Los estudios para monitorear la operación de los pozos de producción deben realizarse en pleno cumplimiento de las normas de seguridad en la industria de petróleo y gas, en cumplimiento de los requisitos para la protección del subsuelo y el medio ambiente.

La base del estudio de la unidad de bombeo de varillas de bombeo es la dinamometría, un método de control operativo sobre el funcionamiento de equipos subterráneos y la base para establecer el modo tecnológico correcto de funcionamiento de la unidad de bombeo.

La esencia del método es que la carga en la varilla del prensaestopas se determina sin levantar la bomba a la superficie utilizando un dinamógrafo. Sobre el papel, en forma de diagrama, las cargas se registran durante los movimientos ascendentes y descendentes, en función del movimiento del vástago.

Para determinar la distancia desde la boca hasta el nivel dinámico, se utilizan métodos de medición de sonido. Las más comunes son varias instalaciones ecométricas para pozos con una presión de 0.1 MPa. El principio de funcionamiento de estas instalaciones es que se envía un pulso acústico al interior del anillo desde un crujido de polvo. Este impulso, reflejado desde el nivel del líquido, regresa a la boca, actuando sobre el termófono, y luego de ser convertido y amplificado en eléctrico, se registra con un bolígrafo en una cinta de papel en movimiento.

La medición de olas se realiza mediante una ecosonda, que le permite determinar el nivel dinámico en pozos de hasta 4000 m de profundidad a una presión anular de hasta 7,5 MPa. En el fondo del pozo y a lo largo del pozo, la presión y la temperatura se miden utilizando termómetros de profundidad, que se combinan en un solo dispositivo.

8 métodos para aumentar la productividad de los pozos

En los pozos de petróleo y gas, el caudal y la productividad de los pozos disminuyen con el tiempo. Este es un proceso natural, dado que hay una disminución gradual de la presión del yacimiento, la energía del yacimiento, que se requiere para elevar el líquido y el gas a la superficie, disminuye.

La productividad del pozo también disminuye como resultado del deterioro de la permeabilidad de las rocas, la formación productiva debido a la obstrucción de sus poros en la zona de fondo de pozo con depósitos resinosos, parafínicos, partículas mecánicas de remoción de formación.

Para estabilizar el nivel de producción de petróleo y gas, se utilizan varios métodos para influir en la zona de formación de fondo de pozo, que permiten aumentar la recuperación de petróleo y no reducir la productividad del pozo. Los métodos para aumentar la productividad de los pozos al influir en la zona de formación del fondo del pozo se dividen en químicos, mecánicos, térmicos y complejos.

De decisiva importancia a la hora de elegir un método de tratamiento en cada caso específico es la profundidad de tratamiento requerida de una formación productiva para restaurar o mejorar la permeabilidad. Por lo tanto, de acuerdo con la profundidad del impacto en el medio poroso, los métodos de estimulación de pozos se pueden dividir en dos grandes categorías: métodos con un pequeño radio de influencia y métodos con un gran radio de influencia. Las principales formas de mejorar la conectividad de la formación con un pozo con un radio de impacto pequeño:

a) El uso de explosivos. Estos incluyen bala, perforación acumulativa, varias opciones de torpedos.

Si no hay suficiente conectividad entre la formación y el pozo, se puede repetir la perforación convencional con un perforador de bala. Para aumentar su eficiencia, el pozo no se llena con solución de arcilla o agua, sino con fluidos que no contaminan las perforaciones recién creadas.

Con rocas duras y densas, es posible torpedear la formación productiva con un explosivo bajado en el intervalo de la formación en las mangas y una mecha eléctrica, que se explota con un cable de la boca del pozo. Los revestimientos están hechos de plástico o amianto metálico. Los explosivos más comúnmente utilizados son la nitroglicerina, la dinamita TNT, etc. Una explosión puede crear cavernas y grietas en un estrato productivo. Así, al mismo tiempo que se mejora la conectividad de la formación con el pozo, también aumenta la permeabilidad de la formación en la zona de gran radio (la creación de micro y macro fisuras, que pueden extenderse por decenas de metros).

El torpedeo direccional se puede lograr mediante el uso de una forma de carga externa adecuada e inserciones en la trayectoria de la explosión. Dependiendo de la necesidad, se pueden utilizar torpedos de acción lateral dispersa, lateral concentrada y vertical.

Los perforadores con proyectiles explosivos crean agujeros redondos en la columna y con el anillo de cemento, penetrando en la roca y, al explotar, forman cavernas y grietas. Un perforador de carga perfilada consiste en un dispositivo cuyas celdas contienen cargas de acción de carga perfilada. Cada celda en el lado opuesto del fusible está equipada con un rebaje del perfil correspondiente. Así, los productos gaseosos de la explosión se dirigen a lo largo del eje de la carga en forma de un potente chorro, que crea un canal en la columna, cemento y roca en la dirección correspondiente.

b) Limpieza del pozo y la zona de perforación con surfactantes o baños ácidos. Los líquidos utilizados en este caso consisten en una solución de 1 5% de tensioactivos disueltos (o dispersos) en agua, o en una solución con un contenido del 15%. HCI A lo que se le añade de 0,5 a 2% de un inhibidor de corrosión y, a veces, de 1 a 4% de ácido fluorhídrico. En algunos casos, se utilizan composiciones mixtas de ácidos y tensioactivos. Normalmente, el pozo se lava con una de las soluciones mencionadas anteriormente, luego se incluye un fluido de trabajo en la formación en un volumen de 0,3 0,7 m 3 por cada metro del intervalo de disparos. Para composiciones ácidas se da una exposición de 1-6 horas, para un tensioactivo sin ácido la exposición es de 24 horas, luego se retira la solución gastada y se pone en funcionamiento el pozo o se inicia la formación mediante un método con un gran radio de influencia.

El uso de soluciones tensioactivas para lavar un pozo o bombear a una formación a poca profundidad asegura la destrucción y eliminación de partículas sólidas y filtrado de lodo de perforación del pozo y de la formación, así como la emulsión de aceite y agua.

Los baños de ácido se limpian de la solución de arcilla en los pozos nuevos (o los que han sido reacondicionados) y también eliminan los depósitos de sal del agua de formación acumulada durante la operación.

c) Aumento de temperatura en el pozo en el intervalo de la formación productiva. Métodos térmicos. Para aumentar la temperatura, puede utilizar la circulación de líquido caliente en el pozo, procesos termoquímicos, calentadores eléctricos. La duración del calentamiento de la zona perforada del pozo suele ser de 5-50 horas. En este caso, la licuefacción de depósitos de hidrocarburos sólidos (parafinas, resinas, asfaltenos, etc.), que luego se retiran cuando se pone en funcionamiento el pozo. La circulación de líquidos inflamables en el pozo se realiza fácilmente, pero a profundidades de más de 1000-2000 m. no es muy eficaz debido a las grandes pérdidas de calor del pozo hacia los sedimentos de la descarga geológica expuesta.

Los calentadores eléctricos utilizan un sistema de resistencias eléctricas montadas en una tubería, que se instala al final de la cadena de tuberías. La energía eléctrica se suministra desde la superficie a través de un cable. También existen calentadores basados ​​en el uso de tonos de alta frecuencia. Los calentadores eléctricos se pueden ubicar en el fondo del pozo y durante su funcionamiento. En este caso, el encendido y apagado de los calentadores se realizan encendiendo y apagando la fuente de alimentación.

Los quemadores de gas consisten en una cámara tubular, bajada a un pozo, con dos tiras de tubería concéntricas. Los gases combustibles se inyectan a través de tuberías de pequeño diámetro, aire primario a través del espacio anular y aire secundario a través de la columna. La combustión se inicia suministrando energía eléctrica a través de un cable desde la superficie. Otro cable con un termopar mide la temperatura desde el exterior, que no debe exceder los 300 400 0 С, para no dañar la cuerda del pozo. La temperatura se mantiene al nivel deseado ajustando apropiadamente los volúmenes de descarga de gas y aire.

El tratamiento termoquímico se basa en la liberación de calor en el fondo del pozo debido a un proceso químico, que endereza los hidrocarburos pesados ​​que han caído en la zona de perforación del pozo, con el objetivo de su posterior remoción. Para hacer esto, use la reacción de una solución al 15% HCI con sosa cáustica N / A OH), aluminio y magnesio.

Como resultado de la reacción de 1 kg de hidróxido de sodio con ácido clorhídrico, se liberan 2868 kJ de calor. Se obtiene una gran cantidad de calor durante la reacción. HCI con aluminio (que genera 18924 kJ por kg Alabama ). Sin embargo, esto produce escamas de hidróxido de aluminio. Alabama ( OH ) 3, que son capaces de taponar los poros y los canales de flujo del depósito. El uso más eficaz de magnesio, que, cuando reacciona con HCI libera 19259 kJ y cloruro de magnesio MgCi 2 se disuelve bien en agua.

Las principales formas de mejorar la conectividad de una formación productiva con un pozo con un gran radio de impacto:

a) Tratamiento ácido de la zona de fondo de pozo de la formación productiva. Estos métodos se utilizan principalmente en arenas con un contenido de carbonatos superior al 20% o con un material cementoso constituido por carbonatos de calcio o magnesio.

El principal ácido utilizado es H CON I ... Actúa eficazmente sobre el carbonato de calcio o magnesio para formar cloruros solubles y fácilmente extraíbles. El ácido clorhídrico es barato y no escasea. También se utilizan otros ácidos: acético, fórmico, etc. También se introducen diversos aditivos en las soluciones ácidas: inhibidores de corrosión, aditivos para reducir la tensión superficial, ralentizar la reacción, dispersar, etc.

Cuando se inyecta una solución ácida en el yacimiento a presiones de inyección inferiores a la presión de fractura, los poros en la zona de formación del fondo del pozo o las grietas y microfisuras en la roca del yacimiento se limpian y expanden, restaurando así la permeabilidad deteriorada de la zona tratada, y en algunos casos incluso aumentando su valor inicial ...

La tecnología de trabajo es la siguiente: el pozo se limpia y se llena con aceite o agua (salada o fresca) con un aditivo de 0.1 0.3% de surfactante. Se prepara una solución ácida en la superficie con la adición de los componentes necesarios, cuya secuencia de introducción se establece principalmente de acuerdo con los datos de investigación de laboratorio. Se bombea una solución ácida en la tubería con una válvula abierta en el anillo del pozo. Cuando llega al intervalo de perforación del pozo, se cierra la válvula y se bombea la solución ácida por las tuberías hasta que penetra en el reservorio, y en la última etapa se fuerza a través de la solución con aceite o agua con un aditivo de 0.1– 0,3% de tensioactivo. Resiste 16 horas (pero no más) para la reacción ácida, luego se retira la solución. El pozo se pone en funcionamiento. Al mismo tiempo, el cambio en la tasa de producción se monitorea de cerca para determinar el efecto del tratamiento realizado.

Existen diversas opciones tecnológicas para la acidificación, tales como: simple, selectiva, repetida, alterna, con vibración, etc.

b) Fracturamiento hidráulico de la formación productiva en la zona de fondo de pozo del pozo. Este método se utiliza en formaciones representadas por rocas densas, duras y de baja permeabilidad (areniscas, calizas, dolomitas, etc.) La presión de fractura se alcanza mediante el bombeo de líquido a alta presión al interior del pozo, en este caso se abren o se abren grietas y microgrietas existentes. se crean otros nuevos, que pueden mejorar significativamente la conexión hidrodinámica entre la formación y el pozo.

c) Explosiones nucleares subterráneas. Las explosiones se han investigado experimentalmente con resultados positivos en formaciones duras y compactas con baja permeabilidad. Como resultado de una explosión nuclear, se forma una cavidad alrededor del pozo de carga en la formación productiva, se rellena con roca destruida, luego una zona de trituración y detrás de ella una zona con un sistema de fisuras y microfisuras. Este método es de interés, especialmente para los pozos de gas, cuyo caudal puede aumentarse varias decenas de veces.

d) Métodos térmicos. Se basan en el aumento de temperatura en la formación alrededor del pozo y se utilizan en depósitos productivos saturados de petróleos de alta viscosidad y alto contenido en parafinas. Estos métodos son similares a los métodos para aumentar la temperatura en el pozo, pero requieren más calor para calentar la formación dentro de un radio de 2-15 m. Un reservorio de volúmenes limitados de vapor (inyección cíclica de vapor) o un frente circular de combustión subterránea alrededor de un pozo de producción, determinada por el radio calculado al que es necesario calentar el yacimiento. Además, en los últimos años, se han desarrollado varias tecnologías nuevas para influir en la zona de formación de fondo de pozo, basadas en el uso de reactivos modernos y desechos de la industria química.

9 Rutina y reacondicionamiento de pozos

Hay dos tipos de reacondicionamiento de pozos: superficial y subterráneo. La reparación de tierra está asociada con la restauración de la operatividad de los equipos ubicados en la boca de pozo de tuberías, unidades de bombeo, válvulas, equipos eléctricos, etc.

La reparación subterránea incluye trabajos destinados a eliminar fallas en el equipo que corre hacia el pozo, así como a restaurar o aumentar el caudal del pozo. Las reparaciones subterráneas están asociadas con el levantamiento de equipos de un pozo.

Según la complejidad de las operaciones realizadas, las reparaciones subterráneas se dividen en reparaciones corrientes y capitales.

Por el actual reacondicionamiento de un pozo se entiende un conjunto de medidas tecnológicas y técnicas encaminadas a restaurar su productividad, y limitadas por impacto en la zona de formación de fondo de pozo y equipos ubicados en el pozo.

La reparación de rutina incluye los siguientes trabajos: reemplazo de equipo fallado, limpieza del fondo y del pozo, restauración de la productividad del yacimiento debido a métodos separados de estimulación (calentamiento, lavado, inyección de químicos).

Las reparaciones actuales pueden planificarse preventivamente y llevarse a cabo con el propósito de inspección preventiva, identificación y eliminación de perturbaciones individuales en la operación del pozo, que aún no se han anunciado.

El segundo tipo de reparación actual, la recuperación, que se lleva a cabo para eliminar la falla, es, de hecho, la reparación de emergencia. En la práctica, tales reparaciones prevalecen por varias razones, pero principalmente debido a tecnologías imperfectas y baja confiabilidad del equipo utilizado.

Los indicadores que caracterizan la operación de un pozo en el tiempo son el factor de operación (KE) y el período de revisión (MCI). CE es la relación entre el tiempo trabajado por el pozo, por ejemplo, por año (TOTR), y el período calendario (TCAL). MCI es el tiempo promedio entre dos reparaciones para el período seleccionado, o la relación entre el total de horas TOTR trabajadas por año y el número de reparaciones P durante el mismo período.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Las formas de aumentar la CE y la MFR son reducir el número de reacondicionamientos, la duración de un reacondicionamiento y un aumento en el tiempo de permanencia del pozo.

Actualmente, más del 90% de todos los reacondicionamientos se realizan en pozos con bombas de varilla de bombeo y menos del 5% con ESP.

Durante la reparación actual, se llevan a cabo las siguientes operaciones

1. Transporte: entrega de equipo al pozo;

2. Preparatorio: preparación para la reparación;

3. Bajada - elevación y descenso de equipos petroleros;

4. Operaciones de limpieza del pozo, reemplazo de equipos, eliminación de accidentes menores;

5. Final: desmontaje del equipo y preparación para el transporte.

Si evaluamos el tiempo dedicado a estas operaciones, entonces podemos ver que la principal pérdida de tiempo se dedica a las operaciones de transporte (toman hasta el 50% del tiempo), por lo tanto, los principales esfuerzos de los diseñadores deben dirigirse a reducir la tiempo para el transporte - mediante la creación de máquinas y unidades capaces de ensamblar, operaciones de ida y vuelta - debido a la creación de máquinas automáticas confiables para atornillar y desenroscar tuberías y varillas.

Dado que el mantenimiento de rutina de un pozo requiere acceso a su pozo, es decir, asociado con la despresurización, por lo tanto, es necesario excluir los casos de posibles brotes al comienzo o al final del trabajo. Esto se logra de dos maneras: la primera y ampliamente utilizada: "matando" el pozo, es decir, inyección en la formación y el pozo de un líquido con una densidad que asegure la creación de presión P zab en el fondo del pozo. superando el embalse. El segundo es el uso de varios dispositivos: dispositivos de corte que cierran el fondo del pozo al levantar la tubería.

Las operaciones de ejecución y salto (TRO) ocupan la parte principal del saldo total del tiempo dedicado a la reparación de pozos. Son inevitables durante cualquier trabajo de funcionamiento y reemplazo de equipos, impacto en el fondo del pozo, lavado de cuerdas, etc. El proceso de disparo consiste en atornillar (o desenroscar) alternativamente la tubería, que es un medio para suspender el equipo, un canal para levantar el fluido producido y suministrar fluidos de proceso al pozo, y en algunos casos, una herramienta para pescar, limpiar y otros. obras. Esta variedad de funciones ha hecho de la tubería un componente indispensable del equipo de pozo para cualquier método de operación sin excepción.

Las operaciones de tubería son monótonas, intensivas en mano de obra y se pueden mecanizar fácilmente. Además de las operaciones preparatorias y finales, que tienen sus propias especificaciones para varios modos de operación, todo el proceso de disparo con tubería es el mismo para todos los tipos de mantenimiento. Las operaciones de descenso y elevación con las varillas se realizan de la misma forma que con las tuberías, y el desatornillado (atornillado) de las varillas se realiza con una llave de varilla mecánica. tubería (encerado), así como cuando se rompen, se hace necesario levantar simultáneamente las tuberías y las varillas. El proceso se lleva a cabo desenroscando alternativamente el tubo y la varilla.

Well workover combina todo tipo de trabajos que requieren mucho tiempo, un gran esfuerzo físico y la participación de numerosos equipos multifuncionales. Se trata de trabajos relacionados con la eliminación de accidentes complejos, tanto con equipo bajado al pozo como con el propio pozo, trabajo de trasvase de un pozo de un objeto de operación a otro, trabajo para limitar o eliminar la entrada de agua, aumentar el espesor de los explotados material, impacto en la formación, desvío de un nuevo tronco y otros.

Teniendo en cuenta las particularidades del trabajo, se están creando talleres especializados para la reparación de pozos en los departamentos de producción de petróleo y gas. El pozo incluido en la revisión permanece en el stock operativo, pero se excluye del stock operativo.

10 Recolección y preparación de petróleo, gas y agua

La producción de pozos de petróleo y gas no es, respectivamente, petróleo y gas puros. El agua de formación, el gas asociado (petróleo), las partículas sólidas de impurezas mecánicas provienen de los pozos junto con el petróleo.

El agua producida es un medio altamente mineralizado con un contenido de sal de hasta 300 g / l. El contenido de agua de formación en aceite puede alcanzar el 80%. El agua mineral provoca una mayor destrucción corrosiva de tuberías, depósitos, desgaste de tuberías y equipos. El gas asociado (petróleo) se utiliza como materia prima y combustible.

Es técnica y económicamente factible someter el aceite a una preparación especial antes de introducirlo en el oleoducto principal para desalarlo, deshidratarlo, desgasificarlo y eliminar las partículas sólidas.

En los campos petrolíferos, se utiliza con mayor frecuencia un esquema centralizado para recolectar y tratar el petróleo (Fig. 2). La recolección de productos se realiza desde un grupo de pozos hasta unidades de medición grupal automatizadas (AGZU). Desde cada pozo a través de una tubería individual, el petróleo se suministra a la AGSU junto con el gas y el agua de formación. El AGZU registra la cantidad exacta de petróleo proveniente de cada pozo, así como la separación primaria para la separación parcial del agua de formación, el gas de petróleo y las impurezas mecánicas con la dirección del gas separado a través de un gasoducto hasta una planta de procesamiento de gas (planta de procesamiento de gas). ). El aceite parcialmente deshidratado y parcialmente desgasificado fluye a través de un cabezal de recolección hasta un punto de recolección central (CPF). Por lo general, se organiza un CPF en un campo petrolero.

Las plantas de tratamiento de aceite y agua se concentran en el CPF. Todas las operaciones tecnológicas para la preparación de aceite se realizan en la planta de tratamiento de aceite. El conjunto de este equipo se denomina unidad de tratamiento de aceite complejo UKPN. .

Figura 2. - Esquema de recolección y preparación de la producción de pozos en el campo petrolero:

1 pozo de petróleo;

2 unidades de medición de grupo automatizadas (AGZU);

3 estación de bombeo de refuerzo (BPS);

4 unidad de tratamiento de agua de formación;

5 unidad de tratamiento de aceite;

6 estación compresora de gas;

7 7punto central de recogida de petróleo, gas y agua;

8 parque del embalse

El aceite deshidratado, desmineralizado y desgasificado, una vez completado el control final, ingresa a los tanques de aceite comercial y luego a la estación de bombeo principal del oleoducto principal.

La deshidratación del aceite se ve obstaculizada por el hecho de que el aceite y el agua forman emulsiones estables de agua en aceite. En este caso, el agua se dispersa en el medio oleoso en gotitas diminutas, formando una emulsión estable. Por lo tanto, para la deshidratación y desalinización del aceite, es necesario separar estas diminutas gotas de agua y eliminar el agua del aceite. Para la deshidratación y desalación de aceite se utilizan los siguientes procesos tecnológicos:

- sedimento de gravedad de aceite,

- lodo de aceite caliente,

- métodos termoquímicos,

- desalación eléctrica y deshidratación eléctrica de aceite.

El proceso de asentamiento por gravedad es el más simple en términos de tecnología. En este caso, los tanques se llenan de aceite y se mantienen durante un tiempo determinado (48 horas o más). Durante la exposición, ocurren los procesos de coagulación de las gotas de agua, y las gotas de agua más grandes y pesadas bajo la acción de la gravedad (gravedad) se depositan en el fondo y se acumulan en forma de una capa de agua producida.

Sin embargo, el proceso gravitacional del lodo de aceite frío es un método ineficaz e insuficientemente eficaz de deshidratación del aceite. El lodo caliente del aceite regado es más eficiente cuando, debido al precalentamiento del aceite a una temperatura de 50-70 ° C, los procesos de coagulación de las gotas de agua se facilitan enormemente y se acelera la deshidratación del aceite durante el lodo. La desventaja de los métodos de deshidratación por gravedad es su baja eficiencia.

Los métodos más efectivos son la deshidratación y desmineralización química, termoquímica y eléctrica. En los métodos químicos, se introducen sustancias especiales llamadas desemulsionantes en el aceite regado. Los tensioactivos se utilizan como desemulsionantes. Se agregan a la composición del aceite en pequeñas cantidades de 5 10 a 50 60 g por 1 tonelada de aceite. Los mejores resultados los muestran los denominados tensioactivos no iónicos, que no se descomponen en aniones y cationes en el aceite.

Los desmulsificantes se adsorben en la interfaz aceite-agua y desplazan o reemplazan a los emulsionantes naturales tensioactivos contenidos en el líquido. Además, la película formada en la superficie de las gotas de agua es frágil, lo que marca la fusión de pequeñas gotas en grandes, es decir, proceso de coalescencia. Las gotas grandes de humedad se depositan fácilmente en el fondo del tanque. La eficiencia y la tasa de deshidratación química aumentan significativamente al calentar el aceite, es decir, con métodos termoquímicos, al reducir la viscosidad del aceite durante el calentamiento y facilitar el proceso de coalescencia de las gotas de agua.

La eliminación del contenido de agua residual se logra mediante métodos eléctricos de deshidratación y desalinización. La deshidratación eléctrica y la desalación eléctrica del aceite están asociadas con el paso del aceite a través de deshidratadores eléctricos especiales, donde el aceite pasa entre los electrodos, creando un campo eléctrico de alto voltaje (20-30 kV). Para aumentar la tasa de deshidratación eléctrica, el aceite se precalienta a una temperatura de 50 a 70 ° C. Durante el almacenamiento de dicho aceite en tanques, durante su transporte por ductos y en tanques por ferrocarril, una parte importante de los hidrocarburos se pierde por evaporación. Los hidrocarburos ligeros son materias primas y combustibles valiosos (gasolinas ligeras). Por lo tanto, antes de suministrar aceite, se extraen hidrocarburos ligeros de bajo punto de ebullición. Esta operación tecnológica se llama estabilización de petróleo. Para estabilizar el aceite, se somete a rectificación o separación en caliente. La más simple y más utilizada en la preparación de aceite en el campo es la separación en caliente, realizada en una unidad de estabilización especial. En la separación en caliente, el aceite se precalienta en calentadores especiales y se alimenta a un separador, generalmente horizontal. En el separador, el aceite se calienta de 40 a 80 ° C y los hidrocarburos ligeros se evaporan activamente de él, que son succionados por el compresor y enviados a través de la unidad de refrigeración a la tubería de recogida de gas.

Junto con el agua de formación purificada, se bombea agua dulce a las formaciones productivas para mantener la presión de formación, obtenida de dos fuentes: subterránea (pozos artesianos) y cuerpos de agua abiertos (ríos). El agua subterránea producida a partir de pozos artesianos se caracteriza por un alto grado de pureza y, en muchos casos, no requiere una purificación profunda antes de su inyección en los reservorios. Al mismo tiempo, el agua de los depósitos abiertos está significativamente contaminada con partículas de arcilla, compuestos de hierro, microorganismos y requiere una purificación adicional. Actualmente, se utilizan dos tipos de toma de agua de embalses abiertos: bajo canal y abierto. Con el método debajo del canal, el agua se toma debajo del fondo del río "debajo del canal". Para hacer esto, se perforan pozos con una profundidad de 20-30 my un diámetro de 300 mm en la llanura de inundación del río. Estos pozos pasan necesariamente a través de una capa de suelo arenoso. El pozo está reforzado con tuberías de revestimiento con orificios en los radios y las tuberías de entrada de agua con un diámetro de 200 mm se introducen en ellas. En cada caso, se obtienen dos vasos comunicantes "río-pozo", separados por un filtro natural (una capa de suelo arenoso). El agua del río fluye a través de la arena y se acumula en un pozo. La entrada de agua del pozo es forzada por una bomba de vacío o una bomba de elevación de agua y se alimenta a una estación de bombeo de racimo (SPS). Con el método abierto, el agua se bombea fuera del río con la ayuda de bombas y se alimenta a una planta de tratamiento de agua, donde pasa por un ciclo de limpieza y entra en un tanque de sedimentación. En el sumidero, con la ayuda de reactivos coalescentes, las partículas de impurezas mecánicas y compuestos de hierro se eliminan al sedimento. La purificación final del agua se realiza en filtros, donde se utiliza arena limpia o carbón fino como materiales filtrantes.

11 Seguridad, protección laboral y medioambiental

Las empresas proveedoras de productos petrolíferos realizan operaciones para el almacenamiento, suministro y recepción de productos petrolíferos, muchos de los cuales son tóxicos, se evaporan bien, pueden electrificarse, incendiarse y ser explosivos. Cuando se trabaja en las empresas de la industria, son posibles los siguientes peligros principales: la ocurrencia de incendios y explosiones cuando se despresurizan los equipos de proceso o las tuberías, así como cuando se violan las reglas para su operación y reparación seguras; envenenamiento de los trabajadores debido a la toxicidad de muchos productos derivados del petróleo y sus vapores, especialmente la gasolina con plomo; lesiones a los trabajadores por partes giratorias y móviles de bombas, compresores y otros mecanismos en ausencia o mal funcionamiento de la cerca; descarga eléctrica en caso de violación del aislamiento de partes vivas del equipo eléctrico, falla de conexión a tierra, no uso de equipo de protección personal; aumento o disminución de la temperatura de la superficie del equipo o del aire en el área de trabajo; aumento del nivel de vibración; iluminación insuficiente del área de trabajo; la posibilidad de caerse al dar servicio a equipos ubicados en altura. Al realizar el mantenimiento del equipo y realizar su reparación, está prohibido: el uso de fuego abierto para calentar productos de aceite, accesorios de calefacción, etc.; funcionamiento de equipos defectuosos; operación y reparación de equipos, tuberías y accesorios en violación de las normas de seguridad, en presencia de fugas de productos petrolíferos a través de fugas en juntas y sellos o como resultado de desgaste de metales; el uso de palancas (palancas, tuberías, etc.) para abrir y cerrar válvulas; reparación de equipos eléctricos no desconectados de la red; limpiar equipos y partes de máquinas con líquidos inflamables inflamables; trabajar sin el equipo de protección personal y el mono adecuados. Si se derraman productos derivados del petróleo, el área del derrame debe cubrirse con arena y luego trasladarse a un lugar seguro. Si es necesario, elimine la tierra contaminada con productos derivados del petróleo. En el local donde ocurrió el derrame, la desgasificación se realiza con dicloramina (solución al 3% en agua) o lejía en forma de papilla (una parte de lejía seca por dos a cinco partes de agua). Desgasifique con lejía seca para evitar la ignición. Está prohibido fumar en el territorio y en las instalaciones de producción de la empresa, con la excepción de lugares especialmente designados (de acuerdo con el cuerpo de bomberos), donde se colocan los letreros "Área de fumadores". Las entradas a las bocas de incendio y otras fuentes de suministro de agua siempre deben estar libres para el paso sin obstáculos de los camiones de bomberos.

En invierno, es necesario: limpiar de nieve y hielo, espolvorear con arena para evitar resbalones: pisos, escaleras, cruces, aceras, aceras y carreteras; Quite rápidamente los carámbanos y las costras de hielo formadas en el equipo, los techos de los edificios y las estructuras metálicas.

Al principio, la persona no pensó en lo que está plagado de producción intensiva de petróleo y gas. Lo principal era bombearlos tanto como fuera posible. Y así lo hicieron. Al principio parecía que el aceite solo aporta beneficios a las personas, pero poco a poco se fue haciendo evidente que su uso tiene una desventaja. La contaminación por hidrocarburos crea una nueva situación ecológica, que conduce a un cambio profundo o su completa transformación de los recursos naturales y su microflora. La contaminación del suelo con petróleo conduce a un fuerte aumento en el valor de la relación carbono-nitrógeno. Esta proporción empeora el régimen de nitrógeno de los suelos e interrumpe la nutrición de las raíces de las plantas. El suelo se autolimpia muy lentamente por biodegradación del aceite. Debido a esto, algunas organizaciones tienen que volver a cultivar el suelo después de la contaminación.

Una de las formas más prometedoras de proteger el medio ambiente de la contaminación es la creación de una automatización integral de los procesos de producción, transporte y almacenamiento de petróleo. Anteriormente, por ejemplo, los campos no sabían cómo transportar juntos el petróleo y el gas asociado a través del mismo sistema de oleoductos. Para este propósito, se construyeron comunicaciones especiales de petróleo y gas con una gran cantidad de instalaciones esparcidas por vastos territorios. Los campos estaban formados por cientos de objetos, y en cada región petrolera se construían a su manera, esto no les permitía estar conectados con un solo sistema de telecontrol. Naturalmente, con esta tecnología de extracción y transporte, se perdió mucho producto por evaporación y fuga. Utilizando la energía del subsuelo y bombas profundas, los especialistas lograron asegurar el suministro de petróleo desde el pozo hasta los puntos centrales de recolección de petróleo sin operaciones tecnológicas intermedias. El número de instalaciones comerciales se redujo entre 12 y 15 veces.

En áreas de desarrollo, especialmente durante la construcción de tuberías, caminos temporales, líneas eléctricas, sitios para futuros asentamientos, se altera el equilibrio natural de todos los ecosistemas. Tales cambios están afectando al medio ambiente.

Las principales fuentes de contaminación de las aguas subterráneas y subterráneas en las áreas de producción de petróleo son la descarga de aguas residuales industriales en cuerpos de agua superficiales y desagües. La contaminación también ocurre: durante derrames de aguas residuales industriales; en caso de rotura de la tubería de agua; cuando la escorrentía superficial de los campos petrolíferos llega a las aguas superficiales; con peritoks de aguas altamente mineralizadas de horizontes profundos hacia horizontes de agua dulce, debido a fugas en pozos de inyección y producción.

En la industria petrolera, varios productos químicos se utilizan ampliamente en diversos procesos tecnológicos. Todos los reactivos, si se liberan al medio ambiente, tienen un impacto negativo. Las principales causas de contaminación ambiental al inyectar diversos productos químicos en el depósito son los siguientes factores: fugas de sistemas y equipos y violación de las medidas de seguridad durante las operaciones tecnológicas.

En las actividades ambientales de la empresa, además de las áreas tradicionales de monitoreo ambiental, uso racional del agua y los recursos de la tierra recuperada, protección del aire, revisión y reemplazo de secciones de emergencia de las redes de recolección de petróleo, tuberías de agua, tanques, las últimas tecnologías para el medio ambiente. la protección se está introduciendo activamente.

BIBLIOGRAFÍA

1. Akulshin A. I. Explotación de campos de petróleo y gas M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Libro de referencia sobre producción de petróleo. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Calculations in oil production. M.,: Nedra, 1979.

4. Instrucciones sobre protección laboral para trabajadores del departamento de producción de petróleo y gas. Ufa, 1998.

5.Mishchenko I. T. Cálculos en la producción de petróleo. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Operación de pozos de petróleo y gas. M., Nedra, 1978.

7. Normas de seguridad en la industria del petróleo y el gas. M., Nedra, 1974

8. Material de producción de OOO NGDU Oktyabrskneft.2009 2010.

9. Libro de referencia sobre equipos de yacimientos petrolíferos. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Economía, organización y planificación de la producción en las empresas de la industria del petróleo y el gas M., Nedra, 1990.

Agencia Federal de Educación

Institución educativa estatal de profesional superior

Educación

"TÉCNICO DEL ACEITE DEL ESTADO DE UFA

UNIVERSIDAD "

Departamento de "Equipos de campo de petróleo y gas"

práctica de entrenamiento

Alumno del grupo MPZ - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Líder de práctica de R.R. Safiullin

departamento de doctorado profesor asistente

Características generales de la empresa

El departamento de producción del campo petrolífero de Aksakovneft se formó en 1955 en relación con el descubrimiento del pozo n. ° 3 del campo petrolífero Shkapovskoye por parte de la tripulación perforada del capataz I.Z. Poyarkov el 23 de noviembre (Figura 1).

Figura 1 - Pozo No. 3

Desde el comienzo de su actividad, NPU "Aksakovneft" perteneció al fideicomiso "Bashneft" ubicado en Ufa, que se reorganizó en la compañía petrolera por acciones "Bashneft",

Hay 15 depósitos en el balance de NGDU. Las reservas residuales recuperables al 01.01.2004 ascienden a 22.358 millones de toneladas (excluyendo el aumento de reservas en 2004). Con los volúmenes actuales de producción de petróleo, la provisión de reservas es de 21 años. Actualmente, se están realizando perforaciones exploratorias en 2 áreas: Afanasyevskaya y Lisovskaya.

Los campos de OOO NGDU Aksakovneft se muestran en la Figura 2.

Desde el inicio del desarrollo, se han producido 229,937 toneladas de petróleo. El plan de producción de petróleo en 2004 se está cumpliendo en un 100,2%, se han producido 2 mil toneladas de petróleo por encima del plan.

Figura 2 - Mapa general de depósitos

Se pusieron en operación 21 nuevos pozos, siendo los 20 previstos. El petróleo producido de nuevos pozos es de 31,768 toneladas con el plan de 27,000 toneladas, la tasa de producción de nuevos pozos es de 9,5 toneladas / día, mientras que el plan es de 7,8 toneladas / día.

Se pusieron en funcionamiento 6 nuevos pozos de inyección, frente a los 6 previstos.

Por inactividad, se encargaron 26 pozos contra el plan de 26.

El período de terminación del pozo en el estándar de 17 días fue de 7,7 días.

Se recolectaron 39754 mil m3 de gas asociado, incluyendo 422 mil m3 en exceso al plan. El nivel de utilización de los recursos de gas de petróleo asociados es del 96,3%, mientras que el plan es del 95,1%.

La atención principal se presta a la introducción de nuevos equipos y tecnologías avanzadas, aumentando la recuperación de petróleo y la eficiencia de las medidas geológicas y técnicas (Figura 3).

Debido a las nuevas tecnologías para la recuperación mejorada de petróleo, se produjeron 348 toneladas, durante el último período del año se realizó una gran cantidad de trabajos para realizar las medidas geológicas y técnicas. Entonces, con el plan de 467, se llevaron a cabo 467 eventos. La eficiencia es de 113,8 mil toneladas.

Eficiencia específica con el plan de 243,3 t / metro. ascenderá a 243,7 t / medida.

Figura 3 - Tecnología para aumentar la inyectividad de un pozo de inyección utilizando la tecnología que utiliza una unidad de tubería flexible.

Una de las etapas de la reorganización de ANK Bashneft fue la unión en julio del año pasado del equipo de la planta de procesamiento de gas Shkapovsky a OOO NGDU Aksakovneft. En 2004 se procesaron 39 millones 208 mil metros cúbicos de gas de petróleo asociado contra el plan de 34 millones 712 mil metros cúbicos, el sobrecumplimiento ascendió a 4496 mil metros cúbicos o + 13% al plan.

LLC NGDU Aksakovneft es una empresa con equipos y tecnología altamente desarrollados para la producción de petróleo e infraestructura regional ubicada en la parte suroeste de la República de Bashkortostán en la dirección Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Se trata de una empresa moderna muy desarrollada, una subdivisión de la asociación Bashneft con equipos y tecnología avanzados para la producción y el tratamiento de petróleo.

El objetivo principal es obtener ganancias y satisfacer las necesidades sociales de los bienes y servicios producidos por él. Las principales actividades son:

Producción y preparación de petróleo y gas;

Arreglo, revisión y acondicionamiento de pozos:

Reparación y construcción de carreteras;

Prestación de servicios pagos a la población;

Producción de bienes de consumo;

Arreglo, operación y reparación de instalaciones petroleras e instalaciones sociales;

Servicios de transporte, servicios de equipos especiales;

Producción y venta de vapor y agua;

Formación y desarrollo profesional del personal;

Llevar a cabo una única política económica, de precios, técnica y medioambiental con la Compañía;

La Compañía lleva a cabo sus actividades sobre la base de la legislación vigente de la Federación de Rusia y la República de Bashkortostán, el Estatuto, las decisiones de los órganos de gobierno de la Compañía y los acuerdos celebrados.

El capital autorizado de la Compañía, su movimiento se refleja en el balance de la Oficina de JSOC Bashneft.

MINISTERIO DE EDUCACIÓN Y CIENCIA

FEDERACIÓN RUSA

AGENCIA FEDERAL DE EDUCACIÓN

GOUVPO "UNIVERSIDAD ESTATAL DE UDMURTSK"
FACULTAD DE ACEITE

Departamento "Desarrollo y operación de campos de petróleo y gas"

sobre la segunda práctica de producción
Contenido
1. Introducción ………………………………………………………………… .3

2. Características del depósito …………………………………………… 4

3. Objetos de desarrollo y sus características ………………………………… 5

4. Propiedades de los yacimientos de las formaciones productivas ………………………… 11

5. Propiedades físicas del fluido de formación (petróleo, gas, agua) ………… 12

6. Indicadores de desarrollo de embalses (formación productiva) ………………… 17

7. Diagrama de instalación de una bomba de varilla de bombeo de pozo (USSHN) ………… .... 18

8. Bombas de varilla de bombeo de fondo de pozo, sus elementos …………………………… 19

9. Conexiones roscadas para tubos y

varillas de bombeo ……………………………………………………… ... 22

10. Esquema de instalación de una bomba centrífuga eléctrica (ESP) ……………… 25

11. Modo tecnológico de funcionamiento de la USSHN en constante

12. Modo tecnológico de funcionamiento de la USSHN en períodos periódicos

bombeo de liquido ... ............................................. .. ....................................... 27

13. Modo tecnológico de funcionamiento del ESP ………………………………… .28

14. Dispositivos para investigar el funcionamiento de bombas de pozo ... 29

15. Resultados del estudio del funcionamiento de la USSHN ……………………………… ..37

16. Diseño de anclajes de gas-arena ……………………………………… .38

17. Dispositivos para combatir los depósitos de cera en

equipo subterráneo ……………………………………………… .39

18. Diagrama de una unidad de medición grupal .......................................... ................................... 40

19. Diagrama de la estación de la bomba de refuerzo ……………………………………………………………… .41

20. Automatización del funcionamiento de las unidades de bombeo de pozo ......................................... ... 42

21. Responsabilidades funcionales del operador para la producción de petróleo y gas …… .43

22. Garantizar los requisitos de protección laboral durante el mantenimiento

pozos productores ………………………………………………… ... 44

23. Documentación de informes en el equipo de producción de petróleo …………………… .47

24. La estructura de la empresa productora de petróleo y gas ……………………… ... 49

25. Requisitos para la protección del medio ambiente durante la producción de petróleo ………… .50

26. Indicadores de desempeño técnico y económico de NGDU ……………… 51

Lista de literatura usada ………………………………………… ... 53

1. INTRODUCCIÓN

Hice una pasantía en OAO Udmurtneft en el departamento de producción de petróleo y gas de Votkinsk en el campo Mishkinskoye en un equipo de producción de petróleo y gas. Ocupó el puesto de operador de producción de petróleo y gas de 4 grados.

Me asignaron a un operador d / n de quinto grado, bajo cuya guía hice mi pasantía. Durante mi práctica, pasé por sesiones informativas sobre seguridad técnica y seguridad eléctrica, hice desvíos, donde vi el trabajo del IC y GZU, trabajé en una computadora, donde hice una versión electrónica de varios esquemas.

Tengo buenas impresiones de la práctica. En primer lugar, el capataz se aseguró de que recibiera la mayor cantidad de información posible sobre las funciones de un operador para la producción de petróleo y gas: dio instrucciones al operador que me asignaron, después de 3 semanas de práctica, realizó un examen sobre los conocimientos que había adquirido. En segundo lugar, el deseo de los propios operadores de hablar de su trabajo.

Casi todos los días estuve en varios trabajos. No me decepcionó la profesión que elegí y me alegro de haber estudiado esta especialidad en particular.

^ 2. CARACTERÍSTICAS DEL DEPÓSITO

El campo petrolífero de Mishkinskoye fue descubierto en 1966 y está ubicado en el límite de los distritos de Votkinsky y Sharkansky al norte de la ciudad de Votkinsk.

El área de depósito está ubicada en la cuenca del río Kama y ocupa las cuencas hidrográficas de los ríos Votka y Siva. Las elevaciones absolutas del relieve varían de 140 a 180 m en el sur, a 180 a 250 m en el norte. El área del campo Mishkinskoye está ocupada en un 70% por bosques de coníferas, el resto está ocupado por tierras agrícolas.

El clima de la región es continental templado, con inviernos largos. La temperatura media anual es de + 2С, las heladas en enero - febrero a veces alcanzan los -40С. La profundidad media de congelación del suelo es de 1,2 m, el espesor de la capa de nieve es de 60 a 80 cm.

La toma de agua para el mantenimiento de la presión del embalse se encuentra en el río Siva. Fuente de alimentación - subestación 220/110/35/6 kV "Siva". El tratamiento del aceite se lleva a cabo en el Mishkinsky CKPN ubicado en el territorio del campo.

La estructura de Mishkin se complica por dos cúpulas: la occidental - Votkinskiy y la oriental - Cherepanovskiy.
^ 3. OBJETOS DEL DESARROLLO Y SUS CARACTERÍSTICAS

En el campo Mishkinskoye, se registraron muestras de petróleo en las rocas del escenario Tournaisiano y el horizonte de Yasnaya Polyana (capas Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), el Carbonífero Inferior, en la etapa Bashkirian y el horizonte Vereiskiy (capas B-II, B-III) de la Etapa Moscú del Carbonífero Medio.

El contenido de petróleo y gas de la sección se estudió utilizando muestras de núcleos, muestras laterales de suelo, análisis de datos de estudios geofísicos de campo, registros de gas y los resultados de las pruebas de flujo de entrada de los pozos.

Nivel tournaisiano

En los sedimentos de Tournais, se descubrieron tres depósitos de petróleo, confinados en tres estructuras: las cúpulas occidental y oriental de los levantamientos de Votkinsk y Cherepanovsk. Una capa petrolífera industrial de calizas porosas cavernosas en el techo del horizonte Cheretsky con un espesor de hasta 36 m. La parte más alta del yacimiento de petróleo se encontró en el levantamiento de Votkinsk, en el pozo No. 180 a una altura de 1334 m.Se encontró un pequeño depósito en el área de 184 pozos con la elevación más alta de 1,357 m. ...

Se observa la pendiente de la superficie OWC (desde el pozo n. ° 189 al pozo n. ° 183) de la cúpula de West Votkinsk entre 2 y 2,5 m. Por lo tanto, el OWC se adoptó a una altura de 1356-1354 m. El depósito de petróleo en la cúpula de West Votkinsk es de 32 m, sus dimensiones son de aproximadamente 8x5 km.

En la cúpula Vostochno-Votkinskiy, la posición promedio del OWC se toma convencionalmente alrededor de 1358 m. La altura del depósito en esta cúpula en el área del pozo No. 184 es de aproximadamente 5 m, sus dimensiones son 3x1.5 km.

En el levantamiento de Cherepanovskoe, el OWC se toma convencionalmente a 1370 m.La altura del depósito de petróleo de este levantamiento es de 4.5 m, sus dimensiones son de aproximadamente 4.5x2 km. La presencia de densas capas intermedias trazadas sobre un área grande y el muestreo de los pozos 211, 190, 191 cercanos al domo prueban la estructura masiva en capas de la tierra.

Se encontraron muestras de aceite del horizonte de Kizilovsky en su parte inferior en una capa de calizas finamente porosas. Los resultados de las pruebas indican propiedades deficientes del yacimiento del horizonte de Kizilovsky.

El OWC del depósito de kizilov se toma convencionalmente al nivel de 1330,4 - 1330 m.

Yasnaya Polyanskiy superhorizonte

En el horizonte superior de Yasnaya Polyana, los espectáculos de petróleo se limitan a capas de areniscas y limolitas porosas de los horizontes de Tula y Bobrikov.

Hay tres capas porosas en el horizonte de Bobrikovskiy. El flujo de petróleo comercial del yacimiento Bb-III se obtuvo en el pozo No. 211 y el petróleo y el agua del pozo No. 190.

En todos los pozos se trazó el reservorio Bb-II, el cual penetró en el Carbonífero Inferior y solo en el pozo No. 191 fue reemplazado por rocas impermeables.

El espesor del reservorio Bb-II varía de 0 a 2 my el Bb-I de 0.8 a 2.5 m. Del reservorio Bb-I se obtuvieron caudales comerciales de petróleo en el pozo No. 189 junto con otros reservorios.

En el horizonte de Tula, la capacidad petrolífera comercial se establece en tres capas Tl-0, Tl-I, Tl-II. En el horizonte de Yasnaya Polyana, los depósitos de petróleo se limitan a las estructuras: las cúpulas de Votkinsk oeste y este y el levantamiento de Cherepetsk. El espesor más insignificante de las capas impermeables que separan los estratos petrolíferos del horizonte superior de Yasnaya Polyana, y a menudo las conexiones de los estratos permeables entre sí y su variabilidad litológica, sugieren un tipo de depósitos estratificados con un solo OWC para todas las formaciones de el levantamiento de Votkinsk y por separado para las formaciones de Cherepanovskoye.

El OWC del levantamiento Cherepanovskiy para las formaciones Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 se toma en el fondo de la formación Tl-II, que dio aceite anhidro en el pozo No. 187 a una altura de 1327.5 m.

Etapa baskiriana

Se encontraron muestras de petróleo en depósitos de la etapa Bashkiriana en todos los pozos que abrieron depósitos de petróleo y se caracterizaron por núcleo. Además, las ferias de aceite se ubican en la parte superior y más densa de la sección. El espesor de las capas intermedias efectivas varía dentro de un amplio rango de 0,4 a 12,2 m En algunos pozos, cuando se prueban los flujos de entrada, no se obtuvieron o se obtuvieron después del tratamiento con ácido clorhídrico del fondo. Las fluctuaciones significativas en los valores de los flujos de entrada sugieren una estructura compleja del reservorio tanto en tamaño como en área. La presencia de tasas de producción significativas probablemente indica la presencia de grandes cavidades o fracturas en el yacimiento. La parte más alta del petróleo del levantamiento de Votkinsk se encontró en el pozo No. 211 a una altura de 1006,6 m La altura del depósito es de unos 38 metros, el tamaño del depósito está dentro de los 16x8 km. El OWC se toma convencionalmente a 1044 m.

Z El aceite de alez del levantamiento de Cherepanovskoye no se ha estudiado lo suficiente. Está separado del depósito del levantamiento de Votkinsk por una zona de deterioro de las propiedades del yacimiento de las rocas carbonatadas. El OWC del levantamiento Cherepanovskoye se adoptó a una altura de 1044 m.

Horizonte de Verey

En el horizonte de Verey, hay principalmente dos estratos de petróleo, separados por capas de lutitas y calizas arcillosas. El espesor de las calizas B-III saturadas de aceite efectivas varía de 0,6 a 6,8 m (pozo No. 201). La marca más baja a partir de la cual se obtuvo aceite anhidro es 1042,8 metros (pozo No. 214). La marca más alta del embalse B-III es de 990 m. El OWC se toma a 1042 m. La altura del embalse dentro del OWC aceptado - 1042 metros es de aproximadamente 52 m. Sus dimensiones dentro del contorno exterior son de aproximadamente 25x12 km. El espesor de la parte efectiva del embalse varía de 1,2 a 6,4 m.

La parte más alta del reservorio B-II se penetró en el pozo No. 211. El OWC se tomó a 1040 m. La altura del depósito dentro del OWC aceptado es de 104 my es igual a unos 50 m. El tamaño del depósito dentro el contorno exterior de la capacidad de carga de petróleo es de unos 25x12 km. Depósitos de petróleo de las formaciones B-II y B-III de tipo reservorio.

La parte efectiva de la formación B-I no se rastrea en todos los pozos. Los resultados de las pruebas indican una baja permeabilidad del yacimiento y la compleja ubicación de las diferencias porosas en el área del campo complica la evaluación de las posibles perspectivas de petróleo del yacimiento B-I.

^ 4. PROPIEDADES DEL COLECTOR DE LAS FORMACIONES PRODUCTIVAS
Nivel tournaisiano

La etapa de Tournais está representada por rocas carbonatadas, calizas de los horizontes Cherepetian y Kizilovsky. Los pocillos contienen de 1 (pocillo n. ° 212) a 29 (pocillo n. ° 187) capas intermedias porosas. El espesor de las variedades porosas distinguidas varía de 0.2 a 25.2 m, el espesor total de los reservorios del horizonte Cheretskiy en la parte estudiada varía de 10.8 (pozo No. 207) a 39.2 m (pozo No. 193). En casi todos los pozos en la parte superior de la etapa de Tournais, se distinguen las capas intermedias, por regla general, esta es una capa única con un espesor de aproximadamente 2 m, pero en algunos pozos (195, 196), una mayor cantidad de capas intermedias porosas delgadas aparecen, cuyo número alcanza 8. El espesor total del depósito Kizelovsky aumenta en este caso hasta 6,8 m.
Yasnaya Polyanskiy superhorizonte

Los depósitos del superhorizonte de Yasnaya Polyana están representados por areniscas, limolitas y arcillas alternas de los horizontes de Bobrikov y Tula. En el horizonte de Bobrikovsky se distinguen los lechos de areniscas Bb-II y Bb-I, y en el horizonte de Tula Tl-0, Tl-I, Tl-II. Estos estratos se pueden rastrear en toda el área del campo Mishkinskoye. El espesor total del yacimiento de los horizontes de Bobrikovsky y Tula varía de 7,4 m (pozo No. 188) a 24,8 m (pozo No. 199).
Etapa baskiriana

Está representado por una alternancia de calizas densas y porosas-permeables. Las calizas no son arcillosas. El parámetro relativo reducido Jnj varía de 0,88 en capas intermedias densas a 0,12 - 0,14 en variedades muy porosas. Tal cambio en Jnj indica una cavernosidad significativa de las calizas. El número de capas intermedias porosas en los pozos por área varía de 5 (pozo No. 255) a 33 (pozo No. 189). El espesor de las distinguidas variedades porosas varía de 0,2 a 21,0 m, mientras que el espesor total de los embalses de Bashkirian varía de 6,8 m (pozo 205) a 45,5 m (pozo 201).
Horizonte de Verey

Los depósitos de Verey están representados por limolitas y rocas carbonatadas alternas. La formación productiva está confinada a depósitos de carbonatos porosos y permeables. Hay dos capas B-III y B-II.

El espesor total del yacimiento del horizonte de Vereiskiy varía de 4.0 (pozo No. 198) a 16.0 m (pozo No. 201). El espesor de una capa permeable separada varía sobre el área de 0,4 a 6,4 m.
Resumen de datos sobre las propiedades de los yacimientos de formaciones productivas

^ 5. PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO DE FORMACIÓN

(ACEITE, GAS, AGUA)
PETRÓLEO
Horizonte de Verey

Del análisis de las muestras de fondo de pozo se deduce que los petróleos del horizonte Vereya son pesados, altamente viscosos, el valor de la densidad del petróleo en condiciones de yacimiento está en el rango de 0.8717 - 0.8874 g / cm 3 y en promedio es 0.8798 g / cm 3. La viscosidad del petróleo en condiciones de yacimiento varía de 12,65 a 26,4 SP, y se tomaron 18,4 SP en los cálculos.

Se supone que el valor medio de la presión de saturación es 89,9 atm. El petróleo del horizonte Vereya está pobremente saturado de gas, la relación gas-petróleo es de 18,8 m 3 / t.

De acuerdo con los resultados del análisis de muestras superficiales de aceite, se estableció: la densidad del aceite es de 0,8963 g / cm 3; las muestras de aceite del horizonte de Vereiskiy contienen 3.07% de azufre, la cantidad de resinas de silikogel varía de 13.8 a 21% y promedia 15.6%. El contenido de asfaltenos está en el rango de 1.7 - 8.5% (valor promedio 4.6%) y el contenido de parafina 2.64 - 4.8% (valor promedio 3.6%).
Etapa baskiriana

Los datos del análisis muestran que el petróleo de la etapa Bashkirian es más liviano que los petróleos de otras capas del campo Mishkinskoye, la densidad del petróleo en condiciones de yacimiento es de 0,8641 g / cm 3. La viscosidad del aceite es menor que en el horizonte Vereya y se determina a 10,3 cp. La presión de saturación para la etapa Bashkiriana debe tomarse igual a 107 atm. La relación gas-petróleo del yacimiento es de 24,7 m 3 / t. Los resultados del análisis muestran que la densidad media del aceite es de 0,8920 g / cm 3. El contenido de azufre en el aceite de la etapa Bashkirian varía de 22,4 a 3,63% y es en promedio 13,01%. La cantidad de resinas de silicogel varía de 11,6% a 18,7% y promedia 14,47%. El contenido de asfaltenos está en el rango de 3.6 - 6.4% (promedio 4.51%) y el contenido de parafina 2.7 - 4.8% (promedio 3.97%).
Yasnaya Polyanskiy superhorizonte

El petróleo del horizonte de Tula es pesado, peso específico 0.9 g / cm 3, alta viscosidad 34.2 cp. El factor de gas es de 12,2 m 3 / t, la presión de saturación del aceite con gas es de 101,5 atm., Lo que se debe al alto contenido de nitrógeno en el gas hasta un 63,8 por ciento en volumen.

Se tomaron muestras de petróleo de la superficie del superhorizonte Yasnaya Polyana de 8 pozos. La densidad del aceite según los resultados del análisis de las muestras de superficie es de 0,9045 g / cm 3. Contenido de azufre  3,35%, contenido de asfaltenos  5,5%, contenido de parafina  4,51%.
Nivel tournaisiano

La viscosidad del aceite en condiciones de yacimiento fue de 73,2 cp. La densidad del aceite es 0,9139 g / cm 3. Factor de gas 7,0 m 3 / t. factor de volumen 1.01. Se tomaron muestras de petróleo de superficie de la etapa Tournaisiana de 8 pozos. La densidad media del aceite es de 0,9224 g / cm 3. El aumento del contenido de resinas de silikogel 17.4 - 36.6% (promedio 22.6%). El contenido de asfaltenos y parafina es, en promedio, del 4,39% y el 3,47%, respectivamente.
^ GAS ASOCIADO

El gas asociado contiene una mayor cantidad de nitrógeno. Para la etapa de Tournais, su valor promedio es de 93,54%, para el superhorizonte de Yasnaya Polyana - 67,2%, para la etapa de Bashkirian - 44,4%, para el horizonte de Vereian - 37,7%. Tal contenido de nitrógeno, así como factores de gas bajos, hacen posible utilizar el gas asociado como combustible, solo para las necesidades de las empresas industriales.

En términos del contenido de helio en el gas del circuito de Yasnaya Polyanskiy (0.042%) sobre el horizonte y la etapa de Cheretskiy (0.071%), es de interés industrial, pero debido a factores de gas bajos, es decir, pequeña producción de helio, se cuestiona la rentabilidad de su producción. El contenido de helio en el gas asociado del horizonte Vereiano y la etapa Bashkirian es, respectivamente, 0.0265% y 0.006%.
^ AGUA DE FORMACIÓN
Horizonte de Verey

La abundancia de agua de las capas en la parte superior del horizonte Vereisky prácticamente no ha sido estudiada. Las salmueras de depósito tienen una densidad de 1,181 g / cm 3, la primera salinidad es 70, contienen B - 781 mg / l, J - 14 mg / ly В 2 О 2 - 69,4 mg / l. La composición del gas disuelto en agua está fuertemente dominada por nitrógeno - 81%, metano - 13%, etano - 3,0%, más pesado - 0,3%.
Etapa baskiriana

Las aguas de los depósitos Bashkirianos tienen una composición de iones y sales similar y una mineralización y metamorfización ligeramente más baja que las aguas de los complejos superiores e inferiores. La mineralización de las aguas de los depósitos de Bashkir no supera los 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg no supera los 3,7; SO 4 / Cl no excede de 0,28; el contenido de mg / l de bromo 587 - 606; J ÷ 10,6-12,7; B 2 O 3 28-39; potasio - 1100; estroncio - 400; litio - 4.0.
Yasnopolyansky sobre el horizonte

Se caracterizan por una alta mineralización, metamorfización, ausencia de asfaltenos, altos contenidos de bromo y yodo, que no superan los 50 mg / l. El contenido insignificante de sulfatos sirve como correlativo para distinguir las aguas del complejo Yasnaya Polyana de las aguas de los complejos superior e inferior.

La saturación de gas promedio de las aguas de formación de los sedimentos de Yasnaya Polyana es de 0.32 - 0.33 g / l. La composición del gas es nitrógeno, el contenido de hidrocarburos es de aproximadamente 3 - 3,5%, argón - 0,466%, helio - 0,069%. El gas de desgasificación por contacto consiste en nitrógeno 63,8%, metano 7,1%, etano 7,9%, propano 12,1%.
Nivel tournaisiano

La mineralización de las aguas de la etapa tournaisiana es de 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. El agua de los sedimentos de Tournais se diferencia marcadamente de las aguas de los sedimentos de Yasnaya Polyana, lo que indica el aislamiento de los acuíferos del horizonte.

Las aguas de la etapa de Tournais están muy mineralizadas. Se caracterizan por un alto contenido de calcio del 19%, la relación equivalente Cl-Na / Mg es superior a 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Contenido de bromo 552-706 mg / l; yodo 11-14 mg / l; NH 4 79-89 mg / l; В 2 О 3 39-84 mg / l; potasio 1100 mg / l; estroncio 4300 mg / l;
Propiedades físicas y químicas del petróleo en condiciones de yacimiento

Propiedades físicas y químicas del gas

Propiedades fisicoquímicas de las aguas de formación

^ 6. INDICADORES DE EVOLUCIÓN DE LOS DEPÓSITOS

(formación productiva)

Este "esquema tecnológico para el desarrollo del campo Zapadno-Chigorinskoye" confirma la opción óptima para un mayor desarrollo del campo.
El trabajo se llevó a cabo de acuerdo con los términos de referencia del OJSC “Surgutneftegas” y los documentos reglamentarios aprobados.

Introducción

2. Análisis de la estructura del stock de pozos.
3. Características geológicas del yacimiento.
4. Modelo geológico y tecnológico del campo.
5. Justificación geológica y sobre el terreno de las opciones de desarrollo.
6. Indicadores tecnológicos de opciones de desarrollo.
7. Reservas de petróleo y gas disuelto.
8. Precauciones de seguridad para los operadores de producción de petróleo y gas.
9. Modo tecnológico de operación de pozos de producción.
10. Producción de petróleo mediante instalaciones eléctricas sumergibles.
11. Producción de petróleo mediante bombas de varilla de bombeo de pozo.

Archivos: 1 archivo

AGENCIA FEDERAL DE EDUCACIÓN

Institución educativa estatal de educación profesional superior

"Universidad Estatal de Petróleo y Gas de Tyumen"

Departamento de Desarrollo y Operación de Campos Petroleros

en la primera práctica de producción

de "" 20 a "" 200

en la empresa

Estudiante

grupos НР-09-1 especialidades

"Desarrollo y operación de petróleo y

campos de gas ",

especialización: "Desarrollo de campos petroleros"

De la empresa

(puesto) F.I.O.

Grado de protección:

Kogalym, 2012

Introducción

1. Información general sobre el depósito.

2. Análisis de la estructura del stock de pozos.

3. Características geológicas del depósito.

4. Modelo geológico y tecnológico del campo.

5. Justificación geológica y sobre el terreno de las opciones de desarrollo.

6. Indicadores tecnológicos de opciones de desarrollo.

7. Reservas de petróleo y gas disuelto.

8. Seguridad para los operadores de petróleo y gas.

9. Modo tecnológico de operación de pozos de producción.

10. Producción de petróleo mediante instalaciones eléctricas sumergibles.

11. Producción de petróleo mediante bombas de varilla de bombeo de pozo.

INTRODUCCIÓN

Administrativamente, el campo Zapadno-Chigorinskoye está ubicado en la región de Surgut del Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen.

El campo está ubicado en el territorio de tres áreas de licencia, cuyo usuario del subsuelo es OJSC “Surgutneftegas”:

• Área de licencia de Chigorinsky (licencia KhMN No. 00684, emitida el 03.12.1997, fecha de vencimiento
  validez de la licencia 31.12.2040),
• Área de licencia Ai-Pimskiy (licencia KhMN No. 00560, emitida el 29/09/1993, fecha de vencimiento
  validez de la licencia 31.12.2055),
• Área de licencia Zapadno-Ai-Pimsky (licencia KhMN No. 00812, emitida el 04.06.1998, término
  caducidad de la licencia el 31.12.2055),

Distancia al asentamiento más cercano - asentamiento. Nizhnesortymsky - 60 km. Distancia a la ciudad de Surgut - 263 km.

El campo fue descubierto en 1998 y puesto en producción piloto en 2003 sobre la base del "Esquema Tecnológico para el Desarrollo Piloto" elaborado por TO "SurgutNIPIneft" (protocolo del TKR KhMAO No. 259 de fecha 06.12.2001).

Debido a las mayores tasas de desarrollo del campo en los primeros dos años de operación (2003-2004), los volúmenes reales de producción de petróleo excedieron los niveles de diseño. Para ajustar los indicadores tecnológicos de desarrollo en 2005, TO "SurgutNIPIneft" compiló un "Análisis del desarrollo del campo West Chigorinskoye" (protocolo TO CKR Rosnedra para Khanty-Mansi Autonomous Okrug No. 630 de fecha 27/04/2005) .

Este documento de proyecto "Esquema tecnológico para el desarrollo del campo Zapadno-Chigorinskoye" fue elaborado en 2006 de acuerdo con la decisión del Centro de Mantenimiento de la Comisión Central para el Desarrollo de Rosnedra para el Okrug Autónomo de Khanty-Mansi (Acta No. 630 de 27/04/2005).

Durante el período de desarrollo piloto del campo Zapadno-Chigorinskoye:

Estructura geológica clarificada y propiedades del yacimiento.
la principal instalación operativa de la central nuclear y,

• Las reservas de petróleo fueron calculadas y aprobadas por el Comité Estatal de Reservas de Rosnedra (Acta No.
  03.11.2006),
• Se estima la eficiencia del sistema de desarrollo implementado.

Este "esquema tecnológico para el desarrollo del campo Zapadno-Chigorinskoye" confirma la opción óptima para un mayor desarrollo del campo.

El trabajo se llevó a cabo de acuerdo con los términos de referencia del OJSC “Surgutneftegas” y los documentos reglamentarios aprobados.

1. INFORMACIÓN GENERAL SOBRE EL DEPÓSITO

Ubicación administrativa y geográfica. El campo Zapadno-Chigorinskoye se asigna en el territorio de tres áreas de licencia: área de licencia Ai-Pimsky (parte noreste del campo), área de licencia West Ai-Pimsky (parte central) y área de licencia Chigorinsky (parte sureste, Fig. 1.1) .

Administrativamente, el depósito está ubicado en el distrito de Surgut del distrito autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen. El asentamiento más cercano es el asentamiento de Nizhnesortymskiy, ubicado a 60 km al noreste del campo. El centro de la región de Surgut es la ciudad de Surgut, ubicada a 263 km al sureste del campo. En términos físicos y geográficos, se limita a la provincia pantanosa de Surgut del país físico y geográfico de Siberia Occidental. El campo está ubicado en el área de operaciones de OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nizhnesortymsk-neft".

El clima es continental. El invierno es largo, severo y nevado. La temperatura media del mes más frío, enero, es de -21,4 ° С. El espesor de la capa de nieve es de hasta 60-75 cm La duración del período con heladas persistentes es de 164 días. El verano es corto (50-60 días), moderadamente cálido y nublado, con frecuentes heladas. La temperatura promedio del mes más cálido (julio) es de + 16.8 ° С, con un máximo absoluto de + 34 ° С. En general, el clima de la región es típico de la zona de taiga.

Hidrografía. El campo está ubicado en el interfluvio de los ríos Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. Por la naturaleza del régimen hídrico, los ríos pertenecen al tipo de ríos con inundaciones primavera-verano e inundaciones en la estación cálida. La fase principal del régimen hídrico es la inundación, que, en algunos años, representa hasta el 90% de la escorrentía anual. Comienza en la tercera década de abril y finaliza en junio. Zonas importantes están anegadas (60,1%). La superposición del territorio del área de trabajo es del 17,2%. Junto con los pequeños lagos, también hay grandes lagos en el territorio del depósito: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Suelos. Las superficies automórficas están dominadas por podzoles ferruginosos iluviales y humus iluviales. Entre los tipos de suelos pantanosos, hay suelos turbosos, turbosos y turbosos en turberas altas, así como suelos turbosos-humus-gley. Las llanuras aluviales de los ríos están dominadas por suelos de llanura aluvial de turba-humus-gley y llanuras aluviales débilmente podzolizados.

Vegetación. Según la zonificación geobotánica de Siberia occidental (Ilyina y Makhno, 1976), el territorio del depósito se encuentra en la subzona de taiga norte.

La estructura paisajística del territorio está dominada por turberas de diversos tipos (60,1% del área), principalmente de cumbrera y lacustre-hondonada, así como turberas llanas-montañosas. Los bosques de pinos y abedules se limitan a las zonas cercanas a los valles (cobertura forestal: 17,3%). En las llanuras aluviales y los valles fluviales predominan los bosques de pino-abedul y cedro-pino (alrededor del 5,4%).

Mundo animal. Según la zonificación zoogeográfica de la región de Tyumen (Gashev, 2000), el campo Zapadno-Chigorinskoye se encuentra dentro de la provincia zoogeográfica de Surgut. La fauna está representada por la fauna de biotopos de pantano lacustre (rata almizclera, liebre blanca, aves acuáticas: buceadores y patos de río), en los biotopos forestales hay representantes de la caza de secano (urogallo negro, urogallo, urogallo), así como ardillas. , ardillas listadas.

Uso del suelo y áreas especialmente protegidas. En el territorio del campo Zapadno-Chigorinskoye hay territorios con un estado especial de gestión de la naturaleza: zonas de protección del agua, plantaciones de cedro, tierras ancestrales (Fig. 1.1).

Las zonas de protección del agua se asignan a lo largo de los ríos y alrededor de los lagos con un ancho de 100 a 500 m, ocupan 5132 hectáreas (aproximadamente el 45% del área de campo). Macizos separados a lo largo de los lechos de los ríos son plantaciones de cedro: 172 hectáreas (1,5%).

Por el Decreto del Jefe de la Administración de la región de Surgut No. 124 de 30.11.1994 y la Decisión de la comisión de distrito en la administración rural de Sytominsk de la región de Surgut, la tierra ancestral No. 12C fue asignada en el territorio de la depósito, donde 4 familias (12 personas) de entre los pueblos indígenas realizan actividades económicas Norte - Khanty (familias de Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Se han celebrado acuerdos económicos entre OJSC “Surgutneftegas” y los jefes de las tierras ancestrales, que prevén un conjunto de medidas sociales y económicas.

La actividad económica en las zonas de protección del agua está determinada por el Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia Nº 1404 de 23.11.1996 "Reglamento sobre las zonas de protección del agua de los cuerpos de agua y sus zonas de protección costera", RD 5753490-028-2002 "Reglamento sobre protección del medio ambiente en el diseño y producción de los pozos de prospección y exploración individuales de OJSC “Surgutneftegas” ubicados en las zonas de protección del agua de los cuerpos de agua del Okrug Autónomo de Khanty-Mansiysk ”; rodales de cedro - según el Código Forestal de la Federación de Rusia No. 22-FZ de fecha 29.01.1997; tierras ancestrales - por Resolución del Jefe de la Administración de la región Surgut No. 124 de ZOL 1.1994.

Infraestructura industrial. El campo petrolero Zapadno-Chigorinskoye está ubicado en el área de operación de Nizhneseortymskneft NGDU, que cuenta con una infraestructura industrial desarrollada: punto de recolección y preparación de petróleo, estaciones de bombeo de refuerzo, un sistema de oleoductos a presión y entre campos, gasoductos, una red de carreteras, un sistema de suministro de energía y bases de servicios de producción.

Cuando se completó el trabajo, se construyó lo siguiente en el campo: 11 plataformas de pozos; sistema de recolección de petróleo y gas con una longitud de 26,1 km:

• una estación de bombeo de refuerzo con una capacidad de diseño de 10.0 mil m / día, desde la boca
  nueva descarga preliminar de agua de formación, con una capacidad de 10.0 mil m3 / día.
  La utilización de la capacidad al 01.01.2006 era del 12%;
• oleoducto para el transporte externo de petróleo del campo West Chigorinskoye
  hasta el punto de inserción en el oleoducto desde el campo Bittemskoye, de 15,0 km de longitud;

estación de bombeo de racimo con una capacidad de 7,2 mil m 3 / día. La utilización de la capacidad al 01.01.2006 ascendió al 44%;

Se perforaron cuatro pozos de agua en el área SPS en la montaña Cenomanian
paraguas equipado con unidades de bombeo sumergibles de alta presión, a través de
en el que se inyecta agua;

Sistema de tuberías de agua de alta presión de 18,55 km de longitud;
subestación transformadora PS 35/6;

• línea de alto voltaje VL-35kV desde PS110 del campo Bittemskoye hacia el oeste
  campo no-Chigorinskoye, 15,8 km de longitud;
• Carretera con pavimento de hormigón asfáltico de BPS West
  Campo de Chigorinskoye antes de la conexión con el corredor del campo Bittemskoye "sobre
  13,5 km de largo;

Aproximaciones a los matorrales con una longitud de 26,15 km.

El sistema de recolección de gas en el campo no está bien desarrollado. Se construyó una planta de energía de turbina de gas en el campo Bittemskoye ubicado a 20 km. La tasa de utilización de gas a 01.01.2006 fue del 2,76%.

La instalación de tratamiento de petróleo más cercana es Alekhinsky CPF, ubicada a 95,8 km del campo. El suministro de aceite al sistema Transneft se realiza en Zapadny Surgut PS.

La electricidad se suministra desde el sistema Tyumenenergo. La principal fuente de alimentación para el campo Zapadno-Chigorinskoye es la subestación Bit-temskaya de 35/6 kV (2x25 MB A).

El suministro de energía a las instalaciones en el sitio del campo Zapadno-Chigorinskoye se realiza desde SS 35/6 kV (2x6.3 MB A) No. 252, ubicado en el área del sitio tecnológico de la estación de bombeo de refuerzo.

Durante el desarrollo del campo, los materiales y equipos se suministran desde la ciudad de Surgut, que cuenta con un gran nudo ferroviario, puerto fluvial y aeropuerto, capaz de recibir aviones de pasajeros y de transporte pesado.

El pueblo más cercano, Nizhne-Sortymsky, cuenta con recursos laborales calificados. En NGDU "Nizhnesortymskneft" se desarrolla un sistema de departamentos y servicios de reparación.

2. ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA DEL FONDO DE POZOS.

Al 01.01.2006, el saldo de la empresa tiene 147 pozos, incluidos los pozos de producción - 109, inyección - 33, control - 1, toma de agua - 4. Las características del stock de pozos se dan en la tabla. 2.1

En la instalación de AC12, hay 129 pozos de producción e inyección, incluidos 96 pozos de producción y 33 de inyección (de los cuales 12 se están desarrollando para petróleo).

Hay 13 pozos de exploración abandonados en los reservorios AS11 y YUSo.

Los apéndices gráficos muestran mapas del estado actual de desarrollo del objeto AC12. Para el objeto en su conjunto, la productividad de los pozos indicados en el mapa corresponde a los informes de la NGDU, los mapas de cada una de las capas muestran la productividad estimada obtenida como resultado de los cálculos del modelo.

El estado del fondo es satisfactorio. Hay 2 pozos en el stock de pozos inactivos (2% del stock de pozos).

En diciembre de 2005, 100 pozos de producción estaban en operación con un caudal de petróleo promedio de 13,9 t / día, una presión de fondo de pozo promedio de 12,8 MPa. Hay 21 pozos de inyección en operación, la inyectividad promedio de los pozos de inyección es de 152 m 3 / día, con una presión promedio de boca de pozo de 14,9 MPa.

El rango de tasas de producción de petróleo (de 0,1 a 63,1 t / día) para la etapa inicial de desarrollo es muy amplio. Para identificar las principales razones de la productividad desigual de los pozos, se realizó un análisis multivariado de la información geológica y de campo, las dependencias más informativas se muestran en la Fig. 4.3.1. De los datos proporcionados se sigue: