Izvješće o naftnom i plinskom polju. Opće karakteristike i organizacijska struktura ooo ngdu "aksakovneft": izvješće o obrazovnoj praksi. Rad naftnih i injektnih bušotina

Opis Posla

Temelj gospodarskog potencijala regije Okha je kompleks goriva i energije. Njegovo osnovno poduzeće je odjel za proizvodnju nafte i plina Okhanefegaz, koji je dio strukture OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Povijest poduzeća NGDU Okhanefegaz započela je razvojem polja Okha 1923. godine. Od 1923. do 1928. nalazište Okha razvijao je Japan temeljem ugovora o koncesiji. Od 1928. do 1944. istraživanje i razvoj polja zajednički su provodili Sakhalinneft Trust (formiran 1927.) i japanski koncesionar

Uvod. Opći podaci o tvrtki
2
1.
Teorijski dio
3

1.1. Struktura poduzeća
3

4

1.3. Klasifikacija metoda poboljšane povrata nafte
6

1.4. Sustavi vodoplavljenja i uvjeti njihove uporabe
9

1.5. Pregled injekcionih bušotina
13

1.6. Podzemni popravak injektnih bušotina, vrste i razlozi sanacije
14
2.
Zaštita na radu tijekom plavljenja
15
3.
Zaštita okoliša kada se koristi za održavanje tlaka u rezervoaru otpadnih voda
16

Zaključak. Kako utvrditi učinkovitost primjene RPM metoda
18

Bibliografija
19

Datoteke: 1 datoteka

Federalna agencija za obrazovanje i znanost Ruske Federacije

Razvoj i rad naftnih i plinskih polja

(naziv specijalnosti)

(prezime, ime, patronim učenika)

Dopisni odjel šesti tečaj.

kod 130503.

u kvalifikacijskoj (pripravničkoj) praksi

na _______________________________ ________________________________

(naziv tvrtke)

Voditelj prakse iz podružnice

Voditelj prakse iz poduzeća

____________________ ___________________________

(položaj) (potpis) (v.d.)

Odluka povjerenstva iz "______" ____________________ 2010.g.

priznati da je izvješće

izvršeno i zaštićeno ocjenom "__________________________"

članovi Komisije

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(položaj) (potpis) (v.d.)

Uvod

Opći podaci o tvrtki.

Temelj gospodarskog potencijala regije Okha je kompleks goriva i energije. Njegovo osnovno poduzeće je odjel za proizvodnju nafte i plina Okhanefegaz, koji je dio strukture OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Povijest poduzeća NGDU Okhanefegaz započela je razvojem polja Okha 1923. godine. Od 1923. do 1928. nalazište Okha razvijao je Japan temeljem ugovora o koncesiji. Od 1928. do 1944. istraživanje i razvoj polja zajednički su provodili Sakhalinneft Trust (formiran 1927.) i japanski koncesionar.

Godine 1944. raskinut je sporazum s Japanom, a od tog vremena razvoj polja Okhinskoye nastavila je udruga Sakhalinneft, a naftno polje Okhinsky bilo je uključeno u različite podjele u različitim godinama:

1944-1955 - Naftno polje Okha (u razvoju Središnjeg polja Okha);

1955-1958 - prošireno naftno polje Okha, koje je dio Direkcije naftnih polja Ekhabineft (u razvoju polja Central Okha, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo - do 1965.);

1968-1971 - Uprava naftnog polja Okhaneft (u razvoju polja Central Okha, Yuzhnaya Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (u razvoju polja Central Okha, North Okha, South Okha);

1979-1981 - Osnovno poduzeće Sakhaneftegazdobycha proizvodnog udruženja, koje je dio Svesaveznog industrijskog udruženja Sakhalinmorneftegaz (u razvoju polja Central Okha, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1981-1988 - NGDU Sevenefegaz (razvijaju se ista polja). NGDU Okhanefegaz posluje na 17 naftnih i plinskih polja smještenih u regiji Okha.

Godine 1988. PO Okhanefegazdobycha i VPO Sakhalinmorneftegaz transformirani su u PA Sakhalinmorneftegaz, a NGDU Severneftegaz - u NGDU Okhanefegaz, koji opet uključuje polje Kolendo. Na starim naftnim poljima, koja se nalaze na kopnu, započelo je uvođenje tehnologije hidrauličkog frakturiranja, što omogućuje povećanje proizvodnje bušotina.

1. Teorijski dio

Opći podaci o depozitu. Polje Tungor otkriveno je 1958. godine, 28 km južno od grada Okhi. U orografskom smislu, antiklinalni nabor se nalazi na granicama dviju morfoloških zona: istočne, uzdignute, izražene u obliku meridijanskog grebena Istočnog Sahalinskog grebena, i zapadne, predstavljene blažim i niskim reljefnim oblicima. Maksimalne apsolutne nadmorske visine u istočnom dijelu dosežu 120 metara. Luk nabora odgovara zoni niskog reljefa s apsolutnim oznakama koje ne prelaze 30-40 m.

Hidrografska mreža okruga je slabo razvijena. Valja napomenuti da postoje dva lokalna sliva - Tungorsko i Odoptu jezero, koje imaju tektonsku prirodu. Kroz područje teče niz malih potoka i rijeka. Njihove doline su močvarne, protok vode je neravnomjeran. U neposrednoj blizini ležišta nalazi se selo Tungor, koje je cestom dugom 28 km povezano s gradom Okha.

Klima regije je hladna, zima duga, snježni pokrivač pada u studenom i traje do svibnja. Tajfuni donose mećave zimi i obilne kiše ljeti. Vjetar dostiže 30m/s. Ljeto je kratko i kišovito. Prosječna godišnja temperatura je 2,5.

Stratigrafija. Dio naslaga Tungorskog polja predstavljen je terigenim pjeskovito-glinovitim stijenama neogenskog doba. Kompleks formacija otkrivenih najdubljim bušotinama podijeljen je (od dna prema gore) na formacije Daginskaya, Okobykayskaya i Nutovskaya.

Apartman Daginskaya. Maksimalna penetrirana debljina u bušotini br. 25 je 1040m. Granica između formacija Dagin i Okobykai povučena je na vrhu horizonta XXI. Naslage Daginsky podijeljene su na horizonte XXI - XXVI.

Sastoje se uglavnom od pijeska i pješčenjaka svijetlosivih, sivih, neravnozrnatih, muljevito-ilovastih stijena.

Muljici su tamnosive do crne boje, polomljeni, usitnjeni, na vrhu - pjeskovito-muljeviti, liskunasti, sadrže ugljenisane biljne ostatke. Stijene se odlikuju visokim sadržajem silicijevog dioksida.

Okobykayskaya formacija. Granica između naslaga formacija Nutovskaya i Okobykayskaya konvencionalno je povučena na dnu 3. sloja. Debljina apartmana doseže 1400m. Klastične stijene predstavljene su pijeskom, glinom i njihovim srednjim i cementiranim varijantama. Gornju polovicu presjeka formacije karakterizira sedimentacijska stabilnost, koja se javlja pri analizi debljina. Sveprisutni diskontinuitet slojeva III - XII, oštre litološko-facijelne zamjene kompliciraju lokalnu korelaciju presjeka pojedinih bušotina, predodređuju konvencionalnost kontakta između ležišta Nutov i Okobykai.

Pjeskovi i pješčenici su sivi, svijetlosivi, sitnozrni, glinovito-siloviti sa šljunkom i šljunkom. Siltstones i alertstones su svijetlo i tamnosive, glinovito-pjeskovite. Gline i muljnjak su tamnosivi, pjeskovit, muljeviti i ispucani. Glineno-pješčani kompleks slojeva Donje Okobykayskaya uključuje glavna ležišta nafte i plina.

Nutovskaya apartman. Rasprostranjen je po cijelom području; u vrhu nabora izložene su srednje Nutovske stijene. Ukupni kapacitet je preko 1000m. Ako je u donjem dijelu presjeka moguće pratiti pojedine pješčane slojeve (III, II, I, M), onda je iznad izložen neprekinuti pješčani kompleks s tankim slojevima gline. Pješčane stijene su sive, svijetlosive, lomljive, sitnozrnate i nejednake s razbacanim šljunkom i šljunkom. Gline su tamnosive, pjeskovito-muljevite, muljevite s inkluzijama ugljenisanih biljnih ostataka.

Tektonika. Tungorski nabor dio je antiklinalne zone Ekhabinsky koja se nalazi na sjeveroistočnom krajnjem dijelu otoka.

Unutar antiklinalne zone identificirano je devet antiklinalnih struktura grupiranih u dvije antiklinalne grane - Okha i East Ekhabinsky.

Tungorska antiklinala nalazi se na donjem kraju zone East Ekhabinsky i razlikuje se od ostalih nabora po nizu strukturnih značajki. Razlikuje se od susjednih struktura - Vostochno-Ekhabinskaya na istoku i Ekhabinskaya, susjedne sa sjevera, blagim slijeganjem, manjim kontrastom i odsutnošću diskontinuiteta. Prema pliocenskim naslagama razvijenim na površini, nabor je brahiantiklinala koja se proteže na meridijanima.

Uz vrh horizonta XX, nabor se proteže u meridijanskom smjeru, krila su mu gotovo simetrična. Kutovi upada stijena na zapadnom krilu variraju unutar 8-9 stupnjeva, na istočnom - strmiji, dosežući 12-14. Slijeganje stijena u južnom smjeru je blago nagnuto, pod kutom od 3-4, na sjevernoj periklini dolazi do fleksijskog zadebljanja izohipsa i strmijeg nagiba šarke (upadni kut 6-7).

Kapacitet nosivosti ulja. 1958. godine, otkrivač bušotine utvrdio je komercijalni kapacitet nosivosti nafte XX. horizonta. Godine 1961. prilikom ispitivanja bušotine br. 28 otkriveno je nalazište nafte XX. horizonta. Do sada je na polju Tungor dokazana produktivnost tri naftna horizonta (XXI, XX i XX) i deset plinskih horizonta. U dijelu Tungorskog polja postoji širok raspon produktivnosti i poštivanja vertikalnog zoniranja u raspodjeli naslaga: gore na dionici naftna ležišta zamjenjuju se plinskim kondenzatom, a zatim isključivo plinom. Morfologija prirodnih akumulacija Tungorskog polja je podlog oblika, odnosno zamke naftnih i plinskih ležišta pripadat će formaciji zasvođene i većina ih je djelomično litološki zasjenjena.

1.3. Klasifikacija metoda poboljšane povratne nafte

Korištenje metoda održavanja ležišnih tlakova tijekom razvoja naftnih naslaga (unutarnje i unutarkružno plavljenje, ubrizgavanje plina ili zraka u povišene dijelove ležišta) omogućuje najracionalnije korištenje energije prirodnog ležišta i njeno značajno nadopunjavanje. smanjiti vrijeme razvoja ležišta zbog intenzivnijeg povlačenja nafte. Ipak, saldo zaostalih rezervi na poljima koja su u završnoj fazi razvoja i dalje je vrlo visok, u nekim slučajevima iznosi 50-70%.

Trenutno je poznat i implementiran velik broj metoda poboljšane povratne nafte. Razlikuju se po načinu utjecaja na produktivne formacije, prirodi interakcije između radnog sredstva ubrizganog u formaciju i tekućine koja zasićuje formaciju te vrsti energije koja se unosi u formaciju. Sve metode poboljšanog povrata nafte mogu se podijeliti na hidrodinamičke, fizikalno-kemijske i toplinske.

Hidrodinamičke metode poboljšane iskorištenosti nafte.

Primjenom ovih metoda ne mijenja se sustav razmaka proizvodnih i injektnih bušotina te se ne koriste dodatni izvori energije koji se unose u formaciju s površine radi istiskivanja zaostale nafte. Hidrodinamičke metode pojačane iskorištavanja nafte funkcioniraju unutar implementiranog razvojnog sustava, češće tijekom plavljenja naftnih ležišta, a usmjerene su na daljnje intenziviranje prirodnih procesa dobivanja nafte. Hidrodinamičke metode uključuju cikličko plavljenje vodom, varijabilne filtracijske tokove i prisilno povlačenje tekućine.

Ciklično plavljenje. Metoda se temelji na periodičnoj promjeni načina rada ležišta zaustavljanjem i nastavkom utiskivanja i povlačenja vode, zbog čega se potpunije koriste kapilarne i hidrodinamičke sile.

Time se olakšava uvođenje vode u akumulacijske zone koje prethodno nisu bile obuhvaćene udarom. Ciklička poplava učinkovita je na poljima gdje se koristi konvencionalno poplavljivanje, posebno u hidrofilnim rezervoarima, koji kapilarno bolje zadržavaju vodu koja ih je napala. U heterogenim formacijama, učinkovitost cikličkog plavljenja veća je od konvencionalnog plavljenja. To je zbog činjenice da je u uvjetima plavljenja heterogene formacije, rezidualna zasićenost naftom područja formacije s najlošijim ležišnim svojstvima znatno veća od one u glavnom plavljenom dijelu formacije. S povećanjem tlaka, elastične sile formacije i fluid doprinose uvođenju vode u područja formacije s najlošijim svojstvima ležišta, dok kapilarne sile zadržavaju vodu koja je prodrla u formaciju uz naknadno smanjenje formacijski tlak.

Metoda promjene smjera filtracijskih tokova. U procesu plavljenja naftnih ležišta, osobito heterogenih, prema tradicionalnim shemama, u njima se postupno formira tlačno polje i priroda filtracijskih tokova, u kojima pojedini dijelovi ležišta nisu pokriveni aktivnim procesom istiskivanja nafte. vodom. Da bi se u razradu uključile stajaće zone akumulacije koje nisu pokrivene plavljenjem, potrebno je promijeniti opću hidrodinamičku situaciju u njoj, što se postiže preraspodjelom povlačenja i utiskivanja vode kroz bušotine. Kao rezultat promjena u proizvodnji (utiskivanju), mijenja se smjer i veličina gradijenta tlaka, zbog čega područja koja do sada nisu bila pokrivena plavljenjem zahvaćaju veći gradijenti tlaka, te se nafta iz njih istiskuje u poplavljeno, protočni dio ležišta, što povećava iskorištenje nafte. Prilikom primjene metode, uz promjenu proizvodnje i injektiranja, prakticira se periodično zaustavljanje pojedinih bušotina ili grupa proizvodnih i injektnih bušotina.

Ministarstvo obrazovanja i znanosti Ruske Federacije i Republike Tatarstan

Almetjevski državni institut za naftu

Odjel „Razvoj i rad

naftna i plinska polja"

izvješće

Student Abunagimov Rustam Rinatovič skupina 68-15 W

Fakultet nafte i plina specijalnosti 13503.65

Na obrazovnoj praksi, položio u JSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

( poduzeće, NGDU)

Mjesto prakse OJSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Voditelj vježbe

s odjela RIENGM Chekmaeva R.R.

(pozicija, puno ime)

Almetjevsk

UVOD 3

1 Proizvodna i organizacijska struktura NGDU-a. 4

2. Geološke i fizičke karakteristike objekata. osam

3. Bušenje bušotina. 13

4. Razvoj naftnih polja. 15

5. PPD sustav. 19

6. Rad naftnih i injektnih bušotina. 22

7. Pregled bušotine. 25

8. Metode povećanja produktivnosti bušotine. 26

9. Redovni i kapitalni popravci bunara. trideset

10. Prikupljanje i priprema nafte, plina i vode. 33

11. Sigurnost, rad i zaštita okoliša. 36

LITERATURA 39

UVOD

Ovu praksu sam završio u odjelu za proizvodnju nafte i plina Oktyabrskneft. Tijekom svoje prakse upoznao sam se s načinima proizvodnje nafte, metodama povećanja iskorištenja nafte, sustavom održavanja ležišnog tlaka, kao i sustavom proizvodnje bušotina u uvjetima ovog odjela proizvodnje nafte i plina.

NGDU Oktyabrskneft je tvrtka za proizvodnju nafte i plina. Temelj djelatnosti NGDU-a je vađenje nafte, plina, bitumena, slatkih i mineralnih voda, njihov transport raznim vrstama transporta, u nekim slučajevima prerada i prodaja.

NGDU Oktyabrskneft je velika podružnica OJSC Bashneft. Zbog visokog stupnja istraženosti (više od 82%) teritorija Baškortostana, tvrtka nastavlja s istražnim radovima, kako na području Republike, tako iu drugim regijama. U 2009. godini završen je godišnji plan istražnog bušenja dužine više od 10 tisuća metara, završeno je 10 bušotina, dobiveni su industrijski tokovi nafte u 6 bušotina (učinkovitost 60%), otkrivena su 2 nova naftna polja, povećanje nadoknadivih rezervi industrijske kategorije iznosio je 1,3 milijuna tona Tvrtka obavlja seizmička istraživanja, dubinska istražna bušenja, geokemijske studije i tematske radove iz područja geoloških istraživanja. Proizvodnja nafte će se povećati zbog polja koje razvija tvrtka, kao što su Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye i druga polja. Očekuje se povećanje proizvodnje nafte zbog povećanja obujma geoloških i tehničkih mjera: bušenje novih bušotina, optimizacija proizvodnje fluida, prijenos bušotina u druge objekte, izvođenje hidrauličkog frakturiranja, stvaranje novih centara za poplavljanje, smanjenje bušotina u stanju mirovanja i proširenje upotrebe. dokazano visoko učinkovitih metoda povećanja iskorištenja nafte.

NGDU "Oktyabrskneft" je oko dvadesetak radionica i pododjela glavne i pomoćne proizvodnje i sfere društvenih usluga. Odjel ima: vlastiti centar za obuku, Dom tehnike, pomoćnu farmu staklenika, rekreacijski centar, stomatološku i ambulantu itd.

U posljednje vrijeme naftaši puno rade na pitanjima zaštite okoliša: obnavljaju se slani izvori, čiste rijeke, obnavljaju se zauljena zemljišta.

U praksi smo često išli zaobilaziti bušotine, pri čemu sam svladavao radnje operatera za proizvodnju nafte i plina izravno u radnim uvjetima. Važan aspekt prakse bila je konsolidacija prethodno proučenih teorijskih znanja u praksi.

1 Proizvodna i organizacijska struktura NGDU-a

NGDU "Oktyabrskneft" nalazi se u rijeci. p. Serafimovskiy Tuymazinsky regija, Republika Baškortostan. Proizvedeni proizvodi, prema osnovnoj djelatnosti poduzeća, su komercijalna ulja.

Prema vrsti upravljačke strukture, NGDU Oktyabrskneft se odnosi na linearno funkcionalnu upravljačku strukturu koja ima manje nedostatke i općenito je optimalna za ovo poduzeće. U 2009. godini broj ovog poduzeća iznosio je oko 1750 ljudi.

NGDU Oktyabrskneft je složen sustav struktura i odjela koji osiguravaju neprekidnu proizvodnju nafte. Dijagram strukture NGDU Oktyabrskneft prikazan je na slici 1.

Upravljanje obavlja voditelj NGDU-a kojemu su podređene sve službe, odjeli i radionice. On usmjerava sve aktivnosti poduzeća na temelju jedinstva. Prava i obveze svakog odjela zamjenika načelnika, kao i osoblja aparata, odvojene su posebnim odredbama.

Prvi zamjenik načelnika je glavni inženjer, on obavlja proizvodno i tehničko upravljanje timom, zajedno s direktorom snosi punu odgovornost za učinkovitost poduzeća.

Glavni inženjer je zadužen za:

1) Proizvodno-tehnički odjel (PTO), čija je glavna zadaća utvrđivanje racionalne tehnike i tehnologije proizvodnje nafte i plina, uvođenje nove opreme i napredne tehnologije.

2) Služba glavnog mehaničara (SGM) upravlja mehaničarsko-remontnom službom NGDU.

3) Služba glavnog inženjera energetike (SGZ) bavi se organizacijom pouzdanog i sigurnog rada termoelektrana, uvođenjem novih, pouzdanijih, ekonomičnijih elektromotornih pogona i shema napajanja.

4) Odjel za industrijsku sigurnost i zaštitu rada (OSB i TB) čiji je glavni zadatak organiziranje rada na stvaranju sigurnih radnih uvjeta.

Geološki odjel odgovara glavnom geologu. Odjel se bavi detaljnim proučavanjem terena, obračunom kretanja rezervi nafte i plina, dodatnim istraživanjima pojedinih područja, uvođenjem tehnoloških shema i razvojnih projekata te pronalaženjem načina za intenziviranje razvoja.

Slika 1 Organizacijska struktura NGDU "Oktyabrskneft"

Odjel za ekonomsko planiranje (PEO) podređen je glavnom ekonomistu NGDU-a. Glavni zadatak odjela je organizirati rad odjela, analizirati rad poduzeća i identificirati načine povećanja učinkovitosti proizvodnje. Odjel za rad i plaće (rad i plaća) bavi se unapređenjem organizacije rada i upravljanja proizvodnjom, uvođenjem progresivnih oblika i sustava plaća, materijalnih poticaja u cilju daljnjeg povećanja produktivnosti rada.

Služba za logistiku i nabavu opreme (SMTO i KO) podređena je zamjeniku načelnika NGDU-a za opća pitanja. Glavni zadatak je opskrbiti pododjele NGDU svim vrstama materijala i sredstava.

Zamjenik načelnika za poslove gospodarstva je glavni ekonomist, koji koordinira i kontrolira rad svih gospodarskih službi i odjela.

Odjel automatiziranog upravljanja (OASU) namijenjen je automatiziranom upravljanju. U interakciji je sa sustavima upravljanja poduzećima, opsluživani od strane klaster računalnih i informacijskih računalnih centara (CVC i KIVC).

Proizvodnja u NGDU-u se dijeli na glavnu i pomoćnu. Glavna proizvodnja uključuje radionice koje su izravno uključene u proizvodnju glavnih proizvoda.

To uključuje TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Ove trgovine obavljaju sljedeće funkcije: potiskuju naftu i plin do dna korištenjem energije iz ležišta; dizanje nafte na dnevnu površinu, prikupljanje, praćenje, mjerenje obima proizvodnje, složena priprema nafte kako bi se učinila tržišnom.

Struktura pomoćne proizvodnje uključuje one odjele poduzeća koji osiguravaju neprekidan rad radnji glavne proizvodnje. Djelatnosti pomoćne proizvodnje uključuju: popravak opreme, bunara, uređaja i mehanizama; opskrba proizvodnih objekata električnom energijom, vodom i drugim potrebnim materijalom; pružanje informativnih usluga trgovinama glavne proizvodnje. Sve ove poslove obavljaju radionice uključene u strukturu NGDU: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; transportna radnja.

CPF, radionica za pripremu i crpljenje nafte, prijem proizvedene trofazne tekućine (nafta, plin, voda) iz naftnog polja, priprema (razdvajanje u faze), mjerenje nafte i vode, isporuka nafte Upravi cjevovoda i formacijske vode do radionica za održavanje tlaka u rezervoaru, za korištenje u sustavu održavanja rezervoara tlak.

Radionica održavanja ležišnog tlaka (RPM) - ubrizgavanje vode u proizvodne formacije.

Radionica za podzemni i remont bušotina (PRS dionica) koja provodi rutinski remont bušotina, izvođenje geološko tehničkih mjera za utjecaj na zonu formiranja dna.

Sekcija remonta bušotine (CDW) - remont bušotine, geološko tehničke mjere usmjerene na intenziviranje proizvodnje nafte, povećanje iskorištenja nafte, povećanje injektivnosti injektnih bušotina.

Radionica za popravak valjane električne opreme i napajanja (PRTSE i E) - opskrba električnom energijom objekata NGDU, obavljanje planiranih preventivnih popravaka i preventivnih ispitivanja električne opreme, aparata i električnih mreža.

Radionica za automatizaciju proizvodnje i opskrbu parom (CAPP) - opskrbljuje procesnu vodu i toplinsku energiju (paru) pododjelima NGDU-a i trećim potrošačima.

Građevinsko-montažna radionica (SMC) - uređenje istražnih, pogonskih i puštenih u rad bušotina, kapitalni popravci naftnih postrojenja i objekata društvenog i kulturnog karaktera, održavanje i planirano preventivno održavanje instrumentacije, automatike i telemehanike na objektima NGDU.

Radionica za istraživanje i proizvodnju naftnih polja (TsNIPR) - izvođenje hidrodinamičkih studija bušotina i ležišta, pregled rezervoara slatke vode, određivanje onečišćenja zraka u području rada NGDU, laboratorijske studije proizvedenog fluida, određivanje kvalitete pročišćene i otpadne vode na UPTP, analiza fizikalno-kemijskih svojstava naftnog plina...

Radionica za antikorozivne premaze i remont cjevovoda i konstrukcija (DAC i KRTS). Funkcije radionice: unutarnje čišćenje spremnika, remont spremnika i izmjenjivača topline, antikorozivno premazivanje spremnika i spremnika, demontaža opreme i konstrukcija, polaganje cjevovoda na GPMT (fleksibilne polimer metalne cijevi), praćenje stanja zavarenih šavova, mjerenje zida debljine cjevovoda, spremnika, uzorkivača i spremnika (defektoskopija), popravak cijevi pumpnog kompresora, dostava istih ekipama remonta i remonta.

Radionica fleksibilnih polimer-metalnih cijevi (TsGPMT) - proizvodnja fleksibilnih polimer-metalnih cijevi za sustave za prikupljanje i održavanje rezervoarskog tlaka, za transport jako zalivene nafte i visokoagresivne otpadne vode, proizvodnja robe široke potrošnje.

Razmatrana struktura NGDU "Oktyabrskneft" omogućuje poduzeću da riješi sve zadatke koji su mu dodijeljeni, da učinkovito koristi materijalne i radne resurse, stoga je preporučljivo raspolagati svojim proizvodnim mogućnostima.

2 Geološke i fizičke karakteristike objekata

Naftno polje Serafimovskoye nalazi se u sjeverozapadnom dijelu Baškortostana, u regiji Tuimazinsky. Neposredno sjeverozapadno od njega nalazi se veliko naftno polje Tuimazinskoye, a južno Troitskoye i Stakhanovskoye.

U granicama depozita nalaze se r.p. Serafimovsky, koja je osnovana 31. prosinca 1952. U njoj živi većina radnika koji vode razvoj i rad ovog područja. Na području polja postoje asfaltne ceste i autoceste koje povezuju postrojenja naftnih polja s gradovima Oktyabrsky i Belebey, sa željezničkim stanicama Tuimazy, Urussu i Kandra.

Polje razvija OOO NGDU Oktyabrskneft, koji se nalazi u naselju Serafimovsky, a bušenje bušotina provodi BurKan. Proizvodnja naftnih bušotina nakon primarne obrade iz parka za prikupljanje nafte preko crpne stanice Subkhankulovo pumpa se kroz cjevovod do rafinerija nafte u Ufi. Povezani plin troši Tvornica za preradu plina Tuimazinsky, dijelom se koristi za lokalne potrebe i transportira se plinovodom do Ufe. Vodoopskrba se vrši iz centralnog vodovoda koji napaja vodu iz podkanalnih bunara rijeke Usen.

Klima regije je kontinentalna. Karakteriziraju ga mrazne zime s temperaturama do 45 0 C u siječnju i prilično vruća ljeta s temperaturama do + 35 0 C u srpnju. Prosječna godišnja temperatura je +3 0 C. Prosječna godišnja količina oborina je oko 500 mm. Oborine se uglavnom javljaju u jesenskom i zimskom razdoblju.

Od minerala, osim nafte, postoje vapnenci, gline, pijesci. Ove materijale lokalno stanovništvo koristi za građevinske i kućanske potrebe. Osim toga, glina posebne kvalitete koristi se za pripremu isplake za bušenje bušotina.

Orografski, područje ležišta je brežuljkasta visoravan. Najniže nadmorske visine ograničene su na riječne doline, oko +100m, najveće apsolutne kote na slivovima dosežu +350m. Južne padine razvodnih područja u pravilu su strme i tvore rtove, dobro izložene, dok su sjeverne padine blage, travnate i često prekrivene šumom.

Hidrografska mreža regije je dobro razvijena, ali nema velikih rijeka. Glavni plovni put regije je rijeka. Ik. Njegove pritoke južno od ležišta. su rijeke Kidash i Uyazy Tamak. Rijeka teče unutar ležišta. Bishinda, koja je lijeva pritoka rijeke. Ussen koji teče izvan polja. Na jugu ležišta uočavaju se odljevi podzemnih voda u obliku izvora.

U geološkoj strukturi ležišta Serafimovskoye sudjeluju pretkambrijske, bavlinske, devonske, ugljene, permske, kvartarne, rifejske i vendske naslage.

Serafimovsko polje je višeslojno. Glavni produktivni horizont je pješčani sloj D ja Paši horizont. Komercijalno naftonosne pješčane formacije: C- VI 1 , SA- VI 2 , Bobrikovsky horizont, karbonatni član Kizelovsky horizonta Tournaisian faze, karbonatni članovi Famennian faze, pješčani sloj D 3 kynovsky horizont, pješčani sloj D II Mullinsky horizont, pješčani slojevi D III i D IV starooskalskog horizonta.

Prosječna dubina bobrikovskog horizonta je 1250 m, tournaisian je 1320 m, famenski je 1560 m, D sloj ja -1690m, sloj D II - 1700m, krevet D III - 1715 m, sloj D IV - 1730 m.

Tektonski, antiklinalna struktura Serafimovskaya Brakha nalazi se u jugoistočnom dijelu vrha Almetyevskaya Tatarskog luka i zajedno sa strukturom Baltaevskaya čini otok Serafimovsko Baltaevsky. Ukupna duljina nasipa doseže 100 km, a širina mu se kreće od 26 km na zapadu do 17 km na istoku. U središnjim i sjeveroistočnim dijelovima Serafimovsko-Baltajevskog buja nalazi se Serafimovsko uzvišenje, koje je u jugozapadnom dijelu obrisano stratoizozipsom minus 1560m, au sjeveroistočnom dijelu minus 1570m. Uzvisina je veličine 12X4 km i proteže se od jugozapada prema sjeveroistoku.

Valja napomenuti da se lukovi struktura u karbonu i permu na uzdizanjima Leonidovskoe i Serafimovskoe podudaraju s njegovim položajem u devonskim sedimentima.

Prema geofizičkim podacima, sloj je zastupljen uglavnom s tri vrste stijena: muljci, alevci i pješčenici.

Devonske naslage su glavne na polju. Po površini i debljini najrašireniji je sloj D ja ... Njegova debljina doseže 19,6 m. Predstavljena je kvarcnim i sitnozrnim pješčenikom.

Horizont D II pripada pješčenicima horizonta Mullinovski. Predstavljen je međuslojevima alevrita i muljnjaka, ali uglavnom prevladava sitnozrni, kvarcni pješčenjak. Kapacitet mu se kreće od 19 - 33 metra.

Slojevi horizonta D III predstavljeni slabo sortiranim sitnozrnim kvarcnim pješčenicima. Njihov kapacitet je vrlo mali i kreće se od 1-3 metra. Naslage ovog horizonta strukturno su litološki male veličine.

Slojevi horizonta D IV - predstavljen je sitnozrnim, ponegdje šljunčanim, kvarcnim pješčenikom. Njihova debljina je 8 metara, a ponegdje 8 do 12 metara. Sadrže 10 naslaga strukturnog tipa.

Ukupna debljina ležišta jedinice D je 28 - 35 m, a naftom zasićena debljina slojeva 25,4 m.

Glavne karakteristike horizonata prikazane su u tablici 1.

Tablica 1. Glavne karakteristike horizonata

Formacijsko ulje turnaskog stadija mnogo se razlikuje od ulja devonskih naslaga. Tlak zasićenja nafte plinom je 2,66 MPa. U devonskim naslagama ta je vrijednost jednaka 9 9,75 MPa, što je više od tri puta više nego u turnejskom stupnju. Gustoća nafte u ležišnim uvjetima je 886 kg/m3. Više detalja o svojstvima ulja dato je u tablicama 2 i 3.

Tablica 2. Fizička svojstva ulja

Tablica 3. Kemijski sastav ulja

Svojstva proizvedene vode prikazana su u tablici 4.

Tablica 4. Svojstva proizvedene vode

Sastav plina prikazan je u tabeli 5.

Tablica 5 Svojstva plina

3 Bušenje bušotina.

Naftno ili plinsko polje se buši u okviru projekta razvoja ili istraživanja. Geološki odjel ureda za bušenje bušotina, vođen projektom, topografom je odbio točke na tlu, koje će biti bušotine ovog polja.

Za tehnološki kompetentno izvođenje procesa bušenja potrebno je poznavati osnovna fizikalno-mehanička svojstva stijena koja utječu na proces bušenja (elastična i plastična svojstva, čvrstoća, tvrdoća i abrazivna sposobnost). To se postiže bušenjem istražnih bušotina iz kojih se dobiva stijenski usjek (jezgra). Uzorci jezgre i usjeva šalju se u geološki odjel, koji provodi njihovo potpuno ispitivanje.

Tehnologija bušenja bušotina je kompleks uzastopno izvedenih operacija usmjerenih na postizanje određenog cilja. Jasno je da se bilo koja tehnološka operacija može izvesti samo uz korištenje potrebne opreme. Razmotrimo slijed operacija tijekom izgradnje bušotine. Pod izgradnjom bušotine podrazumijeva se cijeli ciklus izgradnje bušotine od početka svih pripremnih radnji do demontaže opreme.

Pripremni radovi uključuju planiranje prostora, postavljanje temelja za naftnu platformu i drugu opremu, polaganje tehnoloških komunikacija, električnih i telefonskih vodova. Količina pripremnih radova određena je reljefom, klimatskim i geografskim pojasom, ekološkom situacijom.

Montaža, postavljanje opreme za bušenje na pripremnom mjestu i njezinih cjevovoda. Trenutno se u naftnoj industriji široko prakticira montaža blokova, izgradnja velikih blokova koji se sklapaju u tvornicama i isporučuju na mjesto ugradnje. To pojednostavljuje i ubrzava instalaciju. Instalacija svakog čvora završava testiranjem u radnom načinu.

Bušenje bušotina je postupno produbljivanje u zemljinu površinu do naftnog ležišta uz jačanje stijenki bušotina. Bušenje bušotine počinje polaganjem rupe dubine 2..4 m, u koju se spušta dlijeto, pričvršćeno na kvadrat ovješen na tackle system derick-a. Bušenje počinje davanjem rotacijskog gibanja kvadratu, a time i svrdlu, pomoću rotora. Kako zalazi dublje u stijenu, svrdlo se zajedno s kvadratom spušta uz pomoć vitla. Reznice se uklanjaju tekućinom za ispiranje, koja se pumpa u bit kroz zakretni i šuplji kvadrat.

Nakon što se bušotina produbi za duljinu kvadrata, izvlači se iz bušotine i između nje i svrdla postavlja se bušaća cijev.

U procesu produbljivanja moguće je uništavanje zidova bunara, stoga ih je potrebno ojačati (obušiti) u određenim intervalima. To se radi pomoću posebno spuštenih cijevi za kućište, a struktura bušotine postaje stepenasta. Na vrhu se bušenje izvodi s velikim promjerom, zatim manjim, itd.

Broj stupnjeva određen je dubinom bušotine i karakteristikama stijena. Pod projektiranjem bušotine podrazumijeva se sustav obložnih cijevi različitih promjera, koje se spuštaju u bušotinu na različite dubine. Za različite regije, nacrti naftnih bušotina su različiti i određeni su sljedećim zahtjevima:

- suprotstavljanje silama stijenskog pritiska, nastojeći uništiti bunar;

- očuvanje navedenog promjera debla cijelom dužinom;

- Izolacija horizonta koji se javljaju u dijelu bušotine koji sadrži agense različitog kemijskog sastava i isključenje njihovog miješanja;

- sposobnost pokretanja i rada različite opreme;

- mogućnost duljeg kontakta s kemijski agresivnim medijima i otpornost na visoke tlakove i temperature.

Na poljima se grade plinske, injektne, piezometrijske bušotine čiji su projekti slični naftnim.

Pojedinačni elementi strukture bunara imaju sljedeće namjene:

1 Smjer sprječava eroziju gornjih nekonsolidiranih stijena tekućinom za bušenje prilikom bušenja bušotine.

2 Dirigent osigurava izolaciju vodonosnika koji se koriste za piće; opskrba vodom.

3 Pokreće se srednji niz kako bi se izolirale izgubljene cirkulacijske zone, preklapaju produktivni horizonti s abnormalnim pritiscima.

4 Proizvodni niz osigurava izolaciju svih slojeva koji se javljaju u polju, pogonske opreme i rada bušotine.

Ovisno o broju nizova omotača, struktura bušotine može biti jednostruka, dvostruka itd.

Donja rupa bušotine, njen filter, glavni je element niza, jer izravno osigurava komunikaciju sa ležištem nafte, drenažu formacijskog fluida u određenim granicama i utjecaj na ležište kako bi se pojačao i regulirao njegov rad. .

Dizajn lica određen je karakteristikama stijene. Tako se u mehanički stabilnim stijenama (pješčenicima) može izvesti otvoreno lice. Omogućuje punu komunikaciju s ležištem i uzima se kao standard, a pokazatelj učinkovitosti komunikacije, koeficijent hidrodinamičke savršenosti, uzet je kao jedinica. Nedostatak ovog dizajna je nemogućnost selektivnog otvaranja pojedinačnih međuslojeva, ako ih ima, stoga su otvorena lica dobila ograničenu upotrebu.

Poznate izvedbe dna rupe s odvojenim, montažnim filterima u potpuno izloženi sloj bez kućišta. Prstenasti prostor između dna kućišta i vrha zaslona je zapečaćen. Otvori u filteru su okrugli ili u obliku proreza, širine 0,8 ... 1,5 mm, duljine 50 ... 80 mm. Ponekad se filteri spuštaju u obliku dvije cijevi, šupljina između kojih je ispunjena sortiranim šljunkom. Ovi se filteri mogu mijenjati čim se zaprljaju.

Najšire korišteni filtri su oni koji se formiraju u preklapanju uljnog ležišta i cementiranog proizvodnog kućišta. Pojednostavljuju tehnologiju otvaranja, omogućuju pouzdano izoliranje pojedinih slojeva i djelovanje na njih, ali ovi filtri imaju i niz nedostataka.

4 Razvoj naftnih polja .

Pod razvojem naftnog polja podrazumijeva se provedba procesa premještanja tekućine (nafta, voda) i plina u slojevima do proizvodnih bušotina. Kontrola protoka tekućine i plina ostvaruje se postavljanjem naftnih, injektnih i kontrolnih bušotina na terenu, brojem i postupkom puštanja u pogon, načinom rada bušotina i ravnotežom energije ležišta. Sustav razrade usvojen za pojedino ležište predodređuje tehničko-ekonomske pokazatelje - protok nafte, njezinu promjenu tijekom vremena, faktor iskorištenja nafte, kapitalna ulaganja, trošak, itd. Prije bušenja ležišta projektira se razvojni sustav. U razvojnom projektu, na temelju podataka istraživanja i probnog rada, utvrđuju se uvjeti pod kojima će se nalazište eksploatirati, odnosno njegova geološka struktura, ležišna svojstva stijena (poroznost, propusnost, stupanj heterogenosti), fizička svojstva fluida. i plinovi koji zasićuju formaciju (viskoznost, gustoća, topljivost plinova), zasićenje stijena nafte, vode i plina, ležišnog tlaka, temperature i dr. Na temelju tih podataka, uz pomoć hidrodinamičkih proračuna, utvrđuju se tehnički pokazatelji eksploatacije ležišta za različite mogućnosti razvoja sustava te se izrađuje ekonomska procjena mogućnosti sustava. Kao rezultat tehničke i ekonomske usporedbe odabire se optimalni razvojni sustav.

Iskorištavanje nafte iz bušotina provodi se ili prirodnim strujanjem pod utjecajem energije ležišta, ili korištenjem jedne od nekoliko mehaniziranih metoda podizanja tekućine. Obično u početnoj fazi razvoja polja prevladava protočna proizvodnja, a kako protok slabi, bušotina se prebacuje na umjetno podizanje. Mehanizirane metode uključuju: plinsko dizanje i dubinsko pumpanje (pomoću usisne šipke, potopne električne centrifugalne i vijčane pumpe).

Razvoj naftnih polja je područje znanosti koje se intenzivno razvija. Njegov daljnji razvoj bit će vezan uz korištenje novih tehnologija za vađenje nafte iz podzemlja, novih metoda za prepoznavanje prirode tijeka in situ procesa, upravljanje razvojem polja, korištenjem naprednih metoda za planiranje istraživanja i razradu ležišta uzimajući u obzir obračun podataka iz srodnih sektora nacionalnog gospodarstva, korištenjem automatiziranih upravljačkih sustava za vađenje minerala iz podzemlja, razvoj metoda za detaljno obračunavanje strukture slojeva i prirode procesa koji se u njima odvijaju na temelju determinističkih modela.

Razvoj naftnih polja povezan je sa značajnim ljudskim zahvatima u prirodi i stoga zahtijeva bezuvjetno poštivanje utvrđenih standarda za zaštitu podzemlja i okoliša.

Bušenje bušotine završava otvaranjem naftnog ležišta, t.j. komunikacija ležišta nafte s bušotinom. Ova faza je vrlo važna iz sljedećih razloga. Smjesa nafte i plina u formaciji je pod visokim tlakom, čija veličina može biti nepoznata unaprijed. Pri tlaku koji premašuje tlak stupca tekućine koji puni bušotinu, tekućina se može izbaciti iz bušotine i doći će do otvorenog strujanja; ulazak tekućine za bušenje (u većini slučajeva je to otopina gline) u ležište nafte začepljuje njegove kanale , ometajući protok nafte u bušotinu.

Moguće je izbjeći šikljanje ugradnjom posebnih uređaja na vrh bušotine, blokiranjem bušotine preventora ili korištenjem tekućine za ispiranje visoke gustoće.

Sprječavanje prodiranja otopine u ležište nafte postiže se uvođenjem različitih komponenti u otopinu: komponenti sličnih svojstvima formacijskoj tekućini, na primjer, emulzije na bazi ulja.

Budući da se nakon otvaranja naftnog ležišta bušenjem, kućište spušta u bušotinu i cementira, čime se blokira naftno ležište, postaje potrebno ponovno otvoriti ležište. To se postiže pucanjem kroz tetivu u intervalu formiranja posebnim perforatorima koji imaju naboje na bazi praha. U bušotinu ih spušta geofizička služba na sajlu.

Trenutno je savladano i primjenjuje se nekoliko metoda perforacije bušotina.

Uključena je perforacija bušotina. u spuštanju u bušotinu na kabelskom užetu posebnih uređaja perforatora, u čije se tijelo ugrađuju barutna punjenja s mecima. Primajući električni impuls s površine, punjenja eksplodiraju, dajući mecima veliku brzinu i veliku prodornu moć. Uzrokuje uništavanje metalnog i cementnog prstena stupa. Unaprijed se izračunava broj rupa u nizu i njihov položaj duž debljine formacije, pa se ponekad spušta niz perforatora. Tlak gorućih plinova u cijevi komore može doseći 0,6 ... 0,8 tisuća MPa, što osigurava proizvodnju perforacija promjera do 20 mm i duljine 145 ... 350 mm. Izrađuju se meci od legiranog čelika i presvučeni su bakrom kako bi se smanjilo trenje pri kretanju duž komore ili olova.

Perforacija torpeda po principu implementacije slična je metku, samo se povećava težina punjenja. od 4 ... 5 do 27 godina i u perforatoru se koriste horizontalna osovina. Promjer rupa je 22 mm, dubina je 100 ... 160 mm, izrađuju se do četiri rupe po 1 m debljine sloja.

Kumulativna perforacija - stvaranje rupa zbog usmjerenog kretanja mlaza žarulje koja izlazi iz perforatora brzinom od 6 ... 8 km / s s tlakom od 0,15 ... 0,3 milijuna MPa. U tom slučaju se formira kanal dubine 350 mm i promjera 8 ... 14 mm. Maksimalna debljina šava, izložena kumulativnim perforatorom po lansiranju do 30 m, torpedo do 1 m, metak do 2,5 m. Količina barutnog punjenja je do 50 g.

Perforacija hidro-pjeskarenjem - stvaranje rupa u stupu zbog abrazivnog djelovanja mješavine pijeska i tekućine koja izlazi brzinom do 300 m / s iz kalibriranih mlaznica s tlakom od 15 ... 30 MPa.

Razvijen u VNII i masovno proizveden pod šifrom AP 6M, stroj za pjeskarenje se dobro pokazao: dubina kanala u obliku kruške koje prima može doseći 1,5 m.

Čekić za bušenje je uređaj za formiranje filtera bušenjem rupa. U tu svrhu koristi se cijev za bušenje razvijena u VNIIGIS-u (Oktyabrsky), čiji je električni pogon spojen na dijamantnu bušilicu. Maksimalni radijalni je 60 mm, što osigurava, prema rezultatima prakse prolaska kućišta, ulazak u formaciju do dubine od najviše 20 mm. Perforacija je dobila naziv "poštedna", jer isključuje oštećenja stupa i cementnog prstena, koja su neizbježna kod metoda pjeskarenja. Perforacija bušenja ima visoku preciznost u formiranju filtera u potrebnom intervalu.

Razvoj naftnih bušotina je skup radova koji se izvode nakon bušenja, kako bi se potaknuo protok nafte iz formacije u bušotinu. Činjenica je da je u procesu otvaranja, kao što je ranije spomenuto, moguće da bušaći mulj i voda uđu u formaciju, što začepljuje pore formacije, istiskuje naftu iz bušotine. Stoga spontani dotok nafte u bušotinu nije uvijek moguć. U takvim slučajevima pribjegavaju izazovu umjetnog priljeva, koji se sastoji u izvođenju posebnih radova.

Ova metoda se široko koristi i temelji se na dobro poznatoj činjenici: stupac tekućine velike gustoće vrši veći povratni pritisak na formaciju. Želja da se smanji protutlak zbog pomaka iz bušotine, na primjer, isplake gustoće Qg = 2000 kg / m3 sa slatkom vodom gustoće Qb = 1000 kg / m3 dovodi do prepolovljenja leđa pritisak na formaciju. Metoda je jednostavna, ekonomična i učinkovita u slučaju slabog začepljenja formacije.

Ako zamjena otopine s vodom ne donese rezultate, pribjegavaju daljnjem smanjenju gustoće: zrak komprimiran kompresorom dovodi se u cijev. Istodobno je moguće potisnuti stupac tekućine natrag u cijev, čime se smanjuje protutlak na formaciju na značajne vrijednosti.

U nekim slučajevima može biti učinkovito povremeno dovoditi zrak iz kompresora i tekućinu iz crpne jedinice, stvarajući uzastopne dijelove zraka. Broj takvih porcija plina može biti nekoliko, a oni, šireći se, izbacuju tekućinu iz bačve.

Kako bi se povećala učinkovitost pomaka po dužini cjevnog niza ugrađuju se ventili za otvaranje kroz koje stlačeni zrak ulazi u cijev odmah po ulasku u bušotinu i počinje "raditi" t.j. za podizanje tekućine i u prstenu i u cijevi.

Također se koristi i pokretanje cijevi posebnog klipa za bris koji je opremljen nepovratnim ventilom. Krećući se prema dolje, klip prolazi kroz sebe tekućinu, kada se diže prema gore, ventil se zatvara, a cijeli stup tekućine iznad njega prisiljava se da se podigne zajedno s klipom, a zatim se izbacuje iz bunara. Budući da stupac fluida koji se podiže može biti velik (do 1000 m), pad tlaka na formaciju može biti značajan. Dakle, ako se bušotina napuni tekućinom do vrha bušotine, a obrisak se može spustiti na dubinu od 1000 m, tada će se tlak smanjiti za iznos smanjenja stupca tekućine u prstenu, odakle je dio tekućina će teći iz cijevi. Proces brisanja može se ponoviti više puta, što omogućuje smanjenje pritiska na formaciju za vrlo veliku količinu.

5 PPD sustav

Prirodni načini nastanka naftnih naslaga su kratkotrajni. Proces smanjenja tlaka u ležištu ubrzava se kako se povećava proizvodnja tekućine iz ležišta. A onda, čak i uz dobru povezanost naftnih naslaga s opskrbnim krugom, njegov aktivni utjecaj na ležište, neizbježno počinje iscrpljivanje energije ležišta. To je popraćeno raširenim smanjenjem dinamičke razine tekućine u bušotinama i, posljedično, smanjenjem proizvodnje.

Prilikom organiziranja održavanja ležišnog tlaka (RPM) najteže od teorijskih pitanja koje još uvijek nije u potpunosti riješeno je postizanje maksimalnog istiskivanja nafte iz ležišta uz učinkovitu kontrolu i regulaciju procesa.

Treba imati na umu da se voda i ulje razlikuju po svojim fizikalno-kemijskim karakteristikama: gustoći, viskoznosti, koeficijentu površinske napetosti i vlaženju. Što je veća razlika između pokazatelja, to je proces pomaka teži. Mehanizam istiskivanja ulja iz poroznog medija ne može se prikazati jednostavnim pomakom klipa. Ovdje dolazi i do miješanja agenasa, i do pucanja uljnog mlaza, i do stvaranja odvojenih, naizmjeničnih tokova ulja i vode, i do filtracije kroz kapilare i pukotine, te do stvaranja stajaćih i slijepih zona.

O svim navedenim čimbenicima ovisi faktor iskorištenja nafte polja, čijoj maksimalnoj vrijednosti treba težiti tehnolog. Materijali prikupljeni do danas omogućuju procjenu utjecaja svakog od njih.

Značajno mjesto u učinkovitosti procesa održavanja ležišnog tlaka zauzima postavljanje bušotina na terenu. Oni definiraju obrazac plavljenja, koji je podijeljen u nekoliko tipova.

In-curruit waterflooding uključuje utiskivanje vode u injekcione bušotine koje se nalaze izvan vanjske konture naftonosnog kapaciteta. Kako se uljnonosna kontura odmiče od injektnih bušotina i zalijevanja prvog reda proizvodnih bušotina, fronta ubrizgavanja se prenosi.

Kriterij za normalno odvijanje procesa je vrijednost ležišnog tlaka u proizvodnoj zoni, koji bi trebao težiti porastu ili stabilizaciji.

Inline preplavljivanje je učinkovito kada su prisutni sljedeći čimbenici:

- mala veličina ležišta (omjer površine ležišta i perimetra uljne konture je 1,5 ... 1,75 km);

- homogeno ležište s dobrim ležišnim svojstvima u debljini i površini;

Injekcione bušotine udaljene su od konture koja sadrži naftu na udaljenosti od 300 ... 800 m, što će osigurati ravnomjernije napredovanje vodene fronte i spriječiti stvaranje plavnih jezika;

postoji dobra hidrodinamička veza između zone povlačenja i zone ubrizgavanja.

Nedostaci poplave vodonosnika uključuju:

1 veliki gubici ubrizgane vode zbog njezina propuštanja na stranu suprotnu području ubrizgavanja, što dovodi do dodatne potrošnje energije;

2 udaljenost linije za ubrizgavanje od zone ekstrakcije, što zahtijeva značajnu potrošnju energije za prevladavanje gubitaka;

3 odgođena reakcija fronte selekcije na promjene uvjeta na ispusnoj liniji;

4 potreba za izgradnjom velikog broja injekcionih bušotina; udaljenost injekcijskih bušotina od glavnih ciljeva injektiranja, koja se povećava tijekom razvoja, povećava cijenu sustava.

Intra-konturno plavljenje uključuje utiskivanje vode izravno u naftnu zonu, organizaciju jednog ili više redova injektnih bušotina u središtu polja i, zbog toga, rasparčavanje ležišta na odvojena područja koja se razvijaju samostalno. Rezanje se može napraviti na trake, kolutove itd. Učinkovitost ove metode zalijevanja vodom je očita: učinkovitost sustava se povećava eliminacijom odljeva tekućine, približavajući se frontu ubrizgavanja frontu povlačenja.

Različite intra-konturne poplave su: površinsko, žarišno, selektivno, blokovsko.

Površinsko plavljenje predviđa postavljanje injekcionih bušotina na terenu prema jednoj od shema. Površinsko plavljenje obično se organizira u kasnoj fazi razvoja polja, kada počinje intenzivno plavljenje, a druge metode plavljenja ne postižu cilj.Injekcione bušotine postavljaju se na geometrijsku mrežu: pet, sedam ili devet točaka. Istovremeno, za jednu injektorsku bušotinu postoji jedna proizvodna bušotina sa sustavom od pet točaka, dvije sa sustavom od sedam točaka i tri sa sustavom od devet točaka.

Fokalna poplava može se shematski prikazati u obliku jedne ili više injektnih bušotina smještenih u središtu ležišta i određenog broja proizvodnih bušotina na periferiji. Ova metoda plavljenja tipična je za male površine, lokalizirane naslage (leće, stagnirajuće zone).

Selektivno plavljenje vodom koristi se za istiskivanje nafte iz zasebnih, slabo dreniranih formacija koje su heterogene uzduž prostiranja. Za njegovu primjenu potrebne su informacije o karakteristikama dionice, poremećajima i vezama proizvodne formacije s ostalima. Takvi se podaci mogu dobiti nakon nekog vremena razvoja ležišta, stoga se selektivno plavljenje koristi u kasnijoj fazi razvoja.

Blokovsko plavljenje sastoji se u rezanju ležišta na zasebne dijelove i razgraničavanju svakog od njih injekcionim bušotinama. Unutar svakog bloka buše se proizvodne bušotine, čiji se broj i raspored određuju proračunima. Blok flooding omogućuje da se polje dovede u razvoj odmah, prije nego što se u potpunosti istražuje i, na taj način, da se skrati vrijeme razvoja. Ovo je učinkovito za velike naslage.

Postojeći nedostaci RPM sustava ubrizgavanjem vode uključuju:

1) progresivno plavljenje polja velikom količinom nafte koja nije obnovljena;

2) niska svojstva pranja vode ubrizgane u rezervoar;

3) veliki broj komplikacija uzrokovanih povratkom na formiranje slojevitih voda proizvedenih zajedno s naftom, izraženih u obliku uništavanja vodovodnih cjevovoda, salinizacije izvora pitke vode i poremećaja ekološke ravnoteže.

Poboljšanje PPD-a je u sljedećim područjima:

1) razvoj novih procesnih tekućina ili dodataka vodi koji poboljšavaju njezina svojstva pranja i manje su agresivni prema opremi i prirodi;

2) razvoj pouzdane kontrole kretanja tekućine u formaciji;

3) razvoj metode za regulaciju filtracijskih tokova u ležištu i isključivanje stvaranja slijepih i neizgrađenih zona.

Održavanje ležišnog tlaka projektirano je na početku razvoja većine naftnih polja.

Trenutno se za RPM koristi nekoliko vrsta vode, koje su određene lokalnim uvjetima. To je slatka voda izvučena iz posebnih arteških ili podkanalnih bunara, voda iz rijeka ili drugih otvorenih izvora vode, voda iz vodonosnika pronađenih u geološkom dijelu polja, formacijske vode odvojene od nafte kao rezultat njezine pripreme.

Sve te vode međusobno se razlikuju po svojim fizikalno-kemijskim svojstvima, a time i po djelotvornosti poticanja formacije ne samo za povećanje tlaka, već i za povećanje iskorištenja nafte.

Formacijska voda u procesu odvajanja od nafte miješa se sa slatkom vodom, s demulgatorima, kao i s procesnom vodom uređaja za obradu ulja. Upravo se ta voda, koja se zove otpadna voda, pumpa u rezervoar. Karakteristična značajka otpadnih voda je sadržaj naftnih derivata (do 100 g / l), ugljikovodičnih plinova do 110 l / m3, suspendiranih čestica - do 100 mg / l.

Takva se voda ne može injektirati u rezervoar bez čišćenja prema potrebnim standardima koji se utvrđuju na temelju rezultata pilot-injektiranja. Trenutno, kako bi se smanjila potrošnja slatke vode i iskoristila proizvedena stratalna voda, pročišćavanje otpadnih voda se široko koristi za potrebe održavanja ležišnog tlaka.

Najčešća metoda čišćenja je gravitacijsko odvajanje komponenti u spremnicima. U ovom slučaju primjenjuje se zatvorena shema. Otpadne vode s udjelom naftnih proizvoda do 500 tisuća mg / l i mehaničkim nečistoćama do 1000 mg / l ulaze u taložnice odozgo. Uljni sloj na vrhu služi kao svojevrsni filter i poboljšava kvalitetu pročišćavanja vode iz ulja. Mehaničke nečistoće se talože i kako se nakupljaju uklanjaju iz rezervoara.

Iz rezervoara voda ulazi u tlačni filter. Zatim se u cjevovod dovodi inhibitor korozije, a voda se pumpama ispumpava u crpnu stanicu.

Za akumulaciju i taloženje vode koriste se vertikalni čelični spremnici. Na njihovu unutarnju površinu nanose se antikorozivni premazi kako bi se zaštitili od djelovanja formacijskih voda.

6 Rad naftnih i injektnih bušotina

Najrašireniji tehnološki kompleks tijekom rada na terenu u poduzeću LLC NGDU "Oktyabrskneft" je proizvodnja ulja pomoću pumpi s usisnom šipkom. Prisilno dizanje nafte iz bušotina pomoću crpnih agregata s usisnom šipkom je najduže u vijeku trajanja polja.

Moderne crpne jedinice mogu proizvesti naftu iz jedne ili dvije bušotine dubine do 3500 m s protokom tekućine od nekoliko kubičnih metara do nekoliko stotina kubičnih metara dnevno. Na Serafimovskom polju 172 bušotine opremljene su pumpnim agregatima s usisnom šipkom, što je 94% ukupne količine proizvodnih bušotina.

USHGN je klipna pumpa s jednim djelovanjem, čija je šipka povezana stupom šipki s uzemljenim pogonom - klackalica.

Potonji uključuje koljenasti mehanizam koji pretvara rotacijsko gibanje glavnog pokretača u povratno kretanje i prenosi ga na niz šipke i klip pumpe. Podzemnu opremu čine: cijevi, pumpa, šipke, uređaji za rješavanje komplikacija. Zemljana oprema uključuje pogon (klackalicu), opremu na ušću bušotine, radni monofold.

Instalacija radi na sljedeći način. Kada se klip pomakne prema gore, tlak u cilindru pumpe se smanjuje, a donji (usisni) ventil se diže, otvarajući pristup tekućini (proces usisavanja). Istodobno, stupac tekućine koji se nalazi iznad klipa pritišće gornji (dovodni) ventil na sjedalo, podiže se i izbacuje se iz cijevi u radni monofold. Kada se klip pomakne prema dolje, gornji ventil se otvara, donji ventil se zatvara pritiskom tekućine, a tekućina u cilindru teče kroz šuplji klip u cijev.

U LLC NGDU Oktyabrskneft površinska oprema bušotina zastupljena je uglavnom crpnim jedinicama normalnog reda tipa SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Na terenu se koriste i električne centrifugalne pumpne instalacije (ESP). Kao pogon ESP-a koristi se potopni elektromotor koji se zajedno s pumpom spušta u bušotinu na zadanu dubinu.

Po dizajnu, ESP-ovi su podijeljeni u tri skupine:

a) crpke verzije 1 namijenjene su za rad bušotina s naftom i vodom s udjelom krutih tvari do 0,1 g / l;

b) crpke verzije 2 (izvedba otporna na habanje) namijenjene su za rad na jako navodnjenim bunarima s udjelom krutih tvari do 0,5 g / l;

c) crpke verzije 3 namijenjene su za crpljenje tekućine s pH vrijednošću 5-8,5 i sadržajem do 1,25 g / l sumporovodika.

Podzemna oprema uključuje:

a) električna centrifugalna pumpa, koja je glavna jedinica instalacije (ESP);

b) potopni elektromotor (SEM), koji pokreće pumpu;

c) hidraulički zaštitni sustav koji štiti podmornicu od prodiranja formacijske tekućine u nju, a sastoji se od protektora i kompenzatora;

d) strujni kabel koji služi za opskrbu električnom energijom potopljenog motora;

e) cijev (tubing), koja je kanal kroz koji proizvedena tekućina struji od crpke do dnevne površine.

Zemaljska oprema uključuje:

a) opremu na ušću bušotine, koja služi za usmjeravanje i kontrolu ulaznog fluida iz bušotine i za brtvljenje glave bušotine i kabela;

b) upravljačku stanicu podvodnog motora koja pokreće, prati i kontrolira rad ESP-a;

c) transformator dizajniran za regulaciju veličine napona koji se dovodi u SEM;

d) ovjesni valjak, koji služi za vješanje i usmjeravanje kabela u bušotinu tijekom rada i dizanja.

ESP je glavna jedinica instalacije. Za razliku od klipnih pumpi, koje daju tlak dizane tekućine uz pomoć klipnih pokreta klipa, u centrifugalnim pumpama pumpana tekućina prima pritisak na lopatice brzo rotirajućeg impelera. U tom slučaju kinetička energija pokretne tekućine pretvara se u potencijalnu energiju tlaka.

Prije ugradnje ESP-a potrebno je pripremiti bunar za njegov rad. Da biste to učinili, pere se, odnosno dno se čisti od pješčanih čepova i mogućih stranih predmeta. Zatim se poseban predložak spušta i podiže u obložni niz od glave bušotine na dubinu veću od dubine spuštanja jedinice za 100 - 150 m, čiji je promjer nešto veći od maksimalnog promjera potopne jedinice. Istodobno, toranj ili jarbol pažljivo su centrirani u odnosu na vrh bušotine.

Uglavnom se injekcione bušotine dizajnom ne razlikuju od proizvodnih. Štoviše, određeni broj proizvodnih bušotina koje se nađu u zoni vodonosne konture ili iza nje prelazi u kategoriju injekcionih bušotina. U slučaju intrakonturnog i površinskog plavljenja, prijenos proizvodnih bušotina na injektiranje vode smatra se normalnim.

Postojeći projekti injekcionih bušotina predviđaju injektiranje vode kroz cijev koja se vodi s pakerom i sidrom. Iznad pakera prostor treba napuniti tekućinom neutralnom prema metalu.

Podno rupe mora imati filter dovoljne debljine koji osigurava utiskivanje planiranog volumena vode, dubine najmanje 20 m za nakupljanje mehaničkih nečistoća. Preporučljivo je koristiti umetnute filtere, koji se povremeno mogu podizati iz bunara i čistiti.

Priključci na glavi bušotine injektne bušotine su dizajnirani za opskrbu i kontrolu volumena vode u bušotinu, za izvođenje različitih tehnoloških operacija ispiranja, razvoja, tretmana itd.

Armatura se sastoji od prirubnice kućišta, križa koji služi za komunikaciju s prstenastim prostorom, zavojnice na kojoj je cijev obješena, trojnice za dovod injektiranog fluida u bušotinu. Namjena i dizajn pakera i sidra se bitno ne razlikuju od onih koji se koriste za protočne bušotine.

7 Pregled bušotine

Tijekom rada bušotina istražuju se radi praćenja tehničkog stanja proizvodnog niza, rada opreme, provjere usklađenosti parametara bušotina s utvrđenim tehnološkim režimom te dobivanja podataka potrebnih za optimizaciju tih režima.

Prilikom pregleda bunara:

a) provjerava se tehničko stanje bušotine i ugrađene opreme (nepropusnost cementnog kamena, omotača i cijevi, stanje zone formiranja dna, onečišćenje bušotine, protok pumpe, rad ventila i drugih uređaja ugrađenih na dubini);

b) ocjenjuje se pouzdanost i rad jedinica opreme te se utvrđuje rok remonta opreme i bušotina;

c) dobiti informacije potrebne za planiranje raznih vrsta remontnih i drugih radova u bušotinama, kao i za utvrđivanje tehnološke učinkovitosti tih radova.

Za rješavanje navedenih problema koristi se kompleks različitih vrsta istraživanja i mjerenja (mjerenje proizvodnje nafte, vodenosti, faktora plina, dubinska mjerenja temperature i tlaka, mjerenja dubine, dinamometrija, bilježenje troškova radnog sredstva , obračun kvarova i popravaka opreme, analiza uzoraka proizvodnje bušotina, itd. .).

Vrste, obujam i učestalost studija i mjerenja u svrhu kontrole rada opreme za sve metode rada bušotina utvrđuje odjel zajedno sa istraživačkim organizacijama i geofizičkim poduzećima.

Studije za praćenje rada proizvodnih bušotina moraju se provoditi uz potpuno poštivanje sigurnosnih pravila u naftnoj i plinskoj industriji, uz poštivanje zahtjeva za zaštitu podzemlja i okoliša.

Osnova proučavanja crpne jedinice s usisnom šipkom je dinamometrija - metoda operativne kontrole rada podzemne opreme i osnova za uspostavljanje ispravnog tehnološkog načina rada crpne jedinice.

Bit metode je da se opterećenje na šipku za punjenje određuje bez podizanja crpke na površinu pomoću dinamografa. Na papiru, u obliku dijagrama, bilježe se opterećenja tijekom hoda gore i dolje, ovisno o kretanju stabljike.

Za određivanje udaljenosti od usta do dinamičke razine koriste se metode mjerenja zvuka. Najčešće su različite ehometrijske instalacije za bušotine s tlakom od 0,1 MPa. Princip rada ovih instalacija je da se akustični impuls šalje u prsten iz pucketanja praha. Taj impuls, reflektiran od razine tekućine, vraća se u usta, djelujući na termofon, i nakon što se pretvori i pojača u električni, bilježi se olovkom na pokretnu papirnatu vrpcu.

Mjerenje valova izvodi se pomoću eho sonde, koji vam omogućuje određivanje dinamičke razine u bušotinama do 4000 m dubine uz prstenasti tlak do 7,5 MPa. Na dnu i duž bušotine tlak i temperatura mjere se pomoću termometara dubine koji su kombinirani u jednom uređaju.

8 Metode za povećanje produktivnosti bušotine

U naftnim i plinskim bušotinama brzina protoka i produktivnost bušotina s vremenom se smanjuju. To je prirodan proces, budući da dolazi do postupnog smanjenja tlaka u ležištu, smanjuje se energija ležišta koja je potrebna za podizanje tekućine i plina na površinu.

Produktivnost bušotine također se smanjuje kao rezultat pogoršanja propusnosti stijena, produktivne formacije zbog začepljenja njezinih pora u zoni dna rupe smolastim, parafinskim naslagama, mehaničkim česticama uklanjanja formacije.

Kako bi se stabilizirala razina proizvodnje nafte i plina, koriste se različite metode utjecaja na zonu formiranja dna, koje omogućuju povećanje iskorištenja nafte, a ne smanjenje produktivnosti bušotine. Metode povećanja produktivnosti bušotina pri utjecaju na zonu formiranja dna rupe dijele se na kemijske, mehaničke, toplinske i složene.

Od odlučujuće važnosti pri odabiru metode obrade u svakom konkretnom slučaju je potrebna dubina obrade produktivne formacije kako bi se obnovila ili poboljšala propusnost. Stoga se prema dubini utjecaja na porozni medij metode stimulacije bušotine mogu podijeliti u dvije velike kategorije: metode s malim radijusom utjecaja i metode s velikim radijusom utjecaja. Glavni načini za poboljšanje povezanosti formacije s bušotinom s malim polumjerom udara:

a) Upotreba eksploziva. To uključuje metak, kumulativnu perforaciju, razne opcije torpeda.

Ako postoji nedovoljna povezanost između formacije i bušotine, može se ponoviti konvencionalna perforacija perforatorom metka. Da bi se povećala njegova učinkovitost, bunar se ne puni glinenom otopinom ili vodom, već tekućinama koje ne onečišćuju novonastale perforacije.

Kod tvrdih i gustih stijena moguće je torpedirati produktivnu formaciju eksplozivom spuštenim u interval formacije u rukavima, te električnim fitiljem koji se diže u zrak kabelom iz bušotine. Obloge su izrađene od azbestnog metala ili plastike. Najčešće korišteni eksplozivi su nitroglicerin, TNT dinamit itd. Eksplozija može stvoriti kaverne i pukotine u sloju plaća. Tako se istodobno s poboljšanjem povezanosti formacije s bušotinom povećava i propusnost formacije u zoni velikog radijusa (stvaranje mikro i makro pukotina koje se mogu širiti na desetke metara).

Smjerno torpediranje može se postići korištenjem odgovarajućeg vanjskog oblika naboja i umetaka na putu eksplozije. Ovisno o potrebi mogu se koristiti torpeda bočnog raspršenog djelovanja, bočnog koncentriranog i vertikalnog djelovanja.

Perforatori s eksplozivnim projektilima stvaraju okrugle rupe u stupu i s cementnim prstenom, prodiru u stijenu, te, eksplodirajući, formiraju kaverne i pukotine. Perforator oblikovanog naboja sastoji se od uređaja, čije ćelije sadrže naboje djelovanja oblikovanog naboja. Svaka ćelija na suprotnoj strani osigurača opremljena je udubljenjem odgovarajućeg profila. Dakle, plinoviti produkti eksplozije usmjeravaju se duž osi naboja u obliku snažnog mlaza, koji stvara kanal u stupu, cementu i stijeni u odgovarajućem smjeru.

b) Čišćenje bušotine i zone perforacije surfaktantima ili kiselim kupkama. Tekućine koje se koriste u ovom slučaju sastoje se ili od otopine 1 5% surfaktanata otopljenih (ili dispergiranih) u vodi ili od otopine s udjelom od 15%. HCI , kojemu se dodaje 0,5 do 2% inhibitora korozije i ponekad 1 do 4% fluorovodične kiseline. U nekim slučajevima koriste se miješani sastavi kiselina i tenzida. Tipično, bušotina se ispere jednom od gore navedenih otopina, a zatim se radna tekućina uključuje u formaciju u volumenu od 0,3 0,7 m 3 za svaki metar intervala perforacije. Za kisele sastave daje se izlaganje od 1-6 sati, za surfaktant bez kiseline izlaganje je 24 sata, zatim se istrošena otopina uklanja i bušotina se stavlja u rad ili se formiranje započinje metodom s velikim radijus utjecaja.

Korištenje površinski aktivnih otopina za ispiranje bušotine ili pumpanje u formaciju na maloj dubini osigurava despergaciju i uklanjanje čvrstih čestica i filtrata bušaćeg isplaka iz bušotine i iz formacije, kao i emulzije nafta-voda.

Kisele kupke se čiste od glinene otopine u novim bušotinama (ili remontiranima), a također se uklanjaju naslage soli iz formacijske vode nakupljene tijekom rada.

c) Porast temperature u bušotini u intervalu produktivne formacije. Toplinske metode. Za povećanje temperature možete koristiti cirkulaciju vruće tekućine u bušotini, termokemijske procese, električne grijače. Trajanje zagrijavanja perforirane zone bušotine obično je 5-50 sati. U tom slučaju dolazi do ukapljivanja naslaga čvrstih ugljikovodika (parafina, smole, asfaltena itd.), koji se potom uklanjaju prilikom puštanja bušotine u pogon. Kruženje zapaljivih tekućina u bušotini se lako ostvaruje, ali na dubinama većim od 1000-2000 m. nije vrlo učinkovit zbog velikih gubitaka topline iz bušotine u sedimente izloženog geološkog ispusta.

Električni grijači koriste sustav električnih otpora montiranih u cijev, koja je ugrađena na kraju cijevi. Električna energija se napaja s površine preko kabela. Postoje i grijači koji se temelje na korištenju visokofrekventnih tonova. Električni grijači mogu se nalaziti na dnu bunara i tijekom njegovog rada. U tom slučaju, pokretanje i zaustavljanje grijača provode se uključivanjem i isključivanjem napajanja.

Plinski plamenici sastoje se od cjevaste komore, spuštene u bunar, s dvije koncentrične cijevi. Gorivi plinovi se ubrizgavaju kroz cijevi malog promjera, primarni zrak kroz prstenasti prostor, a sekundarni zrak kroz stup. Izgaranje se pokreće opskrbom električne energije kroz kabel s površine. Drugi kabel s termoelementom mjeri temperaturu izvana, koja ne bi smjela prelaziti 300 400 0 C, kako ne bi oštetila niz bunara. Temperatura se održava na željenoj razini odgovarajućim podešavanjem volumena ispuštanja plina i zraka.

Termokemijska obrada temelji se na oslobađanju topline na dnu bušotine uslijed kemijskog procesa, kojim se teški ugljikovodici koji su ispali u zoni perforacije bušotine ispravljaju, s ciljem njihovog naknadnog uklanjanja. Da biste to učinili, upotrijebite reakciju 15% otopine HCI s kaustičnom sodom ( Na OH), aluminij i magnezij.

Kao rezultat reakcije 1 kg natrijevog hidroksida s klorovodičnom kiselinom, oslobađa se 2868 kJ topline. Tijekom reakcije dobiva se velika količina topline HCI s aluminijem (koji stvara 18924 kJ po kg Al ). Međutim, to stvara pahuljice aluminijevog hidroksida. Al ( OH ) 3, koji su sposobni začepiti pore i kanale protoka u rezervoaru. Najučinkovitije korištenje magnezija, koji kada reagira s HCI oslobađa 19259 kJ, a magnezijev klorid MgCi 2 se dobro otapa u vodi.

Glavni načini za poboljšanje povezanosti produktivne formacije s bušotinom s velikim radijusom udara:

a) Kiselinska obrada zone dna tvornice proizvodne formacije. Ove metode se uglavnom koriste u pijescima s udjelom karbonata većim od 20% ili s cementnim materijalom koji se sastoji od kalcijevih ili magnezijevih karbonata.

Glavna korištena kiselina je H S ja ... Učinkovito djeluje na kalcijev ili magnezijev karbonat stvarajući topljive i lako uklonjive kloride. Klorovodonična kiselina je jeftina i ne nedostaje. Koriste se i druge kiseline: octena, mravlja itd. U kisele otopine se unose i razni aditivi: inhibitori korozije, aditivi za smanjenje površinske napetosti, usporavanje reakcije, dispergiranje itd.

Kada se kiselinska otopina ubrizgava u ležište pod tlakom ubrizgavanja nižim od tlaka loma, pore u zoni formiranja dna ili pukotine i mikropukotine u stijeni ležišta se čiste i šire, čime se vraća narušena propusnost tretirane zone, a u u nekim slučajevima čak i povećanje njegove početne vrijednosti...

Tehnologija rada je sljedeća: bušotina se čisti i puni uljem ili vodom (slanom ili svježom) s dodatkom 0,1 0,3% tenzida. Na površini se priprema kisela otopina s dodatkom potrebnih komponenti, čiji se slijed uvođenja utvrđuje uglavnom prema podacima laboratorijskih istraživanja. Kisela otopina se pumpa u cijev s otvorenim ventilom na prstenastom dijelu bušotine. Kada dođe do intervala perforacije bušotine, ventil se zatvara i otopina kiseline se pumpa kroz cijevi dok ne prodre u ležište, a u posljednjoj fazi otopina se potiskuje uljem ili vodom s dodatkom 0,1– 0,3% tenzida. Izdržati 16 sati (ali ne više) za kiselu reakciju, a zatim se otopina ukloni. Bunar je pušten u rad. Istodobno se pomno prati promjena stope proizvodnje kako bi se odredio učinak provedenog tretmana.

Postoje različite tehnološke mogućnosti zakiseljavanja, kao što su: jednostavno, selektivno, ponovljeno, naizmjenično, s vibracijom itd.

b) Hidrauličko lomljenje produktivne formacije u zoni dna bušotine. Ova metoda se koristi u formacijama koje predstavljaju tvrde, guste stijene niske propusnosti (pješčenici, vapnenci, dolomiti itd. Tlak loma se postiže pumpanjem tekućine pod visokim tlakom u bušotinu. U tom slučaju se otvaraju postojeće pukotine i mikropukotine odn. stvaraju se novi, koji mogu značajno poboljšati hidrodinamičku vezu između formacije i bušotine.

c) Podzemne nuklearne eksplozije. Eksplozije su eksperimentalno istražene s pozitivnim rezultatima u tvrdim, tijesnim formacijama niske propusnosti. Kao rezultat nuklearne eksplozije, oko nabojne bušotine u produktivnoj formaciji nastaje šupljina, ispunjena uništenom stijenom, zatim zona drobljenja i zona sa sustavom pukotina i mikropukotina iza nje. Ova metoda je zanimljiva, posebice za plinske bušotine, čiji se protok može povećati za nekoliko desetaka puta.

d) Toplinske metode. Temelje se na povećanju temperature u formaciji oko bušotine i koriste se u naplatnim ležištima zasićenim visokoviskoznim uljima s visokim udjelom parafina. Ove metode su slične metodama povećanja temperature u bušotini, ali zahtijevaju više topline za zagrijavanje formacije u radijusu od 2-15 m. ležište ograničenih volumena pare (cikličko ubrizgavanje pare) ili kružna fronta podzemno izgaranje oko proizvodne bušotine, određeno izračunatim radijusom do kojeg je potrebno zagrijati ležište. Osim toga, posljednjih godina razvijene su različite nove tehnologije za utjecaj na zonu formiranja dna, temeljene na korištenju suvremenih reagensa i otpada kemijske industrije.

9 Rutina i remont bušotina

Postoje dvije vrste remonta bušotina - površinski i podzemni. Popravak tla povezan je s obnavljanjem operativnosti opreme koja se nalazi na ušću cjevovoda, crpnih jedinica, ventila, električne opreme itd.

Podzemni popravak uključuje radove usmjerene na otklanjanje kvarova u opremi koja ulazi u bušotinu, kao i na obnavljanje ili povećanje brzine protoka bušotine. Podzemni popravci povezani su s podizanjem opreme iz bušotine.

Prema složenosti izvedenih operacija, podzemni popravci se dijele na tekuće i kapitalne.

Pod trenutnim remontom bušotine podrazumijeva se skup tehnoloških i tehničkih mjera usmjerenih na obnavljanje njezine produktivnosti, a ograničenih utjecajem na zonu formiranja bušotine i opremu koja se nalazi u bušotini.

Rutinski popravak uključuje sljedeće radove: zamjenu neispravne opreme, čišćenje dna i bušotine, vraćanje produktivnosti ležišta zbog odvojenih metoda stimulacije (grijanje, ispiranje, ubrizgavanje kemikalija).

Tekući popravci mogu se planirati preventivno i provoditi u svrhu preventivnog pregleda, utvrđivanja i otklanjanja pojedinačnih poremećaja u radu bušotine koji se još nisu najavili.

Druga vrsta tekućeg popravka - oporavak, koji se provodi kako bi se otklonio kvar - zapravo je hitni popravak. U praksi takvi popravci prevladavaju iz raznih razloga, ali uglavnom zbog nesavršenih tehnologija i niske pouzdanosti korištene opreme.

Pokazatelji koji karakteriziraju rad bušotine u vremenu su faktor rada (KE) i razdoblje remonta (MCI). CE je omjer vremena rada bušotine, na primjer, godišnje (TOTR) i kalendarskog razdoblja (TCAL). MCI je prosječno vrijeme između dva popravka za odabrano razdoblje, ili omjer ukupnog TOTR sati odrađenih godišnje i broja popravaka P tijekom istog razdoblja.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Načini povećanja CE i MFR su smanjenje broja remonta, trajanja jednog remonta i povećanje vremena zadržavanja bušotine.

Trenutno se više od 90% svih remonta izvodi na bušotinama s pumpama sa sifonom, a manje od 5% s ESP-ovima.

Tijekom tekućeg popravka provode se sljedeće radnje

1. Transport - dostava opreme do bušotine;

2. Pripremni - priprema za popravak;

3. Spuštanje - podizanje i spuštanje uljne opreme;

4. Operacije čišćenja bunara, zamjene opreme, otklanjanja manjih nezgoda;

5. Završno - demontaža opreme i priprema za transport.

Ako procijenimo vrijeme utrošeno na ove operacije, onda možemo vidjeti da se glavni gubitak vremena troši na transportne operacije (oni zauzimaju do 50% vremena), stoga bi glavni napori projektanata trebali biti usmjereni na smanjenje vrijeme za transport - stvaranjem strojeva i jedinica sposobnih za montažu, povratnim operacijama - zbog stvaranja pouzdanih automatskih strojeva za uvrtanje i odvrtanje cijevi i šipki.

Budući da rutinsko održavanje bušotine zahtijeva pristup njenoj bušotini, t.j. vezano uz smanjenje tlaka, stoga je potrebno isključiti slučajeve mogućeg šikljanja na početku ili na kraju rada. To se postiže na dva načina: prvi i široko korišten - "ubijanje" bunara, t.j. ubrizgavanje u formaciju i bušotinu tekućine gustoće koja osigurava stvaranje tlaka P zab na dnu bušotine. prekoračenje rezervoara. Drugi je korištenje raznih uređaja - uređaja za odrezivanje koji zatvaraju dno bušotine prilikom podizanja cijevi.

Run-and-hop operacije (TROs) zauzimaju glavni udio u ukupnom saldu vremena utrošenog na remont bušotine. Neizbježni su tijekom bilo kakvih radova na pokretanju i zamjeni opreme, udaru u dno rupe, strunama za ispiranje itd. Proces okidanja sastoji se od naizmjeničnog uvrtanja (ili odvrtanja) cijevi, koje je sredstvo za vješanje opreme, kanal za podizanje proizvedenog fluida i dovod procesnih tekućina u bušotinu, au nekim slučajevima i alat za pecanje, čišćenje i dr. djela. Ova raznolikost funkcija učinila je cijevi nezamjenjivom komponentom opreme za bušotine za bilo koju metodu rada bez iznimke.

Radovi na cijevima su monotoni, radno intenzivni i lako se mehaniziraju. Uz pripremne i završne radnje, koje imaju svoje specifičnosti za različite načine rada, cjelokupni proces skidanja cijevi je isti za sve vrste održavanja. Operacije spuštanja i dizanja sa šipkama izvode se na isti način kao i s cijevima, a odvrtanje (uvrtanje) šipki se izvodi mehaničkim šipkastim ključem. U slučaju zaglavljivanja klipa u cilindru pumpe ili šipki u cijevima (depilacija), kao i kada se lome, postaje potrebno istovremeno podizati cijevi i šipke. Postupak se provodi naizmjeničnim odvrtanjem cijevi i šipke.

Remont bušotine objedinjuje sve vrste poslova koji zahtijevaju dugotrajno, veliki fizički napor i uključivanje brojne multifunkcionalne opreme. Riječ je o poslovima koji se odnose na otklanjanje složenih nesreća, kako sa opremom spuštenom u bušotinu tako i sa samom bušotinom, radovi na prijenosu bušotine s jednog pogonskog objekta na drugi, radovi na ograničavanju ili eliminaciji dotoka vode, povećanju debljine eksploatirane bušotine. materijal, utjecaj na formaciju, skretanje novog debla i drugo.

Uzimajući u obzir specifičnosti posla, u pogonima proizvodnje nafte i plina stvaraju se specijalizirane radionice za remont bušotina. Bušotina uključena u remont ostaje u operativnom fondu, ali se isključuje iz operativnog fonda.

10 Prikupljanje i priprema nafte, plina i vode

Proizvodnja iz naftnih i plinskih bušotina nije čista nafta i plin. Zajedno s naftom iz bušotina dolaze formacijske vode, pripadajući (naftni) plin, čvrste čestice mehaničkih nečistoća.

Proizvedena voda je visoko mineralizirani medij sa udjelom soli do 300 g/l. Sadržaj formacijske vode u nafti može doseći 80%. Mineralna voda uzrokuje pojačano korozivno uništavanje cijevi, rezervoara, trošenje cjevovoda i opreme. Povezani (naftni) plin koristi se kao sirovina i gorivo.

Tehnički i ekonomski izvedivo je ulje podvrgnuti posebnoj pripremi prije nego što se unese u glavni naftovod kako bi se odsolilo, dehidrirala, otplinila i uklonile krute čestice.

U naftnim poljima najčešće se koristi centralizirana shema prikupljanja i obrade nafte (slika 2.). Prikupljanje proizvoda vrši se od grupe bušotina do automatiziranih grupnih mjernih jedinica (AGZU). Iz svake bušotine kroz pojedinačni cjevovod nafta se opskrbljuje AGSU zajedno s plinom i formacijskom vodom. AGZU bilježi točnu količinu nafte koja dolazi iz svake bušotine, kao i primarno odvajanje za djelomično odvajanje formacijske vode, naftnog plina i mehaničkih nečistoća sa smjerom separiranog plina kroz plinovod do postrojenja za preradu plina (postrojenje za preradu plina). ). Djelomično obezvodnjeno i djelomično otplinjeno ulje teče kroz sabirni kolektor do središnje sabirne točke (CPF). Obično je jedan CPF uređen na jednom naftnom polju.

Postrojenja za pročišćavanje nafte i vode koncentrirana su na HFP-u. Sve tehnološke operacije pripreme ulja izvode se u postrojenju za obradu ulja. Skup ove opreme naziva se UKPN složena jedinica za obradu ulja. .

Slika 2. - Shema prikupljanja i pripreme bušotine proizvodnje u naftnom polju:

1 bušotina za ulje;

2 automatizirane grupne mjerne jedinice (AGZU);

3 pumpna stanica za povišenje tlaka (BPS);

4 jedinica za pročišćavanje formacijske vode;

5 jedinica za obradu ulja;

6 plinska kompresorska stanica;

7 7centralno sabirno mjesto za naftu, plin i vodu;

8 akumulacijski park

Dehidrirano, demineralizirano i otplinjeno ulje, nakon završene završne kontrole, ulazi u spremnike komercijalne nafte, a zatim u glavnu crpnu stanicu magistralnog naftovoda.

Dehidraciju ulja ometa činjenica da ulje i voda tvore stabilne emulzije voda u ulju. U tom se slučaju voda raspršuje u uljnom mediju u sitne kapljice, tvoreći stabilnu emulziju. Stoga je za dehidraciju i desalinizaciju ulja potrebno odvojiti te sitne kapljice vode iz njega i ukloniti vodu iz ulja. Za dehidraciju i odsoljavanje ulja koriste se sljedeći tehnološki postupci:

- gravitacijski talog nafte,

- mulj vrućeg ulja,

- termokemijske metode,

- električno odsoljavanje i električna dehidracija ulja.

Proces gravitacijskog taloženja tehnološko je najjednostavniji. U tom slučaju, spremnici se pune uljem i drže određeno vrijeme (48 sati ili više). Tijekom ekspozicije nastaju procesi zgrušavanja kapljica vode, a veće i teže kapljice vode pod djelovanjem gravitacije (gravitacije) talože se na dno i nakupljaju se u obliku sloja proizvedene vode.

Međutim, gravitacijski proces hladnog naftnog mulja je neučinkovita i nedovoljno učinkovita metoda dehidracije ulja. Učinkovitiji je vrući mulj navodnjenog ulja, kada se zbog predgrijavanja ulja na temperaturu od 50–70 °C uvelike olakšavaju procesi koagulacije kapljica vode i ubrzava dehidracija ulja tijekom mulja. Nedostatak metoda gravitacijskog odvodnjavanja je niska učinkovitost.

Učinkovitije metode su kemijska, termokemijska, kao i električna dehidracija i demineralizacija. U kemijskim metodama u navodnjeno ulje unose se posebne tvari koje se nazivaju demulgatori. Surfaktanti se koriste kao demulgatori. Dodaju se u sastav ulja u malim količinama od 5 10 do 50 60 g po 1 toni ulja. Najbolje rezultate pokazuju takozvani neionski tenzidi, koji se u ulju ne raspadaju na anione i katione.

Demulgatori se adsorbiraju na granici ulje-voda i istiskuju ili zamjenjuju površinski aktivne prirodne emulgatore sadržane u tekućini. Štoviše, film koji nastaje na površini kapljica vode je krhak, što označava spajanje malih kapljica u velike, t.j. proces koalescencije. Velike kapljice vlage lako se talože na dno spremnika. Učinkovitost i brzina kemijske dehidracije značajno se povećava zagrijavanjem ulja, t.j. termokemijskim metodama, smanjenjem viskoznosti ulja tijekom zagrijavanja i olakšavanjem procesa koalescencije kapljica vode.

Uklanjanje zaostalog sadržaja vode postiže se električnim metodama dehidracije i desalinizacije. Električna dehidracija i električna desalinizacija ulja povezani su s propuštanjem ulja kroz posebne električne dehidratore, gdje ulje prolazi između elektroda stvarajući visokonaponsko električno polje (20-30 kV). Kako bi se povećala brzina električne dehidracije, ulje se prethodno zagrijava na temperaturu od 50-70 ° C. Tijekom skladištenja takvog ulja u spremnicima, tijekom transporta kroz cjevovode i u spremnicima željeznicom, značajan dio ugljikovodika se gubi isparavanjem. Laki ugljikovodici su vrijedne sirovine i goriva (laki benzini). Stoga se prije isporuke nafte iz njega izdvajaju lagani ugljikovodici niskog vrenja. Ova tehnološka operacija naziva se stabilizacija ulja. Kako bi se ulje stabiliziralo, podvrgava se rektificiranju ili toplom odvajanju. Najjednostavniji i najrašireniji način pripreme ulja je vruća separacija, koja se izvodi na posebnoj stabilizacijskoj jedinici. U vrućoj separaciji ulje se prethodno zagrijava u posebnim grijačima i dovodi u separator, obično horizontalan. U separatoru se ulje zagrijava na 40 do 80 ° C i iz njega se aktivno isparavaju laki ugljikovodici koje kompresor usisava i šalje kroz rashladnu jedinicu u sabirni plinovod.

Zajedno s pročišćenom formacijskom vodom, slatka voda se pumpa u produktivne formacije za održavanje formacijskog tlaka, dobivena iz dva izvora: podzemnih (arteški bunari) i otvorenih vodnih tijela (rijeke). Podzemne vode proizvedene iz arteških bunara karakteriziraju visoki stupanj čistoće i, u mnogim slučajevima, ne zahtijevaju duboko pročišćavanje prije ubrizgavanja u ležišta. Istodobno, voda otvorenih akumulacija značajno je onečišćena česticama gline, spojevima željeza, mikroorganizmima i zahtijeva dodatno pročišćavanje. Trenutno se koriste dvije vrste zahvata vode iz otvorenih akumulacija: podkanalni i otvoreni. Podkanalnom metodom voda se uzima ispod dna rijeke "ispod kanala". Da biste to učinili, bušotine dubine 20-30 m i promjera 300 mm buše se u poplavnom području rijeke. Ovi bunari nužno prolaze kroz sloj pješčanog tla. Bunar je ojačan cijevima za kućište s rupama na žbicama i u njih se spuštaju cijevi za unos vode promjera 200 mm. U svakom slučaju dobivaju se dvije komunikacijske posude "rijeka-bunar", odvojene prirodnim filterom (sloj pjeskovitog tla). Voda iz rijeke teče kroz pijesak i nakuplja se u bunaru. Dotok vode iz bunara potiskuje se vakuum pumpom ili pumpom za podizanje vode i dovodi do klaster crpne stanice (SPS). Otvorenom metodom voda se uz pomoć pumpi ispumpava iz rijeke i dovodi u postrojenje za pročišćavanje vode, gdje prolazi kroz ciklus čišćenja i ulazi u taložnik. U sumpu se uz pomoć koalescerskih reagensa u sediment uklanjaju čestice mehaničkih nečistoća i željeznih spojeva. Završno pročišćavanje vode odvija se u filterima, gdje se kao materijal za filtriranje koristi čisti pijesak ili sitni ugljen.

11 Sigurnost, rad i zaštita okoliša

Poduzeća za opskrbu naftnim derivatima obavljaju poslove za skladištenje, opskrbu i prihvat naftnih derivata, od kojih su mnogi otrovni, dobro isparavaju, mogu biti elektrificirani, požarni i eksplozivni. Prilikom rada u poduzećima industrije moguće su sljedeće glavne opasnosti: pojava požara i eksplozije kada su procesna oprema ili cjevovodi bez tlaka, kao i kada se krše pravila za njihov siguran rad i popravak; trovanja radnika zbog toksičnosti mnogih naftnih derivata i njihovih para, osobito olovnog benzina; ozljede radnika rotirajućim i pokretnim dijelovima pumpi, kompresora i drugih mehanizama u odsutnosti ili neispravnosti ograde; strujni udar u slučaju kršenja izolacije dijelova električne opreme pod naponom, kvara uzemljenja, nekorištenja osobne zaštitne opreme; povećana ili smanjena temperatura površine opreme ili zraka u radnom području; povećana razina vibracija; nedovoljno osvjetljenje radnog područja; mogućnost pada prilikom servisiranja opreme koja se nalazi na visini. Prilikom servisiranja opreme i njezinog popravka zabranjeno je: korištenje otvorene vatre za loženje uljnih proizvoda, grijaćih armatura itd .; rad neispravne opreme; rad i popravak opreme, cjevovoda i armatura u suprotnosti sa sigurnosnim propisima, u slučaju propuštanja naftnih derivata kroz propuštanje spojeva i brtvi ili kao posljedica trošenja metala; korištenje bilo kakvih poluga (pajsera, cijevi, itd.) za otvaranje i zatvaranje ventila; popravak električne opreme koja nije isključena iz mreže; oprema za čišćenje i dijelovi strojeva zapaljivim zapaljivim tekućinama; raditi bez odgovarajuće osobne zaštitne opreme i kombinezona. Ako se naftni proizvodi prolije, područje izlijevanja treba prekriti pijeskom, a zatim ukloniti na sigurno mjesto. Ako je potrebno, uklonite tlo kontaminirano uljnim proizvodima. U prostorijama u kojima je došlo do izlijevanja, otplinjavanje se provodi dikloraminom (3% otopina u vodi) ili bjelilom u obliku kaše (jedan dio suhog bjelila na dva do pet dijelova vode). Degasirajte suhim izbjeljivačem kako biste izbjegli zapaljenje. Zabranjeno je pušenje na teritoriju iu proizvodnim prostorijama poduzeća, osim na posebno određenim mjestima (u dogovoru s vatrogasnom postrojbom), na kojima su postavljene oznake "Pušački prostor". Ulazi u vatrogasne hidrante i druge izvore vodoopskrbe uvijek moraju biti slobodni za nesmetan prolaz vatrogasnih vozila.

Zimi je potrebno: očistiti od snijega i leda, posipati pijeskom radi sprječavanja klizanja: podove, stepenice, prijelaze, nogostupe, pješačke staze i ceste; odmah ukloniti ledenice i ledene kore nastale na opremi, krovovima zgrada, metalnim konstrukcijama.

Isprva osoba nije razmišljala o tome što je ispunjeno intenzivnom proizvodnjom nafte i plina. Glavna stvar je bila ispumpati ih što je više moguće. I tako su i učinili. Isprva se činilo da ulje donosi samo dobrobit ljudima, ali postupno je postalo jasno da njegovo korištenje ima i lošu stranu. Onečišćenje uljem stvara novu ekološku situaciju, što dovodi do duboke promjene ili njihove potpune transformacije prirodnih resursa i njihove mikroflore. Onečišćenje tla uljem dovodi do naglog povećanja vrijednosti omjera ugljik-dušik. Ovaj omjer pogoršava dušični režim tla i remeti korijensku ishranu biljaka. Tlo se vrlo sporo samočisti biološkom razgradnjom ulja. Zbog toga neke organizacije moraju rekultivirati tlo nakon onečišćenja.

Jedan od najperspektivnijih načina zaštite okoliša od onečišćenja je stvaranje sveobuhvatne automatizacije procesa proizvodnje, transporta i skladištenja nafte. Prije, primjerice, polja nisu znala kako zajedno transportirati naftu i pripadajući plin kroz isti cjevovodni sustav. U tu svrhu izgrađene su posebne naftne i plinske komunikacije s velikim brojem objekata raštrkanih na golemim područjima. Polja su se sastojala od stotina objekata, a u svakoj naftnoj regiji izgrađena su na svoj način, što im nije dopuštalo povezivanje s jednim sustavom daljinskog upravljanja. Naravno, ovakvom tehnologijom vađenja i transporta mnogo je proizvoda izgubljeno zbog isparavanja i istjecanja. Koristeći energiju podzemnih i dubinskih pumpi, stručnjaci su uspjeli osigurati opskrbu naftom iz bušotine do središnjih naftnih sabirnih mjesta bez međutehnoloških operacija. Broj komercijalnih objekata smanjen je 12-15 puta.

U područjima razvoja, posebice tijekom izgradnje cjevovoda, privremenih cesta, dalekovoda, mjesta za buduća naselja, narušava se prirodna ravnoteža svih ekosustava. Takve promjene utječu na okoliš.

Glavni izvori onečišćenja podzemnih i podzemnih voda u područjima proizvodnje nafte su ispuštanje industrijskih otpadnih voda u površinska vodna tijela i odvode. Do onečišćenja dolazi i: prilikom izlijevanja industrijskih otpadnih voda; u slučaju puknuća vodovodne cijevi; kada površinsko otjecanje s naftnih polja dospije u površinske vode; s peritocima visoko mineraliziranih voda dubokih horizonta u slatkovodne horizonte, zbog propuštanja u injekcionim i proizvodnim bušotinama.

U naftnoj industriji razne kemikalije se široko koriste u raznim tehnološkim procesima. Svi reagensi, ako se ispuste u okoliš, imaju negativan utjecaj. Glavni uzroci onečišćenja okoliša pri ubrizgavanju raznih kemikalija u ležište su sljedeći čimbenici: propuštanje sustava i opreme te kršenje sigurnosnih mjera tijekom tehnoloških operacija.

U ekološkim aktivnostima u poduzeću, pored tradicionalnih područja praćenja stanja okoliša, racionalnog korištenja vode i obnovljenih zemljišnih resursa, zaštite zraka, remonta i zamjene hitnih dionica naftovodnih mreža, cjevovoda, spremnika, najnovijih tehnologija za zaštitu okoliša aktivno se uvode zaštita.

BIBLIOGRAFIJA

1. Akulshin A. I. Rad naftnih i plinskih polja M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Priručnik o proizvodnji nafte. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Proračuni u proizvodnji nafte. M.,: Nedra, 1979.

4. Upute o zaštiti na radu za radnike odjela za proizvodnju nafte i plina. Ufa, 1998.

5.Mishchenko I. T. Proračuni u proizvodnji nafte. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Rad naftnih i plinskih bušotina. M., Nedra, 1978.

7. Sigurnosna pravila u industriji nafte i plina. M., Nedra, 1974

8. Proizvodni materijal OOO NGDU Oktyabrskneft 2009. 2010.

9. Priručnik o opremi naftnih polja. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Ekonomija, organizacija i planiranje proizvodnje u poduzećima naftne i plinske industrije M., Nedra, 1990.

Federalna agencija za obrazovanje

Državna obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja

Obrazovanje

„UFA DRŽAVNA NAFTA TEHNIČKA

SVEUČILIŠTE "

Katedra za "opremu polja nafte i plina"

trening praksa

Učenik grupe MPZ - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Voditelj vježbe iz R.R. Safiullin

odjel dr. sc. docent

Opće karakteristike poduzeća

Odjel za proizvodnju naftnih polja "Aksakovneft" formiran je 1955. godine u vezi s otkrićem bušotine br. 3 naftnog polja Shkapovskoye od strane izbušene posade za bušenje predradnika I.Z. Poyarkov 23. studenoga (slika 1).

Slika 1 - Bušotina br. 3

Od samog početka svog djelovanja NPU "Aksakovneft" pripadao je trustu "Bashneft" smještenom u Ufi, koji je reorganiziran u dioničko naftno društvo "Bashneft",

Na bilanci NGDU-a nalazi se 15 depozita. Nadoknadive preostale rezerve na dan 01.01.2004. iznose 22,358 milijuna tona (bez povećanja rezervi u 2004.). Uz trenutne količine proizvodnje nafte, osiguravanje rezervi je 21 godinu. Trenutno se istražno bušenje izvodi na 2 područja: Afanasyevskaya i Lisovskaya.

Polja OOO NGDU Aksakovneft prikazana su na slici 2.

Od početka razvoja proizvedeno je 229.937 tona nafte. Plan proizvodnje nafte u 2004. ispunjava se 100,2%, proizvedeno je 2 tisuće tona nafte više od plana.

Slika 2 - Pregledna karta ležišta

Puštena je u rad 21 nova bušotina, s planiranih 20. Nafta proizvedena iz novih bušotina iznosi 31.768 tona uz plan od 27.000 tona, proizvodnja novih bušotina je 9,5 tona/dan, dok je plan 7,8 tona/dan.

Pušteno je u rad 6 novih injektnih bušotina u odnosu na planiranih 6.

Zbog neaktivnosti pušteno je u rad 26 bušotina prema planu od 26.

Razdoblje završetka bušotine po standardu od 17 dana bilo je 7,7 dana.

Prikupljeno 39754 tisuće m3 pripadajućeg plina, uključujući 422 tisuće m3 iznad plana. Razina iskorištenosti resursa povezanog naftnog plina je 96,3%, dok je plan 95,1%.

Glavna pozornost posvećuje se uvođenju nove opreme i naprednih tehnologija, povećanju iskorištenja nafte i učinkovitosti geološko-tehničkih mjera (slika 3.).

Zahvaljujući novim tehnologijama za povećanu iskoristivost nafte proizvedeno je 348 tona, au proteklom razdoblju godine obavljen je veliki obim radova na izvođenju geološko-tehničkih mjera. Dakle, s planom od 467. izvedeno je 467 događaja. Učinkovitost je 113,8 tisuća tona.

Specifična učinkovitost s planom od 243,3 t/metar. iznosit će 243,7 t/mjera.

Slika 3 - Tehnologija za povećanje injektivnosti injektne bušotine korištenjem tehnologije pomoću jedinice spiralnih cijevi.

Jedna od faza reorganizacije ANK Bashnefta bilo je pridruživanje tima tvornice za preradu plina Shkapovsky u srpnju prošle godine u OOO NGDU Aksakovneft. U 2004. godini prerađeno je 39 milijuna 208 tisuća kubnih metara pratećeg naftnog plina u odnosu na plan od 34 milijuna 712 tisuća kubika, prekoračenje je iznosilo 4496 tisuća kubika ili +13% na plan.

LLC NGDU Aksakovneft je poduzeće s visoko razvijenom opremom i tehnologijom za proizvodnju nafte i regionalnu infrastrukturu smješteno u jugozapadnom dijelu Republike Baškortostan na adresi Priyutovo, ul. Vokzalnaya 13. Ovo je moderno visoko razvijeno poduzeće - pododjel udruge Bashneft s naprednom opremom i tehnologijom za proizvodnju i obradu nafte.

Glavni cilj je ostvarivanje dobiti i zadovoljavanje društvenih potreba za robama i uslugama koje on proizvodi. Glavne aktivnosti su:

Proizvodnja i priprema nafte i plina;

Uređenje, remont i remont bunara:

Popravak i izgradnja autocesta;

Pružanje plaćenih usluga stanovništvu;

Proizvodnja robe široke potrošnje;

Uređenje, rad i popravak naftnih polja i društvenih objekata;

Usluge prijevoza, usluge posebne opreme;

Proizvodnja i prodaja pare i vode;

Osposobljavanje i stručno usavršavanje osoblja;

Provođenje jedinstvene ekonomske, cjenovne, tehničke i ekološke politike s Društvom;

Društvo svoje aktivnosti obavlja na temelju važećeg zakonodavstva Ruske Federacije i Republike Baškortostan, Statuta, odluka upravnih tijela Društva i zaključenih ugovora.

Temeljni kapital Društva, njegovo kretanje odražava se u bilanci Ureda JSOC Bashneft.

MINISTARSTVO OBRAZOVANJA I ZNANOSTI

RUSKA FEDERACIJA

FEDERALNA AGENCIJA ZA OBRAZOVANJE

GOUVPO "UDMURTSK DRŽAVNO SVEUČILIŠTE"
ULJANI FAKULTET

Odjel "Razvoj i rad naftnih i plinskih polja"

na drugoj proizvodnoj praksi
Sadržaj
1. Uvod ………………………………………………………………… .3

2. Karakteristike depozita ………………………………………………………… 4

3. Razvojni objekti i njihove karakteristike …………………………………………… 5

4. Ležišna svojstva proizvodnih formacija ………………………… 11

5. Fizička svojstva formacijskog fluida (nafta, plin, voda) ………… 12

6. Pokazatelji razvoja ležišta (produktivne formacije) ………………… 17

7. Shema ugradnje bušotinske pumpe (USSHN) ………… .... 18

8. Pumpe s usisnom šipkom, njihovi elementi …………………………… 19

9. Priključci s navojem za cijevi i

usisne šipke …………………………………………………………………… ... 22

10. Shema ugradnje električne centrifugalne pumpe (ESP) ……………… 25

11. Tehnološki način rada USSHN pri konstantnom

12. Tehnološki način rada USSHN na periodičnom

pumpanje tekućine ................................................... .................................................... 27

13. Tehnološki način rada ESP-a ………………………………… .28

14. Uređaji za istraživanje rada bušotinskih pumpi ................................ 29

15. Rezultati studije djelovanja USSHN ……………………………… ..37

16. Projekt plinsko-pješčanih sidara ……………………………………… .38

17. Uređaji za suzbijanje naslaga voska u

podzemna oprema ………………………………………………………… .39

18. Dijagram skupne mjerne jedinice ........................................ ................................... 40

19. Dijagram pumpne stanice ………………………………………………………………………… .41

20. Automatizacija rada bušotinskih crpnih jedinica ........................................ ... 42

21. Funkcionalne odgovornosti operatera za proizvodnju nafte i plina …… .43

22. Osiguravanje zahtjeva zaštite rada tijekom održavanja

proizvodni bunari …………………………………………………………… ... 44

23. Izvještajna dokumentacija u timu za proizvodnju ulja …………………… .47

24. Struktura poduzeća za proizvodnju nafte i plina ……………………… ... 49

25. Zahtjevi zaštite okoliša tijekom proizvodnje nafte ………… .50

26. Tehničko-ekonomski pokazatelji NGDU ……………… 51

Popis korištene literature ……………………………………………………… ... 53

1. UVOD

Stažirao sam u OAO Udmurtneft u odjelu za proizvodnju nafte i plina Votkinsk na polju Mishkinskoye u timu za proizvodnju nafte i plina. Bio je na poziciji operatera proizvodnje nafte i plina 4 razreda.

Raspoređen sam u d/n operatera 5. razreda, pod čijim sam vodstvom obavljao pripravnički staž. Tijekom prakse prošao sam brifinge o tehničkoj sigurnosti i električnoj sigurnosti, išao na obilaznice, gdje sam pratio rad IC-a i GZU-a, radio na računalu, gdje sam napravio elektroničku verziju raznih shema.

Imam dobre dojmove iz prakse. Najprije se predradnik pobrinuo da dobijem što više informacija o dužnostima operatera za proizvodnju nafte i plina: dao je upute operateru koji mi je dodijeljen, nakon 3 tjedna prakse obavio je ispit iz znanja I. je stekao. Drugo, želja samih operatera da govore o svom radu.

Gotovo svaki dan bio sam na raznim poslovima. Nisam se razočarao u izabrano zanimanje i drago mi je što studiram upravo na tom smjeru.

^ 2. KARAKTERISTIKE DEPOZITA

Naftno polje Miškinskoe otkriveno je 1966. godine i nalazi se na granici okruga Votkinsky i Sharkanski sjeverno od grada Votkinsk.

Područje ležišta se nalazi u slivu rijeke Kame i zauzima sliv rijeka Votka i Siva. Apsolutne nadmorske visine reljefa variraju od 140 - 180 m na jugu do 180 - 250 m na sjeveru. Područje Miškinskog polja 70% zauzimaju crnogorične šume, ostatak zauzima poljoprivredno zemljište.

Klima regije je umjereno kontinentalna, s dugim zimama. Prosječna godišnja temperatura je + 2S, mrazevi u siječnju - veljači ponekad dosežu -40S. Prosječna dubina smrzavanja tla je 1,2 m, debljina snježnog pokrivača je 60 - 80 cm.

Zahvat vode za održavanje ležišnog tlaka nalazi se na rijeci Sivi. Izvor napajanja - trafostanica 220/110/35/6 kV "Siva". Obrada ulja se provodi na Miškinskom CKPN-u koji se nalazi na području polja.

Strukturu Miškina kompliciraju dvije kupole: zapadna - Votkinskiy i istočna - Cherepanovskiy.
^ 3. OBJEKTI RAZVOJA I NJIHOVE KARAKTERISTIKE

Na Miškinskom polju zabilježene su pojave nafte u stijenama Tournaisian faze i nadhorizonta Yasnaya Polyana (slojevi Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), donji karbon, u baškirskom stadiju i verejski horizont (slojevi B-II, B-III) moskovskog stupnja srednjeg karbona.

Sadržaj nafte i plina u dionici proučavan je uzorcima jezgre, bočnim uzorcima tla, analizom podataka terenskih geofizičkih studija, karotaže plina i rezultata ispitivanja bušotine na dotok.

Tournaisian sloj

U sedimentima Tournaisian otkrivena su tri ležišta nafte, ograničena na tri strukture: zapadnu i istočnu kupolu Votkinsk i Cherepanovsk uzdizanja. Industrijsko-naftonosni sloj porozno-kavernoznih vapnenaca u krovu horizonta Cheretsky debljine do 36 m. Najviši dio naftnog ležišta pronađen je na Votkinsk uzvišenju, u bušotini br. 180 na koti od 1334 m. Malo ležište pronađeno je u području od 184 bunara s najvišom nadmorskom visinom od 1357 m. ...

Uočen je nagib površine OWC (od bunara br. 189 do bušotine br. 183) kupole West Votkinsk unutar 2 - 2,5 m. Dakle, OWC je snimljen na nadmorskoj visini od 1356 - 1354 m. Njegove dimenzije su oko 8x5 km.

Na kupoli Vostochno-Votkinskiy, prosječna pozicija OWC-a je konvencionalno uzeta na oko 1358 m. Visina naslaga na ovoj kupoli u području bušotine br. 184 je oko 5 m, njegove dimenzije su 3x1,5 km.

Na Čerepanovskom uzvišenju, OWC se konvencionalno uzima na 1370 m. Visina ležišta nafte ovog izdizanja je 4,5 m, njegove dimenzije su oko 4,5x2 km. Prisutnost gustih međuslojeva praćenih na velikom području i uzorkovanje bunara blizu kupole 211, 190, 191 dokazuju slojevito-masivnu strukturu zemlje.

Uljni prikazi horizonta Kizilovsky pronađeni su u njegovom donjem dijelu u sloju fino poroznih vapnenaca. Rezultati ispitivanja ukazuju na loša svojstva ležišta horizonta Kizilovsky.

OWC ležišta kizilov konvencionalno se uzima na razini od 1330,4 - 1330 m.

Superhorizont Yasnaya Polyanskiy

U nadhorizontu Yasnaya Polyana, pojave nafte ograničene su na slojeve poroznih pješčenjaka i alevrita horizonta Tula i Bobrikov.

U horizontu Bobrikovskiy postoje tri porozna sloja. Komercijalni protok nafte iz ležišta Bb-III dobiven je u bušotini br. 211, a nafta i voda iz bušotine br. 190.

U svim bušotinama trasirano je ležište Bb-II, koje je prodrlo u donji karbon i samo je u bušotini br. 191 zamijenjeno nepropusnim stijenama.

Debljina ležišta Bb-II varira od 0 do 2 m, a Bb-I od 0,8 do 2,5 m. Iz ležišta Bb-I dobiveni su komercijalni tokovi nafte u bušotini br. 189 zajedno s drugim ležištima.

U tulskom horizontu komercijalna naftonosnost uspostavljena je u tri sloja Tl-0, Tl-I, Tl-II. U nadhorizontu Yasnaya Polyana nalazišta nafte ograničena su na strukture: Zapadnu i Istočnu kupolu Votkinsk i Čerepetsko izdizanje. Neznačajna debljina nepropusnih slojeva koji odvajaju naftonosne slojeve nadhorizonta Yasnaya Polyana, a često i povezanost propusnih slojeva međusobno i njihova litološka varijabilnost, upućuju na slojeviti tip naslaga s jednim OWC za sve slojeve jame. Votkinsk uzdizanje i odvojeno za Čerepanovski slojeve.

OWC Čerepanovskog izdizanja za tulske formacije Tl-I, Tl-II, Tl-0 uzet je na dnu formacije Tl-II, koja je dala bezvodnu naftu u bušotini br. 187 na nadmorskoj visini od 1327,5 m.

Baškirska pozornica

Naftne pojave u ležištima baškirskog stadija pronađene su u svim bušotinama koje su otvarale naftna ležišta i bile su obilježene jezgrom. Štoviše, uljane emisije smještene su u gornjem, gušćem dijelu dionice. Debljina efektivnih međuslojeva varira u širokom rasponu od 0,4 do 12,2 m. U nekim bušotinama, pri ispitivanju dotoka, nisu dobiveni ili su dobiveni nakon obrade dna klorovodičnom kiselinom. Značajne fluktuacije u vrijednostima dotoka upućuju na složenu strukturu akumulacije kako po veličini tako i po površini. Prisutnost značajnih stopa proizvodnje vjerojatno ukazuje na prisutnost velikih vugova ili lomova u ležištu. Najviši dio nafte iz Votkinsk izbočine pronađen je u bušotini br. 211 na nadmorskoj visini od 1006,6 m. Visina ležišta je oko 38 metara, veličina ležišta je unutar 16x8 km. OWC je konvencionalno snimljen na 1044 m.

Z Uljni alez Čerepanovskog uzvišenja nedovoljno je proučen. Od naslage Votkinskog izdizanja odvojena je zonom pogoršanja svojstava ležišta karbonatnih stijena. OWC Čerepanovskog uzvišenja usvojen je na nadmorskoj visini od 1044 m.

Verey horizont

U horizontu Verey uglavnom se nalaze dva naftna sloja, odvojena slojevima muljika i glinovitih vapnenaca. Debljina efektivnih uljem zasićenih vapnenaca B-III kreće se od 0,6 do 6,8 m (bušotina br. 201). Najniža oznaka iz koje je dobiveno bezvodno ulje je 1042,8 metara (bušotina br. 214). Najviša oznaka akumulacije B-III je 990 m. OWC je uzet na 1042 m. Visina akumulacije unutar prihvaćenih OWC - 1042 metra je oko 52 m. Njegove dimenzije unutar vanjske konture su oko 25x12 km. Debljina efektivnog dijela akumulacije kreće se od 1,2 do 6,4 m.

Najviši dio ležišta B-II probijen je u bušotini br. 211. OWC je snimljen na 1040 m. Visina ležišta unutar prihvaćenog OWC je 104 m i jednaka je oko 50 m. Veličina ležišta unutar vanjska kontura uljne nosivosti je oko 25x12 km. Naftne naslage formacija B-II i B-III ležišnog tipa.

Učinkoviti dio formacije B-I nije praćen u svim bušotinama. Rezultati ispitivanja ukazuju na nisku propusnost ležišta, a složen položaj poroznih razlika u području polja otežava procjenu mogućih naftnih perspektiva ležišta B-I.

^ 4. SVOJSTVA KOLEKTORA PROIZVODNIH FORMACIJA
Tournaisian sloj

Tournaisian stadij predstavljen je karbonatnim stijenama - vapnencima čerepetskog i kizilovskog horizonta. Jažice sadrže od 1 (bušotina br. 212) do 29 (bužina br. 187) poroznih međuslojeva. Debljina istaknutih poroznih sorti varira od 0,2 do 25,2 m. Ukupna debljina ležišta horizonta Cheretskiy u proučavanom dijelu kreće se od 10,8 (bušotina br. 207) do 39,2 m (bušotina br. 193). U gotovo svim bušotinama u vrhu Tournaisian faze razlikuju se međuslojevi, u pravilu se radi o jednom sloju debljine oko 2 m, ali u nekim bušotinama (195, 196) veći je broj tankih poroznih međuslojeva. pojavljuju se, čiji broj doseže 8. Ukupna debljina rezervoara Kizelovsky povećava se u ovom slučaju do 6,8 m.
Superhorizont Yasnaya Polyanskiy

Naslage superhorizonta Yasnaya Polyana predstavljene su naizmjeničnim pješčenicima, alevrima i glinama horizonta Bobrikov i Tula. U horizontu Bobrikovsky razlikuju se slojevi pješčenjaka Bb-II i Bb-I, au horizontu Tula Tl-0, Tl-I, Tl-II. Ovi slojevi se mogu pratiti na cijelom području Miškinskog polja. Ukupna debljina ležišta horizonta Bobrikovsky i Tula kreće se od 7,4 m (bušotina br. 188) do 24,8 m (bušotina br. 199).
Baškirska pozornica

Predstavljena je izmjenom gustih i porozno-propusnih vapnenaca. Vapnenci nisu glinoviti. Smanjeni relativni parametar Jnj varira od 0,88 u gustim međuslojevima do 0,12 - 0,14 u visoko poroznim varijantama. Takva promjena Jnj ukazuje na značajnu kavernoznost vapnenaca. Broj poroznih međuslojeva u bušotinama po površini varira od 5 (bušotina br. 255) do 33 (bušotina br. 189). Debljina istaknutih poroznih sorti kreće se od 0,2 do 21,0 m. Ukupna debljina baškirskih ležišta kreće se od 6,8 ​​m (bušotina 205) do 45,5 m (bušotina 201).
Verey horizont

Vereyske naslage predstavljene su naizmjeničnim alevritom i karbonatnim stijenama. Produktivna formacija je ograničena na porozne i propusne naslage karbonata. Postoje dva sloja B-III i B-II.

Ukupna debljina ležišta horizonta Vereiskiy varira od 4,0 (bušotina br. 198) do 16,0 m (bušotina br. 201). Debljina zasebnog propusnog sloja varira na području od 0,4 do 6,4 m.
Zbirni podaci o svojstvima ležišta proizvodnih formacija

^ 5. FIZIČKA SVOJSTVA FORMACIONE TEKUĆINE

(ULJE, PLIN, VODA)
ULJE
Verey horizont

Iz analize uzoraka iz bušotine proizlazi da su ulja horizonta Vereya teška, visoko viskozna, vrijednost gustoće nafte u ležišnim uvjetima je u rasponu od 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 i u prosjeku iznosi 0,8798 g/cm 3. Viskoznost nafte u ležišnim uvjetima kreće se od 12,65 do 26,4 SP, a u proračunima je uzeto 18,4 SP.

Pretpostavlja se da je prosječna vrijednost tlaka zasićenja 89,9 atm. Nafta horizonta Vereya je slabo zasićena plinom, omjer plina i ulja je 18,8 m 3 / t.

Prema rezultatima analize površinskih uzoraka ulja utvrđeno je: gustoća ulja je 0,8963 g/cm 3; uzorci nafte horizonta Vereiskiy sadrže 3,07% sumpora, količina silikogelnih smola kreće se od 13,8 do 21% i prosječno 15,6%. Udio asfaltena je u rasponu od 1,7 - 8,5% (prosječna vrijednost 4,6%), a udio parafina 2,64 - 4,8% (prosječna vrijednost 3,6%).
Baškirska pozornica

Podaci analize pokazuju da je nafta baškirske faze lakša od ulja drugih slojeva Miškinskog polja, gustoća nafte u uvjetima ležišta je 0,8641 g / cm 3. Viskoznost ulja je niža nego u horizontu Vereya i određena je na 10,3 cp. Tlak zasićenja za baškirski stupanj treba uzeti jednak 107 atm. GOR za rezervoar je 24,7 m 3 / t. Rezultati analize pokazuju da je prosječna gustoća ulja 0,8920 g/cm3. Sadržaj sumpora u nafti baškirske faze varira od 22,4 do 3,63% i iznosi u prosjeku 13,01%. Količina silikogel smola kreće se od 11,6% do 18,7% i u prosjeku iznosi 14,47%. Sadržaj asfaltena je u rasponu od 3,6 - 6,4% (prosjek 4,51%), a udio parafina 2,7 - 4,8% (prosjek 3,97%).
Superhorizont Yasnaya Polyanskiy

Ulje tulskog horizonta je teško, specifične težine 0,9 g / cm 3, visoke viskoznosti 34,2 cp. Faktor plina je 12,2 m 3 / t, tlak zasićenja nafte plinom je 101,5 atm., što je posljedica visokog sadržaja dušika u plinu do 63,8 volumnih postotaka.

Površinski uzorci nafte iz superhorizonta Yasnaya Polyana uzeti su iz 8 bušotina. Gustoća ulja prema rezultatima analize površinskih uzoraka iznosi 0,9045 g/cm3. Sadržaj sumpora  3,35%, sadržaj asfaltena  5,5%, sadržaj parafina  4,51%.
Tournaisian sloj

Viskoznost nafte u ležištima iznosila je 73,2 cp. Gustoća ulja je 0,9139 g/cm3. Faktor plina 7,0 m 3 / t. faktor volumena 1,01. Iz 8 bušotina uzeti su površinski uzorci nafte Tournaisian faze. Prosječna gustoća ulja je 0,9224 g/cm3. Povećan sadržaj silikogel smole 17,4 - 36,6% (prosječno 22,6%). Sadržaj asfaltena je u prosjeku 4,39%, a parafina 3,47%.
^ PRIDRUŽENI PLIN

Povezani plin sadrži povećanu količinu dušika. Za Tournaisian etapu, njegova prosječna vrijednost je 93,54%, za superhorizont Yasnaya Polyana - 67,2%, za Bashkirian stage - 44,4%, za Vereian horizon - 37,7%. Takav sadržaj dušika, kao i niski faktori plina, omogućuju korištenje povezanog plina kao goriva samo za potrebe industrijskih poduzeća.

Što se tiče sadržaja helija u plinu petlje na superhorizontu Yasnaya Polyanskiy (0,042%) i Cheretskiy stupnju (0,071%), on je od industrijskog interesa, ali zbog niskih faktora plina, t.j. mala proizvodnja helija dovodi se u pitanje isplativost njegove proizvodnje. Sadržaj helija u povezanom plinu Vereian horizonta i Bashkirian stagea je 0,0265%, odnosno 0,006%.
^ NASTAJNA VODA
Verey horizont

Obilje vode slojeva u gornjem dijelu horizonta Vereisky praktički nije proučavano. Rezervoarne slane vode imaju gustoću od 1,181 g / cm 3, prvi salinitet je 70, sadrže B - 781 mg / l, J - 14 mg / l i V 2 O 2 - 69,4 mg / l. U sastavu plina otopljenog u vodi oštro dominira dušik - 81%, metan - 13%, etan - 3,0%, teži - 0,3%.
Baškirska pozornica

Vode baškirskih naslaga imaju sličan ionsko-solni sastav i nešto manju mineralizaciju i metamorfizaciju od voda viših i nižih kompleksa. Mineralizacija voda baškirskih naslaga ne prelazi 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg ne prelazi 3,7; SO 4 / Cl ne prelazi 0,28; sadržaj mg / l broma 587 - 606; J ÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; kalij - 1100; stroncij - 400; litij - 4,0.
Yasnopolyansky iznad horizonta

Karakteriziraju ih visoka mineralizacija, metamorfizacija, odsutnost asfaltena, visoki sadržaj broma i joda, ne veći od 50 mg/l. Neznatan sadržaj sulfata služi kao korelativ za razlikovanje voda kompleksa Yasnaya Polyana od voda viših i nižih kompleksa.

Prosječna zasićenost plinom formacijskih voda sedimenata Yasnaya Polyana je 0,32 - 0,33 g / l. Sastav plina je dušik, sadržaj ugljikovodika je oko 3 - 3,5%, argona - 0,466%, helija - 0,069%. Kontaktni plin za otplinjavanje sastoji se od dušika 63,8%, metana 7,1%, etana 7,9%, propana 12,1%.
Tournaisian sloj

Mineralizacija voda Tournaisian faze je 279,2 g / l; S - 68; SO4/Cl - 100-0,32; B - 728 mg / l; J - 13 mg / l; V 2 O 3 - 169 mg / l. Voda sedimenata Tournaisiana oštro se razlikuje od voda sedimenata Yasnaya Polyana, što ukazuje na izoliranost vodonosnika horizonta.

Vode Tournaisian faze su visoko mineralizirane. Karakterizira ih visok sadržaj kalcija od 19%, ekvivalentni omjer Cl-Na/Mg je veći od 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Sadržaj broma 552-706 mg / l; jod 11-14 mg / l; NH4 79-89 mg/l; V 2 O 3 39-84 mg / l; kalij 1100 mg / l; stroncij 4300 mg / l;
Fizička i kemijska svojstva nafte u ležišnim uvjetima

Fizikalna i kemijska svojstva plina

Fizikalno-kemijska svojstva formacijskih voda

^ 6. POKAZATELJI RAZVOJA DEPOZITA

(produktivna formacija)

Ova "Tehnološka shema razvoja Zapadno-Čigorinskog polja" obrazlaže optimalnu opciju za daljnji razvoj polja.
Radovi su izvedeni u skladu sa zadatkom OJSC “Surgutneftegas” i odobrenim regulatornim dokumentima.

Uvod

2. Analiza strukture fonda bušotina.
3. Geološke karakteristike ležišta.
4. Geološko-tehnološki model polja.
5. Geološka i terenska utemeljenost mogućnosti razvoja.
6. Tehnološki pokazatelji mogućnosti razvoja.
7. Zalihe nafte i otopljenog plina.
8. Sigurnosne mjere za operatere proizvodnje nafte i plina.
9. Tehnološki način rada proizvodnih bušotina.
10. Proizvodnja ulja električnim potopnim instalacijama.
11. Proizvodnja nafte pomoću bušotinskih pumpi.

Datoteke: 1 datoteka

FEDERALNA AGENCIJA ZA OBRAZOVANJE

Državna obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja

"Tjumensko državno sveučilište za naftu i plin"

Odjel za razvoj i eksploataciju naftnih polja

na prvoj proizvodnoj praksi

od "" 20 do "" 200

u poduzeću

Student

grupe NR-09-1 specijalnosti

„Razvoj i rad nafte i

plinska polja",

uža specijalnost: "Razvoj naftnih polja"

Od poduzeća

(pozicija) F.I.O.

Ocjena zaštite:

Kogalym, 2012

Uvod

1. Opći podaci o depozitu.

2. Analiza strukture fonda bušotina.

3. Geološke karakteristike ležišta.

4. Geološko-tehnološki model polja.

5. Geološka i terenska utemeljenost mogućnosti razvoja.

6. Tehnološki pokazatelji mogućnosti razvoja.

7. Zalihe nafte i otopljenog plina.

8. Sigurnost za operatere nafte i plina.

9. Tehnološki način rada proizvodnih bušotina.

10. Proizvodnja ulja električnim potopnim instalacijama.

11. Proizvodnja nafte pomoću bušotinskih pumpi.

UVOD

Administrativno, Zapadno-Čigorinsko polje nalazi se u regiji Surgut Hanti-Mansijskog autonomnog okruga Tjumenske regije.

Polje se nalazi na teritoriju tri licencna područja, čiji je korisnik podzemlja OJSC “Surgutneftegas”:

• Područje dozvole Chigorinsky (licenca KhMN br. 00684, izdana 03.12.1997., datum isteka
  valjanost dozvole 31.12.2040.),
• Područje dozvole Ai-Pimskiy (licenca KhMN br. 00560, izdana 29.09.1993., datum isteka
  valjanost licence 31.12.2055.),
• Zapadno-Ai-Pimsky licencno područje (licenca KhMN br. 00812, izdana 04.06.1998., rok
  istekom licence 31.12.2055.),

Udaljenost do najbližeg naselja - naselja. Nizhnesortymsky - 60 km. Udaljenost do grada Surguta - 263 km.

Polje je otkriveno 1998. i pušteno u probnu proizvodnju 2003. na temelju "Tehnološke sheme za pilot razvoj" koju je izradio TO "SurgutNIPIneft" (protokol TKR KhMAO br. 259 od 06.12.2001.).

Zbog viših stopa razvoja polja u prve dvije godine rada (2003.-2004.), stvarne količine proizvodnje nafte premašile su projektne razine. Kako bi prilagodio tehnološke pokazatelje razvoja u 2005. godini, TO "SurgutNIPIneft" je sastavio "Analizu razvoja zapadno-čigorinskog polja" (protokol TO CKR Rosnedra za Hanti-Mansijski autonomni okrug br. 630 od 27.4.2005.) .

Ovaj projektni dokument "Tehnološka shema za razvoj Zapadno-Čigorinskog polja" izrađen je 2006. godine u skladu s odlukom Centra za održavanje Središnjeg povjerenstva za razvoj Rosnedre za Hanti-Mansijski autonomni okrug (Zapisnik br. 630 od 27.04.2005.).

Tijekom razdoblja pilot razvoja Zapadno-Čigorinskog polja:

Pojašnjena geološka struktura i svojstva ležišta
glavni operativni objekt NEK i,

• rezerve nafte izračunao je i odobrio Odbor državnih rezervi Rosnedre (Zapisnik br.
  03.11.2006),
• procjenjuje se učinkovitost implementiranog razvojnog sustava.

Ova "Tehnološka shema razvoja Zapadno-Čigorinskog polja" obrazlaže optimalnu opciju za daljnji razvoj polja.

Radovi su izvedeni u skladu sa zadatkom OJSC “Surgutneftegas” i odobrenim regulatornim dokumentima.

1. OPĆI PODACI O DEPOZITU

Administrativno i zemljopisno mjesto. Polje Zapadno-Chigorinskoye raspoređeno je na teritoriju tri licencna područja: licencno područje Ai-Pimsky (sjeveroistočni dio polja), licencno područje West Ai-Pimsky (središnji dio) i licencno područje Chigorinsky (jugoistočni dio, slika 1.1) .

Administrativno, ležište se nalazi u okrugu Surgut u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu Tjumenske oblasti. Najbliže naselje je naselje Nizhnesortymskiy, koje se nalazi 60 km sjeveroistočno od polja. Središte regije Surgut je grad Surgut, koji se nalazi 263 km jugoistočno od polja. U fizičkom i geografskom smislu, ograničena je na močvarnu provinciju Surgut u zapadnosibirskoj fizičko-geografskoj zemlji. Polje se nalazi u području djelovanja OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nizhnesortymsk-neft".

Klima je kontinentalna. Zima je duga, oštra i snježna. Prosječna temperatura najhladnijeg mjeseca, siječnja, je -21,4 ° C. Debljina snježnog pokrivača je do 60-75 cm. Trajanje razdoblja s postojanim mrazevima je 164 dana. Ljeto je kratko (50-60 dana), umjereno toplo i oblačno, s čestim mrazevima. Prosječna temperatura najtoplijeg mjeseca (srpanj) je + 16,8 ° C, s apsolutnim maksimumom od + 34 ° C. Općenito, klima regije tipična je za zonu tajge.

Hidrografija. Polje se nalazi u međurječju rijeka Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. Po prirodi vodnog režima, rijeke pripadaju tipu rijeka s proljetno-ljetnim poplavama i poplavama u toploj sezoni. Glavna faza vodnog režima je poplava, koja u pojedinim godinama čini i do 90% godišnjeg otjecanja. Počinje u trećoj dekadi travnja i završava u lipnju. Značajna područja su močvarna (60,1%). Preklapanje teritorija radnog područja iznosi 17,2%. Uz mala jezera, na području ležišta postoje i velika jezera: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Tla. Na automorfnim površinama prevladavaju ferruginozni iluvijalni i humusni iluvijalni podzoli. Među močvarnim tipovima tala su tresetasta, tresetno-gledljiva i tresetasta na visokim močvarnim tresetinama, kao i tresetno-humusno-gledljiva tla. U poplavnim područjima rijeka dominiraju poplavna tresetno-humusno-glejna i poplavna slabo podzolizirana tla.

Vegetacija. Prema geobotaničkom zoniranju Zapadnog Sibira (Ilyina i Makhno, 1976.), teritorij ležišta nalazi se u podzoni sjeverne tajge.

Krajobraznom strukturom teritorija dominiraju močvare različitih tipova (60,1% površine), uglavnom grebensko-šupljine i jezersko-sljemensko-udubine, kao i ravno-brdska močvara. Borove i borovo-breze šume ograničene su na dolinska područja (šumovitost - 17,3%). U poplavnim područjima i riječnim dolinama prevladavaju borovo-breze i cedro-borove šume (oko 5,4%).

Životinjski svijet. Prema zoogeografskom zoniranju Tjumenske regije (Gashev, 2000), Zapadno-Čigorinsko polje nalazi se unutar zoogeografske provincije Surgut. Fauna je zastupljena faunom jezersko-močvarnih biotopa (možgat, bijeli zec, ptica močvarica: ronilačke i riječne patke), u šumskim biotopima nalaze se predstavnici planinske divljači (tetrijeb, tetrijeb, tetrijeb), kao i vjeverice , vjeverice.

Korištenje zemljišta i posebno zaštićena područja. Na području Zapadno-Čigorinskog polja nalaze se područja s posebnim statusom upravljanja prirodom - vodozaštitne zone, plantaže cedra, zemlje predaka (slika 1.1).

Vodozaštitne zone raspoređene su uz rijeke i oko jezera širine od 100 do 500 m, zauzimaju 5132 hektara (oko 45% površine polja). Odvojeni masivi uz korita rijeka su nasadi cedra - 172 hektara (1,5%).

Dekretom načelnika uprave Surgutske regije br. 124 od 30.11.1994. i Odlukom okružnog povjerenstva u ruralnoj upravi Sytominsk regije Surgut, na teritoriju regije dodijeljeno je zemljište predaka br. 12C. depozit, gdje 4 obitelji (12 ljudi) iz redova autohtonih naroda obavljaju gospodarske djelatnosti Sjever - Khanty (obitelji Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Sklopljeni su gospodarski sporazumi između OJSC "Surgutneftegas" i poglavara pradjedovskih zemalja, koji predviđaju niz društvenih i ekonomskih mjera.

Gospodarska djelatnost u vodozaštitnim zonama određena je Uredbom Vlade Ruske Federacije br. 1404 od 23.11.1996. "Pravilnik o vodozaštitnim zonama vodnih tijela i njihovim obalnim zaštitnim zonama", RD 5753490-028-2002 "Pravilnik o zaštita okoliša u projektiranju i proizvodnji radova pojedinačnih istražnih i istražnih bušotina OJSC "Surgutneftegas" koji se nalaze u vodozaštitnim zonama vodnih tijela Hanti-Mansijskog autonomnog okruga "; cedrovine - Zakonikom o šumama Ruske Federacije br. 22-FZ od 29.01.1997.; zemlje predaka - Rješenjem načelnika uprave Surgutske regije br. 124 iz ZOL-a 1.1994.

Industrijska infrastruktura. Naftno polje Zapadno-Chigorinskoye nalazi se u području djelovanja Nizhnesortymskneft NGDU, koji ima razvijenu proizvodnu infrastrukturu: postrojenje za prikupljanje i obradu nafte, pumpne stanice za povišenje tlaka, sustav tlačnih i međupoljskih naftovoda, plinovode, cestovne mreže, elektroenergetskog sustava i proizvodnih uslužnih baza.

Do završetka radova na polju je izgrađeno: 11 bunara; sustav za prikupljanje nafte i plina u dužini od 26,1 km:

• jedna dopunska crpna stanica projektnog kapaciteta 10,0 tisuća m / dan, od ušća
  novo prethodno ispuštanje formacijske vode, kapaciteta 10,0 tisuća m3/dan.
  Iskorišćenost kapaciteta na dan 01.01.2006. godine iznosila je 12%;
• naftovod za vanjski transport nafte iz West Chigorinskoye polja
  do mjesta ulaska u naftovod od Bittemskog polja, dužine 15,0 km;

klaster crpna stanica kapaciteta 7,2 tisuće m 3 / dan. Iskorišćenost kapaciteta na dan 01.01.2006. iznosila je 44%;

Na području SPS-a na planini Cenomanian izbušena su četiri bunara
kišobran opremljen visokotlačnim potopnim pumpnim jedinicama, kroz
u koji se ubrizgava voda;

Visokotlačni vodovodni sustav dužine 18,55 km;
trafostanica PS 35/6;

• visokonaponski vod VL-35kV od PS110 Bittemskog polja prema zapadu
  no-Chigorinskoye polje, dugo 15,8 km;
• autocesta sa asfalt betonskim kolnikom od BPS Zapad
  Čigorinsko polje prije uvezivanja u koridor od Bittemskog polja "oko
  dužine 13,5 km;

Prilazi grmlju u dužini od 26,15 km.

Sustav prikupljanja plina na polju nije dobro razvijen. Na polju Bittemskoye, udaljenom 20 km, izgrađena je plinska turbina. Stopa iskorištenja plina na dan 01.01.2006. godine iznosila je 2,76%.

Najbliže postrojenje za obradu nafte je Alehinsky CPF, koji se nalazi 95,8 km od polja. Isporuka nafte u sustav Transnefta vrši se na PS Zapadni Surgut.

Električna energija se opskrbljuje iz sustava Tyumenenergo. Glavni izvor napajanja za Zapadno-Čigorinsko polje je trafostanica 35/6 kV Bit-temskaya (2x25 MB A).

Napajanje objekata na licu mjesta Zapadno-Čigorinskog polja vrši se iz TS 35/6 kV (2x6,3 MB A) br. 252, koji se nalazi u zoni tehnološkog mjesta dospojne crpne stanice.

Tijekom razvoja polja, materijal i oprema se dobavljaju iz grada Surguta, koji ima veliki željeznički čvor, riječnu luku i zračnu luku, sposobnu za prihvat putničkih i teških transportnih zrakoplova.

Najbliže selo Nizhne-Sortymsky opskrbljeno je kvalificiranim radnim resursima. U NGDU "Nizhnesortymskneft" razvijen je sustav odjela i usluga za popravak.

2. ANALIZA STRUKTURE FOND ZA BUNARA.

Na dan 01.01.2006., bilans poduzeća ima 147 bušotina, uključujući proizvodne bušotine - 109, ubrizgavanje - 33, kontrolno - 1, zahvat vode - 4. Karakteristike fonda bušotina dane su u tablici. 2.1

U pogonu AC12 nalazi se 129 proizvodnih i injektnih bušotina, uključujući 96 proizvodnih i 33 injekcione bušotine (od kojih se 12 razvija za naftu).

U ležištima AS11 i YUSo nalazi se 13 napuštenih istražnih bušotina.

U grafičkim prilozima prikazane su karte trenutnog stanja razvoja objekta AC12. Za objekt u cjelini, produktivnost bušotina navedenih na karti odgovara izvješćima NGDU-a, karte svakog od slojeva prikazuju procijenjenu produktivnost dobivenu kao rezultat proračuna modela.

Stanje fonda je zadovoljavajuće. U fondu bušotina u stanju mirovanja nalaze se 2 bunara (2% bušotine).

U prosincu 2005. godine radilo je 100 proizvodnih bušotina s prosječnim protokom nafte od 13,9 t/dan, prosječnim tlakom u dnu rupe od 12,8 MPa. U radu je 21 injekciona bušotina.Prosječna injektivnost injektnih bušotina je 152 m 3 / dan, s prosječnim tlakom na ušću bušotine od 14,9 MPa.

Raspon stopa proizvodnje nafte (od 0,1 do 63,1 t / dan) za početnu fazu razvoja je vrlo velik. Kako bi se identificirali glavni razlozi nejednake produktivnosti bušotina, provedena je multivarijantna analiza geoloških i terenskih informacija, a najinformativnije ovisnosti prikazane su na Sl. 4.3.1. Iz navedenih podataka slijedi: