Nafta- ja gaasivälja aruanne. Ooo ngdu "aksakovneft" üldised omadused ja organisatsiooniline struktuur: õppepraktika aruanne. Nafta- ja sissepritsekaevude käitamine

Töö kirjeldus

Okha piirkonna majandusliku potentsiaali aluseks on kütuse- ja energiakompleks. Selle baasettevõte on nafta- ja gaasitootmise osakond Okhaneftegaz, mis on osa OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz struktuurist.
Ettevõtte NGDU Okhaneftegaz ajalugu sai alguse Okha välja arendamisest 1923. aastal. Aastatel 1923–1928 arendas Jaapan kontsessioonilepingu alusel Okha maardlat. Aastatel 1928–1944 teostasid valdkonna uurimist ja arendamist Sakhalinneft Trust (loodud 1927) ja Jaapani kontsessionäär.

Sissejuhatus. Üldine teave ettevõtte kohta
2
1.
Teoreetiline osa
3

1.1. Ettevõtte struktuur
3

4

1.3. Täiustatud õli taaskasutamise meetodite klassifikatsioon
6

1.4. Üleujutussüsteemid ja nende kasutamise tingimused
9

1.5. Sissepritsekaevude uuring
13

1.6. Sissepritsekaevude maa-alune remont, remondi liigid ja põhjused
14
2.
Tööohutus üleujutuse ajal
15
3.
Keskkonnakaitse, kui seda kasutatakse reovee reservuaari rõhu säilitamiseks
16

Järeldus. Kuidas määrata RPM-meetodite rakendamise efektiivsust
18

Bibliograafia
19

Failid: 1 fail

Vene Föderatsiooni Föderaalne Haridus- ja Teadusamet

Nafta- ja gaasiväljade arendamine ja käitamine

(eriala nimi)

(õpilase perekonnanimi, nimi, isanimi)

Kirjavahetuse osakonna kuues kursus.

kood 130503.

kvalifikatsiooni (praktika) praktikal

peal ______________________________ _____________________________

(Ettevõtte nimi)

Praktikajuht filiaalist

Praktikajuht ettevõttest

____________________ ___________________________

(positsioon) (allkiri) (kohusetäitja)

Komisjoni otsus alates "______" ____________________ 2010.a.

tunnistada, et aruanne

teostatud ja kaitstud reitinguga "_____________________________________"

komisjoni liikmed

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(positsioon) (allkiri) (kohusetäitja)

Sissejuhatus

Üldine teave ettevõtte kohta.

Okha piirkonna majandusliku potentsiaali aluseks on kütuse- ja energiakompleks. Selle baasettevõte on nafta- ja gaasitootmise osakond Okhaneftegaz, mis on osa OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz struktuurist.

Ettevõtte NGDU Okhaneftegaz ajalugu sai alguse Okha välja arendamisest 1923. aastal. Aastatel 1923–1928 arendas Jaapan kontsessioonilepingu alusel Okha maardlat. Aastatel 1928–1944 teostasid valdkonna uurimist ja arendamist Sakhalinneft Trust (loodud 1927) ja Jaapani kontsessionäär.

1944. aastal lõpetati leping Jaapaniga ja sellest ajast on Okhinskoje välja arendamist jätkanud ühendus Sahhalineft ning Okhinski naftamaardla on erinevatel aastatel kuulunud erinevatesse divisjonidesse:

1944-1955 - Okha naftamaardla (Okha keskvälja arendamisel);

1955-1958 - Okha laiendatud naftamaardla, mis on osa Ekhabinefti naftaväljade direktoraadist (Okha keskosa, Severnaja Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo väljade arendamisel - kuni 1965. aastani);

1968-1971 - Okhanefti naftaväljade administratsioon (Ohha keskosa, Južnaja Okha, Nekrasovka väljade arendamisel);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (Okha Kesk-, Põhja-Okha ja Lõuna-Okha väljade arendamisel);

1979-1981 - Sakhaneftegazdobõtša tootmisühingu põhiettevõte, mis kuulub üleliidulisse Sahhalinmorneftegazi tööstusühendusse (Ohha keskosa, Severnaja Okha, Južnaja Okha väljade arendamises);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (sama väljade arendamine käib). NGDU Okhaneftegaz tegutseb 17 nafta- ja gaasiväljal, mis asuvad Okha piirkonnas.

1988. aastal muudeti PO Okhaneftegazdobycha ja VPO Sakhalinmorneftegaz PA Sakhalinmorneftegaziks ja NGDU Severneftegaz NGDU Okhaneftegaziks, mis hõlmab taas Kolendo välja. Maa peal asuvatel vanadel naftaväljadel on alustatud hüdraulilise purustamise tehnoloogia kasutuselevõttu, mis võimaldab tõsta puurkaevude tootmist.

1. Teoreetiline osa

Üldine teave hoiuse kohta. Tungori väli avastati 1958. aastal Okhi linnast 28 km lõuna pool. Orograafilises mõttes paikneb antikliiniline volt kahe morfoloogilise tsooni piiril: idapoolne, kerkinud, väljendatuna Ida-Sahhalini seljandiku meridiaanseljandiku kujul, ja läänepoolne, mida esindavad õrnemad ja madalamad reljeefsed vormid. Maksimaalsed absoluutkõrgused idaosas ulatuvad 120 meetrini. Voldi kaar vastab madala reljeefiga tsoonile, mille absoluutsed märgid ei ületa 30-40 m.

Linnaosa hüdrograafiline võrk on halvasti arenenud. Tuleb märkida, et siin on kaks kohalikku äravoolubasseini - Tungori ja Odoptu järved, millel on tektooniline iseloom. Piirkonnast voolab läbi hulk väikeseid ojasid ja jõgesid. Nende orud on soised, veevool ebaühtlane. Maardla vahetus läheduses asub Tungori küla, mis on Okha linnaga ühendatud 28 km pikkuse maanteega.

Piirkonna kliima on külm, talv pikk, lumikate langeb novembris ja püsib kuni maini. Taifuunid toovad talvel lumetormi ja suvel tugevaid vihmasid. Tuul ulatub 30 m/s. Suvi on lühike ja vihmane. Aasta keskmine temperatuur on 2,5.

Stratigraafia. Tungorskoje välja maardlate lõiku esindavad neogeeniajastu terrigeensed liivased-argillased kivimid. Sügavaimatest kaevudest katmata moodustiste kompleks jaguneb (alt üles) Daginskaja, Okobykaiskaja ja Nutovskaja kihistudeks.

Daginskaja sviit. Kaevus nr 25 on maksimaalne läbistatud paksus 1040 m. Piir Dagini ja Okobykai moodustiste vahel on tõmmatud piki XXI horisondi tippu. Daginsky maardlad on jagatud horisontideks XXI - XXVI.

Need koosnevad peamiselt helehallide, hallide, ebaühtlaseteraliste, aleuriitsevate kivimite liivadest ja liivakividest.

Mudakivid on tumehallid kuni mustad, mõranenud, peenestatud, pealt liivased-mudased, vilgulised, sisaldavad söestunud taimejäänuseid. Kivimeid iseloomustab kõrge ränidioksiidi sisaldus.

Okobykayskaya kihistu. Piir Nutovskaja ja Okobykaiskaja kihistute vahel on tinglikult tõmmatud 3. kihi põhja. Sviidi paksus ulatub 1400 meetrini. Klastilisi kivimeid esindavad liivad, savid ning nende vahepealsed ja tsementeerunud sordid. Moodustise osa ülemist poolt iseloomustab settestabiilsus, mis ilmneb paksuste analüüsimisel. III - XII kihtide üldlevinud katkestus, teravad litoloogilised-faatsilised asendused raskendavad üksikute kaevude lõikude lokaalset korrelatsiooni, määravad ette Nutovi ja Okobykai maardlate vahelise kontakti konventsionaalsuse.

Liivad ja liivakivid on hallid, helehallid, peeneteralised, savikas-mudased kivikeste ja kruusaga. Aleuriidid ja aleuriidid on hele- ja tumehallid, savikas-liivased. Savid ja mudakivid on tumehallid, liivased, mudased ja murdunud. Alam-Okobykayskaya kihtide savi-liiva kompleks hõlmab peamisi nafta- ja gaasimaardlaid.

Nutovskaja sviit. See on levinud kogu piirkonnas, murde harjas paljanduvad Keskmised Nutovski kivimid. Koguvõimsus on üle 1000 m. Kui lõigu alumises osas on võimalik jälgida üksikuid liivakihte (III, II, I, M), siis ülal paljandub pidev õhukeste savikihtidega liivane kompleks. Liivased kivimid on hallid, helehallid, rabedad, peeneteralised ja ebaühtlaseteralised, hajutatud kivikeste ja kruusaga. Savid on tumehallid, liivased-mudased, mudased söestunud taimejäänuste lisanditega.

Tektoonika. Tungori voldik on osa Ekhabinsky antikliinilisest tsoonist, mis asub saare kirdeäärmises osas.

Antikliinilises tsoonis on tuvastatud üheksa antikliinilist struktuuri, mis on rühmitatud kaheks antikliiniliseks haruks - Okha ja East Ekhabinsky.

Tungori antikliin asub Ida-Ekhabinsky tsooni alumises otsas ja erineb teistest voldikutest mitmete struktuuriliste tunnuste poolest. See erineb naaberstruktuuridest - Vostochno-Ekhabinskaya idas ja Ekhabinskaya, mis külgneb põhjast - kerge vajumise, väiksema kontrasti ja katkestuste puudumisega. Pinnal tekkinud pliotseensete lademete järgi on volt meridiaanil silmatorkav brahüantikliin.

Piki horisondi XX tippu ulatub volt meridionaalses suunas, selle tiivad on peaaegu sümmeetrilised. Kivimite langemisnurgad läänetiival varieeruvad 8-9 kraadi piires, idas - järsemad, ulatudes 12-14 kraadini. Kivimite vajumine lõunasuunas on lauge, 3-4 nurga all, põhjapoolsel perklijoonel esineb isohüpsi paindepaksenemine ja hinge järsem langus (langemisnurk 6-7).

Õli kandevõime. 1958. aastal tegi puuraugu avastaja kindlaks XX horisondi kaubandusliku naftakandevõime. 1961. aastal avastati kaevu nr 28 katsetamisel XX horisondi naftamaardla. Praeguseks on Tungori väljal tõestatud kolme naftahorisondi (XXI, XX ja XX) ja kümne gaasihorisondi tootlikkus. Tungori välja lõigus on lai tootlikkus ja vertikaalse tsoneeringu järgimine maardlate jaotuses: lõigul ülespoole asendatakse naftamaardlad gaasikondensaadiga, seejärel puhtalt gaasiga. Tungori välja looduslike veehoidlate morfoloogia on alatu kujuga, võlvitud kihistu hulka kuuluvad nafta- ja gaasimaardlate püünised ning enamik neist on osaliselt litoloogiliselt sõelutud.

1.3. Täiustatud õli taaskasutamise meetodite klassifikatsioon

Meetodite kasutamine reservuaari rõhu säilitamiseks naftamaardlate tekke ajal (vooluringisisene ja vooluringisisene üleujutus, gaasi või õhu süstimine reservuaari kõrgendatud osadesse) võimaldab kõige ratsionaalsemalt kasutada reservuaari looduslikku energiat ja seda oluliselt täiendada. lühendada maardlate väljatöötamise aega tänu intensiivsemale nafta väljavõtule. Ja sellegipoolest püsib jääkvarude bilanss lõppfaasis olevatel põldudel väga kõrge, ulatudes kohati 50-70%-ni.

Praegu on teada ja rakendatud suur hulk täiustatud õli taaskasutamise meetodeid. Need erinevad produktiivsete moodustiste mõjutamise meetodi, kihistusse süstitava tööaine ja kihistu küllastava vedeliku vahelise interaktsiooni olemuse ning kihistusse sisestatava energia tüübi poolest. Kõik tõhustatud õli taaskasutamise meetodid võib jagada hüdrodünaamilisteks, füüsikalis-keemilisteks ja termilisteks.

Hüdrodünaamilised meetodid õli taaskasutamiseks.

Nende meetodite rakendamisel ei muutu tootmis- ja sissepritsekaevude vahede süsteem ning ei kasutata pinnast kihistusse toodud täiendavaid energiaallikaid jääkõli väljatõrjumiseks. Nafta taaskasutamise tõhustamise hüdrodünaamilised meetodid toimivad juurutatud arendussüsteemis, sagedamini naftareservuaaride üleujutamise ajal, ning on suunatud looduslike nafta taaskasutamise protsesside edasisele intensiivistamisele. Hüdrodünaamilised meetodid hõlmavad tsüklilist vee üleujutamist, muutuvat filtreerimisvoolu ja vedeliku sunnitud eemaldamist.

Tsükliline üleujutus. Meetod põhineb reservuaari töörežiimi perioodilisel muutmisel vee sissepritse ja väljatõmbe peatamise ja jätkamise teel, mille tõttu kasutatakse kapillaar- ja hüdrodünaamilisi jõude paremini ära.

See hõlbustab vee sisenemist veehoidlate tsoonidesse, mis varem ei olnud mõjuga kaetud. Tsükliline üleujutus on efektiivne põldudel, kus kasutatakse tavapärast üleujutamist, eriti hüdrofiilsetes reservuaarides, mis hoiavad kapillaaris paremini endasse tunginud vett. Heterogeensetes moodustistes on tsüklilise üleujutuse efektiivsus suurem kui tavalisel üleujutamisel. Selle põhjuseks on asjaolu, et heterogeense kihistu üleujutuse tingimustes on kihistu halvimate reservuaariomadustega piirkondade jääkõliga küllastus oluliselt suurem kui kihistu põhilisel üleujutatud osal. Rõhu suurenemisel aitavad kihistu ja vedeliku elastsusjõud kaasa vee sissetoomisele kihistu halvimate reservuaariomadustega piirkondadesse, kapillaarjõud hoiavad aga kihistusse tunginud vett, millele järgneb kihistuse vähenemine. moodustumise rõhk.

Filtreerimisvoogude suuna muutmise meetod. Naftareservuaaride, eriti heterogeensete, üleujutamise käigus traditsiooniliste skeemide kohaselt moodustub neis järk-järgult rõhuväli ja filtreerimisvoogude olemus, milles reservuaari üksikuid sektsioone ei hõlma õli väljatõrjumise aktiivne protsess. vee poolt. Veehoidla üleujutamata seisvate tsoonide arendusse kaasamiseks on vaja muuta selle üldist hüdrodünaamilist olukorda, mis saavutatakse vee väljavõtete ja kaevude kaudu süstimise ümberjagamisega. Tootmise (sissepritse) muutuste tagajärjel muutub rõhugradientide suund ja suurus, mistõttu piirkondi, mis varem ei olnud üleujutusega kaetud, mõjutavad kõrgemad rõhugradiendid ja nendest tulev õli nihkub üleujutatud, voolavasse. osa moodustistest, mis suurendab õli taastumist. Meetodi rakendamisel koos tootmise ja sissepritse muutmisega harjutatakse üksikute kaevude või tootmis- ja sissepritsekaevude rühmade perioodilist sulgemist.

Vene Föderatsiooni ja Tatarstani Vabariigi haridus- ja teadusministeerium

Almetjevski Riiklik Naftainstituut

Osakond "Areng ja tegevus

nafta- ja gaasiväljad"

Aruanne

Üliõpilane Abunagimov Rustam Rinatovitš Grupp 68-15 W

Nafta ja gaasi erialade teaduskond 13503.65

Hariduspraktikas läbitud JSC-s "Bašneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

( ettevõte, NGDU)

Praktika koht OJSC "Bašneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Praktika juht

RIENGMi osakonnast Chekmaeva R.R.

(positsioon, täisnimi)

Almetjevsk

SISSEJUHATUS 3

1 NGDU tootmine ja organisatsiooniline struktuur. 4

2. Objektide geoloogilised ja füüsikalised omadused. kaheksa

3. Puurkaevud. 13

4. Naftaväljade arendamine. 15

5. PPD süsteem. 19

6. Nafta- ja sissepritsekaevude käitamine. 22

7. Kaevuuuring. 25

8. Meetodid kaevu tootlikkuse tõstmiseks. 26

9. Kaevude korraline ja kapitaalremont. kolmkümmend

10. Nafta, gaasi ja vee kogumine ja ettevalmistamine. 33

11. Ohutus, töö- ja keskkonnakaitse. 36

VIITED 39

SISSEJUHATUS

Selle praktika tegin mina Oktjabrsknefti nafta- ja gaasitootmise osakonnas. Praktika käigus tutvusin õlitootmise meetoditega, õli taaskasutamise tõhustamise meetoditega, reservuaari rõhu säilitamise süsteemiga, aga ka puurkaevude tootmissüsteemiga selle nafta- ja gaasitootmise osakonna tingimustes.

NGDU Oktyabrskneft on nafta- ja gaasitootmisettevõte. NGDU tegevuse aluseks on nafta, gaasi, bituumeni, mage- ja mineraalvee ammutamine, nende transport erinevate transpordiliikidega, mõnel juhul töötlemine ja müük.

NGDU Oktyabrskneft on OJSC Bashnefti suur allüksus. Tänu Baškortostani territooriumi uurimise kõrgele tasemele (üle 82%) jätkab ettevõte uuringuid nii vabariigi territooriumil kui ka teistes piirkondades. 2009. aastal valmis üle 10 tuhande meetrise uuringupuurimise aastaplaan, valmis 10 puurauku, tööstuslikud naftavoolud saadi 6 puuraugus (efektiivsus 60%), avastati 2 uut naftamaardlat, taastuvate varude suurenemine tööstuskategooriad oli 1,3 miljonit tonni Ettevõte viib läbi seismilisi uuringuid, süvauurimispuurimisi, geokeemilisi uuringuid ja temaatilisi töid geoloogilise uuringu valdkonnas. Naftatootmine suureneb tänu ettevõtte arendatavatele maardlatele, nagu Arlanskoje, Sergeevskoje, Jugomaševskoje jt. Naftatootmise kasvu on oodata geoloogiliste ja tehniliste meetmete mahu suurenemise tõttu: uute puuraukude puurimine, vedeliku tootmise optimeerimine, kaevude üleviimine teistele rajatistele, hüdrauliline purustamine, uute üleujutuskeskuste loomine, seisvate kaevude vähendamine ja kasutuse laiendamine. tõestatud väga tõhusad meetodid õli taaskasutamise suurendamiseks.

NGDU "Oktyabrskneft" on umbes kaks tosinat põhi- ja abitootmise ning sotsiaalteenuste valdkonna töökoda ja allüksust. Osakonnal on: oma koolituskeskus, Tehnikamaja, tütarkasvuhoonefarm, puhkekeskus, hambaravi- ja parameedikukeskused jne.

Viimasel ajal on naftamehed palju tegelenud keskkonnateemadega: taastatakse soolaseid allikaid, puhastatakse jõgesid, taastatakse õlitatud maid.

Praktikas käisime sageli möödasõidukaevudes, mille käigus õppisin vahetult töötingimustes nafta- ja gaasitootmise operaatori tegevust. Praktika oluliseks aspektiks oli varem õpitud teoreetiliste teadmiste kinnistamine praktikas.

1 NGDU tootmine ja organisatsiooniline struktuur

NGDU "Oktyabrskneft" asub jões. lk Serafimovskiy Tuymazinsky piirkond, Baškortostani Vabariik. Valmistatavateks toodeteks on ettevõtte põhitegevuse järgi kaubanduslik õli.

Juhtimisstruktuuri tüübi järgi viitab NGDU Oktyabrskneft lineaarselt funktsionaalsele juhtimisstruktuurile, millel on väikesed vead ja mis on üldiselt selle ettevõtte jaoks optimaalne. 2009. aastal töötas selles ettevõttes umbes 1750 inimest.

NGDU Oktyabrskneft on kompleksne struktuuride ja osakondade süsteem, mis tagab katkematu naftatootmise. NGDU Oktyabrsknefti struktuuri skeem on näidatud joonisel 1.

Juhtimist teostab NGDU juht, kellele alluvad kõik talitused, osakonnad ja töökojad. Ta juhib kogu ettevõtte tegevust ühtsuse alusel. Ülema asetäitja iga osakonna, samuti aparaadi personali õigused ja kohustused on eraldatud erisätetega.

Peadirektori esimene asetäitja on peainsener, ta teostab tootmist ja meeskonna tehnilist juhtimist, koos direktoriga kannab täielikku vastutust ettevõtte efektiivsuse eest.

Peainsener vastutab:

1) Tootmis- ja tehnikaosakond (PTO), mille põhiülesanne on nafta ja gaasi tootmise ratsionaalse tehnika ja tehnoloogia kindlaksmääramine, uute seadmete ja kõrgtehnoloogia kasutuselevõtt.

2) Peamehaaniku teenistus (SGM) juhib NGDU mehaanik-remonditeenust.

3) Peaenergiainseneri talitus (SGZ) tegeleb soojus- ja elektrijaamade töökindla ja ohutu töö korraldamise, uute, töökindlamate, säästlikumate elektriajamite ja toiteskeemide kasutuselevõtuga.

4) Tööohutuse ja töökaitse osakond (OSB ja TB), mille põhiülesanne on töö korraldamine ohutute töötingimuste loomiseks.

Geoloogiaosakond allub peageoloogile. Osakonnas tegeletakse valdkonna detailse uurimisega, nafta- ja gaasivarude liikumise arvestusega, üksikute piirkondade täiendavate uuringutega, tehnoloogiliste skeemide ja arendusprojektide juurutamisega ning arengu intensiivistamise võimaluste leidmisega.

Joonis 1 NGDU "Oktyabrskneft" organisatsiooniline struktuur

Majandusplaneerimise osakond (PEO) allub NGDU peaökonomistile. Osakonna põhiülesanne on osakonna töö korraldamine, ettevõtte töö analüüsimine ning tootmisefektiivsuse tõstmise võimaluste väljaselgitamine. Töö- ja palgaosakond (töö- ja palgaosakond) tegeleb töö- ja tootmisjuhtimise korralduse parandamisega, progressiivsete palgavormide ja -süsteemide, materiaalsete stiimulite juurutamisega, et veelgi tõsta tööviljakust.

Logistika ja seadmete hankimise talitus (SMTO ja KO) allub NGDU üldküsimuste juhataja asetäitjale. Peamine ülesanne on varustada NGDU allüksusi igat tüüpi materjalide ja ressurssidega.

Juhataja asetäitja majandusküsimustes on peaökonomist, kes koordineerib ja kontrollib kõigi majandusteenistuste ja osakondade tegevust.

Automatiseeritud juhtimissüsteemi (OASU) osakond on mõeldud automatiseeritud juhtimiseks. See suhtleb ettevõtte juhtimissüsteemidega, mida teenindavad klasterarvutus- ja teabearvutuskeskused (CVC ja KIVC).

NGDU tootmine jaguneb põhi- ja abitootmiseks. Põhitoodang hõlmab töökodasid, mis on otseselt seotud põhitoodete tootmisega.

Nende hulka kuuluvad TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Need kauplused täidavad järgmisi funktsioone: juhivad nafta ja gaasi põhja, kasutades reservuaarienergiat; õli tõstmine päevapinnale, kogumine, jälgimine, toodangu mahu mõõtmine, õli kompleksne valmistamine selle turustamiskõlblikuks muutmiseks.

Abitootmise struktuur hõlmab ettevõtte neid allüksusi, mis tagavad põhitootmise kaupluste häireteta töö. Abitootmise tegevusaladeks on: seadmete, kaevude, seadmete ja mehhanismide remont; tootmisruumide varustamine elektri, vee ja muude vajalike materjalidega; infoteenuste osutamine põhitootmise kauplustele. Kõiki neid ülesandeid täidavad NGDU struktuuri kuuluvad töökojad: TsAPP; SERT; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; transpordipood.

CPF, õli ettevalmistamise ja pumpamise tsehh, toodetud kolmefaasilise vedeliku (nafta, gaas, vesi) vastuvõtt naftaväljalt, ettevalmistamine (faasideks eraldamine), õli ja vee mõõtmine, õli tarnimine torujuhtme juhtkonda ja formatsioonivee reservuaari rõhu hooldustöökoda, kasutamiseks reservuaari hooldussüsteemis rõhk.

Reservuaari rõhu säilitamise (RPM) töökoda - vee sissepritse tootlikesse koosseisudesse.

Kaevude maa-aluste ja töökoda (PRS-i sektsioon), mis teostab kaevude rutiinseid töid, teostab geoloogilisi tehnilisi meetmeid, et mõjutada põhjaaugu moodustumise tsooni.

Puurkaevude tööpiirkond (CDW) - kaevude töö, geoloogilised insenertehnilised meetmed, mille eesmärk on naftatootmise intensiivistamine, nafta taaskasutamise suurendamine, sissepritsekaevude injektsiooni suurendamine.

Elektriseadmete ja toiteallika veeremisremonditöökoda (PRTSE ja E) - NGDU rajatiste toitevarustuse tagamine, plaaniliste ennetavate remonditööde ja elektriseadmete, seadmete ja elektrivõrkude ennetavate testide tegemine.

Tootmisautomaatika ja auruvarustuse töökoda (CAPP) - varustab protsessivee ja soojusenergiaga (auruga) NGDU allüksusi ja kolmandatest osapooltest tarbijaid.

Ehitus- ja montaažitsehh (SMC) - uurimis-, töö- ja kasutuselevõetud kaevude korraldamine, naftatootmisrajatiste ning sotsiaal- ja kultuurirajatiste kapitaalremont, mõõteriistade, automaatika ja telemehaanika hooldus ja plaaniline ennetav hooldus NGDU rajatistes.

Naftaväljade uurimis- ja tootmistöökoda (TsNIPR) - kaevude ja reservuaaride hüdrodünaamiliste uuringute läbiviimine, mageveereservuaaride kontrollimine, õhusaaste määramine NGDU tegevuspiirkonnas, toodetud vedeliku laboratoorsed uuringud, vee kvaliteedi määramine. puhastatud ja heitvesi UPTP-s, naftagaasi füüsikalis-keemiliste omaduste analüüs ...

Torustiku ja konstruktsioonide (DAC ja KRTS) korrosioonivastaste katete ja kapitaalremondi töötuba. Töökoja funktsioonid: mahutite sisepuhastus, mahutite ja soojusvahetite kapitaalremont, mahutite ja mahutite korrosioonivastane katmine, seadmete ja konstruktsioonide demonteerimine, torustike paigaldamine GPMT-sse (painduvad polümeerist metalltorud), keevisõmbluste seisukorra jälgimine ja seina mõõtmine torustike, mahutite, proovivõtturite ja mahutite paksus (defektoskoopia), pumpavate kompressoritorude remont, tarnimine töö- ja töömeeskondadele.

Painduvate polümeer-metalltorude töökoda (TsGPMT) - painduvate polümeer-metalltorude tootmine õlikogumis- ja reservuaarirõhu säilitamise süsteemidele, tugevalt niisutatud õli ja väga agressiivse reovee transportimiseks, tarbekaupade tootmine.

NGDU "Oktyabrskneft" läbimõeldud struktuur võimaldab ettevõttel lahendada kõik talle pandud ülesanded, kasutada tõhusalt materiaalseid ja tööjõuressursse, seetõttu on soovitatav oma tootmisvõimsused ära visata.

2 Objektide geoloogilised ja füüsikalised omadused

Serafimovskoje naftamaardla asub Baškortostani loodeosas Tuimazinski piirkonnas. Sellest otse loodes on suur Tuimazinskoje naftaväli ning lõunas Troitskoje ja Stahhanovskoje.

Tagatisraha piires on r.p. Serafimovsky, mis asutati 31. detsembril 1952. See on koduks enamikule selle valdkonna arendamist ja tegevust juhtivatest töötajatest. Põllu territooriumil on asfaltteed ja maanteed, mis ühendavad naftaväljade rajatisi Oktjabrski ja Belebey linnadega ning Tuimazy, Urussu ja Kandra raudteejaamadega.

Valdkonda arendab asulas asuv OOO NGDU Oktyabrskneft Serafimovsky ja kaevude puurimist teostab BurKan. Naftapuuraukude tootmine pärast esmast puhastamist naftakogumispargist läbi Subkhankulovo pumbajaama pumbatakse torujuhtme kaudu Ufa naftatöötlemistehastesse. Seotud gaasi tarbib Tuimazinsky gaasitöötlemistehas, kasutatakse osaliselt kohalikeks vajadusteks ja transporditakse gaasitoru kaudu Ufasse. Veevarustus toimub tsentraalsest veetorustikust, mis toidab vett Useni jõe kanalialustest kaevudest.

Piirkonna kliima on kontinentaalne. Seda iseloomustavad pakased talved, mille temperatuur on jaanuaris kuni 45 0 C, ja üsna kuum suvi temperatuuriga kuni + 35 0 C juulis. Aasta keskmine temperatuur on +3 0 C. Aasta keskmine sademete hulk on umbes 500 mm. Sademeid esineb peamiselt sügis- ja talvehooajal.

Mineraalidest on lisaks naftale lubjakivid, savid, liivad. Neid materjale kasutavad kohalikud elanikud ehitus- ja majapidamisvajadusteks. Lisaks kasutatakse puurkaevude muda valmistamiseks erikvaliteediga savi.

Orograafiliselt on maardla ala künklik platoo. Madalaimad tõusud piirduvad jõeorgudega, on umbes +100m, kõrgeimad absoluutkõrgused valgaladel ulatuvad +350m. Reeglina on valgalade lõunanõlvad järsud ja moodustavad neemekõrgusi, hästi paljanduvad, põhjanõlvad aga lauged, turbaga kaetud ja sageli metsaga kaetud.

Piirkonna hüdrograafiline võrgustik on hästi arenenud, kuid puuduvad suured jõed. Piirkonna peamine veetee on jõgi. Ik. Selle lisajõed maardlast lõuna pool. on jõed Kidash ja Uyazy Tamak. Jõgi voolab maardla piires. Bishinda, mis on jõe vasak lisajõgi. Väljastpoolt voolav Ussen. Maardla lõunaosas täheldatakse põhjavee väljavoolu allikate kujul.

Serafimovskoje maardla geoloogilises struktuuris osalevad eelkambriumi, Bavlinski, Devoni, kivisöe, Permi, Kvaternaari, Ripheani ja Vendi maardlad.

Serafimovskoje väli on mitmekihiline. Peamine produktiivne horisont on liivane kiht D ma Pashi horisont. Kaubanduslikult õli kandvad liivased moodustised: C- VI 1 , KOOS- VI 2 , Bobrikovski horisont, Tournaisi lava Kizelovski horisondi süsinikurikas liige, Famenni lava karbonaatsed liikmed, liivakiht D 3 kynovsky horisonti, liivane kiht D II Mullinsky horisont, liivased kihid D III ja D IV Vana Oskali horisondist.

Bobrikovi horisondi keskmine sügavus on 1250 m, Tournaisi lade on 1320 m, Famennia lade on 1560 m, D-kiht ma -1690m, kiht D II - 1700m, voodi D III - 1715 m, kiht D IV - 1730 m.

Tektooniliselt paikneb Serafimovskaja Brakha antikliiniline struktuur tatari kaare Almetjevskaja tipu kaguosas ja moodustab koos Baltaevskaja struktuuriga Serafimovsko Baltaevsky laine. Muldkeha kogupikkus ulatub 100 km-ni ja selle laius ulatub 26 km-st läänes kuni 17 km-ni idas. Serafimovsko-Baltaevski laine kesk- ja kirdeosas paikneb Serafimovskoe tõus, mille edelaosas piiritleb stratoizozypsum miinus 1560 m ja kirdeosas miinus 1570 m. Tõusu mõõdud on 12X4 km ja ulatuvad edelast kirdesse.

Tuleb märkida, et Leonidovskoe ja Serafimovskoe tõusude Karboni ja Permi struktuuride kaared langevad kokku selle asukohaga Devoni setetes.

Kihist esindavad geofüüsikalistel andmetel peamiselt kolme tüüpi kivimid: mudakivid, aleuriidid ja liivakivid.

Devoni ladestused on põllul peamised. Pindala ja paksuse poolest on kõige levinum kiht D ma ... Selle paksus ulatub 19,6 m. Seda esindavad kvarts ja peeneteraline liivakivi.

Horisont D II kuulub Mullinovski horisondi liivakivide hulka. Seda esindavad aleuriit- ja mudakivide vahekihid, kuid valdavalt domineerib peeneteraline kvartsliivakivi. Selle läbilaskevõime on 19–33 meetrit.

Horisont D kihid III mida esindavad halvasti sorteeritud peeneteralised kvartsliivakivid. Nende võimsus on väga väike ja ulatub 1-3 meetrini. Selle horisondi maardlad on struktuurselt litoloogiliselt väikesed.

Horisont D kihid IV - esindatud peeneteralise, kohati kruusa, kvartsliivakiviga. Nende paksus on 8 meetrit, kohati 8-12 meetrit. Need sisaldavad 10 struktuurset tüüpi maardlat.

D-üksuse reservuaaride kogupaksus on 28 - 35 m ja kihtide õliga küllastunud paksus on 25,4 m.

Horisontide peamised omadused on toodud tabelis 1.

Tabel 1 Horisontide peamised omadused

Tournaisi lademe moodustumise õli erineb palju Devoni lademe õlidest. Nafta küllastusrõhk gaasiga on 2,66 MPa. Devoni maardlates on see väärtus 9 9,75 MPa, mis on üle kolme korra kõrgem kui Tournaisi etapil. Õli tihedus reservuaari tingimustes on 886 kg / m3. Lisateavet õli omaduste kohta leiate tabelitest 2 ja 3.

Tabel 2 Õli füüsikalised omadused

Tabel 3 Õli keemiline koostis

Toodetud vee omadused on toodud tabelis 4.

Tabel 4 Toodetud vee omadused

Gaasi koostis on näidatud tabelis 5.

Tabel 5 Gaasi omadused

3 Kaevude puurimine.

Arendus- või uurimisprojekti raames puuritakse nafta- või gaasimaardla. Kaevude puurimisbüroo geoloogiline osakond lõi projektist juhindudes topograafi poolt maapinnal olevad punktid maha, millest saavad selle välja kaevud.

Puurimisprotsessi tehnoloogiliselt asjatundlikuks läbiviimiseks on vaja teada kivimite põhilisi füüsikalisi ja mehaanilisi omadusi, mis mõjutavad puurimisprotsessi (elastsed ja plastilised omadused, tugevus, kõvadus ja abrasiivvõime). See saavutatakse uurimuskaevude puurimisega, millest saadakse kiviraie (südamik). Südamiku ja pistikute proovid saadetakse geoloogiaosakonda, mis viib läbi nende täieliku uurimise.

Kaevude puurimise tehnoloogia on järjestikuste toimingute kompleks, mille eesmärk on saavutada kindel eesmärk. On selge, et mis tahes tehnoloogilist toimingut saab teha ainult vajalike seadmete kasutamisega. Vaatleme kaevu ehitamisel tehtavate toimingute järjestust. Kaevude rajamise all mõistetakse kogu kaevu ehitamise tsüklit kõigi ettevalmistavate toimingute algusest kuni seadmete demonteerimiseni.

Ettevalmistustööd hõlmavad ala planeerimist, naftapuurtorni vundamentide ja muude seadmete paigaldamist, tehnoloogiliste kommunikatsioonide, elektri- ja telefoniliinide rajamist. Ettevalmistustööde mahu määrab reljeef, klimaatiline ja geograafiline vöönd, ökoloogiline olukord.

Puurplatvormi seadmete paigaldus, paigaldamine ettevalmistusplatsile ja selle torustik. Praegu on naftatööstuses laialdaselt praktiseeritud plokkide kokkupanek, suurte plokkide ehitamine monteeritakse tehastes ja tarnitakse paigalduskohta. See lihtsustab ja kiirendab paigaldamist. Iga sõlme installimine lõpeb selle testimisega töörežiimis.

Kaevude puurimine on järkjärguline süvendamine maapinnale kuni naftareservuaarini koos kaevude seinte tugevdamisega. Kaevude puurimine algab 2...4 m sügavuse augu rajamisega, millesse lastakse peitel, mis on kruvitud ruudu külge, mis on riputatud nooltoru kinnitussüsteemile. Puurimine algab pöörleva liikumise andmisega ruudule ja seega ka otsakule, kasutades rootorit. Sügavamale kivisse minnes lastakse otsa koos ruuduga vintsi abil alla. Pistikud eemaldatakse loputusvedelikuga, mis pumbatakse otsakule läbi pöörleva ja õõnsa ruudu.

Pärast kaevu ruudu pikkuse süvendamist tõstetakse see kaevust välja ning selle ja otsaku vahele paigaldatakse puurtoru.

Süvendamise käigus on võimalik kaevude seinte hävitamine, seetõttu tuleb neid teatud ajavahemike järel tugevdada (ümbris). Seda tehakse spetsiaalselt langetatud manteltorude abil ja kaevu struktuur muutub astmeliseks. Ülaosas puuritakse suure läbimõõduga otsikuga, seejärel väiksemaga jne.

Etappide arvu määrab kaevu sügavus ja kivimite omadused. Kaevude projekteerimise all mõistetakse erineva läbimõõduga korpusetorude süsteemi, mis lastakse kaevu erinevale sügavusele. Erinevate piirkondade jaoks on naftapuurkaevude kujundused erinevad ja need määratakse kindlaks järgmiste nõuetega:

- vastutegevus kivimi survejõududele, püüdlus kaevu hävitada;

- tüve kindlaksmääratud läbimõõdu säilitamine kogu selle pikkuses;

- erineva keemilise koostisega aineid sisaldavas kaevuosas esinevate horisontide eraldamine ja nende segunemise välistamine;

- erinevate seadmete käivitamise ja käitamise oskus;

- pikaajalise kokkupuute võimalus keemiliselt agressiivse keskkonnaga ning vastupidavus kõrgele rõhule ja temperatuurile.

Põldudele rajatakse gaasi-, sissepritse-, piesomeetrilised puurkaevud, mille konstruktsioon on sarnane nafta omaga.

Kaevu struktuuri üksikutel elementidel on järgmised eesmärgid:

1 Suund takistab kaevu puurimisel ülemiste konsolideerimata kivimite erosiooni puurimisvedeliku poolt.

2 Juht tagab joomiseks kasutatavate põhjaveekihtide isolatsiooni; Veevarustus.

3 Käitatakse vahepealne string, et isoleerida kaotatud tsirkulatsioonitsoonid, kattuda produktiivsed horisondid ebanormaalse rõhuga.

4 Tootmisnöör isoleerib kõik põllul esinevad kihid, töötavad seadmed ja töötavad kaevu.

Sõltuvalt korpuse stringide arvust võib kaevu struktuur olla ühe-, topelt- jne.

Kaevu alumine auk, selle filter, on nööri põhielement, kuna see tagab otse ühenduse õlireservuaariga, moodustumise vedeliku äravoolu kindlaksmääratud piirides ja mõju reservuaarile, et intensiivistada ja reguleerida selle tööd. .

Näokujunduse määravad kivi omadused. Nii et mehaaniliselt stabiilsetes kivimites (liivakivides) saab teostada avatud tahku. See tagab täieliku side reservuaariga ja seda võetakse standardina ning side efektiivsuse indikaatorit, hüdrodünaamilise täiuslikkuse koefitsienti, võetakse ühikuna. Selle disaini puuduseks on üksikute vahekihtide valikulise avamise võimatus, kui neid on, seetõttu on avatud pindu kasutatud piiratud ulatuses.

Tuntud põhjaavade konstruktsioonid koos eraldi käivitatavate, kokkupandavate filtritega täielikult paljastatud katmata kihiks. Korpuse põhja ja ekraani ülaosa vaheline rõngakujuline ruum on tihendatud. Filtris on avad ümmargused või pilukujulised, laius 0,8 ... 1,5 mm, pikkus 50 ... 80 mm. Mõnikord langetatakse filtreid kahe toru kujul, mille vaheline õõnsus on täidetud sorteeritud killustikuga. Neid filtreid saab vahetada kohe, kui need määrduvad.

Enim kasutatakse filtreid, mis on moodustatud kattuvas õlireservuaaris ja tsementeeritud tootmiskestas. Need lihtsustavad avamistehnoloogiat, võimaldavad üksikuid kihte usaldusväärselt eraldada ja neile mõjuda, kuid neil filtritel on ka mitmeid puudusi.

4 Naftaväljade arendamine .

Naftavälja arendamise all mõistetakse vedeliku (nafta, vee) ja gaasi kihiti tootmiskaevudesse viimise protsessi rakendamist. Vedeliku ja gaasi voolu juhtimine saavutatakse õli-, sissepritse- ja kontrollkaevude paigutamisega põllule, nende arv ja kasutuselevõtu kord, kaevude töörežiim ja reservuaari energia bilanss. Konkreetse maardla jaoks vastuvõetud arendussüsteem määrab ette tehnilised ja majanduslikud näitajad - nafta voolukiirus, selle muutumine ajas, õli taaskasutamise tegur, kapitaliinvesteeringud, omahind jne. Enne maardla puurimist projekteeritakse arendussüsteem. Arendusprojektis määratakse uuringu- ja katsetegevuse andmete põhjal tingimused, mille alusel maardlast hakatakse kasutama, st selle geoloogiline struktuur, kivimite reservuaariomadused (poorsus, läbilaskvus, heterogeensusaste), vedeliku füüsikalised omadused. ja moodustist küllastavad gaasid (viskoossus, tihedus, gaaside lahustuvus), kivimite küllastumine nafta, vesi ja gaas, reservuaari rõhk, temperatuur jne. Nende andmete põhjal koostatakse hüdrodünaamiliste arvutuste abil veehoidla kasutamise tehnilised näitajad erinevate arendussüsteemide võimaluste jaoks ning antakse süsteemivõimaluste majanduslik hinnang. Tehnilise ja majandusliku võrdluse tulemusena valitakse välja optimaalne arendussüsteem.

Nafta kogumine kaevudest toimub kas loodusliku voolamise teel reservuaarienergia mõjul või kasutades ühte mitmest mehhaniseeritud vedeliku tõstmise meetoditest. Tavaliselt domineerib põldude arendamise algfaasis voolav tootmine ja voolu nõrgenedes viiakse kaev üle kunstlikule tõstele. Mehhaniseeritud meetodid hõlmavad järgmist: gaasitõstuk ja sügavpumpamine (kasutades imivarda, sukeldatud elektrilisi tsentrifugaal- ja kruvipumpasid).

Naftaväljade arendamine on intensiivselt arenev teadusvaldkond. Selle edasine arendamine on seotud uute tehnoloogiate kasutamisega nafta maapõuest kaevandamiseks, uute meetodite kasutuselevõtuga in situ protsesside voolu iseloomu tuvastamiseks, põllu arendamise juhtimiseks, täiustatud meetodite kasutamisega maardlate uurimise ja arendamise planeerimiseks. arvestada seotud rahvamajanduse sektorite andmeid, kasutades maapõuest maavarade kaevandamise automatiseeritud juhtimissüsteeme, kihtide struktuuri ja neis toimuvate protsesside olemuse detailse arvestuse meetodite väljatöötamist deterministlike mudelite alusel.

Naftaväljade arendamine on seotud inimese olulise sekkumisega loodusesse ja nõuab seetõttu tingimusteta kinnipidamist maapõue ja keskkonna kaitseks kehtestatud standarditest.

Kaevu puurimine lõpeb õlimahuti avamisega, st. õlireservuaari side kaevuga. See etapp on väga oluline järgmistel põhjustel. Kihistis olev nafta ja gaasi segu on kõrge rõhu all, mille suurus võib olla ette teadmata. Kaevu täitva vedelikusamba rõhku ületava rõhu korral võib puurkaevust välja paiskuda vedelikku ja tekkida lahtine vool, puurimisvedeliku (enamasti on tegemist savilahuse) sattumine õlimahutisse ummistab selle kanalid. , mis kahjustab õli voolu kaevu.

Purskamist on võimalik vältida spetsiaalsete seadmete paigaldamisega puurkaevu pähe, blokeerides tõkesti kaevu või kasutades suure tihedusega loputusvedelikku.

Lahuse õlimahutisse tungimise vältimine saavutatakse erinevate komponentide lisamisega lahusesse: komponendid, mis on omadustelt sarnased moodustumisvedelikuga, näiteks õlipõhised emulsioonid.

Kuna pärast õlimahuti avamist puurimisega lastakse korpus kaevu ja tsementeeritakse, blokeerides seeläbi õlimahuti, on vaja reservuaari uuesti avada. See saavutatakse nöörist läbi laskmisega moodustamisvahemikus spetsiaalsete pulbripõhiste laengutega perforaatoritega. Need lastakse geofüüsikateenistusega trossköiel puurauku.

Praegu on omandatud ja rakendatud mitmeid kaevude perforeerimise meetodeid.

Komplektis on kaevude kuulperforatsioon. puurauku laskumisel perforaatorite spetsiaalsete seadmete trossil, mille korpusesse on ehitatud kuulidega pulbrilaengud. Pinnalt elektriimpulsi saamisel laengud plahvatavad, andes kuulidele suure kiiruse ja suure läbitungimisjõu. See põhjustab kolonni metalli ja tsemendirõnga hävimise. Aukude arv nööris ja nende asukoht piki moodustise paksust on eelnevalt välja arvutatud, nii et mõnikord lastakse perforaatorite jada alla. Põlevate gaaside rõhk kambri silindris võib ulatuda 0,6 ... 0,8 tuhande MPa-ni, mis tagab perforatsioonide valmistamise läbimõõduga kuni 20 mm ja pikkusega 145 ... 350 mm Valmistatakse kuulid. legeerterasest ja on kaetud vasega, et vähendada hõõrdumist piki kambrit või pliid liikudes.

Torpeedo perforatsioon teostuspõhimõttel sarnaneb kuuliga, suurendatakse ainult laengu kaalu. alates 4 ... 5 kuni 27 aastat ja perforaatoris kasutatakse horisontaalseid varre. Aukude läbimõõt on 22 mm, sügavus 100 ... 160 mm, 1 m kihi paksuse kohta tehakse kuni neli auku.

Kumulatiivne perforatsioon - aukude moodustumine perforaatorist väljuva hõõglambi joa suunalise liikumise tõttu kiirusega 6 ... 8 km / s rõhuga 0,15 ... 0,3 miljonit MPa. Sel juhul moodustatakse kanal sügavusega 350 mm ja läbimõõduga 8 ... 14 mm. Maksimaalne õmbluse paksus, eksponeerituna kumulatiivse perforaatoriga ühe stardi kohta kuni 30 m, torpeedo kuni 1 m, kuuli kuni 2,5 m. Pulberlaengu kogus on kuni 50 g.

Hüdroliivapritsi perforatsioon - kolonnis aukude moodustumine kalibreeritud düüsidest rõhuga 15 ... 30 MPa kiirusega kuni 300 m / s väljuva liiva-vedeliku segu abrasiivse toime tõttu.

VNII-s välja töötatud ja massiliselt koodi AP 6M all toodetud liivapritsi masin on end hästi tõestanud: vastuvõetavate pirnikujuliste kanalite sügavus võib ulatuda 1,5 meetrini.

Puurhaamer on seade filtri moodustamiseks aukude puurimise teel. Selleks kasutatakse VNIIGISes (Oktyabrsky) välja töötatud puursüdamikku, mille elektriajam on ühendatud teemanttrelliga. Maksimaalne radiaal on 60 mm, mis tagab korpuse läbimise praktika tulemuste kohaselt kihistu sissepääsu mitte rohkem kui 20 mm sügavusele. Perforatsioon on saanud nimetuse "säästmine", kuna see välistab samba ja tsemendirõnga kahjustused, mis on lõhkamismeetodite puhul vältimatud. Puurimisperforatsioonil on suur täpsus filtri moodustamisel vajaliku intervalliga.

Naftapuuraukude arendamine on tööde kogum, mis tehakse pärast puurimist, et indutseerida õli voolu kihist kaevu. Fakt on see, et avanemise käigus, nagu varem mainitud, on võimalik puurimismuda ja -vee sattumine kihistusse, mis ummistab kihistu poorid ja tõrjub kaevust välja õli. Seetõttu ei ole spontaanne õli sissevool kaevu alati võimalik. Sellistel juhtudel kasutavad nad kunstlikku sissevoolu väljakutset, mis seisneb eritööde tegemises.

Seda meetodit kasutatakse laialdaselt ja see põhineb üldtuntud faktil: suure tihedusega vedelikusammas avaldab kihistule rohkem vasturõhku. Soov vähendada vasturõhku, tõrjudes puurkaevust välja näiteks savimuda tihedusega Qg = 2000 kg/m3 mageveega tihedusega Qb = 1000 kg/m3, viib vasturõhu poole vähenemiseni. moodustumist. Meetod on lihtne, ökonoomne ja efektiivne formatsiooni nõrga ummistumise korral.

Kui lahuse asendamine veega ei anna tulemusi, kasutavad nad tihedust veelgi: kompressoriga kokkusurutud õhk juhitakse tünni. Samal ajal on võimalik suruda vedelikusammas tagasi torujalatsi külge, vähendades seeläbi kihistu vasturõhku oluliste väärtusteni.

Mõnel juhul võib osutuda tõhusaks kompressorist õhu ja vedeliku varustamine pumpamisseadme kaudu, luues järjestikused õhuportsjonid. Selliste gaasikoguste arv võib olla mitu ja need paisuvad tünnist vedeliku välja.

Torujuhtme pikkuses nihke efektiivsuse suurendamiseks paigaldatakse avamisventiilid, mille kaudu siseneb suruõhk kohe pärast kaevu sisenemist torusse ja hakkab "töötama" s.t. vedeliku tõstmiseks nii rõngastorus kui ka torustikus.

Kasutatakse ka spetsiaalse tagasilöögiklapiga varustatud tampoonikolvi torude käitamist. Allapoole liikudes laseb kolb vedelikku läbi enda, kui see tõuseb ülespoole, klapp sulgub ja kogu selle kohal olev vedelikusammas on sunnitud koos kolviga üles tõusma ja seejärel kaevust välja visata. Kuna tõstetav vedelikusammas võib olla suur (kuni 1000 m), võib kihistu rõhulangus olla märkimisväärne. Seega, kui kaev on täidetud vedelikuga kuni kaevupeani ja tampooni saab langetada 1000 m sügavusele, siis rõhk väheneb vedelikusamba vähenemise võrra ringis, kust osa vedelik hakkab torust välja voolama. Pühkimisprotsessi saab korrata mitu korda, mis võimaldab väga suurel määral vähendada survet moodustisele.

5 PPD süsteem

Naftamaardlate looduslikud moodused on lühiajalised. Mahuti rõhu vähendamise protsess kiireneb, kui vedelike tootmine reservuaarist suureneb. Ja siis, isegi kui õlimaardlad on hästi ühendatud toiteahelaga, algab selle aktiivne mõju maardlale, paratamatult algab reservuaari energia ammendumine. Sellega kaasneb laialdane dünaamilise vedeliku taseme langus kaevudes ja sellest tulenevalt toodangu vähenemine.

Reservuaari rõhu (RPM) hoolduse korraldamisel on teoreetilisest probleemist kõige keerulisem ja siiani täielikult lahendamata õli maksimaalse väljatõrjumise saavutamine reservuaarist koos protsessi tõhusa juhtimise ja reguleerimisega.

Tuleb meeles pidada, et vesi ja õli erinevad oma füüsikalis-keemiliste omaduste poolest: tihedus, viskoossus, pindpinevustegur ja märguvus. Mida suurem on indikaatorite erinevus, seda keerulisem on nihkumise protsess. Õli väljatõrjumise mehhanismi poorsest keskkonnast ei saa kujutada lihtsa kolvi nihkega. Siin toimub ainete segunemine ja õlijoa purunemine ning eraldiseisvate vahelduvate õli- ja veevoolude teke ning filtreerimine läbi kapillaaride ja pragude ning seisvate ja tupiktsoonide teke.

Põllu õlitagastuskoefitsient, mille maksimaalse väärtuseni tehnoloog peaks püüdlema, sõltub kõigist ülaltoodud teguritest. Tänaseks kogutud materjalid võimaldavad hinnata nende igaühe mõju.

Märkimisväärne koht reservuaari rõhu säilitamise protsessi efektiivsuses on kaevude paigutamisel põllule. Need määratlevad üleujutuse mustri, mis on jagatud mitmeks tüübiks.

Kontuurisisene üleujutamine hõlmab vee sissepritse süstimiskaevudesse, mis asuvad väljaspool õlikandevõime väliskontuuri. Kui õlikandja kontuur eemaldub sissepritsekaevudest ja tootmiskaevude esimese rea kastmisest, kandub sissepritsefront.

Protsessi normaalse läbiviimise kriteeriumiks on tootmistsoonis reservuaari rõhu väärtus, mis peaks kalduma tõusma või stabiliseeruma.

Veesisene üleujutus on efektiivne, kui esinevad järgmised tegurid:

- maardla väike suurus (maardla pindala ja õlikandva kontuuri perimeetri suhe on 1,5 ... 1,75 km);

- paksuse ja pindala poolest heade reservuaariomadustega homogeenne reservuaar;

Sissepritsekaevud paiknevad õlikandva kontuurist 300 ... 800 m kaugusel, mis tagab veefrondi ühtlasema edasiliikumise ja takistab üleujutuskeelte teket;

väljatõmbetsooni ja sissepritsetsooni vahel on hea hüdrodünaamiline ühendus.

Põhjaveekihi üleujutuse puudused on järgmised:

1 suured sissepritsevee kaod selle lekkimise tõttu süstimisala vastasküljele, mis toob kaasa täiendava energiatarbimise;

2 sissepritsetoru kaugus väljatõmmistsoonist, mis nõuab kadude ületamiseks märkimisväärset energiatarbimist;

3 valikurinde viivitatud reaktsioon tühjendusliini tingimuste muutustele;

4 vajadus ehitada suur hulk sissepritsekaeve; sissepritsekaevude kaugus peamistest sissepritseobjektidest, mis arenduse käigus suureneb, suurendab süsteemi maksumust.

Kontuurisisene üleujutus hõlmab vee sissepritse otse naftatsooni, ühe või mitme rea sissepritsekaevude korraldamist põllu keskel ja sellest tulenevalt reservuaari jagamist eraldi välja töötatud aladeks. Lõikamist saab teha ribadeks, rõngasteks jne. Selle vee üleujutamise meetodi tõhusus on ilmne: süsteemi efektiivsus suureneb, kõrvaldades vedeliku väljavoolu, lähenedes sissepritsefrondile kuni väljatõmbefrondile.

Erinevad kontuurisisesed üleujutused on: piirkondlik, fokaalne, selektiivne, plokk.

Piirkondlik üleujutus näeb ette süstimiskaevude paigutamise põllule vastavalt ühele skeemidest. Piirkondlik üleujutus korraldatakse tavaliselt põllu arengu hilises staadiumis, mil algab intensiivne üleujutus ja muud üleujutusviisid ei jõua eesmärgini Sissepritsekaevud asetatakse geomeetrilisele ruudustikule: viie-, seitsme- või üheksapunktilisele. Samas on ühe sissepritsekaevu kohta üks tootmiskaev viiepallisüsteemiga, kaks seitsmepallisüsteemiga ja kolm üheksapallisüsteemiga.

Fokaalset üleujutust saab skemaatiliselt kujutada ühe või mitme sissepritsekaevu kujul, mis asuvad reservuaari keskel, ja teatud arvu tootmiskaevude kujul selle perifeerias. See üleujutusviis on tüüpiline väikese pindalaga lokaliseeritud ladestuste jaoks (läätsed, seisvad tsoonid).

Selektiivset üleujutamist kasutatakse õli väljatõrjumiseks eraldiseisvatest halvasti kuivendatud koosseisudest, mis on löögi ajal heterogeensed. Selle rakendamiseks on vaja teavet lõigu omaduste, häirete ja produktiivse moodustise seoste kohta teistega. Selliseid andmeid on võimalik saada pärast teatud aja veehoidla väljatöötamist, seetõttu kasutatakse selektiivset üleujutamist hilisemas arenguetapis.

Ploki üleujutus seisneb reservuaari lõikamises eraldi osadeks ja nende piiritlemises süstekaevude abil. Iga ploki sisse puuritakse tootmiskaevud, mille arv ja paigutus määratakse arvutustega. Ploki üleujutus võimaldab põllu viivitamatult arendusse viia, enne kui see on täielikult uuritud, ja seega vähendada arendusaega. See on tõhus suurte hoiuste korral.

Vee sissepritsega RPM-süsteemi olemasolevad puudused on järgmised:

1) põllu järkjärguline üleujutamine suure koguse naftaga, mida pole taastatud;

2) reservuaari juhitava vee madalad pesuomadused;

3) suur hulk tüsistusi, mis on põhjustatud naftaga koos toodetud kihtvete moodustumisse naasmisest, mis väljendub veetorustike hävimises, joogiveeallikate sooldumises ja ökoloogilise tasakaalu häiretes.

PPD täiustamine toimub järgmistes valdkondades:

1) uute protsessivedelike või -lisandite väljatöötamine veele, mis parandavad selle pesuomadusi ning on seadmete ja looduse suhtes vähem agressiivsed;

2) kihistuses vedeliku liikumise üle usaldusväärse kontrolli arendamine;

3) meetodi väljatöötamine reservuaari filtreerimisvoolude reguleerimiseks ning tupik- ja väljaehitamata tsoonide tekke välistamiseks.

Veehoidla rõhu säilitamine on kavandatud enamiku naftaväljade arendamise alguses.

Praegu kasutatakse RPM-i eesmärgil mitut tüüpi vett, mille määravad kohalikud tingimused. See on spetsiaalsetest arteesia- või kanalialustest kaevudest ammutatud magevesi, jõgede või muude avaveeallikate vesi, põllu geoloogilises läbilõikes leiduv põhjaveekihtide vesi, selle valmistamise tulemusena naftast eraldatud moodustisvesi.

Kõik need veed erinevad üksteisest oma füüsikalis-keemiliste omaduste poolest ja seega ka moodustise stimuleerimise tõhususe poolest mitte ainult rõhu suurendamiseks, vaid ka õli taastumise suurendamiseks.

Õlist eraldamise käigus tekkiv vesi segatakse mageveega, demulgaatoritega, samuti õlitöötlusseadmete protsessiveega. See on see vesi, mida nimetatakse reoveeks, mis pumbatakse reservuaari. Reovee iseloomulik tunnus on naftasaaduste (kuni 100 g / l), süsivesinikgaaside sisaldus kuni 110 l / m3, hõljuvate osakeste sisaldus - kuni 100 mg / l.

Sellist vett ei saa reservuaari süstida, ilma et see vastaks nõutavatele standarditele, mis on kehtestatud pilootsüstimise tulemuste põhjal. Praegu kasutatakse magevee tarbimise vähendamiseks ja toodetud kihivee ärakasutamiseks laialdaselt reoveepuhastust reservuaari rõhu säilitamiseks.

Kõige tavalisem puhastusmeetod on paakides olevate komponentide eraldamine gravitatsiooniga. Sel juhul rakendatakse suletud skeemi. Reovesi naftasaaduste sisaldusega kuni 500 tuhat mg / l ja mehaaniliste lisanditega kuni 1000 mg / l satub ülevalt settepaakidesse. Ülaosas olev õlikiht toimib omamoodi filtrina ja parandab õlist vee puhastamise kvaliteeti. Mehaanilised lisandid ladestuvad ja kogunedes eemaldatakse reservuaarist.

Veehoidlast siseneb vesi survefiltrisse. Seejärel juhitakse torustikku korrosiooniinhibiitor ja vesi pumbatakse pumpade abil välja pumbajaama.

Vee kogumiseks ja settimiseks kasutatakse vertikaalseid terasmahuteid. Nende sisepinnale kantakse korrosioonivastased katted, et kaitsta neid moodustumise vee mõjude eest.

6 Nafta- ja sissepritsekaevude kasutamine

Kõige levinum tehnoloogiline kompleks ettevõtte välitööde ajal LLC NGDU "Oktyabrskneft" on õli tootmine imivarraspumpade abil. Õli sundtõstmine kaevudest imbvarraspumpade abil on põllu eluea pikim.

Kaasaegsed imivarrastega pumpamisseadmed suudavad toota õli ühest või kahest kuni 3500 m sügavusest kaevust vedeliku voolukiirusega mitmest kuupmeetrist kuni mitmesaja kuupmeetrini päevas. Serafimovskoje väljal on 172 kaevu varustatud imbvarraspumpamisagregaatidega, mis moodustab 94% tootmiskaevude koguvarust.

USHGN on ühetoimeline kolbpump, mille varras on ühendatud maandusajamiga varraste kolonniga - nookuriga.

Viimane sisaldab väntmehhanismi, mis muudab peamootori pöörleva liikumise edasi-tagasi liikumiseks ja annab selle varda nöörile ja pumba kolvile. Maa-alune varustus koosneb: torudest, pumbast, vardadest, tüsistuste lahendamise seadmetest. Maapealse varustuse hulka kuuluvad ajam (roker), puurkaevupea varustus, töökorras monitor.

Paigaldamine toimib järgmiselt. Kui kolb liigub üles, siis rõhk pumba silindris väheneb ja alumine (imemis)klapp tõuseb, avades vedeliku juurdepääsu (imemisprotsess). Samal ajal surub kolvi kohal asuv vedelikusammas ülemise (väljastus)ventiili istme külge, tõuseb üles ja visatakse torust välja töötavasse monitoorikusse. Kui kolb liigub alla, avaneb ülemine klapp, alumine klapp suletakse vedeliku rõhuga ja silindris olev vedelik voolab läbi õõnsa kolvi torusse.

LLC-s NGDU Oktyabrskneft esindavad kaevude pinnavarustust peamiselt tavalise rea tüüpi SKN5 pumbaseadmed 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%.

Põllul kasutatakse ka elektrilisi tsentrifugaalpumbaseadmeid (ESP). ESP ajamina kasutatakse sukeldatavat elektrimootorit, mis lastakse koos pumbaga etteantud sügavusele kaevu.

Disaini järgi on ESP-d jagatud kolme rühma:

a) versiooni 1 pumbad on ette nähtud kuni 0,1 g / l kuivainesisaldusega nafta- ja vesikaevude käitamiseks;

b) versiooni 2 (kulumiskindel versioon) pumbad on ette nähtud tugeva veega kaevude kasutamiseks, mille kuivainesisaldus on kuni 0,5 g / l;

c) versiooni 3 pumbad on ette nähtud vedeliku pumpamiseks pH väärtusega 5-8,5 ja vesiniksulfiidi sisaldusega kuni 1,25 g / l.

Maa-alune varustus sisaldab:

a) elektriline tsentrifugaalpump, mis on paigaldise põhiseade (ESP);

b) sukelelektrimootor (SEM), mis juhib pumpa;

c) hüdrauliline kaitsesüsteem, mis kaitseb sukelaparaati moodustise vedeliku sissepääsu eest ning koosneb kaitsmest ja kompensaatorist;

d) voolujuhe, mis on ette nähtud sukelmootori elektriga varustamiseks;

e) torud (torud), mis on kanal, mille kaudu toodetud vedelik voolab pumbast päevapinnale.

Maapealne varustus sisaldab:

a) kaevupea seadmed, mis juhivad ja kontrollivad kaevust sissetulevat vedelikku ning tihendavad kaevupea ja kaablit;

b) sukelmootori juhtimisjaam, mis käivitab, jälgib ja juhib ESP tööd;

c) trafo, mis on ette nähtud SEM-i toitepinge suuruse reguleerimiseks;

d) riputusrull, mille ülesandeks on kaabli riputamine ja juhtimine kaevu töötamise ja tõstmise ajal.

ESP on installi põhiüksus. Erinevalt kolbpumpadest, mis annavad pumbatavale vedelikule rõhu edasi-tagasi kolvi liigutustega, avaldab tsentrifugaalpumpades pumbatav vedelik survet kiiresti pöörleva tiiviku labadele. Sel juhul muundatakse liikuva vedeliku kineetiline energia potentsiaalseks rõhuenergiaks.

Enne ESP paigaldamist on vaja kaev selle tööks ette valmistada. Selleks pestakse, see tähendab, et põhi puhastatakse liivakorkidest ja võimalikest võõrkehadest. Seejärel langetatakse ja tõstetakse kaevupeast korpuse stringi spetsiaalne mall, mille läbimõõt on veidi suurem kui sukelagregaadi maksimaalne läbimõõt. Samal ajal on torn või mast kaevupea suhtes hoolikalt tsentreeritud.

Enamasti ei erine sissepritsekaevud konstruktsioonilt tootmiskaevudest. Veelgi enam, teatud arv tootmiskaeve, mis asuvad vett kandva kontuuri tsoonis või selle taga, kantakse üle süstekaevude kategooriasse. Kontuurisisese ja piirkondliku üleujutuse korral peetakse tootmiskaevude üleviimist vee sissepritsele normaalseks.

Olemasolevad sissepritsekaevude konstruktsioonid näevad ette vee sissepritse torude kaudu, mida juhitakse tihendi ja ankruga. Pakendi ruum tuleb täita metalli suhtes neutraalse vedelikuga.

Põhjaaugus peab olema piisava paksusega filter, mis tagab planeeritud koguse vee sissepritse, sügavusega vähemalt 20 m mehaaniliste lisandite kogunemiseks. Soovitav on kasutada sisestusfiltreid, mida saab perioodiliselt kaevudest välja tõsta ja puhastada.

Sissepritsekaevu kaevupea liitmikud on ette nähtud kaevu vee varustamiseks ja mahu reguleerimiseks, erinevate loputus-, arendus-, töötlemis- jms tehnoloogiliste toimingute läbiviimiseks.

Armatuur koosneb korpuse äärikust, rõngakujulise ruumiga sidepidamiseks kasutatavast ristist, mähisest, mille küljes on torud riputatud, teest süstitava vedeliku kaevu tarnimiseks. Pakendaja ja ankru otstarve ja konstruktsioon ei erine põhimõtteliselt voolukaevude jaoks kasutatavatest.

7 Kaevuuuring

Kaevude töö käigus uuritakse neid, et jälgida tootmisliini tehnilist seisukorda, seadmete tööd, kontrollida kaevude parameetrite vastavust kehtestatud tehnoloogilisele režiimile ning saada nende režiimide optimeerimiseks vajalikku teavet.

Kaevude uurimisel:

a) kontrollitakse kaevu ja paigaldatud seadmete tehnilist seisukorda (tsementkivi, mantli ja torustiku tihedus, põhjaaugu moodustumise tsooni seisukord, puuraugu saastumine, pumba läbivool, sügavusele paigaldatud ventiilide ja muude seadmete töö);

b) hinnatakse seadmesõlmede töökindlust ja töövõimet ning määratakse seadmete ja kaevude kapitaalremondi periood;

c) saada teavet, mis on vajalik erinevate kaevutööde ja muude tööde planeerimiseks ning nende tööde tehnoloogilise efektiivsuse kindlakstegemiseks.

Ülaltoodud ülesannete lahendamiseks kasutatakse erinevat tüüpi uuringute ja mõõtmiste kompleksi (õlitoodangu mõõtmine, veekatkestus, gaasifaktor, temperatuuride ja rõhu süvamõõtmised, sügavuse mõõtmised, dünamomeetria, tööaine kulude fikseerimine , seadmete rikete ja remonditööde arvestus, puurkaevude tootmisnäidiste analüüs jne .).

Uuringute ja mõõtmiste liigid, mahud ja sagedus, et kontrollida seadmete tööd kõigi puurkaevude käitamise meetodite jaoks, kehtestab osakond koos teadusasutuste ja geofüüsikaettevõtetega.

Tootmispuuraukude töö jälgimise uuringud tuleb läbi viia täielikult nafta- ja gaasitööstuse ohutusreegleid järgides, järgides maapõue ja keskkonna kaitse nõudeid.

Iminvarraste pumpamisseadme uurimise aluseks on dünamomeetria - allmaaseadmete töö kontrollimise meetod ja pumpamisseadme õige tehnoloogilise töörežiimi kindlaksmääramise alus.

Meetodi olemus seisneb selles, et tihendikarbi varda koormus määratakse ilma pumpa dünamograafi abil pinnale tõstmata. Paberil, diagrammi kujul, registreeritakse koormused üles-alla liigutuste ajal, olenevalt varre liikumisest.

Suust dünaamilise tasemeni kauguse määramiseks kasutatakse helimõõtmise meetodeid. Kõige levinumad on erinevad ehhomeetrilised paigaldised kaevude jaoks, mille rõhk on 0,1 MPa. Nende paigaldiste tööpõhimõte seisneb selles, et akustiline impulss saadetakse rõngasse pulbri kraksumisest. See vedeliku tasemelt peegelduv impulss naaseb suhu, toimides termofonile, ning pärast elektriliseks muundamist ja võimendamist salvestatakse pliiatsiga liikuvale paberlindile.

Lainemõõtmine toimub kajaloodi abil, mis võimaldab määrata dünaamilist taset kuni 4000 m sügavustes kaevudes rõngarõhul kuni 7,5 MPa. Puuraugus ja piki puuraugu mõõdetakse rõhku ja temperatuuri sügavustermomeetrite abil, mis on ühendatud ühte seadmesse.

8 Meetodid kaevu tootlikkuse suurendamiseks

Nafta- ja gaasipuuraukudes väheneb aja jooksul kaevude voolukiirus ja tootlikkus. See on loomulik protsess, kuna reservuaari rõhu järkjärgulise vähenemise tõttu väheneb reservuaari energia, mis on vajalik vedeliku ja gaasi pinnale tõstmiseks.

Kaevude tootlikkus väheneb ka kivimite läbilaskvuse halvenemise tagajärjel, produktiivne moodustis selle pooride ummistumise tõttu põhjaaugu tsoonis vaiguste, parafiinsete ladestustega, kihistu eemaldamise mehaaniliste osakestega.

Nafta- ja gaasitootmise taseme stabiliseerimiseks kasutatakse erinevaid põhjaaugu moodustumise tsooni mõjutamise meetodeid, mis võimaldavad suurendada naftakogust ja mitte vähendada puurkaevude tootlikkust. Kaevude tootlikkuse tõstmise meetodid põhjaaugu moodustumise tsooni mõjutamisel jagunevad keemiliseks, mehaaniliseks, termiliseks ja kompleksseks.

Igal konkreetsel juhul on ravimeetodi valikul määrav tähtsus produktiivse moodustise läbilaskvuse taastamiseks või parandamiseks vajalik töötlemissügavus. Seetõttu võib kaevu stimuleerimise meetodid vastavalt poorsele keskkonnale mõju sügavusele jagada kahte suurde kategooriasse: väikese mõjuraadiusega meetodid ja suure mõjuraadiusega meetodid. Peamised viisid kihistu ühenduvuse parandamiseks väikese löögiraadiusega kaevuga:

a) Lõhkeainete kasutamine. Nende hulka kuuluvad kuul, kumulatiivne perforatsioon, erinevad torpeedovõimalused.

Kui kihistu ja puuraugu vahel pole piisavalt ühendust, võib korrata tavalist kuulperforaatoriga perforeerimist. Selle efektiivsuse suurendamiseks täidetakse kaev mitte savilahuse või veega, vaid vedelikega, mis ei saasta vastloodud perforatsioone.

Kõvade ja tihedate kivimitega on võimalik tootlikku moodustist torpedeerida varrukatesse kihistu intervallisse langetatud lõhkeaine ja elektrikaitsmega, mis puhutakse kaevupeast kaabliga õhku. Vooderdised on valmistatud asbestmetallist või plastist. Kõige sagedamini kasutatavad lõhkeained on nitroglütseriin, TNT dünamiit jne. Plahvatus võib tekitada palgakihis koopaid ja pragusid. Seega samaaegselt kihistu kaevuga ühenduvuse parandamisega suureneb ka kihistu läbilaskvus suure raadiusega tsoonis (mikro- ja makropragude tekkimine, mis võivad levida üle kümnete meetrite).

Suunatud torpedotamist saab teostada sobiva välislaengu vormi ja plahvatusrajal olevaid sisestusi kasutades. Vastavalt vajadusele võib kasutada külgsuunalise hajutatud toimega, külgsuunalise kontsentreeritud ja vertikaalse toimega torpeedosid.

Plahvatusohtlike mürskudega perforaatorid tekitavad kolonni ja tsemendirõngaga ümmargused augud, mis tungivad kivisse ning plahvatades moodustavad koopaid ja pragusid. Kujundatud laenguga perforaator koosneb seadmest, mille elemendid sisaldavad kujundlaengu toimega laenguid. Iga kaitsme vastasküljel asuv lahter on varustatud vastava profiili süvendiga. Seega suunatakse plahvatuse gaasilised saadused piki laengu telge võimsa joana, mis tekitab kolonnis kanali, tsemendi ja kivimi vastavas suunas.

b) Puuraugu ja perforatsioonitsooni puhastamine pindaktiivsete ainete või happevannidega. Sel juhul kasutatavad vedelikud koosnevad kas 1,5% pindaktiivsete ainete lahusest, mis on lahustatud (või dispergeeritud) vees, või lahusest, mille sisaldus on 15%. HCI , Millele lisatakse 0,5–2% korrosiooniinhibiitorit ja mõnikord 1–4% vesinikfluoriidhapet. Mõnel juhul kasutatakse hapete ja pindaktiivsete ainete segusid. Tavaliselt loputatakse kaevu ühe ülalnimetatud lahusega, seejärel lisatakse kihistusse töövedelikku mahus 0,3 0,7 m 3 perforatsioonivahemiku iga meetri kohta. Happekompositsioonide puhul antakse kokkupuuteaeg 1-6 tundi, ilma happeta pindaktiivse aine puhul 24 tundi, seejärel eemaldatakse kasutatud lahus ja kaev võetakse kasutusele või alustatakse moodustumist suure mõjuraadius.

Pindaktiivsete ainete lahuste kasutamine kaevu läbipesuks või kihistusse pumpamiseks madalal sügavusel tagab despergeerimise ja tahkete osakeste ja puurmuda filtraadi eemaldamise puurkaevust ja kihist, samuti õli-vesi emulsiooni.

Uutes (või kapitaalremonditud) kaevudes puhastatakse happevannid savilahusest ning eemaldatakse ka töö käigus kogunenud moodustisveest soolaladestused.

c) Temperatuuri tõus puuraugus produktiivse moodustise intervallis. Termilised meetodid. Temperatuuri tõstmiseks võite kasutada kuuma vedeliku tsirkulatsiooni kaevus, termokeemilisi protsesse, elektrilisi kütteseadmeid. Kaevu perforeeritud tsooni kuumutamise kestus on tavaliselt 5-50 tundi. Sel juhul tahkete süsivesinike (parafiin, vaigud, asfalteenid jne) hoiuste vedeldamine, mis seejärel kaevu kasutuselevõtmisel eemaldatakse. Tuleohtlike vedelike ringlus kaevus on kergesti teostatav, kuid sügavamal kui 1000-2000 m. see ei ole eriti efektiivne, kuna kaevust lähevad suured soojuskadud avatud geoloogilise heite setetesse.

Elektrisoojendid kasutavad elektritakistuste süsteemi, mis on paigaldatud torusse, mis paigaldatakse torujuhtme otsa. Elektritoide antakse pinnalt kaabli kaudu. Samuti on kõrgsageduslike toonide kasutamisel põhinevad küttekehad. Elektrilised küttekehad võivad asuda kaevu põhjas ja selle töö ajal. Sel juhul toimub kütteseadmete käivitamine ja seiskamine toiteallika sisse- ja väljalülitamisega.

Gaasipõletid koosnevad kahe kontsentrilise torujuhtmega torukujulisest kambrist, mis on langetatud süvendisse. Põlevgaasid süstitakse läbi väikese läbimõõduga torude, primaarne õhk läbi rõngakujulise ruumi ja sekundaarne õhk läbi kolonni. Põlemine käivitatakse elektrienergia tarnimisel pinnalt kaabli kaudu. Teine termopaariga kaabel mõõdab väljastpoolt temperatuuri, mis ei tohiks ületada 300 400 0 С, et mitte kahjustada kaevu nööri. Temperatuuri hoitakse soovitud tasemel, reguleerides sobivalt gaasi ja õhu väljalaske mahtu.

Termokeemiline töötlemine põhineb keemilise protsessi toimel kaevu põhjas soojuse eraldumisel, mis sirgendab kaevu perforatsioonitsoonis välja langenud rasked süsivesinikud, eesmärgiga need hiljem eemaldada. Selleks kasutage 15% lahuse reaktsiooni HCI seebikiviga ( Na OH), alumiinium ja magneesium.

1 kg naatriumhüdroksiidi reageerimisel vesinikkloriidhappega eraldub 2868 kJ soojust. Reaktsiooni käigus saadakse suur hulk soojust HCI alumiiniumiga (mis tekitab 18924 kJ kg kohta Al ). See aga tekitab alumiiniumhüdroksiidi helbeid. Al ( Oh ) 3, mis suudavad ummistada reservuaari poorid ja voolukanalid. Magneesiumi kõige tõhusam kasutamine, millega reageerimisel HCI vabastab 19259 kJ ja magneesiumkloriidi MgCi 2 lahustub hästi vees.

Peamised viisid produktiivse formatsiooni ühenduvuse parandamiseks suure löögiraadiusega kaevuga:

a) Tootmisformatsiooni põhjaaugu tsooni happetöötlus. Neid meetodeid kasutatakse peamiselt üle 20% karbonaadisisaldusega liivades või kaltsium- või magneesiumkarbonaatidest koosneva tsemendimaterjaliga.

Peamine kasutatav hape on H KOOS ma ... See toimib tõhusalt kaltsium- või magneesiumkarbonaadile, moodustades lahustuvaid ja kergesti eemaldatavaid kloriide. Vesinikkloriidhape on odav ja sellest pole puudust. Kasutatakse ka teisi happeid: äädikhapet, sipelghapet jne Happelahustesse viiakse ka erinevaid lisandeid: korrosiooniinhibiitoreid, pindpinevust vähendavaid, reaktsiooni aeglustavaid, dispergeerivaid lisandeid jne.

Happelahuse süstimisel reservuaari murdumisrõhust madalamal sissepritserõhul puhastatakse ja paisuvad põhjaaugu moodustumise tsoonis olevad poorid või reservuaari kivimi praod ja mikropraod, taastades nii töödeldud tsooni läbilaskvuse halvenemise. mõnel juhul isegi selle algväärtuse suurendamine ...

Töötehnoloogia on järgmine: kaev puhastatakse ja täidetakse õli või veega (soola või värske) lisandiga 0,1 0,3% pindaktiivset ainet. Pinnale valmistatakse vajalike komponentide lisamisega happeline lahus, mille sisseviimise järjekord määratakse peamiselt laboratoorsete uuringute andmetel. Kaevu rõngasküljel oleva avatud ventiiliga pumbatakse torusse happeline lahus. Kui see jõuab kaevu perforatsioonivahemikuni, suletakse klapp ja happelahus pumbatakse läbi torude, kuni see tungib reservuaari, ning viimases etapis surutakse lahus õli või veega läbi lisandiga 0,1– 0,3% pindaktiivset ainet. Jätke happereaktsioonile vastu 1,6 tundi (kuid mitte rohkem), seejärel lahus eemaldatakse. Kaev on kasutusele võetud. Samal ajal jälgitakse tähelepanelikult tootmiskiiruse muutust, et teha kindlaks tehtud ravi mõju.

Hapendamiseks on erinevaid tehnoloogilisi võimalusi, näiteks: lihtne, selektiivne, korduv, vahelduv, vibratsiooniga jne.

b) Tootmiskihistuse hüdrauliline purustamine kaevu põhjaaugu tsoonis. Seda meetodit kasutatakse moodustistes, mida esindavad kõvad, tihedad madala läbilaskvusega kivimid (liivakivid, lubjakivid, dolomiidid jne. Murderõhk saavutatakse kõrge rõhu all oleva vedeliku kaevu pumpamisel Sel juhul avatakse olemasolevad praod ja mikropraod või tekivad uued, mis võivad oluliselt parandada hüdrodünaamilist ühendust kihistu ja kaevu vahel.

c) Maa-alused tuumaplahvatused. Plahvatusi on katseliselt uuritud positiivsete tulemustega kõvades, tihedates ja madala läbilaskvusega koosseisudes. Tuumaplahvatuse tagajärjel tekib produktiivses formatsioonis laengukaevu ümber õõnsus, mis täidetakse hävinud kivimiga, seejärel purustamistsoon ja selle taga pragude ja mikropragude süsteemiga tsoon. See meetod pakub huvi eelkõige gaasipuuraukude puhul, mille voolukiirust saab seega mitukümmend korda suurendada.

d) Termilised meetodid. Need põhinevad kaevu ümbritseva kihistuse temperatuuri tõusul ja neid kasutatakse kõrge parafiinisisaldusega üliviskoossete õlidega küllastunud palgalademetes. Need meetodid on sarnased puuraugu temperatuuri tõstmise meetoditega, kuid nõuavad rohkem soojust, et soojendada kihistu 2–15 m raadiuses piiratud aurumahuga reservuaari (tsükliline auru sissepritse) või maa-aluse ringikujulise esiosa põlemine tootmiskaevu ümber, mille määrab arvutatud raadius, milleni on vaja reservuaari soojendada. Lisaks on viimastel aastatel välja töötatud erinevaid uusi tehnoloogiaid põhjaaugu moodustumise tsooni mõjutamiseks, mis põhinevad kaasaegsete reaktiivide ja keemiatööstuse jäätmete kasutamisel.

9 Kaevude rutiin ja töö

Kaevude töötlemist on kahte tüüpi - pinnapealne ja maa-alune. Maapinna remont on seotud torustike, pumbasõlmede, ventiilide, elektriseadmete jms kaevupeas asuvate seadmete töövõime taastamisega.

Maa-alune remont hõlmab töid, mille eesmärk on kaevu sattunud seadmete rikete kõrvaldamine, samuti kaevu voolukiiruse taastamine või suurendamine. Maa-alune remont on seotud seadmete tõstmisega kaevust.

Vastavalt teostatavate toimingute keerukusele jaotatakse maa-alune remont jooksvaks ja kapitaalremondiks.

Kaevu praeguse töö all mõistetakse tehnoloogiliste ja tehniliste meetmete kogumit, mille eesmärk on taastada selle tootlikkus ja mida piirab mõju põhjaaugu moodustumise tsoonile ja kaevus asuvatele seadmetele.

Rutiinne remont sisaldab järgmisi töid: rikkis seadmete vahetus, põhja ja puuraugu puhastamine, reservuaari tootlikkuse taastamine tänu eraldi stimuleerimismeetoditele (kuumutamine, loputus, kemikaalide süstimine).

Jooksvaid remonttöid saab planeerida ennetavalt ja läbi viia ennetava kontrollimise, kaevu töös esinevate üksikute häirete tuvastamise ja kõrvaldamise eesmärgil, mis pole endast veel teada andnud.

Teine vooluremondi tüüp - taastamine, mis viiakse läbi tõrke kõrvaldamiseks - on tegelikult erakorraline remont. Praktikas on sellised remonditööd ülekaalus erinevatel põhjustel, kuid peamiselt ebatäiuslike tehnoloogiate ja kasutatavate seadmete vähese töökindluse tõttu.

Kaevu toimimist ajas iseloomustavad näitajad on töötegur (KE) ja kapitaalremondi periood (MCI). CE on kaevu töötatud aja, näiteks aastas (TOTR) ja kalendriperioodi (TCAL) suhe. MCI on keskmine aeg kahe remondi vahel valitud perioodil või aastas töötatud TOTR-i kogutundide ja sama perioodi remonditööde arvu P suhe.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

CE ja MFR suurendamise viisid on tööülesannete arvu vähendamine, ühe töötamise kestuse vähendamine ja hästi püsimise aja pikenemine.

Praegu tehakse üle 90% kõigist töödest imivarraspumpadega kaevudes ja vähem kui 5% ESP-dega.

Praeguse remondi käigus tehakse järgmised toimingud

1. Transport - seadmete tarnimine kaevu;

2. Ettevalmistav - ettevalmistus remondiks;

3. Langetamine - õliseadmete tõstmine ja langetamine;

4. Toimingud kaevu puhastamiseks, seadmete väljavahetamiseks, väiksemate õnnetuste likvideerimiseks;

5. Lõpp - seadmete demonteerimine ja transportimiseks ettevalmistamine.

Kui hinnata nendele toimingutele kuluvat aega, siis on näha, et põhiline ajakadu kulub transpordioperatsioonidele (need võtavad kuni 50% ajast), mistõttu tuleks projekteerijate põhilised jõupingutused suunata veotööde vähendamisele. transpordile kuluv aeg – luues kokkupanemisvõimelised masinad ja sõlmed , edasi-tagasi toimingud – tänu usaldusväärsete automaatsete masinate loomisele torude ja vardade kruvimiseks ja lahti keeramiseks.

Kuna kaevu rutiinne hooldus eeldab ligipääsu selle puurkaevu, s.o. mis on seotud rõhu vähendamisega, seetõttu tuleb töö alguses või lõpus välistada võimalikud pursked. See saavutatakse kahel viisil: esimene ja laialdaselt kasutatav - kaevu "tappamine", s.t. kihistu ja kaevu süstimine vedeliku tihedusega, mis tagab rõhu P zab tekke kaevu põhjas. reservuaari ületamine. Teine on erinevate seadmete kasutamine - äralõikamisseadmed, mis sulgevad torude tõstmisel kaevu põhja.

Jooks-ja-hüppa-operatsioonid (TRO-d) võtavad põhiosa hästi töötamiseks kulutatud aja kogubilansis. Need on vältimatud igasuguste seadmete käitamise ja vahetamise tööde, põhjaava löökide, loputusnööride jms töö ajal. Väljalülitusprotsess seisneb torude vahelduvas keeramises (või lahtikeeramises), mis on seadmete riputusvahend, kanal toodetud vedeliku tõstmiseks ja protsessivedelike kaevu tarnimiseks ning mõnel juhul tööriist kalapüügiks, puhastamiseks ja muuks. töötab. Funktsioonide mitmekesisus on muutnud torustiku kaevuseadmete asendamatuks komponendiks eranditult mis tahes töömeetodi jaoks.

Torutööd on monotoonsed, töömahukad ja kergesti mehhaniseeritavad. Lisaks ettevalmistus- ja lõpptoimingutele, millel on erinevate töörežiimide jaoks oma spetsiifika, on kogu torustikuga väljalülitamise protsess kõigi hooldusliikide puhul ühesugune. Varrastega laskumine ja tõstmine toimub samamoodi nagu torude puhul ning varraste lahtikeeramine (keeramine) toimub mehaanilise varrasvõtmega. Kolvi kinnikiilumisel pumba silindris või varraste kinnikiilumisel pumba silindrisse. torud (vahatamine), samuti nende purunemisel on vaja torusid ja vardaid üheaegselt tõsta. Protsess viiakse läbi toru ja varda vaheldumisi lahti keerates.

Well workover ühendab endas kõik tööd, mis nõuavad pikka aega, suurt füüsilist pingutust ja arvukate multifunktsionaalsete seadmete kaasamist. See on töö, mis on seotud keeruliste avariide likvideerimisega nii kaevu langetatud seadmetega kui ka kaevu endaga, töö kaevu üleviimisel ühelt tööobjektilt teisele, töö vee sissevoolu piiramiseks või kõrvaldamiseks, ekspluateeritava paksuse suurendamiseks. materjal, mõju moodustumisele, uue pagasiruumi kõrvalekaldumine ja muud.

Arvestades töö spetsiifikat, luuakse nafta- ja gaasitootmise osakondades spetsiaalsed puurkaevude töötlemise töökojad. Kapitaalremondiga kaasatud puurkaev jääb kasutusvaru, kuid arvatakse välja töövarust.

10 Nafta, gaasi ja vee kogumine ja ettevalmistamine

Nafta- ja gaasipuuraukude tootmine ei ole vastavalt puhas nafta ja gaas. Kaevudest koos naftaga tulevad kihistu vesi, sellega seotud (nafta)gaas, mehaaniliste lisandite tahked osakesed.

Toodetud vesi on kõrge mineralisatsiooniga keskkond, mille soolasisaldus on kuni 300 g/l. Moodustise vee sisaldus õlis võib ulatuda 80% -ni. Mineraalvesi põhjustab torude, reservuaaride suurenenud söövitavat hävimist, torustike ja seadmete kulumist. Seotud (nafta)gaasi kasutatakse toorainena ja kütusena.

Tehniliselt ja majanduslikult on otstarbekas allutada õlile enne nafta magistraaltorustiku suunamist spetsiaalset ettevalmistust, et see soolast vabastada, dehüdreerida, degaseerida ja tahked osakesed eemaldada.

Naftaväljadel kasutatakse kõige sagedamini nafta kogumise ja töötlemise tsentraliseeritud skeemi (joonis 2). Toodete kogumine toimub kaevude rühmast kuni automatiseeritud rühmamõõteseadmeteni (AGZU). Igast kaevust eraldi torujuhtme kaudu tarnitakse AGSU-sse õli koos gaasi ja moodustumisveega. AGZU registreerib igast puurkaevust tuleva õli täpse koguse, samuti esmase eraldamise moodustumise vee, naftagaasi ja mehaaniliste lisandite osaliseks eraldamiseks eraldatud gaasi suunaga läbi gaasijuhtme gaasitöötlemistehasesse (gaasitöötlemistehasse). ). Osaliselt veetustatud ja osaliselt degaseeritud õli voolab läbi kogumiskollektori kesksesse kogumispunkti (CPF). Tavaliselt on ühel naftaväljal üks CPF.

Nafta- ja veepuhastusjaamad on koondunud CPF-i. Kõik õli valmistamise tehnoloogilised toimingud tehakse õlipuhastusjaamas. Selle seadme komplekti nimetatakse UKPN kompleksseks õlitöötlusüksuseks. .

Joonis 2. - Naftaväljal puurkaevude tootmise kogumise ja ettevalmistamise skeem:

1 õlikaev;

2 automatiseeritud rühmamõõteseadmed (AGZU);

3 võimenduspumbajaam (BPS);

4 moodustumise veepuhastusseade;

5 õlitöötlusüksus;

6 gaasikompressorijaam;

7 7 keskne nafta, gaasi ja vee kogumispunkt;

8 veehoidla park

Dehüdreeritud, demineraliseeritud ja degaseeritud õli siseneb pärast lõpliku kontrolli lõppu kaubandusliku õli mahutitesse ja seejärel peamise naftajuhtme peapumbajaama.

Õli dehüdratsiooni takistab asjaolu, et õli ja vesi moodustavad stabiilsed vesi-õlis emulsioonid. Sel juhul dispergeeritakse vesi õlikeskkonnas tillukesteks tilkadeks, moodustades stabiilse emulsiooni. Seetõttu on õli dehüdratsiooniks ja magestamiseks vaja need pisikesed veepiisad sellest eraldada ja vesi õlist eemaldada. Õli dehüdratsiooniks ja soolatustamiseks kasutatakse järgmisi tehnoloogilisi protsesse:

- õli gravitatsiooni sete,

- kuum õlisete,

- termokeemilised meetodid,

- õli elektriline magestamine ja elektriline veetustamine.

Gravitatsioonilise settimise protsess on tehnoloogiliselt kõige lihtsam. Sel juhul täidetakse paagid õliga ja hoitakse teatud aja (48 tundi või kauem). Kokkupuutel toimuvad veepiiskade hüübimise protsessid ning suuremad ja raskemad veepiisad raskusjõu (gravitatsiooni) toimel settivad põhja ja kogunevad tekkinud veekihina.

Külma õlisetete gravitatsiooniprotsess on aga ebaefektiivne ja ebapiisavalt tõhus meetod õli dehüdratsiooniks. Kastetud õli kuum muda on tõhusam, kui õli eelkuumutamise tõttu temperatuurini 50–70 ° C hõlbustatakse oluliselt veepiiskade koagulatsiooniprotsesse ja kiirendatakse õli dehüdratsiooni muda ajal. Gravitatsioonilise veetustamise meetodite puuduseks on madal efektiivsus.

Tõhusamad meetodid on keemiline, termokeemiline, aga ka elektriline dehüdratsioon ja demineraliseerimine. Keemiliste meetodite korral lisatakse kastetud õlisse spetsiaalseid aineid, mida nimetatakse demulgaatoriteks. Demulgaatoritena kasutatakse pindaktiivseid aineid. Neid lisatakse õli koostisele väikestes kogustes 5 10 kuni 50 60 g 1 tonni õli kohta. Parimaid tulemusi näitavad nn mitteioonsed pindaktiivsed ained, mis ei lagune õlis anioonideks ja katioonideks.

Demulgaatorid adsorbeeritakse õli-vee piirpinnal ja tõrjuvad välja või asendavad vedelikus sisalduvaid pindaktiivseid looduslikke emulgaatoreid. Pealegi on veepiiskade pinnale tekkinud kile habras, mis tähistab väikeste tilkade ühinemist suurteks, s.t. ühinemisprotsess. Suured niiskuse tilgad settivad kergesti paagi põhja. Keemilise dehüdratsiooni efektiivsust ja kiirust tõstab oluliselt õli kuumutamine, s.o. termokeemiliste meetoditega, vähendades kuumutamisel õli viskoossust ja hõlbustades veepiiskade ühinemisprotsessi.

Jääkveesisalduse eemaldamiseks kasutatakse elektrilisi veetustamise ja magestamise meetodeid. Õli elektriline veetustamine ja elektriline magestamine on seotud õli juhtimisega läbi spetsiaalsete elektridehüdraatorite, kus õli liigub elektroodide vahelt, tekitades kõrgepinge elektrivälja (20-30 kV). Elektrilise dehüdratsiooni kiiruse suurendamiseks soojendatakse õli temperatuurini 50–70 ° C. Sellise õli mahutites hoidmisel, torujuhtmete kaudu transportimisel ja raudteel tankides kaob märkimisväärne osa süsivesinikest aurustumise tõttu. Kerged süsivesinikud on väärtuslikud toorained ja kütused (kergbensiinid). Seetõttu ekstraheeritakse sellest enne õli tarnimist madalad madala keemistemperatuuriga süsivesinikud. Seda tehnoloogilist toimingut nimetatakse õli stabiliseerimiseks. Õli stabiliseerimiseks puhastatakse see või eraldatakse see kuumalt. Kõige lihtsam ja laialdasemalt kasutatav õli välivalmistamisel on kuumeraldus, mida teostatakse spetsiaalsel stabiliseerimisseadmel. Kuumal separeerimisel eelkuumutatakse õli spetsiaalsetes küttekehades ja juhitakse separaatorisse, tavaliselt horisontaalselt. Separaatoris kuumutatakse õli temperatuurini 40–80 ° C ja sellest aurustatakse aktiivselt kergeid süsivesinikke, mis imetakse ära kompressoriga ja saadetakse läbi jahutusseadme kogumisgaasitorusse.

Koos puhastatud kihistuveega pumbatakse moodustumisrõhu säilitamiseks produktiivsetesse kihistudesse magevesi, mis saadakse kahest allikast: maa-alusest (arteesiakaevud) ja avaveekogudest (jõed). Arteesia kaevudest toodetud põhjavett iseloomustab kõrge puhtusaste ja see ei vaja paljudel juhtudel enne reservuaaridesse süstimist sügavpuhastust. Samas on avatud veehoidlate vesi oluliselt saviosakeste, rauaühendite, mikroorganismidega reostunud ja vajab täiendavat puhastamist. Praegu kasutatakse avatud reservuaaridest kahte tüüpi veevõttu: kanalialune ja avatud. Kanalialuse meetodiga võetakse vesi jõe põhjast allapoole "kanali alt". Selleks puuritakse jõelammis kaevud sügavusega 20-30 m ja läbimõõduga 300 mm. Need kaevud läbivad tingimata liivase pinnase kihi. Kaev on tugevdatud kodaradel aukudega manteltorudega ja neisse lastakse 200 mm läbimõõduga veevõtutorud. Mõlemal juhul saadakse kaks suhtlevat anumat "jõgi-kaev", mis on eraldatud loodusliku filtriga (liivase pinnase kiht). Jõest tulev vesi voolab läbi liiva ja koguneb kaevu. Vee sissevool kaevust sunnitakse vaakumpumba või veetõstepumba abil ja juhitakse kobarpumbajaama (SPS). Avatud meetodil pumbatakse vesi pumpade abil jõest välja ja juhitakse veepuhastusjaama, kus see läbib puhastustsükli ja satub settimispaaki. Kaevikus eemaldatakse setetesse koalestseerivate reaktiivide abil mehaaniliste lisandite ja rauaühendite osakesed. Lõplik vee puhastamine toimub filtrites, kus filtreerimismaterjalina kasutatakse puhast liiva või peensütt.

11 Ohutus, töö- ja keskkonnakaitse

Naftasaadusi tarnivad ettevõtted tegelevad naftatoodete ladustamise, tarnimise ja vastuvõtmisega, millest paljud on mürgised, aurustuvad hästi, võivad olla elektrifitseeritud, tule- ja plahvatusohtlikud. Tööstuse ettevõtetes töötamisel on võimalikud järgmised peamised ohud: tulekahju ja plahvatuse tekkimine protsessiseadmete või torustike rõhu vähendamisel, samuti nende ohutu kasutamise ja remondi reeglite rikkumisel; töötajate mürgistused paljude naftasaaduste ja nende aurude, eriti pliibensiini mürgisuse tõttu; töötajate vigastused pumpade, kompressorite ja muude mehhanismide pöörlevate ja liikuvate osade tõttu tara puudumisel või talitlushäire korral; elektrilöök elektriseadmete pingestatud osade isolatsiooni rikkumise, maanduse rikke, isikukaitsevahendite mittekasutamise korral; seadmete või õhu pinnatemperatuuri tõus või langus tööpiirkonnas; suurenenud vibratsiooni tase; tööpiirkonna ebapiisav valgustus; kukkumisvõimalus kõrgusel asuvate seadmete hooldamisel. Seadmete hooldamisel ja remonditöödel on keelatud: lahtise tule kasutamine õlitoodete, kütteseadmete jms kütmiseks; vigaste seadmete kasutamine; seadmete, torustike ja liitmike käitamine ja remont ohutusnõudeid rikkudes, naftasaaduste lekete korral vuukide ja tihendite lekete või metalli kulumise tagajärjel; mis tahes hoobade (kangkangid, torud jne) kasutamine ventiilide avamiseks ja sulgemiseks; vooluvõrgust lahtiühendamata elektriseadmete remont; seadmete ja masinaosade puhastamine tuleohtlike tuleohtlike vedelikega; töötada ilma sobivate isikukaitsevahendite ja kombinesoonideta. Naftasaaduste mahavalgumisel tuleb lekkekoht katta liivaga ja seejärel viia ohutusse kohta. Vajadusel eemaldada naftatoodetega saastunud pinnas. Ruumides, kus leke toimus, degaseeritakse diklooramiini (3% veelahus) või pudruna (üks osa kuivvalgendit kahe kuni viie osa vee kohta) kasutatava pleegitamisega. Degaseerida kuivvalgendiga, et vältida süttimist. Ettevõtte territooriumil ja tootmisruumides on suitsetamine keelatud, välja arvatud selleks ettenähtud kohtades (kokkuleppel tuletõrjega), kuhu on paigaldatud sildid "Suitsetamisala". Sissepääsud tuletõrjehüdrantidele ja muudele veevarustusallikatele peavad tuletõrjeautode takistamatuks läbipääsuks alati olema vabad.

Talvel on vaja: puhastada lumest ja jääst, puistata libisemise vältimiseks liivaga: põrandakatted, trepid, ülekäigurajad, kõnniteed, jalgteed ja teed; viivitamatult eemaldada seadmetele, hoonete katustele, metallkonstruktsioonidele tekkinud jääpurikad ja jääkoorikud.

Alguses ei mõelnud inimene sellele, mis on täis intensiivset nafta- ja gaasitootmist. Peaasi oli neid võimalikult palju välja pumbata. Ja nii nad tegidki. Algul tundus, et õli toob inimestele ainult kasu, kuid tasapisi sai selgeks, et selle kasutamisel on ka varjukülg. Naftareostus loob uue ökoloogilise olukorra, mis toob kaasa põhjaliku muutuse või loodusvarade ja nende mikrofloora täieliku muutumise. Mulla saastamine õliga toob kaasa süsiniku-lämmastiku suhte väärtuse järsu tõusu. See vahekord halvendab muldade lämmastikurežiimi ja häirib taimede juurte toitumist. Muld isepuhastub väga aeglaselt õli biolagunemise tõttu. Seetõttu peavad mõned organisatsioonid pärast reostust mulda uuesti harima.

Üks paljutõotavamaid viise keskkonna kaitsmiseks saaste eest on nafta tootmise, transpordi ja ladustamise protsesside tervikliku automatiseerimise loomine. Näiteks varem ei osatud maardlates naftat ja sellega seotud gaasi sama torusüsteemi kaudu koos transportida. Sel eesmärgil ehitati spetsiaalsed nafta- ja gaasikommunikatsioonid suure hulga rajatistega, mis olid hajutatud suurtele territooriumidele. Väljad koosnesid sadadest objektidest ja igas naftapiirkonnas ehitati need omal moel, see ei võimaldanud neid ühendada ühe kaugjuhtimissüsteemiga. Loomulikult läks selle ekstraheerimis- ja transporditehnoloogiaga palju toodet aurumise ja lekke tõttu kaduma. Kasutades maapõue ja süvapumpade energiat, õnnestus spetsialistidel ilma vahepealsete tehnoloogiliste toiminguteta tagada õliga varustamine kaevust kesksetesse õlikogumispunktidesse. Kaubandusobjektide arv vähenes 12-15 korda.

Arenduspiirkondades, eriti torustike, ajutiste teede, elektriliinide, tulevaste asumite rajamisel, on häiritud kõigi ökosüsteemide looduslik tasakaal. Sellised muutused mõjutavad keskkonda.

Peamisteks naftatootmisalade põhja- ja põhjavee saasteallikateks on tööstusliku reovee juhtimine pinnaveekogudesse ja kanalisatsiooni. Reostus esineb ka: tööstusliku reovee lekke ajal; veetoru purunemise korral; naftaväljade pinnavee sattumisel pinnavette; sügavate horisontide kõrge mineralisatsiooniga vete peritokidega mageveehorisontidesse süste- ja tootmiskaevude lekke tõttu.

Õlitööstuses kasutatakse laialdaselt erinevaid kemikaale erinevates tehnoloogilistes protsessides. Kõik reaktiivid avaldavad keskkonda sattumisel negatiivset mõju. Peamised keskkonnareostuse põhjused erinevate kemikaalide reservuaari süstimisel on järgmised tegurid: süsteemide ja seadmete lekkimine ning ohutusmeetmete rikkumine tehnoloogiliste toimingute ajal.

Ettevõtte keskkonnategevuses on lisaks traditsioonilistele keskkonnaseire valdkondadele ka vee ja taaskasutatud maaressursside ratsionaalne kasutamine, õhukaitse, õlikogumisvõrkude, veetorustike, mahutite avariilõikude kapitaalremont ja asendamine, uusimad keskkonnatehnoloogiad. kaitset võetakse aktiivselt kasutusele.

BIBLIOGRAAFIA

1. Akulshin A. I. Nafta- ja gaasiväljade käitamine M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Õlitootmise teatmik. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Arvutused naftatootmises. M.: Nedra, 1979.

4. Töökaitse juhend nafta- ja gaasitootmise osakonna töötajatele. Ufa, 1998.

5.Mištšenko I. T. Arvutused naftatootmises. M., Nedra, 1989.

6. Muravjov V. M. Nafta- ja gaasipuuraukude käitamine. M., Nedra, 1978.

7. Ohutuseeskirjad nafta- ja gaasitööstuses. M., Nedra, 1974

8. OOO NGDU Oktyabrskneft tootmismaterjal 2009 2010. a.

9. Naftaväljade seadmete teatmeteos. M., Nedra, 1979.

10. Šmatov V.F. , Malõšev Yu.M. Ökonoomika, tootmise organiseerimine ja planeerimine nafta- ja gaasitööstuse ettevõtetes M., Nedra, 1990.

Föderaalne Haridusagentuur

Riiklik kõrgharidusasutus

Haridus

"UFA RIIKÕLI TEHNILINE

ÜLIKOOL"

Nafta- ja gaasivälja seadmete osakond

treeningpraktika

Rühma MPZ õpilane - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Praktikajuht R.R. Safiullin

osakond Ph.D. dotsent

Ettevõtte üldised omadused

Aksakovnefti naftaväljade tootmisosakond moodustati 1955. aastal seoses Shkapovskoje naftavälja puurkaevu nr 3 avastamisega töödejuhataja I. Z. puuritud meeskonna poolt. Poyarkov 23. novembril (joonis 1).

Joonis 1 – Kaev nr 3

NPU "Aksakovneft" kuulus oma tegevuse algusest Ufas asuvasse "Bašnefti" usaldusfondi, mis reorganiseeriti aktsiaseltsiks "Bašneft",

NGDU bilansis on 15 hoiust. Taastav jääkvaru seisuga 01.01.2004 on 22,358 miljonit tonni (ilma 2004. aasta varude kasvuta). Praeguste naftatootmise mahtude juures on varude tagamine 21 aastat. Praegu tehakse uurimuslikku puurimist kahes piirkonnas: Afanasjevskajas ja Lisovskajas.

OOO NGDU Aksakovnefti väljad on näidatud joonisel 2.

Alates arenduse algusest on toodetud 229 937 tonni naftat. 2004. aasta õlitootmise plaan on täidetud 100,2%, naftat on toodetud 2 tuhat tonni rohkem kui plaanitud.

Joonis 2 - Maardlate ülevaatekaart

Kasutusele võeti 21 uut puurauku, kavandatud 20. Uutest puuraukudest toodetakse naftat 31 768 tonni plaaniga 27 000 tonni, uute puurkaevu tootmismäär on 9,5 tonni ööpäevas, samas kui plaanis on 7,8 tonni päevas.

Kasutusele võeti 6 uut süstekaevu, võrreldes planeeritud 6-ga.

Mitteaktiivsuse tõttu võeti 26 kaevu kasutusele 26 kaevu vastu.

Kaevu valmimisperiood 17-päevase standardi juures oli 7,7 päeva.

Kaasgaasi koguti 39754 tuh m3, sh plaanitust 422 tuh m3. Seonduvate naftagaasiressursside kasutamise tase on 96,3%, samas kui plaan on 95,1%.

Põhitähelepanu pööratakse uute seadmete ja kõrgtehnoloogia kasutuselevõtule, nafta taaskasutamise suurendamisele ning geoloogiliste ja tehniliste meetmete tõhustamisele (joonis 3).

Tänu uutele tehnoloogiatele tõhustatud õli taaskasutamiseks toodeti 348 tonni aasta jooksul tehti suur töö geoloogiliste ja tehniliste meetmete teostamiseks. Nii et plaaniga 467 viidi läbi 467 üritust. Kasutegur on 113,8 tuhat tonni.

Eriefektiivsus plaaniga 243,3 t / meeter. moodustab 243,7 t / meedik.

Joonis 3 – Süstimiskaevu injektsiooni suurendamise tehnoloogia, kasutades spiraaltorumoodulit kasutavat tehnoloogiat.

ANK Bašnefti ümberkorraldamise üks etappe oli Škapovski gaasitöötlemistehase meeskonna liitumine eelmise aasta juulis OOO NGDU Aksakovneftiga. 2004. aastal töödeldi seotud naftagaasi 39 miljonit 208 tuhat kuupmeetrit plaanitud 34 miljoni 712 tuhande kuupmeetri vastu, ületäitumine oli 4496 tuhat kuupmeetrit ehk +13% plaanist.

LLC NGDU Aksakovneft on kõrgelt arenenud naftatootmise seadmete ja tehnoloogiaga ning piirkondliku infrastruktuuriga ettevõte, mis asub Baškortostani Vabariigi edelaosas aadressil Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. See on kaasaegne kõrgelt arenenud ettevõte - Bashnefti ühingu allüksus, millel on täiustatud seadmed ja tehnoloogia nafta tootmiseks ja töötlemiseks.

Peamine eesmärk on teenida kasumit ja rahuldada sotsiaalseid vajadusi tema toodetud kaupade ja teenuste järele. Peamised tegevused on:

Nafta ja gaasi tootmine ja ettevalmistamine;

Kaevude korrastamine, kapitaalremont ja tööd:

Kiirteede remont ja ehitus;

Elanikkonnale tasuliste teenuste osutamine;

Tarbekaupade tootmine;

Naftaväljade rajatiste ja sotsiaalrajatiste korrastamine, käitamine ja remont;

Transporditeenused, eriseadmete teenused;

Auru ja vee tootmine ja müük;

Personali koolitus ja professionaalne areng;

Ühtse majandus-, hinna-, tehnilise ja keskkonnapoliitika elluviimine Ettevõttega;

Ettevõte lähtub oma tegevuses Vene Föderatsiooni ja Baškortostani Vabariigi kehtivatest õigusaktidest, põhikirjast, ettevõtte juhtorganite otsustest ja sõlmitud lepingutest.

Ettevõtte põhikapital, selle liikumine kajastub JSOC Bashnefti büroo bilansis.

HARIDUS- JA TEADUSMINISTEERIUM

VENEMAA FÖDERATSIOON

Föderaalne haridusagentuur

GOUVPO "UDMURTSK RIIKÜLIKOOL"
ÕLITEADUSKOND

Osakond "Nafta- ja gaasiväljade arendamine ja käitamine"

teisel tootmispraktikal
Sisu
1. Sissejuhatus …………………………………………………………………… .3

2. Hoiuse omadused ………………………………………………… 4

3. Arendusobjektid ja nende omadused ……………………………………… 5

4. Tootmisvormide reservuaariomadused …………………………… 11

5. Moodustise vedeliku (õli, gaas, vesi) füüsikalised omadused ………… 12

6. Veehoidla arengu (produktiivse moodustumise) näitajad …………………… 17

7. Puurkaevu imivarraspumba (USSHN) paigaldusskeem ………… .... 18

8. Puuraugu imivarraspumbad, nende elemendid ……………………………… 19

9. Keermestatud ühendused torude ja

imivardad ………………………………………………………… 22

10. Elektrilise tsentrifugaalpumba (ESP) paigaldusskeem ………………… 25

11. USSHN-i tehnoloogiline töörežiim konstantsel

12. USSHN-i tehnoloogiline töörežiim perioodiliselt

vedeliku pumpamine ................................................... .................................................. 27

13. ESP tehnoloogiline töörežiim …………………………………… .28

14. Seadmed puurkaevpumpade talitluse uurimiseks ..................... 29

15. USSHNi toimimise uuringu tulemused ………………………………… ..37

16. Gaas-liiva ankrute projekteerimine ………………………………………… .38

17. Seadmed vahaladestuste vastu võitlemiseks

maa-alused seadmed ………………………………………………… .39

18. Grupimõõtesõlme skeem ................................................ ................................ 40

19. Tõstepumbajaama skeem ………………………………………………………………… .41

20. Puurkaevpumplate töö automatiseerimine ................................................. ... 42

21. Nafta- ja gaasitootmise operaatori funktsionaalsed kohustused …… .43

22. Töökaitsenõuete tagamine hoolduse ajal

tootmiskaevud …………………………………………………… 44

23. Aruandlusdokumentatsioon õlitootmismeeskonnas ……………………… .47

24. Nafta- ja gaasitootmisettevõtte struktuur ………………………… ... 49

25. Keskkonnakaitse nõuded õli tootmisel ………… .50

26. NGDU tehnilised ja majanduslikud näitajad ………………… 51

Kasutatud kirjanduse loetelu …………………………………………… 53

1. SISSEJUHATUS

Olin praktikal OAO Udmurtneft Votkinski nafta- ja gaasitootmise osakonnas Mishkinskoje väljal nafta- ja gaasitootmise meeskonnas. Ta töötas 4-järgulise nafta- ja gaasitootmise operaatori ametikohal.

Mind määrati 5. klassi d / n operaator, kelle juhendamisel ma oma praktika sooritasin. Praktika jooksul läbisin tehnilise ohutuse ja elektriohutuse briifinge, käisin ümbersõitudel, kus jälgisin IC ja GZU tööd, töötasin arvutiga, kus tegin erinevatest skeemidest elektroonilise versiooni.

Mul on praktikast head muljed. Esiteks hoolitses töödejuhataja selle eest, et ma saaksin võimalikult palju teavet nafta- ja gaasitootmise operaatori tööülesannete kohta: andis mulle määratud operaatorile juhised, pärast 3-nädalast praktikat viis läbi eksami teadmistest I. oli omandanud. Teiseks operaatorite endi soov oma tööst rääkida.

Peaaegu iga päev olin erinevatel töödel. Ma ei pidanud oma valitud erialas pettuma ja mul on hea meel, et just sellel erialal õpin.

^ 2. HOIUSE OMADUSED

Mishkinskoje naftamaardla avastati 1966. aastal ja see asub Votkinski ja Sharkansky rajooni piiril Votkinski linnast põhja pool.

Maardla asub Kama jõgikonnas ja hõivab Votka ja Siva jõe valgalad. Reljeefi absoluutkõrgused varieeruvad 140-180 m lõunas ja 180-250 m põhjas. Mishkinskoje põllu pindalast 70% hõivavad okasmetsad, ülejäänud on hõivatud põllumajandusmaaga.

Piirkonna kliima on parasvöötme mandriline, pikkade talvedega. Aasta keskmine temperatuur on +2С, külmad jaanuaris-veebruaris ulatuvad kohati -40С. Pinnase külmumise sügavus on keskmiselt 1,2 m, lumikatte paksus 60 - 80 cm.

Veevõtukoht veehoidla rõhu säilitamiseks asub Siva jõel. Toiteallikas - alajaam 220/110/35/6 kV "Siva". Õli töötlemine toimub põllu territooriumil asuvas Mishkinsky CKPN-is.

Mishkini struktuuri muudavad keeruliseks kaks kuplit: läänepoolne - Votkinskiy ja idapoolne - Tšerepanovski.
^ 3. ARENDUSOBJEKTID JA NENDE OMADUSED

Mishkinskoje väljal registreeriti Tournaisi etapi kivides ja Yasnaya Poljana üle horisondi (kihid Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III) naftashowd, Alam-süsi, Baškiiria staadiumis ja Vereiski horisont (kihid B-II, B-III) Moskva keskmise söe staadiumis.

Lõigu nafta- ja gaasisisaldust uuriti südamikuproovide, külgmiste pinnaseproovide, väligeofüüsikaliste uuringute andmete analüüsi, gaasiraiete ja kaevude sissevoolu testimise tulemuste põhjal.

Tournaisi tasand

Tournaisi setetest avastati kolm naftamaardlat, mis piirdusid kolme struktuuriga: Votkinski ja Tšerepanovski kõrgmäestiku lääne- ja idakuplid. Tšeretski horisondi katusel olev tööstuslik õlikandev poorse-koopalise lubjakivi kiht paksusega kuni 36 m. Naftareservuaari kõrgeim osa leiti Votkinski tõusul, kaevust nr 180 kõrgendikul 1334 m. Väike maardla leiti 184 kaevu piirkonnast, mille kõrgeim kõrgus on 1357 m. ...

Lääne-Votkinski kupli OWC pinna kalle on märgitud (kaevust nr 189 kuni kaevuni 183) 2–2,5 m raadiuses. Seetõttu võeti OWC kasutusele kõrgusel 1356–1354 m. Lääne-Votkinski kupli naftamaardla on 32 m, selle mõõtmed on umbes 8x5 km.

Vostochno-Votkinskiy kuplil on OWC keskmine asend tinglikult võetud umbes 1358 m. Selle kupli maardla kõrgus kaevu nr 184 piirkonnas on umbes 5 m, selle mõõtmed on 3x1,5 km.

Tšerepanovski tõusul on OWC tinglikult võetud 1370 m kõrgusele. Selle tõusu naftamaardla kõrgus on 4,5 m, mõõtmed umbes 4,5x2 km. Suurel alal jälgitud tihedate vahekihtide olemasolu ja proovide võtmine kuppelkaevudest 211, 190, 191 tõestavad maakera kihilist massilist struktuuri.

Kizilovski horisondi naftanäitused leiti selle alumisest osast peenpoorsete lubjakivide kihis. Katsetulemused näitavad Kizilovski horisondi reservuaari halbu omadusi.

Kizilovi maardla OWC on tinglikult võetud tasemel 1330,4–1330 m.

Yasnaja Poljanski superhorisont

Jasnaja Poljanas horisondi kohal piirduvad naftanäitused Tula ja Bobrikovi horisondi poorsete liivakivide ja aleuriitidega.

Bobrikovski silmapiiril on kolm poorset kihti. Kaubanduslik õlivool Bb-III reservuaarist saadi kaevust nr 211 ning õli ja vesi kaevust nr 190.

Bb-II veehoidla jälgiti kõigis kaevudes, mis tungisid läbi Alam-Karboni ja ainult kaevus nr 191 asendati veekindlate kivimitega.

Bb-II veehoidla paksus varieerub 0-2 m ja Bb-I 0,8-2,5 m. Bb-I reservuaarist saadi kaubanduslikud naftavoolud kaevus nr 189 koos teiste reservuaaridega.

Tula horisondis on kaubanduslik õlikandevõime kehtestatud kolmes kihis Tl-0, Tl-I, Tl-II. Jasnaja Poljana üle horisondi on naftamaardlad piiratud ehitistega: Lääne- ja Ida-Votkinski kuplid ning Tšerepetski tõus. Jasnaja polüana üle horisondi naftat kandvaid kihte eraldavate mitteläbilaskvate kihtide ebaoluline paksus ja sageli läbilaskvate kihtide omavahelised ühendused ja nende litoloogiline varieeruvus viitavad kihilisele ladestusele, millel on üks OWC kõigi kihtide jaoks. Votkinski tõus ja eraldi Tšerepanovski kihtide jaoks.

Tula kihistu Tl-I, Tl-II, Tl-0 Tšerepanovski tõusu OWC on võetud Tl-II kihistu põhjast, mis andis veevaba nafta kaevus nr 187 1327,5 m kõrgusel.

Baškiiria lava

Baškiiria staadiumis maardlates leidus naftanäitajaid kõigist naftamaardla avanud kaevudest, mida iseloomustas südamik. Veelgi enam, õlinäitused asuvad sektsiooni ülemises, tihedamas osas. Efektiivsete vahekihtide paksus varieerub laias vahemikus 0,4-12,2 m Mõnes kaevu sissevoolu testimisel neid ei saadud või saadi pärast põhja vesinikkloriidhappega töötlemist. Sissevoolu väärtuste olulised kõikumised viitavad veehoidla keerulisele struktuurile nii suuruse kui ka pindala poolest. Märkimisväärsete tootmismäärade olemasolu viitab tõenäoliselt suurte vuugide või luumurdude olemasolule reservuaaris. Votkinski kõrgmäestiku nafta kõrgeim osa leiti 1006,6 m kõrguselt kaevust nr 211. Maardla kõrgus on ca 38 meetrit, maardla suurus jääb vahemikku 16x8 km. OWC võetakse tavapäraselt 1044 m kõrguselt.

Z Tšerepanovski tõusu naftaalezi pole piisavalt uuritud. Seda eraldab Votkinski kõrgmäestiku maardlast karbonaatkivimite reservuaariomaduste halvenemise tsoon. Tšerepanovski tõusu OWC võeti kasutusele 1044 m kõrgusel.

Väga silmaring

Verey horisondil on peamiselt kaks õlikihti, mida eraldavad mudakivide ja savikate lubjakivide kihid. Efektiivsete õliga küllastunud lubjakivide B-III paksus jääb vahemikku 0,6-6,8 m (kaev nr 201). Madalaim märk, millest veevaba õli saadi, on 1042,8 meetrit (kaev nr 214). B-III veehoidla kõrgeim märk on 990 m. OWC on võetud 1042 m. Veehoidla kõrgus aktsepteeritud OWC - 1042 meetri piires on umbes 52 m. Selle mõõtmed väliskontuuri piires on umbes 25x12 km. Veehoidla efektiivse osa paksus jääb vahemikku 1,2–6,4 m.

B-II veehoidla kõrgeim osa läbiti kaevus nr 211. OWC võeti 1040 m kõrguselt. Maardla kõrgus aktsepteeritud OWC piires on 104 m ja võrdub ca 50 m. Maardla suurus sees õlikandevõime väliskontuur on ca 25x12 km. Veehoidla tüüpi formatsioonide B-II ja B-III naftamaardlad.

B-I formatsiooni efektiivset osa ei leia kõigis kaevudes. Katsetulemused viitavad madalale veehoidla läbilaskvusele ning poorsete erinevuste keerukas paiknemine põllupiirkonnas raskendab B-I veehoidla võimalike naftaväljavaadete hindamist.

^ 4. TOOTMISKORRALDUSTE KOLLEKTORI OMADUSED
Tournaisi tasand

Tournaisi etappi esindavad karbonaatkivimid - Tšerepeti ja Kizilovski horisondi lubjakivid. Süvendid sisaldavad 1 (kaev nr 212) kuni 29 (kaev nr 187) poorset vahekihti. Eristatavate poorsete sortide paksus varieerub vahemikus 0,2–25,2 m Tšeretski horisondi veehoidlate kogupaksus uuritavas osas jääb vahemikku 10,8 (kaev nr 207) kuni 39,2 m (kaev nr 193). Peaaegu kõigis Tournaisi etapi ülaosa kaevudes eristatakse vahekihte, reeglina on see üks kiht paksusega umbes 2 m, kuid mõnes kaevus (195, 196) on suurem hulk õhukesi poorseid vahekihte. ilmuvad, mille arv ulatub 8-ni. Kizelovski veehoidla kogupaksus suureneb sel juhul kuni 6,8 m-ni.
Yasnaja Poljanski superhorisont

Jasnaja Poljana superhorisondi maardlaid esindavad vahelduvad Bobrikovi ja Tula horisondi liivakivid, aleuriidid ja savid. Bobrikovski horisondis eristatakse liivakivikihte Bb-II ja Bb-I ning Tula horisondis Tl-0, Tl-I, Tl-II. Neid kihte saab jälgida kogu Mishkinskoje välja piirkonnas. Bobrikovski ja Tula horisondi veehoidla kogupaksus jääb vahemikku 7,4 m (kaev nr 188) kuni 24,8 m (kaev nr 199).
Baškiiria lava

Seda esindab tihedate ja poorselt läbilaskvate lubjakivide vaheldumine. Lubjakivid ei ole savised. Vähendatud suhteline parameeter Jnj varieerub 0,88-st tihedate vahekihtide korral kuni 0,12-0,14-ni väga poorsete sortide puhul. Selline Jnj muutus viitab lubjakivide olulisele koobasusele. Kaevude poorsete vahekihtide arv pindala järgi varieerub 5-st (kaev nr 255) kuni 33-ni (kaev nr 189). Eristavate poorsete sortide paksus jääb vahemikku 0,2–21,0 m. Baškiiria veehoidlate kogupaksus jääb vahemikku 6,8 m (kaev 205) kuni 45,5 m (kaev 201).
Väga silmaring

Verey maardlaid esindavad vahelduvad aleuriitkivid ja karbonaatkivimid. Tootlik moodustis piirdub poorsete ja läbilaskvate karbonaadisademetega. Seal on kaks kihti B-III ja B-II.

Vereiski horisondi veehoidla kogupaksus varieerub 4,0 (kaev nr 198) kuni 16,0 m (kaev nr 201). Eraldi läbilaskva kihi paksus varieerub piirkonnas 0,4–6,4 m.
Tootmisvormide reservuaariomaduste koondandmed

^ 5. MOODUSTUSE FÜÜSIKALISED OMADUSED

(ÕLI, GAAS, VESI)
ÕLI
Väga silmaring

Sügavusproovide analüüsist järeldub, et Vereya horisondi õlid on rasked, väga viskoossed, õli tiheduse väärtus reservuaari tingimustes on vahemikus 0,8717 - 0,8874 g / cm 3 ja keskmiselt 0,8798 g / cm 3. Õli viskoossus reservuaari tingimustes on vahemikus 12,65 kuni 26,4 SP ja arvutustes võeti 18,4 SP.

Küllastusrõhu keskmiseks väärtuseks eeldatakse 89,9 atm. Vereya horisondi nafta on gaasiga halvasti küllastunud, gaasi-õli suhe on 18,8 m 3 / t.

Õli pinnaproovide analüüsi tulemuste põhjal tehti kindlaks: õli tihedus on 0,8963 g / cm 3; Vereiski horisondi õliproovid sisaldavad 3,07% väävlit, silikogeelvaikude kogus jääb vahemikku 13,8-21% ja keskmiselt 15,6%. Asfalteenisisaldus jääb vahemikku 1,7 - 8,5% (keskmine väärtus 4,6%) ja parafiinisisaldus 2,64 - 4,8% (keskmine väärtus 3,6%).
Baškiiria lava

Analüüsiandmed näitavad, et Baškiiria etapi õli on kergem kui Mishkinskoje välja teiste kihtide õlid, õli tihedus reservuaari tingimustes on 0,8641 g / cm 3. Õli viskoossus on madalam kui Vereya horisondis ja määratakse 10,3 cp. Baškiiria etapi küllastusrõhuks tuleks võtta 107 atm. Veehoidla GOR on 24,7 m 3 / t. Analüüsi tulemused näitavad, et õli keskmine tihedus on 0,8920 g / cm3. Baškiiria faasi õli väävlisisaldus varieerub 22,4–3,63% ja on keskmiselt 13,01%. Silikogeelvaikude kogus on vahemikus 11,6% kuni 18,7% ja keskmiselt 14,47%. Asfalteenisisaldus jääb vahemikku 3,6 - 6,4% (keskmiselt 4,51%) ja parafiinisisaldus 2,7 - 4,8% (keskmiselt 3,97%).
Yasnaja Poljanski superhorisont

Tula horisondi õli on raske, erikaal 0,9 g / cm 3, kõrge viskoossus 34,2 cp. Gaasi koefitsient on 12,2 m 3 / t, õli küllastusrõhk gaasiga on 101,5 atm, mis on tingitud gaasi kõrgest lämmastikusisaldusest kuni 63,8 mahuprotsenti.

Yasnaya Polyana superhorisondi pinnaõliproovid võeti 8 kaevust. Õli tihedus vastavalt pinnaproovide analüüsi tulemustele on 0,9045 g / cm3. Väävlisisaldus  3,35%, asfalteenisisaldus  5,5%, parafiinisisaldus  4,51%.
Tournaisi tasand

Õli viskoossus reservuaari tingimustes oli 73,2 cp. Õli tihedus on 0,9139 g / cm3. Gaasi koefitsient 7,0 m 3 / t. mahutegur 1,01. Tournaisi etapi pinnaõliproovid võeti 8 kaevust. Õli keskmine tihedus on 0,9224 g / cm3. Silikogeelvaikude suurenenud sisaldus 17,4 - 36,6% (keskmine 22,6%). Asfalteenide ja parafiini sisaldus on keskmiselt vastavalt 4,39% ja 3,47%.
^ SEOTUD GAAS

Seotud gaas sisaldab suurenenud kogust lämmastikku. Tournaisi etapi puhul on selle keskmine väärtus 93,54%, Yasnaya Polyana superhorisondi puhul - 67,2%, Baškiiria etapi puhul - 44,4%, Vereiani horisondi puhul - 37,7%. Selline lämmastikusisaldus ja madalad gaasitegurid võimaldavad kasutada seotud gaasi kütusena ainult tööstusettevõtete vajadusteks.

Horisondi kohal asuva Yasnaja Poljanski (0,042%) ja Tšeretski etapi (0,071%) ahelagaasi heeliumisisalduse poolest pakub see tööstuslikku huvi, kuid madalate gaasitegurite, s.o. väike heeliumi tootmine, on selle tootmise tasuvus kahtluse all. Heeliumi sisaldus Vereiuse horisondi ja Baškiiria staadiumis seotud gaasis on vastavalt 0,0265% ja 0,006%.
^ TEKKE VESI
Väga silmaring

Vereisky horisondi ülemise osa kihtide veerohkust praktiliselt ei ole uuritud. Reservuaari soolvete tihedus on 1,181 g / cm 3, esimene soolsus on 70, need sisaldavad B - 781 mg / l, J - 14 mg / l ja В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Vees lahustunud gaasi koostises domineerib järsult lämmastik - 81%, metaan - 13%, etaan - 3,0%, raskem - 0,3%.
Baškiiria lava

Baškiiria maardlate veed on sarnase ioon-soola koostisega ning veidi madalama mineralisatsiooni ja metamorfiseerumisega kui kõrgemate ja madalamate komplekside veed. Baškiiri maardlate vee mineraliseerumine ei ületa 250-260 mg / l, Cl - Na / Mg ei ületa 3,7; SO 4 / Cl ei ületa 0,28; broomi sisaldus mg / l 587-606; J ÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; kaalium - 1100; strontsium - 400; liitium - 4,0.
Yasnopolyansky silmapiiri kohal

Neid iseloomustab kõrge mineraliseerumine, metamorfeerumine, asfalteenide puudumine, kõrge broomi ja joodi sisaldus, mis ei ületa 50 mg / l. Sulfaatide ebaoluline sisaldus on korrelatiiv, mis eristab Yasnaya Polyana kompleksi vett kõrgemate ja madalamate komplekside vetest.

Yasnaya Polyana setete moodustumise vete keskmine gaasiküllastus on 0,32–0,33 g / l. Gaasi koostis on lämmastik, süsivesinike sisaldus on umbes 3 - 3,5%, argooni - 0,466%, heelium - 0,069%. Kontaktdegaasimise gaas koosneb lämmastikust 63,8%, metaanist 7,1%, etaanist 7,9%, propaanist 12,1%.
Tournaisi tasand

Tournaisi etapi vete mineraliseerumine on 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. Tournaisi setete vesi erineb järsult Yasnaya Polyana setete vetest, mis viitab horisondi põhjaveekihtide eraldatusele.

Tournaisi etapi veed on kõrge mineralisatsiooniga. Neid iseloomustab kõrge kaltsiumisisaldus 19%, ekvivalentne Cl-Na / Mg suhe on suurem kui 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Broomi sisaldus 552-706 mg / l; jood 11-14 mg / l; NH4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg / l; kaalium 1100 mg / l; strontsium 4300 mg / l;
Õli füüsikalised ja keemilised omadused reservuaari tingimustes

Gaasi füüsikalised ja keemilised omadused

Formatsioonivete füüsikalis-keemilised omadused

^ 6. HOIUSTE ARENGU NÄITAJAD

(produktiivne moodustis)

See "Zapadno-Chigorinskoje välja arendamise tehnoloogiline skeem" põhjendab optimaalset võimalust valdkonna edasiseks arendamiseks.
Töö viidi läbi vastavalt OJSC “Surgutneftegas” volikirjale ja kinnitatud regulatiivdokumentidele.

Sissejuhatus

2. Kaevuvaru struktuuri analüüs.
3. Maardla geoloogilised omadused.
4. Valdkonna geoloogiline ja tehnoloogiline mudel.
5. Arendusvõimaluste geoloogiline ja välimine põhjendamine.
6. Arenguvõimaluste tehnoloogilised näitajad.
7. Nafta ja lahustunud gaasi varud.
8. Nafta- ja gaasioperaatorite ohutus.
9. Tootmiskaevude tehnoloogiline töörežiim.
10. Nafta tootmine elektriliste sukelaparaatidega.
11. Õli tootmine puurkaevu imivarraste pumpade abil.

Failid: 1 fail

Föderaalne haridusagentuur

Riiklik erialane kõrgharidusasutus

"Tjumeni riiklik nafta- ja gaasiülikool"

Naftaväljade arendamise ja käitamise osakond

esimesel tootmispraktikal

alates "" 20 kuni "" 200

ettevõtte juures

Üliõpilane

rühmad НР-09-1 erialad

„Nafta- ja

gaasiväljad ",

spetsialiseerumine: "Naftaväljade arendamine"

Ettevõttest

(positsioon) F.I.O.

Kaitseaste:

Kogalym, 2012

Sissejuhatus

1. Üldinfo tagatisraha kohta.

2. Kaevuvaru struktuuri analüüs.

3. Maardla geoloogilised omadused.

4. Valdkonna geoloogiline ja tehnoloogiline mudel.

5. Arendusvõimaluste geoloogiline ja välimine põhjendamine.

6. Arenguvõimaluste tehnoloogilised näitajad.

7. Nafta ja lahustunud gaasi varud.

8. Nafta- ja gaasioperaatorite ohutus.

9. Tootmiskaevude tehnoloogiline töörežiim.

10. Nafta tootmine elektriliste sukelaparaatidega.

11. Õli tootmine puurkaevu imivarraste pumpade abil.

SISSEJUHATUS

Administratiivselt asub Zapadno-Tšigorinskoje väli Tjumeni oblasti Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna Surguti piirkonnas.

Põld asub kolme litsentsiala territooriumil, mille maapõue kasutaja on OJSC “Surgutneftegas”:

• Tšigorinski litsentsipiirkond (litsentsi KhMN nr 00684, välja antud 03.12.1997, kehtivusaeg
  litsentsi kehtivusaeg 31.12.2040),
• Ai-Pimskiy litsentsiala (litsentsi KhMN nr 00560, välja antud 29.09.1993, kehtivusaeg
  litsentsi kehtivusaeg 31.12.2055),
• Zapadno-Ai-Pimsky litsentsiala (litsents KhMN nr 00812, välja antud 04.06.1998, tähtaeg
  tegevusloa kehtivusaeg 31.12.2055),

Kaugus lähima asula - asulani. Nižnesortõmski - 60 km. Kaugus Surguti linnast - 263 km.

Valdkond avastati 1998. aastal ja võeti katsetootmisse 2003. aastal TO "SurgutNIPIneft" koostatud "Pilootarenduse tehnoloogilise skeemi" alusel (TKR KhMAO protokoll nr 259, 06.12.2001).

Seoses kahe esimese tegevusaasta (2003-2004) suuremate väljaarendusmääradega ületasid tegelikud õlitootmise mahud projekteeritud tasemeid. Arengu tehnoloogiliste näitajate korrigeerimiseks 2005. aastal koostas TO "SurgutNIPIneft" "Lääne Chigorinskoje välja arengu analüüsi" (CKR Rosnedra protokoll Hantõ-Mansi autonoomse ringkonna jaoks nr 630 27.04.2005) .

See projektidokument "Zapadno-Chigorinskoje välja arendamise tehnoloogiline skeem" koostati 2006. aastal vastavalt Hantõ-Mansi autonoomse ringkonna Rosnedra arendamise keskkomisjoni hoolduskeskuse otsusele (protokoll nr. 630 27.04.2005).

Zapadno-Chigorinskoje välja katsearenduse perioodil:

Selgitatud geoloogiline struktuur ja veehoidla omadused
tuumaelektrijaama peamine töörajatis ja

• naftavarud arvutati välja ja kinnitas Rosnedra osariigi reservide komitee (protokoll nr.
  03.11.2006),
• hinnatakse rakendatava arendussüsteemi efektiivsust.

See "Zapadno-Chigorinskoje välja arendamise tehnoloogiline skeem" põhjendab optimaalset võimalust valdkonna edasiseks arendamiseks.

Töö viidi läbi vastavalt OJSC “Surgutneftegas” volikirjale ja kinnitatud regulatiivdokumentidele.

1. ÜLDTEAVE HOUSE KOHTA

Administratiivne ja geograafiline asukoht. Zapadno-Chigorinskoje väli on eraldatud kolme litsentsiala territooriumil: Ai-Pimski litsentsiala (välja kirdeosa), Lääne-Ai-Pimski litsentsiala (keskosa) ja Chigorinsky litsentsiala (kaguosa, joonis 1.1). .

Administratiivselt asub maardla Tjumeni oblasti Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna Surguti rajoonis. Lähim asula on Nižnesortõmski asula, mis asub põllust 60 km kirdes. Surguti piirkonna keskus on Surguti linn, mis asub põllust 263 km kagus. Füüsilises ja geograafilises mõttes piirdub see Lääne-Siberi füüsilise ja geograafilise riigi Surguti rabaprovintsiga. Väli asub OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nizhnesortymsk-neft" tegevuspiirkonnas.

Kliima on kontinentaalne. Talv on pikk, karm ja lumine. Kõige külmema kuu, jaanuari keskmine temperatuur on -21,4 ° С. Lumikatte paksus on kuni 60-75 cm Püsiva külmaga periood kestab 164 päeva. Suvi on lühike (50-60 päeva), mõõdukalt soe ja pilvine, sagedaste külmadega. Kõige soojema kuu (juuli) keskmine temperatuur on + 16,8 ° С, absoluutse maksimumiga + 34 ° С. Üldiselt on piirkonna kliima taigavööndile tüüpiline.

Hüdrograafia. Põld asub Nimatuma, Yumayakha, Totymayuni jõgede vahelises läänis. Veerežiimi olemuselt kuuluvad jõed kevad-suviste ja soojal aastaajal üleujutustega jõgede tüüpi. Veerežiimi põhifaas on üleujutus, mis mõnel aastal moodustab kuni 90% aastasest äravoolust. See algab aprilli kolmandal kümnendil ja lõpeb juunis. Olulised alad on soised (60,1%). Tööala territooriumi kattuvus on 17,2%. Lisaks väikestele järvedele on maardla territooriumil ka suured järved: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Mullad. Automorfsetel pindadel domineerivad raudsed illuviaalsed ja huumus-illuviaalsed podzolid. Soostunud mullatüüpidest on kõrgetel turbaaladel turba-, turba-glei- ja turbamullad, samuti turba-huumus-gleimullad. Jõgede lammidel domineerivad lammiturbane-huumus-glei ja lammi nõrgalt podsoleerunud mullad.

Taimestik. Vastavalt Lääne-Siberi geobotaanilisele tsoneeringule (Iljina ja Makhno, 1976) asub maardla territoorium Põhja-taiga alamvööndis.

Territooriumi maastikulises struktuuris domineerivad erinevat tüüpi rabad (60,1% pindalast), peamiselt seljandiku- ja järv-hari-lookood, samuti lauge-künklikud rabad. Männi- ja männi-kasemetsad piirduvad orulähedaste aladega (metsasus - 17,3%). Lammidel ja jõeorgudes valitsevad männi-kase- ja seedri-männimetsad (umbes 5,4%).

Loomade maailm. Vastavalt Tjumeni piirkonna zoogeograafilisele tsoneeringule (Gashev, 2000) asub Zapadno-Tšigorinskoje väli Surguti zoogeograafilises provintsis. Faunat esindab järve-raba biotoopide fauna (ondatra, valgejänes, veelinnud: sukeldumis- ja jõepardid), metsabiotoopides leidub mägismaa ulukite esindajaid (teder, metsrästas, sarapuuk), aga ka oravad. , vöötohatis.

Maakasutus ja erikaitsealad. Zapadno-Chigorinskoje välja territooriumil on looduskaitselise eristaatusega territooriumid - veekaitsevööndid, seedriistandused, esivanemate maad (joonis 1.1).

Veekaitsevööndid on eraldatud jõgede äärde ja järvede ümber laiusega 100 kuni 500 m, mis võtavad enda alla 5132 hektarit (ca 45% põllu pindalast). Eraldi jõesängide äärsetes massiivides on seedriistandused - 172 hektarit (1,5%).

Surguti oblasti administratsiooni juhataja 30.11.1994 määrusega nr 124 ja Surguti oblasti Sytominski maavalitsuse piirkondliku komisjoni otsusega eraldati Surguti oblasti territooriumile esivanemate maa nr 12C. maardla, kus 4 põlisrahvaste perekonda (12 inimest) teostavad majandustegevust põhja-hantide hulgas (Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I. perekonnad). OJSC “Surgutneftegas” ja esivanemate maade juhtide vahel on sõlmitud majanduskokkulepped, mis näevad ette sotsiaalseid ja majanduslikke meetmeid.

Majandustegevus veekaitsevööndites on määratud Vene Föderatsiooni valitsuse 23.11.1996 määrusega nr 1404 "Veekogude ja nende rannikukaitsevööndite veekaitsevööndite eeskirjad", RD 5753490-028-2002 "Määrused keskkonnakaitse Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna veekogude veekaitsevööndites asuvate OJSC “Surgutneftegas” üksikute uurimis- ja uuringukaevude projekteerimisel ja tootmisel; seedripuistud - vastavalt Vene Föderatsiooni metsaseadustikule nr 22-FZ 01.29.1997; esivanemate maad - Surguti piirkonna administratsiooni juhataja otsusega nr 124 alates ZOL 1.1994.

Tööstuslik infrastruktuur. Zapadno-Chigorinskoje naftamaardla asub Nizhneseortymskneft NGDU tegevuspiirkonnas, millel on arenenud tööstuslik infrastruktuur: õli kogumise ja ettevalmistamise punkt, survepumbajaamad, surve- ja väljadevaheliste naftajuhtmete süsteem, gaasijuhtmed, naftatorude võrk. kiirteed, toitesüsteem ja tootmisteenuste baasid.

Töö lõpetamise ajaks rajati põllule: 11 kaevupadjandit; nafta ja gaasi kogumise süsteem pikkusega 26,1 km:

• üks survepumbajaam projekteerimisvõimsusega 10,0 tuhat m / päevas, suudmest
  uus kihistuvee eeljuhtimine, võimsusega 10,0 tuh m3 / ööpäevas.
  Tootmisvõimsuse rakendusaste 01.01.2006 seisuga oli 12%;
• naftajuhe nafta välistranspordiks Lääne-Tšigorinskoje väljast
  kuni 15,0 km pikkuse Bittemskoje väljast naftajuhtme sisestamise punktini;

kobarpumpla võimsusega 7,2 tuh m 3 / päevas. Tootmisvõimsuse rakendusaste 01.01.2006 seisuga oli 44%;

Cenomaniani mäestikus asuvas SPS piirkonnas puuriti neli veekaevu
vihmavari, mis on varustatud kõrgsurvega sukelpumbaseadmetega, läbi
millesse süstitakse vett;

Kõrgsurveveetorusüsteem 18,55 km pikkune;
trafo alajaam PS 35/6;

• kõrgepingeliin VL-35kV Bittemskoje välja PS110-st läände
  no-Tšigorinskoje väli, 15,8 km pikk;
• Asfaltbetoonkattega autotee firmalt BPS West
  Tšigorinskoje väli enne ühendamist koridoriga Bittemskoje väljalt "umbes
  13,5 km pikk;

Läheneb põõsastele pikkusega 26,15 km.

Gaasi kogumise süsteem põllul ei ole hästi arenenud. 20 km kaugusel asuvale Bittemskoje väljale ehitati gaasiturbiinelektrijaam. Gaasi kasutusmäär seisuga 01.01.2006 oli 2,76%.

Lähim naftatöötlusrajatis on Alekhinsky CPF, mis asub väljast 95,8 km kaugusel. Nafta tarnimine Transnefti süsteemi toimub Zapadny Surgut PS-is.

Elektrivarustus on Tjumenenergo süsteemist. Zapadno-Tšigorinskoje välja peamiseks toiteallikaks on 35/6 kV Bit-temskaja alajaam (2x25 MB A).

Zapadno-Chigorinskoje väljal asuvate rajatiste elektrivarustus toimub SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) nr 252-st, mis asub rõhutõstepumbajaama tehnoloogilise asukoha piirkonnas.

Valdkonna arendamise käigus tarnitakse materjale ja seadmeid Surguti linnast, kus on suur raudteesõlm, jõesadam ja lennujaam, mis on võimelised vastu võtma reisi- ja raskeveolennukeid.

Lähim küla Nizhne-Sortymsky on varustatud kvalifitseeritud tööjõuga. NGDU "Nizhnesortymskneft" arendab remondiosakondade ja -teenuste süsteemi.

2. KAEVUFONDI STRUKTUURI ANALÜÜS.

Ettevõtte bilansis on 01.01.2006 seisuga 147 puurkaevu, sealhulgas tootmiskaevud - 109, sissepuhkekaevud - 33, kontroll - 1, veevõtt - 4. Kaevuvaru karakteristikud on toodud tabelis. 2.1

Tehases AC12 on 129 tootmis- ja sissepritsekaevu, sealhulgas 96 tootmis- ja 33 sissepritsekaevu (millest 12 arendatakse nafta jaoks).

AS11 ja YUSo veehoidlates on 13 mahajäetud uuringukaevu.

Graafilistes lisades on kujutatud AC12 objekti arengu hetkeseisu kaardid. Objekti kui terviku puhul vastab kaardil näidatud kaevude tootlikkus NGDU aruannetele, iga kihi kaartidel on näidatud mudelarvutuste tulemusel saadud hinnanguline tootlikkus.

Fondi seis on rahuldav. Tühja kaevuvarus on 2 kaevu (2% puurkaevu varust).

2005. aasta detsembris töötas 100 tootmiskaevu keskmise õlivooluga 13,9 t/ööpäevas ja keskmise põhjarõhuga 12,8 MPa. Töötavaid süstekaeve on 21. Süstimiskaevude keskmine sisselaskevõime on 152 m 3 / ööpäevas, kaevupea keskmise rõhuga 14,9 MPa.

Naftatootmismäärade vahemik (0,1–63,1 t / päevas) algfaasis on väga suur. Kaevude ebavõrdse tootlikkuse peamiste põhjuste väljaselgitamiseks viidi läbi geoloogilise ja väliteabe mitmemõõtmeline analüüs, kõige informatiivsemad sõltuvused on näidatud joonisel fig. 4.3.1. Antud andmetest järeldub: