Rapporto sui giacimenti di petrolio e gas. Caratteristiche generali e struttura organizzativa di OOO ngdu "aksakovneft": resoconto della pratica formativa. Gestione di pozzi petroliferi e di iniezione

Descrizione del lavoro

La base del potenziale economico della regione di Okha è il complesso di combustibili ed energia. La sua impresa di base è il dipartimento di produzione di petrolio e gas di Okhaneftegaz, che fa parte della struttura di OAO NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
La storia dell'impresa Ochaneftegaz iniziò con lo sviluppo del campo Okha nel 1923. Dal 1923 al 1928, il Giappone ha sviluppato il campo di Okhinsky nell'ambito di un accordo di concessione. Dal 1928 al 1944 l'esplorazione e lo sviluppo del giacimento fu svolto congiuntamente dal trust Sakhalinneft (costituito nel 1927) e dal concessionario giapponese

Introduzione. Informazioni generali sull'impresa
2
1.
Parte teorica
3

1.1. Struttura aziendale
3

4

1.3. Classificazione dei metodi avanzati di recupero dell'olio
6

1.4. Sistemi di allagamento e condizioni per il loro utilizzo
9

1.5. Indagine sul pozzo di iniezione
13

1.6. Riparazione sotterranea di pozzi di iniezione, tipi e motivi per la riparazione
14
2.
Sicurezza sul lavoro durante l'allagamento
15
3.
Protezione dell'ambiente se utilizzato per acque reflue RPM
16

Conclusione. Come determinare l'efficacia dell'applicazione dei metodi PPD
18

Bibliografia
19

File: 1 file

Agenzia federale per l'istruzione e la scienza della Federazione Russa

Sviluppo e gestione di giacimenti di petrolio e gas

(nome della specialità)

(cognome, nome, patronimico dello studente)

Dipartimento corrispondenza sesto corso.

codice 130503 .

sulla pratica di qualificazione (tirocinio).

sul ______________________________ _____________________________

(Nome della ditta)

Responsabile della pratica di filiale

Responsabile dello studio dell'impresa

____________________ ___________________________

(posizione) (firma) (nome ad interim)

Decisione della commissione del "______" ____________________2010.

riconoscere che la relazione

completato e protetto con una valutazione di "_________________________"

Membri della Commissione

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(posizione) (firma) (nome ad interim)

introduzione

Informazioni generali sull'impresa.

La base del potenziale economico della regione di Okha è il complesso di combustibili ed energia. La sua impresa di base è il dipartimento di produzione di petrolio e gas di Okhaneftegaz, che fa parte della struttura di OAO NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

La storia dell'impresa Ochaneftegaz iniziò con lo sviluppo del campo Okha nel 1923. Dal 1923 al 1928, il Giappone ha sviluppato il campo di Okhinsky nell'ambito di un accordo di concessione. Dal 1928 al 1944, l'esplorazione e lo sviluppo del giacimento furono effettuati congiuntamente dal trust Sakhalinneft (costituito nel 1927) e da un concessionario giapponese.

Nel 1944 terminò l'accordo con il Giappone e da quel momento lo sviluppo del giacimento di Okhinsky è stato continuato dall'associazione Sakhalinneft e il giacimento di petrolio di Okhinsky ha fatto parte di varie divisioni in diversi anni:

1944-1955 - Giacimento petrolifero di Okhinsky (nello sviluppo del giacimento di Central Okha);

1955-1958 - Campo petrolifero ampliato di Okhinsky, che fa parte dell'amministrazione del giacimento petrolifero di Ekhabineft (nello sviluppo dei giacimenti di Central Okha, Severnaya Okha, Nekrasovka, South Okha, Kolendo - fino al 1965);

1968-1971 - Okhaneft Oilfield Administration (nello sviluppo dei giacimenti di Central Okha, South Okha, Nekrasovka);

1971-1979 – OGPD Kolendoneft (in sviluppo dei campi Central Okha, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1979-1981 - Impresa di base dell'Associazione di produzione "Sakhaneftegazdobycha", che fa parte della All-Union Industrial Association "Sakhalinmorneftegaz" (nello sviluppo dei campi di Central Okha, Northern Okha, Southern Okha);

1981-1988 – OGPD Seveneftegaz (gli stessi campi sono in fase di sviluppo). NGDU Okhaneftegaz opera in 17 giacimenti di petrolio e gas situati nel distretto di Okhinsky.

Nel 1988, Okhaneftegazdobycha e VPO Sakhalinmorneftegaz furono trasformate in Sakhalinmorneftegaz e l'OGPD Severneftegaz divenne Okhaneftegaz, che includeva ancora il campo di Kolendo. Nei vecchi giacimenti petroliferi, che si trovano a terra, è iniziata l'introduzione della tecnologia di fratturazione idraulica, che consente di aumentare le portate dei pozzi.

1. Parte teorica

Informazioni generali sul deposito. Il giacimento di Tungor è stato scoperto nel 1958, 28 km a sud della città di Okha. Orograficamente, la piega anticlinale si trova ai confini di due zone morfologiche: quella orientale, elevata, espressa come la cresta meridionale dell'East Sakhalin Range, e quella occidentale, rappresentata da morfologie più dolci e abbassate. I voti massimi assoluti nella parte orientale raggiungono i 120 metri. La cresta della piega corrisponde a una zona di rilievo inferiore con elevazioni assolute non superiori a 30–40 m.

La rete idrografica della regione è poco sviluppata. Da segnalare la presenza di due bacini idrografici locali - i laghi Tungor e Odoptu, di natura tettonica. Un certo numero di piccoli ruscelli e fiumi scorre attraverso l'area. Le loro valli sono paludose, il flusso dell'acqua è irregolare. L'insediamento di Tungor si trova direttamente vicino al deposito, che è collegato alla città di Okha da una strada lunga 28 km.

Il clima della regione è freddo, l'inverno è lungo, il manto nevoso cade a novembre e persiste fino a maggio. I tifoni portano bufere di neve in inverno, forti piogge in estate. Il vento raggiunge i 30 m/sec. L'estate è breve e piovosa. La temperatura media annuale è 2,5.

Stratigrafia. La sezione dei depositi del giacimento di Tungor è rappresentata da rocce terrigene sabbioso-argillose di età neogene. Il complesso di formazioni penetrate dai pozzi più profondi è diviso (dal basso verso l'alto) nelle suite Daginskaya, Okobykaiskaya e Nutovskaya.

Suite Dagin. La capacità massima di stripping nel pozzo n. 25 è di 1040 m. Il confine tra le suite Dagin e Okobykay è tracciato lungo la sommità dell'orizzonte XXI. I depositi di Dagin sono suddivisi in orizzonti XXI–XXVI.

Sono composti principalmente da sabbie e arenarie di rocce argillose di colore grigio chiaro, grigio, diseguale, limoso.

I mudstones sono di colore da grigio scuro a nero, fessurati, scheggiati, sabbiosi-limosi, micacei sopra, contengono resti di piante carbonizzate. Le rocce sono caratterizzate da un alto contenuto di silice.

Suite Okbykay. Il confine tra i depositi delle suite Nutovskaya e Okobykaiskaya è tracciato in modo condizionale nella parte inferiore del 3 ° strato. Lo spessore della suite raggiunge i 1400 m. Le rocce clastiche sono rappresentate da sabbie, argille e loro varietà intermedie e cementate. La metà superiore della sezione di formazione è caratterizzata dalla stabilità della sedimentazione, che appare nell'analisi degli spessori. L'onnipresente discontinuità degli strati III-XII, forti sostituzioni di litofacie rendono difficile correlare localmente la sezione dei singoli pozzi, predeterminando la condizionalità del contatto in corso dei depositi di Nutov e Okobykay.

Le sabbie e le arenarie sono grigie, grigio chiaro, a grana fine, argillose-limose con ciottoli e ghiaia. Limo e siltiti sono di colore grigio chiaro e scuro, argilloso-sabbioso. Le argille e i mudstones sono grigio scuro, sabbiosi, limosi e fratturati. Il complesso argilloso e sabbioso degli strati inferiori di Okobykay comprende i principali giacimenti di petrolio e gas.

Il seguito della Nutovskaja. È ubiquamente distribuito nell'area; le rocce della Nutovia media sono esposte nella cresta dell'ovile. La capacità totale supera i 1000 m. Se nella parte inferiore del tratto è possibile rintracciare singoli strati sabbiosi (III, II, I, M), al di sopra si apre un complesso sabbioso continuo con sottili intercalari argillosi. Le rocce sabbiose sono grigie, grigio chiaro, sciolte, a grana fine e diseguali con ciottoli e ghiaia sparsi. Le argille sono di colore grigio scuro, sabbioso-limoso, micacee con inclusioni di resti vegetali carbonizzati.

Tettonica. L'ovile di Tungora fa parte della zona anticlinale di Ekhaba, situata nella regione dell'estremità nord-orientale dell'isola.

All'interno della zona anticlinale sono state identificate nove strutture anticlinali raggruppate in due rami anticlinali, i rami Okha e Vostochno-Ekhaba.

L'anticlinale di Tungora si trova all'estremità inferiore della zona di Ekhaba orientale e differisce dalle altre pieghe per una serie di caratteristiche strutturali. Si differenzia dalle strutture vicine: l'Ekhabinskaya orientale a est e l'Ekhabinskaya adiacente a nord per un piccolo cedimento, un contrasto inferiore e l'assenza di faglie discontinue. Secondo i depositi pliocenici sviluppati in superficie, la piega è un brachianticlinale con andamento meridiano.

Lungo la sommità del XX orizzonte, la piega si estende in direzione meridionale, le sue ali sono quasi simmetriche. Gli angoli di immersione delle rocce sul versante occidentale variano entro 8-9 gradi, sul fianco orientale - più ripidi, raggiungono 12-14. L'inclinazione verso sud delle rocce è lieve, con un angolo di 3-4; sul pereklinale settentrionale, si nota un ispessimento flessibile delle isoipsi e un avvallamento più ripido della cerniera (angolo di flessione di 6-7).

Contenuto di olio. Nel 1958, uno scopritore di pozzi stabilì la capacità commerciale di petrolio dell'orizzonte XX. Nel 1961 è stato scoperto un giacimento di petrolio dell'orizzonte XX durante le prove del pozzo n. 28. Ad oggi è stata dimostrata la produttività di tre orizzonti petroliferi (XXI, XX e XX) e dieci orizzonti gassosi nel giacimento di Tungor. Nella sezione del giacimento di Tungor, vi è un'ampia gamma di produttività e zonizzazione verticale nella distribuzione dei giacimenti: nella sezione superiore, i giacimenti di petrolio sono sostituiti da gas condensato, quindi puramente gassoso. La morfologia dei giacimenti naturali del giacimento di Tungor è a forma di forcella, rispettivamente, le trappole dei giacimenti di petrolio e gas saranno denominate archi di giacimento e la maggior parte di essi è parzialmente protetta litologicamente.

1.3. Classificazione dei metodi avanzati di recupero dell'olio

L'uso di metodi di mantenimento della pressione del giacimento nello sviluppo di giacimenti di petrolio (allagamenti ai bordi e in-loop, iniezione di gas o aria in parti elevate del giacimento) consente l'uso più efficiente dell'energia naturale del giacimento e la reintegra, riducendo significativamente il tempo di sviluppo dei depositi a causa di tassi più intensi di recupero del petrolio. Tuttavia, il saldo delle riserve residue nei giacimenti che si trovano nella fase finale di sviluppo rimane molto elevato, attestandosi in alcuni casi al 50-70%.

Attualmente sono noti e vengono implementati un gran numero di metodi per il recupero avanzato del petrolio. Differiscono nel metodo di influenza delle formazioni produttive, nella natura dell'interazione tra l'agente di lavoro iniettato nella formazione e il fluido che satura la formazione e nel tipo di energia introdotta nella formazione. Tutti i metodi di recupero avanzato dell'olio possono essere suddivisi in idrodinamici, fisico-chimici e termici.

Metodi idrodinamici per un maggiore recupero dell'olio.

Quando si applicano questi metodi, il sistema di posizionamento dei pozzi di produzione e iniezione non cambia e non vengono utilizzate fonti di energia aggiuntive introdotte nel giacimento dalla superficie per spostare l'olio residuo. I metodi idrodinamici di potenziamento del recupero del petrolio funzionano all'interno del sistema di sviluppo in corso, più spesso durante l'allagamento dei giacimenti petroliferi, e mirano a intensificare ulteriormente i processi naturali di recupero del petrolio. I metodi idrodinamici includono l'allagamento ciclico dell'acqua, il metodo dei flussi di filtrazione variabili e il prelievo forzato del fluido.

Inondazioni cicliche. Il metodo si basa su modifiche periodiche della modalità operativa del giacimento interrompendo e riprendendo l'iniezione e il prelievo di acqua, grazie ai quali le forze capillari e idrodinamiche vengono utilizzate in modo più completo.

Ciò contribuisce all'introduzione di acqua nelle zone di formazione che prima non erano state coperte dall'impatto. L'allagamento ciclico è efficace nei campi in cui viene utilizzata l'allagamento convenzionale, in particolare nei bacini idrofili, che per capillare trattengono meglio l'acqua che li ha invasi. In serbatoi eterogenei, l'efficienza dell'allagamento ciclico è superiore a quella dell'allagamento convenzionale. Ciò è dovuto al fatto che nelle condizioni di allagamento di un giacimento eterogeneo, la saturazione d'olio residua delle sezioni di giacimento con proprietà del giacimento peggiori è significativamente superiore a quella della parte principale del giacimento allagata. Con un aumento della pressione, le forze elastiche del giacimento e del fluido contribuiscono all'intrusione di acqua nelle sezioni del giacimento con peggiori proprietà del giacimento, mentre le forze capillari trattengono l'acqua che è entrata nel giacimento con una conseguente diminuzione della pressione del giacimento .

Metodo per cambiare la direzione dei flussi di filtrazione. Nel processo di allagamento dei giacimenti petroliferi, soprattutto eterogenei, secondo gli schemi tradizionali, in essi si formano gradualmente un campo di pressione e la natura dei flussi di filtrazione, in cui le singole sezioni del giacimento non sono coperte dal processo attivo di spostamento dell'olio da parte di acqua. Per coinvolgere nello sviluppo delle zone di formazione stagnante non coperte da allagamento, è necessario modificare la situazione idrodinamica generale in essa, che si ottiene ridistribuendo l'estrazione e l'iniezione dell'acqua tra i pozzi. A seguito di una variazione dei prelievi (iniezione), la direzione e l'entità dei gradienti di pressione cambiano, per cui gradienti di pressione più elevati agiscono su aree precedentemente non coperte da allagamenti e l'olio viene spostato da esse nella parte allagata, che scorre della formazioni, che si traduce in un aumento del recupero di petrolio. Quando si implementa il metodo, oltre alla modifica della selezione e dell'iniezione, viene praticato l'arresto periodico di singoli pozzi o gruppi di pozzi di produzione e iniezione.

Ministero dell'Istruzione e della Scienza della Federazione Russa e della Repubblica del Tatarstan

Istituto petrolifero statale di Almetyevsk

Dipartimento "Sviluppo e funzionamento

giacimenti di petrolio e gas"

Rapporto

alunno Abunagimov Rustam Rinatovich gruppi 68-15 W

Facoltà di specialità petrolifere e del gas 13503.65

Secondo la pratica educativa, che ha avuto luogo presso OAO Bashneft

NGDU Oktyabrskneft

( impresa, NGDU)

Luogo di tirocinio OAO Bashneft

NGDU Oktyabrskneft

Capo pratica

dal Dipartimento di RiENGM Chekmaeva R.R.

(posizione, nome completo)

Almetyevsk

INTRODUZIONE 3

1 Struttura produttiva e organizzativa di NGDU. 4

2. Caratteristiche geologiche e fisiche degli oggetti. otto

3. Perforazione di pozzi. tredici

4. Sviluppo dei giacimenti petroliferi. quindici

5. Sistema PPD. diciannove

6. Esercizio di pozzi petroliferi e di iniezione. 22

7. Ricerca di pozzi. 25

8. Metodi per aumentare la produttività dei pozzi. 26

9. Riparazioni correnti e capitali di pozzi. trenta

10. Raccolta e preparazione di petrolio, gas e acqua. 33

11. Sicurezza, lavoro e protezione dell'ambiente. 36

RIFERIMENTI 39

INTRODUZIONE

Questa pratica è stata completata da me presso OGPD Oktyabrskneft. Nel corso della pratica, ho familiarizzato con i metodi di produzione del petrolio, i metodi per il recupero avanzato del petrolio, il sistema per mantenere la pressione del giacimento e il sistema per raccogliere i prodotti del pozzo nelle condizioni di questo OGPD.

NGDU "Oktyabrskneft" è un'impresa produttrice di petrolio e gas. La base dell'attività di NGDU è l'estrazione di petrolio, gas, bitume, acque dolci e minerali, il loro trasporto con vari modi di trasporto, in singoli casi lavorazione e vendita.

NGDU Oktyabrskneft è una delle principali suddivisioni di OAO Bashneft. A causa dell'alto grado di esplorazione (oltre l'82%) del territorio del Bashkortostan, la compagnia continua a svolgere lavori di esplorazione, sia sul territorio della Repubblica che in altre regioni. Nel 2009 è stato completato il piano annuale di penetrazione nelle perforazioni esplorative di oltre 10mila metri, completata la costruzione di 10 pozzi, ottenuti flussi di petrolio industriale in 6 pozzi (efficienza 60%), scoperti 2 nuovi giacimenti petroliferi, l'incremento nelle riserve recuperabili delle categorie industriali ammontava a 1,3 milioni di tonnellate L'azienda effettua rilievi sismici, perforazioni esplorative profonde, studi geochimici e lavori tematici nel campo dell'esplorazione geologica. La produzione di petrolio aumenterà a spese dei giacimenti sviluppati dalla società, come Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye e altri campi. L'aumento della produzione di petrolio dovrebbe essere dovuto a un aumento del volume delle misure geologiche e tecniche: perforazione di nuovi pozzi, ottimizzazione dei prelievi di fluidi, trasferimento di pozzi ad altre strutture, esecuzione di fratturazioni idrauliche, creazione di nuovi centri di allagamento, riduzione dello stock di pozzi inattivi e ampliare l'uso di metodi collaudati altamente efficaci per aumentare il recupero del petrolio.

NGDU "Oktyabrskneft" è costituito da circa due dozzine di officine e divisioni della produzione principale e ausiliaria e dei servizi sociali. La direzione ha: un proprio centro di formazione e corsi, House of Technology, ausiliario agricoltura in serra, centro ricreativo, centri dentistici e feldsher, ecc.

Di recente, i petrolieri hanno lavorato molto sulle questioni ambientali: si stanno ripristinando sorgenti saline, si puliscono i fiumi, si bonificano i terreni contaminati dal petrolio.

In pratica andavo spesso a bypassare i pozzi, durante i quali padroneggiavo le azioni di un operatore per la produzione di petrolio e gas direttamente in condizioni di lavoro. Aspetto non poco importante durante il tirocinio è stato il consolidamento delle conoscenze teoriche precedentemente studiate nella pratica.

1 Struttura produttiva e organizzativa di NGDU

NGDU Oktyabrskneft si trova nel fiume. Serafimovsky, distretto di Tuymazinsky, Repubblica del Bashkortostan. La produzione, secondo l'attività principale dell'impresa, è il petrolio commerciale.

A seconda del tipo di struttura di gestione, OGPD Oktyabrskneft si riferisce a una struttura di gestione funzionale lineare che presenta piccoli difetti e, in generale, è ottimale per questa impresa. Nel 2009, il numero di questa impresa era di circa 1750 persone.

NGDU Oktyabrskneft è un complesso sistema di strutture e divisioni che garantiscono una produzione ininterrotta di petrolio. Un diagramma della struttura di OGPD Oktyabrskneft è mostrato nella Figura 1.

La gestione è svolta dal capo della NGDU, al quale sono subordinati tutti i servizi, i dipartimenti e le officine. Gestisce tutte le attività dell'impresa sulla base dell'unità. I diritti e gli obblighi di ciascun dipartimento del vicedirettore, nonché dei dipendenti dell'apparato, sono separati da disposizioni speciali.

Il primo vice capo è l'ingegnere capo, svolge la produzione e la gestione tecnica della squadra, insieme al direttore, ha la piena responsabilità dell'efficienza dell'impresa.

L'ingegnere capo ha il compito di:

1) Produzione Dipartimento tecnico(PTO), il cui compito principale è determinare apparecchiature e tecnologie razionali per la produzione di petrolio e gas, l'introduzione di nuove apparecchiature e tecnologie avanzate.

2) Il Chief Mechanic Service (SGM) gestisce il servizio di riparazione meccanica della NGDU.

3) Il servizio dell'ingegnere capo (SGZ) è impegnato nell'organizzazione del funzionamento affidabile e sicuro delle centrali termiche, nell'introduzione di azionamenti elettrici e schemi di alimentazione nuovi, più affidabili ed economici.

4) Dipartimento per la sicurezza sul lavoro e la tutela del lavoro (OPB e TB), il cui compito principale è organizzare il lavoro per creare condizioni di lavoro sicure.

Il dipartimento geologico risponde al capo geologo. Il dipartimento è impegnato in uno studio dettagliato del campo, registra il movimento delle riserve di petrolio e gas, l'esplorazione aggiuntiva di singole aree, l'introduzione di schemi tecnologici e progetti di sviluppo e la ricerca di modi per intensificare lo sviluppo.

Figura 1 Struttura organizzativa di OGPD Oktyabrskneft

Il Dipartimento di pianificazione ed economia (PEO) riferisce al capo economista della NGDU. Il compito principale del dipartimento è organizzare il lavoro di gestione, analizzare il lavoro dell'impresa, identificare modi per migliorare l'efficienza della produzione. Il dipartimento del lavoro e dei salari (OT e WP) è impegnato nel miglioramento dell'organizzazione del lavoro e della gestione della produzione, nell'introduzione di forme e sistemi progressivi di salari, incentivi materiali al fine di aumentare ulteriormente la produttività del lavoro.

servizio finanziariamente supporto tecnico e il completamento delle apparecchiature (SMTO e KO) riporta al Vice Capo della NGDU per problemi generali. Il compito principale è fornire alle suddivisioni di NGDU tutti i tipi di materiali e risorse.

Il vice capo per gli affari economici è l'economista capo, che coordina e controlla le attività di tutti i servizi e dipartimenti economici.

Dipartimento di sistema di controllo automatizzato (OACS), progettato per il controllo automatizzato. Interagisce con i sistemi di gestione aziendale serviti da cluster computing e centri informatici (KVC e KIVC).

La produzione in NGDU è divisa in principale e ausiliaria. La produzione principale comprende laboratori che sono direttamente coinvolti nella produzione dei prodotti principali.

Questi includono CDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Questi laboratori svolgono le seguenti funzioni: promozione del petrolio e del gas verso il basso utilizzando l'energia del giacimento; ascesa dell'olio in superficie, raccolta, controllo, misurazione del volume di produzione; preparazione complessa dell'olio per conferirgli una qualità commerciale.

La struttura della produzione ausiliaria comprende quelle divisioni dell'impresa che garantiscono il buon funzionamento delle officine della produzione principale. Le attività di produzione ausiliaria comprendono: riparazione di attrezzature, pozzi, dispositivi e meccanismi; fornire agli impianti di produzione elettricità, acqua e altri materiali necessari; fornitura di servizi informativi alle officine della produzione principale. Tutti questi compiti sono svolti dai laboratori inclusi nella struttura di OGPD: CAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; negozio di trasporti.

Officina di pompaggio e preparazione del petrolio TsPPN che riceve dal giacimento il liquido trifase prodotto (petrolio, gas, acqua), preparazione (separazione in fasi), contabilizzazione del petrolio e dell'acqua, consegna del petrolio alla gestione dell'oleodotto e acqua di formazione a l'officina di manutenzione della pressione, per l'uso nella pressione del sistema di manutenzione del giacimento.

Officina di manutenzione della pressione del serbatoio (RPM) iniezione di acqua in formazioni produttive.

Officina per il workover e workover di pozzi sotterranei (sezione PRS) che esegue il workover attuale dei pozzi, eseguendo misure geologiche e tecniche per influenzare la zona di formazione del fondo pozzo.

Well workover area (CKRS) - well workover, implementazione di misure geologiche e tecniche volte a intensificare la produzione di petrolio, aumentare il recupero di petrolio, aumentare l'iniettività dei pozzi di iniezione.

Officina di riparazione di apparecchiature elettriche e alimentatori (PRCE ed E): fornisce alimentazione alle strutture NGDU, esegue riparazioni preventive programmate e test preventivi di apparecchiature elettriche, apparecchiature e reti elettriche.

Officina di automazione della produzione e fornitura di vapore (TSAPP) - fornisce acqua tecnica ed energia termica (vapore) a suddivisioni di NGDU e consumatori di terze parti.

Officina di costruzione e installazione (SMC) - sistemazione di esplorazione, produzione e messa in servizio di pozzi da conservazione e inattività, revisione di impianti di produzione di petrolio e strutture sociali e culturali, manutenzione e manutenzione preventiva programmata della strumentazione, automazione e telemeccanizzazione negli impianti di produzione di petrolio e gas.

Laboratorio di ricerca e produzione di giacimenti petroliferi (TsNIPR) - esecuzione di studi idrodinamici di pozzi e serbatoi, rilevamento di serbatoi di acqua dolce, determinazione dell'inquinamento atmosferico nell'area di funzionamento dei dipartimenti di produzione di petrolio e gas, studi di laboratorio del fluido prodotto, determinazione della qualità delle acque trattate e reflue presso l'UPPN, analisi delle proprietà fisico-chimiche del gas di petrolio.

Acquista rivestimenti anticorrosivi e revisione di tubazioni e strutture (CAP e CRTS). Funzioni dell'officina: pulizia interna di serbatoi, revisione di serbatoi e scambiatori di calore, rivestimento anticorrosivo di serbatoi e contenitori, smantellamento di attrezzature e strutture, posa di condotte presso GPMT (tubi flessibili polimero-metallo), condition monitoring saldature, e la misurazione dello spessore delle pareti di condotte, serbatoi, campionatori e serbatoi (difettoscopia), riparazione dei tubi di pompaggio e consegna degli stessi agli equipaggi del PRS e workover.

Negozio di tubi flessibili in polimero-metallo (TsGPMT) - produzione di tubi flessibili in polimero-metallo per sistemi di raccolta dell'olio e mantenimento della pressione dei giacimenti, per il trasporto di petrolio altamente irrigato e acque reflue altamente aggressive, produzione di beni di consumo.

La struttura considerata di OGPD Oktyabrskneft consente all'impresa di risolvere tutti i compiti assegnati, di utilizzare efficacemente le risorse materiali e di manodopera, pertanto è consigliabile gestire le sue capacità produttive.

2 Caratteristiche geologiche e fisiche degli oggetti

Il giacimento petrolifero di Serafimovskoye si trova nella parte nord-occidentale del Bashkortostan, nel territorio del distretto di Tuymazinsky. Direttamente a nord-ovest si trova il grande giacimento petrolifero di Tuymazinskoye ea sud Troitskoye e Stakhanovskoye.

All'interno del campo sono presenti r.p. Serafimovsky, fondata il 31 dicembre 1952. Ospita la maggior parte dei lavoratori coinvolti nello sviluppo e nel funzionamento di questo campo. Le strade asfaltate e autostradali attraversano il campo, collegando le strutture dei giacimenti petroliferi con le città di Oktyabrsky e Belebey, con le stazioni ferroviarie di Tuymazy, Urussu, Kandry.

Lo sviluppo del campo è affidato a OOO NGDU Oktyabrskneft, con sede nel r.p. Serafimovsky, e la perforazione dei pozzi è effettuata da BurKan. Prodotti pozzi di petrolio dopo il trattamento iniziale, viene pompato dal parco di raccolta del petrolio attraverso la stazione di pompaggio Subkhankulovo attraverso l'oleodotto fino alle raffinerie di petrolio di Ufa. Il gas associato viene consumato dall'impianto di trattamento del gas di Tuymazinsky, parzialmente utilizzato per i bisogni locali e trasportato tramite un gasdotto a Ufa. L'approvvigionamento idrico viene effettuato dal condotto idrico centrale, che fornisce acqua dai pozzi sottocanale del fiume Usen.

Il clima della regione è continentale. È caratterizzata da inverni gelidi con temperature fino a 45 0 C a gennaio ed estati piuttosto calde con temperature fino a + 35 0 C a luglio. La temperatura media annuale è di +3 0 C. La piovosità media annua è di circa 500 mm. Le precipitazioni si verificano principalmente nelle stagioni autunnali e invernali.

Tra i minerali, oltre al petrolio, ci sono calcari, argille, sabbie. Questi materiali sono utilizzati dalla popolazione locale per la costruzione e bisogni economici. Inoltre, per preparare il fango di perforazione viene utilizzata argilla di qualità speciale.

Orograficamente l'area del deposito è un altopiano collinare. I segni più bassi sono confinati alle valli fluviali, sono circa +100 m, i punti più alti assoluti sugli spartiacque raggiungono i +350 m. di norma i versanti meridionali degli spartiacque sono ripidi e formano alture promontoriali, ben esposti, mentre i versanti settentrionali sono dolci, erbosi e più spesso ricoperti di bosco.

La rete idrografica della regione è ben sviluppata, ma non ci sono grandi fiumi. La principale arteria idrica della regione è il fiume. Ciao. I suoi affluenti sono a sud del deposito. sono i fiumi Kidash e Uyazy Tamak. Il fiume scorre all'interno del deposito. Bishinda, che è l'affluente sinistro del fiume. Usato, che scorre fuori dal campo. A sud del giacimento si osservano scarichi idrici sotterranei sotto forma di sorgenti.

I depositi di Precambriano, Bavliniano, Devoniano, Carbonifero, Permiano, Quaternario, Rifeo e Vendiano prendono parte alla struttura geologica del deposito di Serafimovskoye.

Il campo Serafimovskoye è multistrato. Il principale orizzonte produttivo è lo strato sabbioso D io Orizzonte Pascià. Formazioni sabbiose industrialmente oleose: C- VI 1 , INSIEME A- VI 2 , Orizzonte Bobrikoviano, membro carbonatico dell'orizzonte Kizelovsky della fase Tournaisiana, membri carbonatici della fase Famennian, letto di sabbia D 3 orizzonte kynovsky, letto di sabbia D II Orizzonte Mullinsky, letti di sabbia D III e d IV Orizzonte di Staroskalsky.

La profondità media di occorrenza dell'orizzonte di Bobrikov è di 1250 m, lo stadio Tournaisiano è di 1320 m, lo stadio Famenniano è di 1560 m e lo strato D io -1690 m, strato D II - 1700m, formazione D III - 1715 m, cucitura D IV - 1730 m.

In termini tettonici, la struttura anticlinale Serafimovskaya brahi si trova nella parte sud-orientale del picco Almetyevskaya dell'arco tartaro e, insieme alla struttura Baltaevskaya, costituisce l'onda Serafimovsko-Baltaevsky. La lunghezza totale del pozzo raggiunge i 100 km e la larghezza va da 26 km a ovest a 17 km a est. Nelle parti centrali e nord-orientali dell'onda Serafimovsko-Baltaevskii, si trova il sollevamento Serafimovskoye, delimitato nella parte sud-occidentale da una stratoipseale meno 1560 m, e nella parte nord-orientale da meno 1570 m. La dimensione dell'ascensore è di 12x4 km e si estende da sud-ovest a nord-est.

Va notato che gli archi delle strutture nel Carbonifero e nel Permiano sui sollevamenti di Leonidov e Serafimovsky coincidono con la sua posizione nei depositi del Devoniano.

Secondo i dati geofisici, la sequenza è rappresentata principalmente da tre tipi di rocce: argille, siltiti e arenarie.

I principali depositi nel campo sono i depositi del Devoniano. Il più comune in termini di area e spessore è lo strato D io . Il suo spessore raggiunge i 19,6 m ed è rappresentato da quarzo e arenaria a grana fine.

Orizzonte D II appartiene alle arenarie dell'orizzonte Mullinovsky. È rappresentato da intercalari di siltiti e argille, ma prevale principalmente l'arenaria di quarzo a grana fine. Il suo spessore varia da 19 a 33 metri.

Strati di orizzonte D III rappresentato da arenarie di quarzo a grana fine scarsamente selezionate. La loro potenza è molto piccola e varia da 1-3 metri. I depositi di questo orizzonte sono strutturalmente litologicamente di piccole dimensioni.

Strati di orizzonte D IV - rappresentato da arenaria quarzosa a grana fine, in alcuni punti ghiaiosa. Il loro spessore è di 8 metri e in alcuni punti 8 12 metri. Hanno 10 depositi di tipo strutturale.

Lo spessore totale dei giacimenti del pacco D è di 28 - 35 m e lo spessore saturo di olio dei giacimenti è di 25,4 m.

Le principali caratteristiche degli orizzonti sono riportate nella Tabella 1.

Tabella 1 Principali caratteristiche degli orizzonti

L'olio del serbatoio nella fase di Tournais è molto diverso dagli oli dei giacimenti del Devoniano. La pressione di saturazione dell'olio con il gas è di 2,66 MPa. Nei depositi del Devoniano, questo valore è di 9 9,75 MPa, che è più di tre volte superiore rispetto allo stadio di Tournais. La densità dell'olio in condizioni di giacimento è di 886 kg/m3. Le proprietà più dettagliate dell'olio sono riportate nelle tabelle 2 e 3.

Tabella 2 Proprietà fisiche dell'olio

Tabella 3 Composizione chimica dell'olio

Le proprietà dell'acqua prodotta sono mostrate nella Tabella 4.

Tabella 4 Proprietà dell'acqua prodotta

La composizione del gas è mostrata nella tabella 5.

Tabella 5 Proprietà del gas

3 Perforazione dei pozzi.

Un giacimento di petrolio o gas viene perforato nell'ambito di un progetto di sviluppo o esplorazione. Il dipartimento geologico dell'ufficio di perforazione dei pozzi, guidato dal progetto, batte i punti del terreno con un topografo, che saranno i pozzi di questo campo.

Per eseguire con competenza tecnologica il processo di perforazione, è necessario conoscere le proprietà fisiche e meccaniche di base delle rocce che influiscono sul processo di perforazione (proprietà elastiche e plastiche, resistenza, durezza e capacità abrasiva). Ciò si ottiene perforando pozzi esplorativi, dai quali si ricava una sezione di rocce (core). I campioni di carote e talee vengono inviati al dipartimento geologico, che esegue il loro esame completo.

La tecnologia di perforazione dei pozzi è un insieme di operazioni eseguite in sequenza volte al raggiungimento di un obiettivo specifico. È chiaro che qualsiasi operazione tecnologica può essere effettuata solo con l'utilizzo delle attrezzature necessarie. Considera la sequenza delle operazioni durante la costruzione di un pozzo. Per costruzione del pozzo si intende l'intero ciclo di costruzione del pozzo dall'inizio di tutte le operazioni preparatorie allo smantellamento delle attrezzature.

I lavori preparatori comprendono la sistemazione dell'area, l'installazione delle fondazioni per la perforatrice e altre apparecchiature, la posa delle comunicazioni tecnologiche, delle linee elettriche e telefoniche. Il volume del lavoro preparatorio è determinato dal rilievo, dalla zona climatica e geografica e dalla situazione ecologica.

Montaggio Posizionamento dell'attrezzatura della perforatrice nel sito preparatorio e relative tubazioni. Attualmente, l'assemblaggio di blocchi è ampiamente praticato nell'industria petrolifera, la costruzione di grandi blocchi assemblati nelle fabbriche e consegnati al sito di installazione. Ciò semplifica e velocizza l'installazione. L'installazione di ogni nodo termina con il collaudo nella modalità operativa.

La perforazione di pozzi è un graduale approfondimento dello spessore della superficie terrestre fino al giacimento petrolifero con il rafforzamento delle pareti dei pozzi. La perforazione del pozzo inizia con la posa di un foro profondo 2,4 m, in cui viene calata una punta, avvitata a una squadra sospesa su un sistema di traslazione a torre. La foratura viene avviata imprimendo un movimento rotatorio alla squadra e, di conseguenza, alla punta con l'ausilio di un rotore. Man mano che ci si addentra nella roccia, la punta insieme alla squadra viene abbassata con l'aiuto di un argano. La roccia perforata viene effettuata mediante il fluido di perforazione fornito da una pompa alla punta attraverso una parte girevole e una squadra cava.

Dopo che il pozzo è stato approfondito per la lunghezza del quadrato, viene sollevato dal pozzo e viene installata una asta di perforazione tra esso e la punta.

Nel processo di approfondimento, le pareti dei pozzi possono essere distrutte, quindi devono essere rafforzate (rivestite) a determinati intervalli. Questo viene fatto utilizzando tubi di rivestimento appositamente ribassati e il design del pozzo assume un aspetto a gradini. Nella parte superiore la foratura viene eseguita con una punta di grande diametro, poi una più piccola, ecc.

Il numero di stadi è determinato dalla profondità del pozzo e dalle caratteristiche delle rocce. Per progetto del pozzo si intende un sistema di tubi di rivestimento di vari diametri, calati nel pozzo a varie profondità. Per le diverse regioni, i progetti dei pozzi petroliferi sono diversi e sono determinati dai seguenti requisiti:

- contrastare le forze di pressione delle rocce, cercando di distruggere il pozzo;

- mantenere un determinato diametro del tronco per tutta la sua lunghezza;

- isolamento degli orizzonti incontrati nella sezione di pozzo contenenti agenti di diversa composizione chimica ed esclusione della loro miscelazione;

- la possibilità di lanciare e far funzionare varie attrezzature;

- possibilità di contatto prolungato con mezzi chimicamente aggressivi e resistenza ad alte pressioni e temperature.

Nei giacimenti si stanno costruendo pozzi piezometrici, di iniezione e di gas, i cui progetti sono simili ai pozzi petroliferi.

Gli elementi separati della progettazione del pozzo hanno il seguente scopo:

1 La direzione impedisce l'erosione delle rocce sciolte superiori da parte del fluido di perforazione durante la perforazione del pozzo.

2 Il conduttore provvede all'isolamento delle falde acquifere adibite ad abbeveraggio; fornitura d'acqua.

3 La stringa intermedia viene eseguita per isolare zone di assorbimento, sovrapporre orizzonti produttivi con pressioni anomale.

4 La stringa di produzione fornisce l'isolamento di tutte le formazioni che si verificano nella sezione del campo, abbassando l'attrezzatura e facendo funzionare il pozzo.

A seconda del numero di stringhe dell'involucro, il design del pozzo può essere a corda singola, a doppia corda, ecc.

Il fondo del pozzo, il suo filtro, è l'elemento principale della stringa, in quanto fornisce direttamente la comunicazione con il giacimento dell'olio, il drenaggio del fluido del giacimento entro i limiti specificati, l'impatto sul giacimento per intensificarne e regolarne il funzionamento.

I disegni delle facce sono determinati dalle caratteristiche della roccia. Quindi in rocce meccanicamente stabili (arenarie) può essere eseguita la macellazione all'aperto. Fornisce una connessione completa con la formazione ed è considerato uno standard, e l'indicatore dell'efficienza della connessione è il coefficiente di perfezione idrodinamica, è considerato uno. Lo svantaggio di questo progetto è l'impossibilità dell'apertura selettiva dei singoli intercalari, se presenti, quindi le facce aperte hanno ricevuto un uso limitato.

Disegni noti di facce con filtri prefabbricati discendenti separatamente in una formazione senza rivestimento completamente aperta. L'anello tra la parte inferiore dell'involucro e la parte superiore del filtro è sigillato. I fori nel filtro sono rotondi oa fessura, larghezza 0,8...1,5 mm, lunghezza 50...80 mm. A volte i filtri vengono abbassati sotto forma di due tubi, la cui cavità è riempita con ghiaia selezionata. Tali filtri possono essere cambiati quando si sporcano.

I più utilizzati sono i filtri formati nel giacimento di petrolio sovraccaricato e la catena di produzione cementata. Semplificano la tecnologia di apertura, consentono di isolare in modo affidabile i singoli intercalari e di agire su di essi, ma questi filtri presentano anche una serie di svantaggi.

4 Sviluppo dei giacimenti petroliferi .

Lo sviluppo di un giacimento petrolifero è inteso come l'attuazione del processo di spostamento di liquidi (petrolio, acqua) e gas dai giacimenti ai pozzi di produzione. Il controllo del processo di movimento di liquidi e gas è ottenuto mediante il posizionamento di pozzi di petrolio, iniezione e controllo nel campo, il numero e l'ordine di messa in funzione, la modalità di funzionamento dei pozzi e il bilancio dell'energia del giacimento. Il sistema di sviluppo adottato per un particolare giacimento predetermina indicatori tecnici ed economici: tasso di produzione di petrolio, sua variazione nel tempo, fattore di recupero del petrolio, investimenti di capitale, costi, ecc. Prima di perforare un giacimento, viene progettato un sistema di sviluppo. Nel progetto di sviluppo, sulla base dei dati di esplorazione e produzione di test, vengono stabilite le condizioni in cui verrà sfruttato il giacimento, ovvero la sua struttura geologica, le proprietà di giacimento delle rocce (porosità, permeabilità, grado di eterogeneità), le proprietà fisiche del liquidi e gas che saturano il giacimento (viscosità, densità, solubilità del gas), saturazione delle rocce petrolio, acqua e gas, pressione del giacimento, temperatura, ecc. Sulla base di questi dati, con l'aiuto di calcoli idrodinamici, vengono stabiliti gli indicatori tecnici dell'operazione di deposito per varie opzioni per il sistema di sviluppo e viene effettuata una valutazione economica delle opzioni del sistema . Come risultato del confronto tecnico ed economico, viene scelto il sistema di sviluppo ottimale.

L'estrazione del petrolio dai pozzi viene effettuata sia a causa del flusso naturale sotto l'azione dell'energia del giacimento, sia utilizzando uno dei numerosi metodi meccanizzati di sollevamento del fluido. Di solito dentro stato iniziale Durante lo sviluppo dei depositi, prevale la produzione fluida e, man mano che il flusso si indebolisce, il pozzo viene trasferito al metodo di produzione meccanizzato. I metodi meccanizzati includono: sollevamento del gas e pompaggio profondo (tramite aste, pompe centrifughe elettriche sommergibili e pompe a vite).

Lo sviluppo dei giacimenti petroliferi è un campo della scienza in forte sviluppo. Il suo ulteriore sviluppo sarà associato all'uso di nuove tecnologie per l'estrazione del petrolio dal sottosuolo, nuovi metodi per riconoscere la natura dei processi in situ, gestire lo sviluppo del campo, utilizzare metodi avanzati per pianificare l'esplorazione e lo sviluppo del campo, tenendo conto dei dati di settori correlati dell'economia nazionale, utilizzando sistemi automatizzati la gestione dei processi di estrazione dei minerali dalle viscere, lo sviluppo di metodi per la contabilizzazione dettagliata della struttura dei giacimenti e della natura dei processi che in essi si verificano sulla base di modelli deterministici.

Lo sviluppo dei giacimenti petroliferi è associato a un significativo intervento antropico in natura e richiede pertanto il rispetto incondizionato degli standard stabiliti per la protezione del sottosuolo e dell'ambiente.

La perforazione del pozzo termina con l'apertura del giacimento di petrolio, ad es. comunicazione del giacimento di petrolio con il pozzo. Questa fase è molto responsabile per i seguenti motivi. La miscela di petrolio e gas nel giacimento è ad alta pressione, il cui valore potrebbe essere sconosciuto in anticipo. A una pressione superiore alla pressione della colonna di fluido che riempie il pozzo, il fluido può essere espulso dal pozzo e si verificherà un flusso aperto; l'ingresso del fluido di perforazione (nella maggior parte dei casi è una soluzione di argilla) nel giacimento di petrolio ostruisce i suoi canali, peggiorando il flusso d'olio nel pozzo.

È possibile evitare scoppi prevedendo l'installazione di appositi dispositivi in ​​testa pozzo che ostruiscono il foro pozzo dei dissuasori, oppure utilizzando un fluido di risciacquo ad alta densità.

La prevenzione della penetrazione della soluzione nel serbatoio dell'olio si ottiene introducendo vari componenti nella soluzione, che hanno proprietà simili al fluido del serbatoio, ad esempio emulsioni a base di olio.

Poiché, dopo l'apertura del giacimento petrolifero mediante perforazione, il cordone di rivestimento viene calato nel pozzo e cementato, bloccando così anche il giacimento petrolifero, diventa necessario riaprire il giacimento. Ciò si ottiene sparando attraverso la colonna nell'intervallo di formazione con perforatori speciali aventi cariche a base di polvere. Vengono calati nel pozzo su una fune da un servizio geofisico.

Attualmente, sono stati padroneggiati e vengono utilizzati diversi metodi di perforazione del pozzo.

La perforazione proiettile dei pozzi è. nella discesa nel pozzo su una fune di speciali dispositivi perforatori, nel cui corpo sono costruite cariche di polvere con proiettili. Ricevendo un impulso elettrico dalla superficie, le cariche esplodono, conferendo ai proiettili un'elevata velocità e un grande potere di penetrazione. Provoca la distruzione del metallo della colonna e dell'anello di cemento. Il numero di fori nella colonna e la loro posizione lungo lo spessore della formazione viene calcolato in anticipo, quindi a volte viene abbassata una ghirlanda di perforatori. La pressione dei gas in combustione nella canna della camera può raggiungere 0,6 ... 0,8 mila MPa, il che garantisce la produzione di perforazioni con un diametro fino a 20 mm e una lunghezza di 145 ... 350 mm I proiettili sono fatti di acciaio legato e sono rivestiti con rame per ridurre l'attrito quando ci si sposta lungo la camera o piombo.

La perforazione del siluro è in linea di principio simile alla perforazione del proiettile, aumenta solo il peso della carica. da 4 ... 5 g a 27 g e nel perforatore vengono utilizzati tronchi orizzontali. Il diametro dei fori è di 22 mm, la profondità è di 100...160 mm, vengono realizzati fino a quattro fori per 1 m di spessore della formazione.

Perforazione cumulativa: la formazione di fori dovuta al movimento diretto di un getto rovente che fuoriesce dal perforatore a una velocità di 6 ... 8 km / s con una pressione di 0,15 ... 0,3 milioni di MPa. In questo caso si forma un canale con una profondità fino a 350 mm e un diametro di 8 ... 14 mm. Lo spessore massimo della formazione, aperto da un perforatore cumulativo per una discesa, è fino a 30 m, un siluro è fino a 1 m, un proiettile è fino a 2,5 m La quantità di una carica di polvere è fino a 50 g .

Perforazione a getto idro-sabbia - la formazione di fori nella colonna dovuta all'azione abrasiva della miscela sabbia-liquido, che fuoriesce a una velocità fino a 300 m / s da ugelli calibrati con una pressione di 15 ... 30 MPa .

Sviluppata presso l'All-Russian Research Institute e prodotta in serie con il codice AP 6M, la sabbiatrice si è dimostrata valida: la profondità dei canali a forma di pera da essa ottenuta può raggiungere 1,5 m.

Dispositivo perforatore per la formazione di un filtro mediante foratura. A tale scopo viene utilizzato un campionatore di carote di perforazione sviluppato presso VNIIGIS (Oktyabrsky), il cui azionamento elettrico è collegato a un trapano diamantato. La massima radiale è di 60 mm, il che prevede, in base ai risultati della pratica del passaggio della corda dell'involucro, l'ingresso nella formazione ad una profondità non superiore a 20 mm. La perforazione è chiamata "sparing", in quanto esclude danni alla colonna e all'anello di cemento, inevitabili con metodi esplosivi. La perforazione della perforazione ha un'elevata precisione di formazione del filtro nell'intervallo richiesto.

Lo sviluppo dei pozzi petroliferi è un insieme di lavori eseguiti dopo la perforazione, con l'obiettivo di provocare il flusso di petrolio dal giacimento nel pozzo. Il fatto è che durante il processo di apertura, come accennato in precedenza, è possibile che il fluido di perforazione e l'acqua entrino nel serbatoio, che ostruisce i pori del serbatoio, allontana l'olio dal pozzo. Pertanto, l'afflusso spontaneo di petrolio nel pozzo non è sempre possibile. In questi casi, ricorrono a una chiamata di afflusso artificiale, che consiste nell'esecuzione di lavori speciali.

Questo metodo è ampiamente utilizzato e si basa su un fatto ben noto: una colonna di liquido con una densità maggiore esercita una maggiore contropressione sulla formazione. Il desiderio di ridurre la contropressione spostando dal pozzo, ad esempio, una soluzione di argilla con densità Qg = 2000 kg/m3, con acqua dolce con densità Qb = 1000 kg/m3, porta a un dimezzamento della contropressione sulla formazione. Il metodo è semplice, economico ed efficace in caso di bassa contaminazione della formazione.

Se la sostituzione della soluzione con acqua non porta risultati, si ricorre a un'ulteriore diminuzione della densità: l'aria compressa da un compressore viene immessa nella canna. Allo stesso tempo, è possibile spingere la colonna di liquido alla scarpa del tubo, riducendo così la contropressione sulla formazione a valori significativi.

In alcuni casi, può essere efficace fornire periodicamente aria da un compressore e liquido da un gruppo pompa, creando successive raffiche d'aria. Il numero di tali porzioni di gas può essere diverso e, espandendosi, gettano il liquido fuori dalla canna.

Al fine di aumentare l'efficienza dello spostamento lungo la lunghezza della stringa di tubi, sono installate valvole di avviamento aperture attraverso le quali l'aria compressa entra nel tubo immediatamente all'ingresso del pozzo e inizia a "lavorare", ad es. sollevare il liquido sia nell'anulus che nel tubo.

Usano anche uno speciale pistone tampone dotato di una valvola di ritegno per abbassare il tubo. Scendendo, il pistone fa passare il liquido attraverso se stesso, quando si alza, la valvola si chiude e l'intera colonna di liquido sopra di essa è costretta a salire insieme al pistone, quindi espulsa dal pozzo. Poiché la colonna di liquido sollevata può essere grande (fino a 1000 m), la caduta di pressione sulla formazione può essere significativa. Quindi, se il pozzetto viene riempito di liquido fino alla testa del pozzo e il tampone può essere abbassato a una profondità di 1000 m, la diminuzione della pressione si verificherà per l'entità della diminuzione della colonna di liquido nell'anello, da cui parte di il liquido scorrerà dal tubo. Il processo di tamponamento può essere ripetuto più volte, il che consente di ridurre notevolmente la pressione sulla formazione.

Sistema a 5 PPD

I regimi naturali di occorrenza dei giacimenti petroliferi sono di breve durata. Il processo di riduzione della pressione del giacimento accelera con l'aumento dei prelievi di fluido dal giacimento. E poi, anche con un buon collegamento dei giacimenti di petrolio con il circuito elettrico, il suo impatto attivo sul giacimento, inizia inevitabilmente l'esaurimento dell'energia del giacimento. A ciò si accompagna una diffusa diminuzione dei livelli dinamici dei fluidi nei pozzi e, di conseguenza, una diminuzione della produzione.

Nell'organizzazione della manutenzione della pressione del giacimento (RPM), la questione teorica più difficile e ancora non del tutto risolta è il raggiungimento del massimo spostamento di olio dal giacimento con un controllo e una regolazione efficaci del processo.

Va tenuto presente che l'acqua e l'olio differiscono per le loro caratteristiche fisico-chimiche: densità, viscosità, coefficiente di tensione superficiale, bagnabilità. Maggiore è la differenza tra gli indicatori, più difficile è il processo di spostamento. Il meccanismo di spostamento dell'olio da un mezzo poroso non può essere rappresentato da un semplice spostamento del pistone. Qui c'è una miscela di agenti, e la rottura del getto d'olio, e la formazione di flussi separati e alternati di olio e acqua, e la filtrazione attraverso capillari e fessure, e la formazione di zone stagnanti e vicoli ciechi.

Il fattore di recupero del petrolio del campo, il valore massimo di cui il tecnologo dovrebbe tendere, dipende da tutti i fattori di cui sopra. I materiali accumulati fino ad oggi consentono di valutare l'impatto di ciascuno di essi.

Un posto significativo nell'efficienza del processo di mantenimento della pressione di giacimento è occupato dal posizionamento di pozzi nel campo. Determinano il modello di inondazione, che è diviso in diversi tipi.

L'allagamento del profilo comporta l'iniezione di acqua nei pozzi di iniezione situati dietro il contorno esterno del petrolio. Quando il profilo petrolifero si allontana dai pozzi di iniezione e la prima fila di pozzi di produzione viene allagata, il fronte di iniezione viene trasferito.

Il criterio per il normale svolgimento del processo è il valore della pressione di giacimento nella zona di estrazione, che dovrebbe tendere ad aumentare o stabilizzarsi.

L'edge flooding è efficace in presenza dei seguenti fattori:

- piccole dimensioni del giacimento (il rapporto tra l'area del giacimento e il perimetro del contorno oleoso è di 1,5…1,75 km);

- la formazione è omogenea con buone proprietà di giacimento in termini di spessore e area;

I pozzi di iniezione sono separati dal contorno petrolifero a una distanza di 300 ... 800 m, il che garantirà un avanzamento più uniforme del fronte d'acqua e preverrà la formazione di lingue di inondazione;

esiste un buon collegamento idrodinamico tra la zona di estrazione e la zona di iniezione.

Gli svantaggi dell'edge flooding includono:

1 grandi perdite di acqua iniettata dovute alle sue perdite nella direzione opposta all'area di iniezione, il che comporta costi energetici aggiuntivi;

2 lontananza della linea di iniezione dalla zona di estrazione, che richiede notevoli costi energetici per superare le perdite;

3 lenta risposta del fronte di estrazione al variare delle condizioni sulla linea di iniezione;

4 la necessità di costruire un gran numero di pozzi di iniezione; la lontananza dei pozzi di iniezione dai principali target di iniezione, che aumenta durante il processo di sviluppo, fa aumentare il costo del sistema.

L'allagamento in-loop prevede l'immissione di acqua direttamente nella zona petrolifera, l'organizzazione di una o più file di pozzi di iniezione al centro del campo e lo smembramento del giacimento in aree separate sviluppatesi in maniera indipendente. Il taglio può essere fatto in strisce, anelli, ecc. L'efficienza di questo metodo di allagamento è evidente: l'efficienza del sistema aumenta per l'esclusione del deflusso del liquido, l'avvicinamento del fronte di iniezione al fronte di prelievo.

Una varietà di inondazioni intra-loop sono: areale, focale, selettiva, a blocco.

L'allagamento dell'area comporta il posizionamento di pozzi di iniezione sull'area del campo secondo uno degli schemi. L'allagamento dell'area è solitamente organizzato in una fase avanzata dello sviluppo del campo, quando inizia l'irrigazione intensiva del giacimento e altri metodi di allagamento non raggiungono l'obiettivo.I pozzi di iniezione sono posizionati su una griglia geometrica: cinque, sette o nove punti. Allo stesso tempo, c'è un pozzo di produzione per un pozzo di iniezione con un sistema a cinque punti, due con un sistema a sette punti e tre con un sistema a nove punti.

Lo spot flooding può essere schematicamente rappresentato come uno o più pozzi di iniezione posti al centro del giacimento e un certo numero di pozzi di produzione alla periferia. Questo metodo di allagamento è tipico per depositi piccoli e localizzati (lenti, zone stagnanti).

L'allagamento selettivo viene utilizzato per spostare il petrolio da formazioni separate e scarsamente drenate che sono eterogenee lungo lo sciopero. Per la sua applicazione sono necessarie informazioni circa le caratteristiche della sezione, le perturbazioni e le connessioni della formazione produttiva con le altre. Tali dati potrebbero essere disponibili dopo un certo periodo di sviluppo del giacimento, quindi l'allagamento selettivo dell'acqua viene utilizzato in una fase avanzata dello sviluppo.

L'allagamento a blocchi consiste nel tagliare il giacimento in parti separate e delimitare ciascuna di esse con pozzi di iniezione. All'interno di ogni blocco vengono perforati pozzi di produzione, il cui numero e l'ordine sono determinati da calcoli. Block flooding consente di mettere in sviluppo il campo immediatamente, prima che sia completamente esplorato e, quindi, di ridurre i tempi di sviluppo. Questo è efficace per depositi di grandi dimensioni.

Gli svantaggi esistenti del sistema RPM pompando acqua includono:

1) progressivo allagamento del campo con grande quantità di olio non recuperato;

2) basse proprietà di lavaggio dell'acqua iniettata nel serbatoio;

3) un gran numero di complicazioni causate dal ritorno delle acque di formazione prodotte insieme al petrolio nel giacimento, espresse sotto forma di distruzione di condotte idriche, salinizzazione delle fonti di acqua potabile, violazione dell'equilibrio ecologico.

Il miglioramento del PPD viene effettuato nelle seguenti aree:

1) sviluppo di nuovi fluidi di processo o additivi per l'acqua che ne migliorino le proprietà pulenti e siano meno aggressivi nei confronti delle apparecchiature e della natura;

2) sviluppo di un controllo affidabile sul movimento del fluido nel giacimento;

3) sviluppo di un metodo per regolare i flussi di filtrazione nel giacimento ed escludere la formazione di vicoli ciechi e zone non sviluppate.

RPM è progettato all'inizio dello sviluppo della maggior parte dei giacimenti petroliferi.

Attualmente, ai fini dell'RBP vengono utilizzati diversi tipi di acqua, determinati dalle condizioni locali. Si tratta di acque dolci estratte da appositi pozzi artesiani o di sottoscocca, acque di fiumi o altre sorgenti di acque libere, acque di falde acquifere rinvenute nella sezione geologica del campo, acque di formazione separate dal petrolio a seguito della sua preparazione.

Tutte queste acque differiscono tra loro per proprietà fisico-chimiche e, di conseguenza, per l'efficacia dell'impatto sulla formazione non solo per aumentare la pressione, ma anche per aumentare il recupero dell'olio.

Le acque di formazione in fase di separazione dall'olio vengono miscelate con acqua dolce, con demulsionanti, nonché con l'acqua di processo degli impianti di trattamento dell'olio. È quest'acqua, chiamata acque reflue, che viene pompata nel serbatoio. Una caratteristica delle acque reflue è il contenuto di prodotti petroliferi (fino a 100 g / l), gas di idrocarburi fino a 110 l / m3, particelle sospese - fino a 100 mg / l.

L'iniezione di tale acqua nella formazione non può essere effettuata senza purificazione secondo gli standard richiesti, stabiliti in base ai risultati dell'iniezione pilota. Attualmente, al fine di ridurre il consumo di acqua dolce e utilizzare l'acqua di giacimento prodotta, il trattamento delle acque reflue è diventato ampiamente utilizzato ai fini del mantenimento della pressione di giacimento.

Il metodo di purificazione più diffuso è la separazione gravitazionale dei componenti in vasca. In questo caso viene utilizzato un circuito chiuso. L'acqua di deflusso con contenuto di prodotti petroliferi fino a 500 mila mg/l e impurità meccaniche fino a 1000 mg/l entra nelle vasche di sedimentazione dall'alto. Lo strato di olio nella parte superiore funge da filtro e migliora la qualità della purificazione dell'acqua dall'olio. Le impurità meccaniche si depositano e vengono rimosse dal serbatoio man mano che si accumulano.

Dal serbatoio, l'acqua entra nel filtro a pressione. Quindi un inibitore di corrosione viene immesso nella tubazione e l'acqua viene pompata dalla stazione di pompaggio delle acque reflue tramite pompe.

Per l'accumulo e la sedimentazione dell'acqua si utilizzano serbatoi verticali in acciaio. I rivestimenti anticorrosivi sono applicati sulla loro superficie interna per proteggerli dall'impatto delle acque di formazione.

6 Esercizio di pozzi petroliferi e di iniezione

Il complesso tecnologico più comune nello sfruttamento sul campo presso l'impresa OOO NGDU Oktyabrskneft è la produzione di olio da pompe a ventosa. Il sollevamento forzato del petrolio dai pozzi con l'aiuto di CSP è il più lungo nella vita del campo.

Le moderne unità di pompaggio a stelo possono estrarre olio da uno o due strati di pozzi fino a 3500 m di profondità con una portata di liquido da diversi metri cubi a diverse centinaia di metri cubi al giorno. Nel giacimento di Serafimovskoye, 172 pozzi sono dotati di unità di pompaggio a ventose, che rappresentano il 94% dello stock totale di pozzi di produzione.

USHGN è una pompa a pistoni a semplice effetto, la cui asta è collegata da una colonna di aste con un azionamento a terra: una macchina a dondolo.

Quest'ultimo include un meccanismo a manovella che converte il movimento rotatorio del motore primario in movimento alternativo e lo comunica alla batteria di bielle e allo stantuffo della pompa. Le apparecchiature sotterranee sono costituite da: tubi pompa-compressore, pompa, aste, dispositivi per affrontare le complicazioni. L'attrezzatura a terra include un azionamento (macchina a dondolo), raccordi per la testa del pozzo, un monofold funzionante.

L'installazione funziona come segue. Quando lo stantuffo si sposta verso l'alto, la pressione nel cilindro della pompa diminuisce e la valvola inferiore (aspirazione) sale, aprendo l'accesso al fluido (processo di aspirazione). Allo stesso tempo, la colonna di liquido situata sopra lo stantuffo preme la valvola superiore (di scarico) sulla sede, si alza e viene espulsa dal tubo nel collettore di lavoro. Quando lo stantuffo si abbassa, la valvola superiore si apre, la valvola inferiore viene chiusa dalla pressione del fluido e il fluido nel cilindro scorre attraverso lo stantuffo cavo nel tubo.

In LLC NGDU Oktyabrskneft, l'attrezzatura di superficie dei pozzi è rappresentata principalmente da unità di pompaggio della serie normale, come SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Inoltre, sul campo vengono utilizzate installazioni di pompe centrifughe elettriche (ESP). Un motore elettrico sommerso viene utilizzato come azionamento ESP, che viene abbassato nel pozzo insieme a una pompa a una profondità predeterminata.

Secondo il design, gli ESP sono divisi in tre gruppi:

a) le pompe versione 1 sono progettate per il funzionamento di pozzi di petrolio e allagati con contenuto di impurità meccaniche fino a 0,1 g/l;

b) le pompe della versione 2 (versione resistente all'usura) sono progettate per il funzionamento di pozzi fortemente irrigati con un contenuto di impurità meccaniche fino a 0,5 g/l;

c) le pompe versione 3 sono progettate per pompare liquidi con pH=5 8,5 e contenuto di idrogeno solforato fino a 1,25 g/l.

L'attrezzatura sotterranea include:

a) elettropompa centrifuga, che è l'unità principale dell'impianto (ESP);

b) motore elettrico sommerso (SEM), che è l'azionamento della pompa;

c) un sistema di protezione idraulica che protegge il SEM dall'ingresso di fluido di formazione al suo interno e consiste in un protettore e un compensatore;

d) cavo di corrente utilizzato per l'alimentazione elettrica della SEM;

e) le tubazioni dei compressori di pompaggio (tubing), che sono il canale attraverso il quale il fluido prodotto scorre dalla pompa alla superficie del giorno.

L'attrezzatura a terra include:

a) raccordi di testa pozzo, che servono a dirigere e regolare il fluido in ingresso dal pozzo e sigillare la testa pozzo e il cavo;

b) stazione di controllo motori sommergibili, che avvia, controlla e controlla il funzionamento dell'ESP;

c) un trasformatore atto a regolare l'entità della tensione fornita al SEM;

d) rullo di sospensione, che serve a sospendere e guidare il cavo nel vano durante le operazioni di intervento.

L'ESP è l'unità principale dell'impianto. A differenza delle pompe a pistoni, che impartiscono la pressione del liquido pompato attraverso movimenti alternativi del pistone, nelle pompe centrifughe il liquido pompato riceve pressione sulle pale di una girante in rapida rotazione. In questo caso, l'energia cinetica del fluido in movimento viene convertita nell'energia potenziale della pressione.

Prima di installare l'ESP, è necessario preparare il pozzo per il suo funzionamento. Per fare questo, viene lavato, ovvero il fondo viene pulito da tappi di sabbia e possibili corpi estranei. Quindi, una dima speciale viene abbassata e sollevata nella stringa di rivestimento dalla testa del pozzo a una profondità superiore alla profondità di discesa dell'unità di 100 - 150 m, il cui diametro è leggermente maggiore del diametro massimo dell'unità sommergibile. Allo stesso tempo, la torre o l'albero è accuratamente centrata rispetto alla testa del pozzo.

Per la maggior parte, i pozzi di iniezione non differiscono nel design dai pozzi di produzione. Inoltre, un certo numero di pozzi di produzione che si trovano nella zona del contorno idrografico o dietro di esso vengono trasferiti nella categoria dei pozzi di iniezione. In caso di allagamento intra-loop e areale, il trasferimento dei pozzi di produzione per l'iniezione dell'acqua è considerato normale.

I progetti esistenti dei pozzi di iniezione prevedono l'iniezione di acqua attraverso un tubo, che viene abbassato con un packer e un'ancora. Sopra il packer lo spazio deve essere riempito con un liquido neutro di metallo.

Il foro di fondo deve avere un filtro di spessore sufficiente a garantire l'iniezione del volume d'acqua previsto, con una profondità di almeno 20 m per l'accumulo di impurità meccaniche. Si consiglia di utilizzare filtri plug-in, che possono essere periodicamente sollevati dai pozzetti e puliti.

I raccordi di testa pozzo del pozzo di iniezione sono progettati per fornire e controllare il volume dell'acqua nel pozzo, per eseguire varie operazioni tecnologiche di lavaggio, sviluppo, trattamenti, ecc.

I raccordi sono costituiti da una flangia della stringa montata sulla stringa dell'involucro, una croce utilizzata per comunicare con l'anello, una bobina su cui è sospeso il tubo, un raccordo a T per l'alimentazione del fluido iniettato al pozzo. Lo scopo e il design del packer e dell'ancora non differiscono sostanzialmente da quelli utilizzati nei pozzi scorrevoli.

7 Pozzo sondaggio

Durante il funzionamento dei pozzi, la loro ricerca viene effettuata al fine di controllare le condizioni tecniche della stringa di produzione, il funzionamento delle apparecchiature, verificare la conformità dei parametri di funzionamento del pozzo al regime tecnologico stabilito e ottenere le informazioni necessarie per ottimizzare questi regimi.

Quando si testano i pozzi:

a) vengono verificate le condizioni tecniche del pozzo e delle apparecchiature installate (la tenuta della pietra cementizia, della stringa di rivestimento e della tubazione, lo stato della zona di formazione del fondo pozzo, la contaminazione del pozzo, l'alimentazione delle pompe, il funzionamento di valvole e altri dispositivi installati in profondità);

b) vengono valutate l'affidabilità e le prestazioni dei componenti delle apparecchiature, viene determinato il periodo di revisione delle apparecchiature e del funzionamento dei pozzi;

c) ricevere le informazioni necessarie per la progettazione di vari tipi di riparazioni e restauri e altri lavori in pozzi, nonché per stabilire l'efficienza tecnologica di tali opere.

Per risolvere questi problemi viene utilizzato un complesso di studi e misurazioni di vario genere (misurazione della produzione di petrolio, taglio dell'acqua, fattore gas, misurazioni profonde di temperature e pressioni, sondaggi di profondità, dinamometro, registrazione dei costi degli agenti di lavorazione, contabilizzazione delle apparecchiature guasti e riparazioni, analisi di campioni di pozzo di produzione, ecc.).

I tipi, la portata e la frequenza degli studi e delle misurazioni per controllare il funzionamento delle apparecchiature per tutti i metodi di funzionamento dei pozzi sono stabiliti dal dipartimento insieme alle organizzazioni di ricerca e alle imprese geofisiche.

Gli studi per controllare il funzionamento dei pozzi di produzione devono essere effettuati nel pieno rispetto delle norme di sicurezza nell'industria petrolifera e del gas, nel rispetto dei requisiti di protezione del sottosuolo e dell'ambiente.

La base dello studio del CPP è il dinamometro, un metodo di controllo operativo sul funzionamento delle apparecchiature sotterranee e la base per stabilire la corretta modalità tecnologica di funzionamento dell'unità di pompaggio.

L'essenza del metodo sta nel fatto che il carico sul premistoppa viene determinato senza sollevare la pompa in superficie utilizzando una dinamografia. Sulla carta, sotto forma di diagramma, vengono registrati i carichi durante la salita e la discesa, a seconda del movimento dell'asta.

I metodi di misurazione del suono vengono utilizzati per determinare la distanza dalla bocca al livello dinamico. Le più comuni sono varie installazioni ecometriche per pozzi con una pressione di 0,1 MPa. Il principio di funzionamento di queste installazioni è che un impulso acustico da un cracker di polvere viene inviato nell'anello. Questo impulso, riflesso dal livello del liquido, ritorna alla bocca, agendo sul termofono, e dopo essere stato convertito e amplificato in elettrico, viene registrato da una penna scriba su un nastro di carta in movimento.

La misurazione delle onde viene eseguita utilizzando un ecoscandaglio, che consente di determinare il livello dinamico in pozzi fino a 4000 m di profondità con una pressione dell'anello fino a 7,5 MPa. Nella parte inferiore e lungo il pozzo, la pressione e la temperatura vengono misurate utilizzando termometri profondi, che sono combinati in un unico dispositivo.

8 Metodi per aumentare la produttività del pozzo

Nei pozzi di petrolio e gas, la portata e la produttività dei pozzi diminuisce nel tempo. Questo è un processo naturale, poiché vi è una graduale diminuzione della pressione del giacimento e l'energia del giacimento diminuisce, necessaria per sollevare liquido e gas in superficie.

La produttività del pozzo diminuisce anche a causa del deterioramento della permeabilità delle rocce, formazione produttiva dovuta all'ostruzione dei suoi pori nella zona del fondo pozzo con depositi resinosi, paraffinici, particelle meccaniche di rimozione della formazione.

Per stabilizzare il livello di produzione di petrolio e gas, vengono utilizzati vari metodi per influenzare la zona di formazione del fondo pozzo, che consentono di aumentare il recupero di petrolio dalle formazioni e non di ridurre la produttività del pozzo. I metodi per migliorare la produttività del pozzo quando interessano la zona di formazione del fondo pozzo sono suddivisi in chimici, meccanici, termici e complessi.

Il fattore decisivo nella scelta del metodo di trattamento in ogni caso particolare è la profondità di trattamento richiesta della formazione produttiva per ripristinare o migliorare la permeabilità. Pertanto, in base alla profondità dell'impatto sul mezzo poroso, i metodi di stimolazione del pozzo possono essere suddivisi in due grandi categorie: metodi con un raggio di impatto ridotto e metodi con un raggio di impatto ampio. I modi principali per migliorare la connettività di un giacimento con un pozzo con un raggio di impatto ridotto:

a) Uso di esplosivi. Questi includono proiettile, perforazione cumulativa, varie opzioni per il siluro.

Se c'è una comunicazione insufficiente tra il serbatoio e il pozzo, la perforazione convenzionale può essere ripetuta con un perforatore a proiettile. Per aumentarne l'efficienza, il pozzo non viene riempito con fango o acqua, ma con liquidi che non inquinano le perforazioni appena create.

Con rocce dure e dense, è possibile silurare una formazione produttiva con un esplosivo calato nell'intervallo di formazione in maniche e una miccia elettrica, che viene fatta esplodere con un cavo dalla testa del pozzo. Le maniche sono realizzate in metallo di amianto o plastica. Gli esplosivi più comunemente usati sono nitroglicerina, dinamite, TNT, ecc. Un'esplosione può creare caverne e crepe in una formazione produttiva. Pertanto, contestualmente al miglioramento della connettività della formazione con il pozzo, aumenta anche la permeabilità della formazione nella zona di ampio raggio (creazione di micro e macro fessure che possono estendersi per decine di metri).

Il siluro diretto può essere ottenuto utilizzando una forma di carica esterna appropriata e inserti nel percorso dell'onda d'urto. A seconda della necessità, possono essere utilizzati siluri ad azione laterale diffusa, laterale concentrata e ad azione verticale.

Perforatori con proiettili esplosivi creano fori rotondi nella colonna e con l'anello di cemento, penetrando nella roccia e, esplodendo, formano caverne e crepe. Un perforatore cumulativo è costituito da un dispositivo le cui celle contengono cariche cumulative. Ogni cella sul lato opposto del fusibile è dotata di una rientranza del profilo corrispondente. Pertanto, i prodotti gassosi dell'esplosione sono diretti lungo l'asse della carica sotto forma di un potente getto, che crea un canale nella colonna, cemento e roccia nella direzione corrispondente.

b) Pulizia del pozzo e della zona di perforazione con tensioattivi o bagni acidi. I liquidi qui utilizzati sono costituiti o da una soluzione al 15% di tensioattivi disciolti (o dispersi) in acqua, oppure da una soluzione contenente il 15% HCI , A cui viene aggiunto dallo 0,5 al 2% di inibitore di corrosione e talvolta dall'1 al 4% di acido fluoridrico. In alcuni casi vengono utilizzate composizioni miste di acidi e tensioattivi. Di solito, il pozzo viene lavato con una delle soluzioni menzionate, quindi il fluido di lavoro viene racchiuso nella formazione nella quantità di 0,3-0,7 m 3 per ogni metro dell'intervallo di perforazione. Per le composizioni acide viene fornito un tempo di mantenimento di 1-6 ore, per un tensioattivo senza acido il tempo di mantenimento è di 24 ore, quindi la soluzione esaurita viene rimossa e il pozzo viene messo in funzione oppure il giacimento viene trattato utilizzando un metodo con un ampio raggio di esposizione.

L'uso di soluzioni tensioattive per il lavaggio del pozzo o l'iniezione nella formazione a una profondità ridotta fornisce dispersione e rimozione dalle pareti del pozzo e dalla formazione di particelle solide e filtrato di fluido di perforazione, nonché emulsione acqua-olio.

I bagni acidi vengono utilizzati per pulire il liquame da nuovi pozzi (o pozzi usciti da un'importante revisione) ed eliminare anche i depositi di sale dall'acqua di formazione accumulata durante il funzionamento.

c) Aumento della temperatura nel pozzo nell'intervallo di giacimento. metodi termici. Per aumentare la temperatura, è possibile utilizzare la circolazione di fluido caldo nel pozzo, processi termochimici, riscaldatori elettrici. La durata del riscaldamento della zona di perforazione del pozzo è generalmente compresa tra 5 e 50 ore. In questo caso vengono liquefatti i depositi di idrocarburi solidi (paraffina, resine, asfalteni, ecc.) che vengono poi rimossi alla messa in esercizio del pozzo. La circolazione di liquidi combustibili nel pozzo è facilmente attuabile, ma a profondità superiori a 1000-2000 m. è poco efficace a causa delle grandi perdite di calore dal pozzo nei depositi dello scarico geologico aperto.

Nei riscaldatori elettrici viene utilizzato un sistema di resistenze elettriche, montate in un tubo, che viene installato all'estremità della stringa di tubi. L'elettricità è fornita via cavo dalla superficie. Ci sono anche dei riscaldatori basati sull'uso dei toni. alta frequenza. I riscaldatori elettrici possono essere posizionati sul fondo del pozzo e durante il suo funzionamento. L'avvio e l'arresto dei riscaldatori in questo caso vengono effettuati accendendo e spegnendo l'alimentazione. energia elettrica

I bruciatori a gas sono costituiti da una camera tubolare ribassata nel pozzo con due stringhe di tubi concentrici. I gas combustibili vengono pompati attraverso tubi di piccolo diametro, l'aria primaria attraverso lo spazio anulare e l'aria secondaria attraverso la colonna. La combustione è avviata dalla fornitura di energia elettrica attraverso il cavo dalla superficie. Un altro cavo con una termocoppia misura la temperatura dall'esterno, che non deve superare i 300 400 0 С, in modo da non danneggiare la stringa del pozzo. La temperatura viene mantenuta al livello desiderato mediante un'opportuna regolazione dei volumi di iniezione dei gas e dell'aria.

Il trattamento termochimico si basa sul rilascio di calore sul fondo del pozzo dovuto ad un processo chimico, che raddrizza gli idrocarburi pesanti precipitati nella zona di perforazione del pozzo ai fini della loro successiva rimozione. Per fare ciò, utilizzare la reazione di una soluzione al 15%. HCI con soda caustica ( N / a OH), alluminio e magnesio.

Come risultato della reazione di 1 kg di idrossido di sodio con acido cloridrico, vengono rilasciati 2868 kJ di calore. Dalla reazione si ottiene una grande quantità di calore HCI con alluminio (che genera 18924 kJ per kg Al ). Tuttavia, questo produce scaglie di idrossido di alluminio. Al ( Oh )3, che sono in grado di ostruire i pori e i canali di flusso nel giacimento. L'uso più efficace del magnesio, che, se reagito con HCI rilascia 19259 kJ e cloruro di magnesio MgCi 2 è altamente solubile in acqua.

Le principali modalità per migliorare la connettività di una formazione produttiva con un pozzo con un ampio raggio di impatto:

a) Trattamento acido della zona bottomhole della formazione produttiva. Questi metodi sono utilizzati principalmente nelle arenarie con un contenuto di carbonati superiore al 20% o con un materiale cementizio costituito da carbonati di calcio o magnesio.

L'acido principale utilizzato è H Insieme a io . Agisce efficacemente sul carbonato di calcio o magnesio, formando cloruri solubili e facilmente asportabili. L'acido cloridrico è economico e non scarso. Vengono utilizzati anche altri acidi: acetico, formico, ecc. Nelle soluzioni acide vengono introdotti anche vari additivi: inibitori di corrosione, additivi per ridurre la tensione superficiale, rallentare la reazione, dispersione, ecc.

Quando una soluzione acida viene iniettata nel giacimento a pressioni di iniezione inferiori alla pressione di fratturazione idraulica, i pori nella zona di formazione del fondo pozzo o le crepe e le microfessure nella roccia del giacimento vengono ripulite ed espanse, ripristinando così la permeabilità degradata della zona trattata, e in alcuni casi addirittura aumentandone il valore iniziale.

La tecnologia di lavoro è la seguente: il pozzo viene pulito e riempito con olio o acqua (sale o fresca) con un additivo dello 0,1 0,3% di tensioattivo. Sulla superficie viene preparata una soluzione acida con l'aggiunta dei componenti necessari, la cui sequenza di introduzione è determinata principalmente in base ai dati di laboratorio. La soluzione acida viene pompata nel tubo con la valvola aperta nell'anello del pozzo. Al raggiungimento dell'intervallo di perforazione del pozzo, detta valvola viene chiusa e la soluzione acida viene pompata attraverso le tubazioni fino a penetrare nel serbatoio, e nell'ultima fase la soluzione viene forzata con olio o acqua con un additivo di 0,1 0,3% di tensioattivo . Resistere 16 ore (ma non di più) per la reazione dell'acido, quindi la soluzione viene rimossa. Il pozzo viene messo in funzione. Allo stesso tempo, la variazione della portata viene attentamente monitorata per determinare l'effetto del trattamento.

Esistono varie opzioni tecnologiche per il trattamento acido, come ad esempio: semplice, selettivo, ripetuto, sequenziale, vibrante, ecc.

b) Fratturazione idraulica della formazione produttiva nella zona di fondo pozzo del pozzo. Questo metodo viene utilizzato nelle formazioni rappresentate da rocce dure, dense e a bassa permeabilità (arenarie, calcari, dolomiti, ecc. La pressione di frattura si ottiene pompando fluido nel pozzo sottostante alta pressione. Allo stesso tempo, nel serbatoio vengono aperte crepe e microfessure esistenti o ne vengono create di nuove, che possono migliorare significativamente il collegamento idrodinamico tra il serbatoio e il pozzo.

c) Esplosioni nucleari sotterranee. Le esplosioni sono state studiate sperimentalmente con risultati positivi in ​​rocce dure e dense con bassa permeabilità. A seguito di un'esplosione nucleare, attorno al pozzo di carica nella formazione produttiva si forma una cavità riempita di roccia distrutta, quindi una zona di frantumazione e dietro di essa una zona con un sistema di crepe e microfessure. Questo metodo è interessante soprattutto per i pozzi di gas, la cui portata può così essere aumentata di diverse decine di volte.

d) Metodi termici. Si basano sull'aumento della temperatura nella formazione intorno al pozzo e sono utilizzati in depositi produttivi saturi di oli ad alta viscosità ad alto contenuto di paraffina. Questi metodi sono simili ai metodi per aumentare la temperatura nel pozzo, ma richiedono più calore per riscaldare la formazione entro un raggio di 2-15 m un serbatoio di volumi limitati di vapore (iniezione di vapore ciclico) o un fronte di combustione sotterraneo circolare attorno ad un pozzo di produzione, determinato dal raggio stimato al quale è necessario riscaldare il giacimento. Inoltre, negli ultimi anni, sono state sviluppate varie nuove tecnologie per influenzare la zona di formazione del bottomhole, basate sull'uso di moderni reagenti e rifiuti dell'industria chimica.

9 Manutenzione e rifacimento di pozzi

Esistono due tipi di riparazione dei pozzi: a terra e sotterranei. La riparazione del terreno è associata al ripristino dell'operatività delle apparecchiature situate alla testa del pozzo di condotte, unità di pompaggio, valvole di intercettazione, apparecchiature elettriche, ecc.

La riparazione sotterranea comprende lavori volti ad eliminare i guasti nelle apparecchiature calate nel pozzo, nonché a ripristinare o aumentare la portata del pozzo. La riparazione sotterranea è associata al sollevamento di apparecchiature dal pozzo.

In base alla complessità delle operazioni eseguite, le riparazioni sotterranee si suddividono in riparazioni correnti e di capitale.

La manutenzione del pozzo è intesa come un insieme di misure tecnologiche e tecniche volte a ripristinarne la produttività, e limitate dall'impatto sulla zona di formazione del fondo pozzo e sulle apparecchiature poste nel pozzo.

L'attuale riparazione comprende i seguenti lavori: sostituzione di apparecchiature guaste, pulizia di pozzi e pozzi, ripristino della produttività del serbatoio grazie a metodi di stimolazione separati (riscaldamento, lavaggio, iniezione di sostanze chimiche).

L'attuale riparazione può essere pianificata preventiva ed eseguita ai fini dell'ispezione preventiva, dell'identificazione e dell'eliminazione di singole violazioni nel funzionamento del pozzo, che non si sono ancora dichiarate.

Il secondo tipo di riparazione in corso è riparativa, eseguita per eliminare il guasto: si tratta, in effetti, di una riparazione di emergenza. In pratica tali riparazioni prevalgono per vari motivi, ma principalmente per l'imperfezione delle tecnologie e la bassa affidabilità delle apparecchiature utilizzate.

Gli indicatori che caratterizzano il funzionamento del pozzo nel tempo sono il fattore operativo (KE) e il tempo di turnaround (MTB). KE è il rapporto tra il tempo lavorato dal pozzo, ad esempio per anno (TOTR), e il periodo di calendario (TKAL). MCI è il tempo medio tra due riparazioni per il periodo selezionato, o il rapporto tra il tempo totale lavorato TOTR per l'anno e il numero di riparazioni P per lo stesso periodo.

KE = TOTR / TKAL;

MCI = TOTR/R;

I modi per migliorare KE e MRP consistono nel ridurre il numero di riparazioni, la durata di una riparazione e aumentare il tempo di funzionamento del pozzo.

Attualmente più del 90% di tutti i workover vengono eseguiti su pozzi con SPU e meno del 5% con ESP.

Durante la riparazione in corso, vengono eseguite le seguenti operazioni

1. Trasporto - consegna dell'attrezzatura al pozzo;

2. Preparatorio: preparazione per la riparazione;

3. Attivazione - sollevamento e abbassamento di apparecchiature petrolifere;

4. Operazioni di bonifica del pozzo, sostituzione attrezzature, eliminazione di piccoli incidenti;

5. Finale: smantellamento dell'attrezzatura e preparazione per il trasporto.

Se valutiamo il tempo dedicato a queste operazioni, possiamo vedere che le principali perdite di tempo vanno alle operazioni di trasporto (occupano fino al 50% del tempo), quindi gli sforzi principali dei progettisti dovrebbero essere diretti alla riduzione dei tempi di trasporto - realizzando macchine e gruppi assemblabili, operazioni di sgancio - grazie alla realizzazione di affidabili macchine automatiche per il rifacimento e lo sfondamento di tubi e tondini.

Poiché l'attuale lavoro del pozzo richiede l'accesso al suo pozzo, cioè è associato alla depressurizzazione, pertanto, è necessario escludere casi di possibili zampilli all'inizio o alla fine del lavoro. Ciò si ottiene in due modi: il primo e ampiamente utilizzato è quello di “uccidere” il pozzo, cioè iniezione nel giacimento e nel pozzo di un fluido con una densità tale da garantire la creazione di pressione P Zab sul fondo del pozzo. , superando il serbatoio. Il secondo è l'uso di vari dispositivi: dispositivi di interruzione che bloccano il fondo del pozzo durante il sollevamento del tubo.

Le operazioni di sgancio (TR) occupano la quota principale nel bilancio totale del tempo per il workover del pozzo. Sono immancabili durante qualsiasi intervento di discesa e sostituzione delle attrezzature, impatto sul fondo pozzo, colonne di lavaggio, ecc. Il processo tecnologico di SPO consiste nell'avvitare (o svitare) alternativamente i tubi dei tubi, che sono un mezzo di sospensione dell'attrezzatura, un canale per sollevare il fluido prodotto e fornire fluidi di processo al pozzo e, in alcuni casi, uno strumento per la pesca, la pulizia e altre opere. Questa varietà di funzioni ha reso il tubo un componente indispensabile dell'attrezzatura del pozzo di qualsiasi metodo operativo senza eccezioni.

Le operazioni con i tubi sono monotone, laboriose e facilmente meccanizzate. Oltre alle operazioni preparatorie e finali, che hanno le proprie specifiche per le diverse modalità operative, l'intero processo di rigging con tubi è lo stesso per tutti i tipi di riparazioni correnti. Le operazioni di scatto con aste vengono eseguite allo stesso modo dei tubi e lo svitamento (avvitamento) delle aste viene eseguito con una chiave per aste meccanica e aste. Il processo viene eseguito svitando alternativamente il tubo e l'asta.

Well workover combina tutti i tipi di lavoro che richiedono molto tempo, grande sforzo fisico e il coinvolgimento di numerose attrezzature multifunzionali. Si tratta di opere legate all'eliminazione di incidenti complessi, sia con attrezzatura calata nel pozzo che con il pozzo stesso, interventi di trasferimento del pozzo da un impianto produttivo all'altro, interventi per limitare o eliminare l'afflusso di acqua, aumentare lo spessore del materiale essere sfruttato, impatto sulla formazione, taglio di un nuovo tronco e altri.

Tenendo conto delle specificità del lavoro, nei reparti di produzione di petrolio e gas vengono create officine specializzate per la lavorazione dei pozzi. Il pozzo compreso nella revisione rimane nel pozzo operativo, ma è escluso dal pozzo operativo.

10 Raccolta e trattamento di petrolio, gas e acqua

I prodotti provenienti dai pozzi di petrolio e gas non sono, rispettivamente, petrolio e gas puri. Acqua di formazione, gas associato (petrolio), particelle solide di impurità meccaniche provengono dai pozzi insieme al petrolio.

L'acqua prodotta è un mezzo altamente mineralizzato con un contenuto di sale fino a 300 g/l. Il contenuto di acqua di formazione nell'olio può raggiungere l'80%. L'acqua minerale provoca una maggiore distruzione corrosiva di tubi, serbatoi, usura di tubazioni e attrezzature. Il gas associato (petrolio) viene utilizzato come materia prima e combustibile.

È tecnicamente ed economicamente opportuno sottoporre il petrolio a un trattamento speciale prima che venga immesso nell'oleodotto principale al fine di dissalarlo, disidratarlo, degassificarlo e rimuovere le particelle solide.

Nei giacimenti petroliferi viene spesso utilizzato uno schema centralizzato per la raccolta e la preparazione del petrolio (Fig. 2). La raccolta dei prodotti viene effettuata da un gruppo di pozzi alle unità di misura di gruppo automatizzate (AGZU). Da ciascun pozzo, attraverso un singolo gasdotto, il petrolio viene fornito all'AGZU insieme al gas e all'acqua di formazione. L'AGZU tiene conto dell'esatta quantità di petrolio proveniente da ciascun pozzo, nonché della separazione primaria per la parziale separazione dell'acqua di formazione, del gasolio e delle impurità meccaniche con la direzione del gas separato attraverso il gasdotto al GPP (gas processing pianta). L'olio parzialmente disidratato e parzialmente degasato scorre attraverso il collettore di raccolta fino al punto di raccolta centrale (CPS). Di solito, un CPS è organizzato in un giacimento petrolifero.

Gli impianti di trattamento dell'olio e dell'acqua sono concentrati presso il CPF. Nell'impianto di trattamento dell'olio, tutte le operazioni tecnologiche per la sua preparazione vengono eseguite in un complesso. L'insieme di questa apparecchiatura è chiamato installazione UKPN per il trattamento dell'olio complesso .

Figura 2. - Schema di raccolta e preparazione dei prodotti di pozzo nel giacimento petrolifero:

1 pozzo petrolifero;

2 dosatori automatici di gruppo (AGZU);

3 stazione di pompaggio booster (BPS);

4 unità di trattamento delle acque di formazione;

5 unità di trattamento dell'olio;

6 stazione di compressione del gas;

7 7 punti centrali di raccolta di petrolio, gas e acqua;

8 parco serbatoio

L'olio disidratato, dissalato e degassato, dopo il completamento del controllo finale, entra nei serbatoi commerciali dell'olio e quindi alla stazione di pompaggio di testa dell'oleodotto principale.

La disidratazione dell'olio è ostacolata dal fatto che l'olio e l'acqua formano emulsioni stabili di acqua nell'olio. In questo caso, l'acqua si disperde nel mezzo oleoso in minuscole gocce, formando un'emulsione stabile. Pertanto, per la disidratazione e la dissalazione dell'olio, è necessario separare queste minuscole gocce d'acqua da esso e rimuovere l'acqua dall'olio. Per la disidratazione e la dissalazione dell'olio vengono utilizzati i seguenti processi tecnologici:

- sedimentazione per gravità dell'olio,

- fango di olio caldo,

- metodi termochimici,

- dissalazione elettrica e disidratazione elettrica dell'olio.

Il processo di assestamento gravitazionale è il più semplice in termini di tecnologia. In questo caso, i serbatoi vengono riempiti di olio e conservati per un certo tempo (48 ore o più). Durante la detenzione avvengono i processi di coagulazione delle goccioline d'acqua e gocce d'acqua più grandi e pesanti, sotto l'azione della gravità (gravità), si depositano sul fondo e si accumulano sotto forma di uno strato di acqua di fondo.

Tuttavia, il processo gravitazionale di decantazione dell'olio a freddo è inefficiente e insufficiente metodo efficace disidratazione dell'olio. La decantazione a caldo dell'olio allagato è più efficace quando, per effetto del riscaldamento preliminare dell'olio alla temperatura di 50-70°C, i processi di coagulazione delle goccioline d'acqua vengono notevolmente facilitati e viene accelerata la disidratazione dell'olio durante la decantazione. Lo svantaggio dei metodi gravitazionali di disidratazione è la sua bassa efficienza.

I metodi più efficaci sono la disidratazione e la desalinizzazione chimica, termochimica, nonché elettrica. Con metodi chimici, nell'olio allagato vengono introdotte speciali sostanze dette demulsionanti. I tensioattivi sono usati come demulsionanti. Vengono introdotti nella composizione dell'olio in piccole quantità da 510 a 5060 g per 1 tonnellata di olio. I migliori risultati sono mostrati dai cosiddetti tensioattivi non ionici, che nell'olio non si decompongono in anioni e cationi.

I demulsionanti si adsorbono all'interfaccia olio-acqua e sostituiscono o sostituiscono gli emulsionanti naturali tensioattivi contenuti nel fluido. Inoltre, il film che si forma sulla superficie delle gocce d'acqua è fragile, il che segna la fusione di piccole gocce in gocce grandi, ad es. processo di coalescenza. Grandi gocce di umidità si depositano facilmente sul fondo del serbatoio. L'efficienza e la velocità della disidratazione chimica vengono notevolmente aumentate riscaldando l'olio, ad es. con metodi termochimici, riducendo la viscosità dell'olio quando riscaldato e facilitando il processo di coalescenza delle gocce d'acqua.

La rimozione del contenuto d'acqua residuo si ottiene utilizzando metodi elettrici di disidratazione e desalinizzazione. La disidratazione elettrica e la dissalazione elettrica dell'olio sono associate al passaggio dell'olio attraverso dispositivi speciali - disidratatori elettrici, dove l'olio passa tra gli elettrodi che creano un campo elettrico ad alta tensione (20-30 kV). Per aumentare il tasso di disidratazione elettrica, l'olio viene preriscaldato ad una temperatura di 50-70°C. Quando tale olio viene stoccato in cisterne, quando viene trasportato attraverso condotte e in cisterne su rotaia, una parte significativa degli idrocarburi viene persa per evaporazione. Gli idrocarburi leggeri sono materie prime e combustibili preziosi (benzine leggere). Pertanto, gli idrocarburi leggeri a basso punto di ebollizione vengono estratti dal petrolio prima che il petrolio venga fornito. Questa operazione tecnologica è chiamata stabilizzazione dell'olio. Per stabilizzare l'olio, viene sottoposto a rettifica o separazione a caldo. La più semplice e utilizzata nel trattamento in campo dell'olio è la separazione a caldo, eseguita su un'apposita unità di stabilizzazione. Nella separazione a caldo, l'olio viene preriscaldato in appositi riscaldatori e immesso in un separatore, generalmente orizzontale. Nel separatore l'olio viene riscaldato a 40-80°C e da esso vengono evaporati attivamente gli idrocarburi leggeri, che vengono aspirati dal compressore e inviati attraverso l'unità di refrigerazione alla condotta di raccolta del gas.

Insieme all'acqua di formazione purificata, l'acqua dolce ottenuta da due sorgenti viene pompata in formazioni produttive per mantenere la pressione di formazione: sotterranei (pozzi artesiani) e bacini aperti (fiumi). L'acqua sotterranea estratta dai pozzi artesiani è altamente pura e in molti casi non richiede una profonda purificazione prima dell'iniezione nei serbatoi. Allo stesso tempo, l'acqua dei bacini aperti è significativamente inquinata da particelle di argilla, composti di ferro, microrganismi e richiede un'ulteriore purificazione. Attualmente vengono utilizzati due tipi di presa d'acqua da serbatoi aperti: sottocanale e aperta. Con il metodo sottocanale, l'acqua viene prelevata sotto il fondo del fiume "sotto il canale". Per fare ciò, nella pianura alluvionale del fiume vengono perforati pozzi con una profondità di 20-30 me un diametro di 300 mm. Questi pozzi passano necessariamente attraverso uno strato di terreno sabbioso. Il pozzo è rinforzato con tubi di rivestimento con fori sui raggi e tubi di aspirazione dell'acqua con un diametro di 200 mm al loro interno. In ogni caso si ottengono due vasi comunicanti "a pozzo fluviale", per così dire separati da un filtro naturale (uno strato di terreno sabbioso). L'acqua del fiume passa attraverso la sabbia e si accumula nel pozzo. L'afflusso di acqua dal pozzo è forzato da una pompa per vuoto o da una pompa di sollevamento dell'acqua e viene alimentato a una stazione di pompaggio a grappolo (CPS). Con il metodo aperto, l'acqua viene pompata fuori dal fiume tramite pompe e immessa in un impianto di trattamento delle acque, dove passa attraverso un ciclo di depurazione ed entra in un pozzetto. Nella coppa, con l'aiuto di reagenti coagulanti, vengono precipitate particelle di impurità meccaniche e composti di ferro. La purificazione finale dell'acqua avviene in filtri, dove come materiale filtrante viene utilizzata sabbia pura o carbone fine.

11 Salute, sicurezza e ambiente

Nelle imprese di fornitura di prodotti petroliferi, vengono eseguite operazioni per lo stoccaggio, il rilascio e la ricezione di prodotti petroliferi, molti dei quali sono tossici, evaporano bene, sono in grado di elettrizzare, incendi ed esplosioni. Quando si lavora presso le imprese del settore, sono possibili i seguenti rischi principali: incendio ed esplosione in caso di depressurizzazione delle apparecchiature di processo o delle tubazioni, nonché in caso di violazione delle regole per il loro funzionamento e riparazione sicuri; avvelenamento dei lavoratori a causa della tossicità di molti prodotti petroliferi e dei loro vapori, in particolare benzine con piombo; lesioni ai lavoratori dovute alla rotazione e allo spostamento di parti di pompe, compressori e altri meccanismi in assenza o malfunzionamento della recinzione; scossa elettrica in caso di violazione dell'isolamento delle parti in tensione di apparecchiature elettriche, guasto della messa a terra, mancato utilizzo dei dispositivi di protezione individuale; aumento o diminuzione della temperatura superficiale dell'attrezzatura o dell'aria nell'area di lavoro; aumento del livello di vibrazione; illuminazione insufficiente dell'area di lavoro; la possibilità di caduta durante la manutenzione di apparecchiature posizionate in altezza. Durante la manutenzione dell'attrezzatura e la sua riparazione, è vietato: l'uso di fiamme libere per riscaldare prodotti a olio, raccordi per riscaldamento, ecc.; funzionamento di apparecchiature difettose; esercizio e riparazione di apparecchiature, tubazioni e raccordi in violazione delle norme di sicurezza, in presenza di perdite di prodotti petroliferi a causa di perdite di giunti e guarnizioni oa causa dell'usura dei metalli; l'utilizzo di eventuali leve (pali di porco, tubi, ecc.) per l'apertura e la chiusura delle valvole; riparazione di apparecchiature elettriche non scollegate dalla rete; pulizia di apparecchiature e parti di macchine con liquidi combustibili infiammabili; lavorare senza adeguati dispositivi di protezione individuale e tute. In caso di fuoriuscita di petrolio, il luogo della fuoriuscita deve essere coperto di sabbia e quindi spostato in un luogo sicuro. Se necessario, rimuovere il terreno contaminato dall'olio. Nei locali in cui si è verificata la fuoriuscita, il degasaggio viene effettuato con dicloramina (soluzione al 3% in acqua) o candeggina sotto forma di pappa (una parte di candeggina secca su due cinque parti di acqua). Per evitare l'accensione, è vietato degassare con candeggina secca. È vietato fumare sul territorio e nei locali di produzione dell'impresa, ad eccezione dei luoghi appositamente designati (in accordo con i vigili del fuoco), dove sono affisse le iscrizioni "Area fumatori". Gli ingressi agli idranti e ad altre fonti di approvvigionamento idrico devono essere sempre liberi per il libero passaggio delle autopompe.

In inverno è necessario: rimuovere neve e ghiaccio, cospargere di sabbia per evitare che scivolino: impalcati, scale, passaggi, marciapiedi, marciapiedi e strade; rimuovere tempestivamente ghiaccioli e croste di ghiaccio formatesi su attrezzature, tetti di edifici, strutture metalliche.

All'inizio, la gente non pensava a cosa fosse irta di una produzione intensiva di petrolio e gas. La cosa principale era pomparli il più possibile. E così hanno fatto. All'inizio sembrava che il petrolio portasse solo benefici alle persone, ma gradualmente è diventato chiaro che il suo utilizzo ha anche un aspetto negativo. L'inquinamento da petrolio crea un nuovo ambiente ecologico, che porta a un profondo cambiamento oa una completa trasformazione delle risorse naturali e della loro microflora. L'inquinamento del suolo causato dal petrolio porta ad un forte aumento del rapporto carbonio-azoto. Questo rapporto peggiora il regime di azoto dei suoli e interrompe la nutrizione delle radici delle piante. Il terreno attraverso la decomposizione biologica dell'olio autopulente molto lentamente. Per questo motivo, alcune organizzazioni devono ricoltivare i suoli dopo l'inquinamento.

Uno dei modi più promettenti per proteggere l'ambiente dall'inquinamento è la creazione di un'automazione completa dei processi di produzione, trasporto e stoccaggio del petrolio. In precedenza, ad esempio, i giacimenti non sapevano come trasportare insieme petrolio e gas associato attraverso un unico sistema di condotte. A tale scopo furono costruite comunicazioni speciali di petrolio e gas con un gran numero di strutture sparse su vasti territori. I campi erano costituiti da centinaia di oggetti e in ogni regione petrolifera erano costruiti a modo loro, questo non permetteva loro di essere collegati da un unico sistema di telecontrollo. Naturalmente, con una tale tecnologia di estrazione e trasporto, molto prodotto è andato perso a causa dell'evaporazione e delle perdite. Utilizzando l'energia delle pompe del sottosuolo e dei pozzi profondi, gli specialisti sono riusciti a garantire la fornitura di petrolio dal pozzo ai punti centrali di raccolta dell'olio senza operazioni tecnologiche intermedie. Il numero di oggetti commerciali è diminuito di 12-15 volte.

Nelle aree di sviluppo, soprattutto durante la costruzione di gasdotti, strade temporanee, linee elettriche, siti per futuri insediamenti, l'equilibrio naturale di tutti gli ecosistemi è disturbato. Tali cambiamenti influiscono sull'ambiente.

Le principali fonti di inquinamento delle acque superficiali e sotterranee nelle aree di produzione di petrolio sono lo scarico delle acque reflue industriali nei corpi idrici superficiali e negli scarichi. L'inquinamento si verifica anche: durante gli sversamenti di acque reflue industriali; in caso di rottura delle tubazioni dell'acqua; quando il deflusso superficiale dei giacimenti petroliferi entra nelle acque superficiali; con flusso di acque altamente mineralizzate di orizzonti profondi in orizzonti di acqua dolce, a causa di perdite nei pozzi di iniezione e produzione.

Vari prodotti chimici sono ampiamente utilizzati nell'industria petrolifera in vari processi tecnologici. Tutti i reagenti, quando rilasciati nell'ambiente, hanno un impatto negativo. Le principali cause di inquinamento ambientale durante l'iniezione di varie sostanze chimiche nel giacimento sono i seguenti fattori: perdita di sistemi e apparecchiature e violazione delle norme di sicurezza durante le operazioni tecnologiche.

Nelle attività ambientali dell'impresa, oltre alle tradizionali aree di monitoraggio dello stato dell'ambiente, uso razionale delle risorse idriche e bonificate, tutela del bacino aereo, revisione e sostituzione di tratti di emergenza delle reti di raccolta olio, condotte idriche, serbatoi, le ultime tecnologie di protezione ambientale vengono attivamente introdotte.

BIBLIOGRAFIA

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8. Materiale di produzione di LLC NGDU Oktyabrskneft .2009 2010.

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10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Economia, organizzazione e pianificazione della produzione presso le imprese dell'industria petrolifera e del gas M., Nedra, 1990.

Agenzia federale per l'istruzione

Istituto statale di istruzione professionale superiore

Formazione scolastica

OLIO DELLO STATO DI UFA TECNICO

UNIVERSITÀ"

Dipartimento di "Attrezzature per giacimenti di petrolio e gas"

pratica educativa

Studente del gruppo MPz - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Capo dello studio di R.R. Safiullin

dottorato di ricerca assistente professore

caratteristiche generali imprese

Il dipartimento di produzione del giacimento petrolifero di Aksakovneft è stato costituito nel 1955 in connessione con la scoperta del pozzo n. 3 del giacimento petrolifero di Shkapovskoye da parte di una squadra di perforazione del caposquadra I.Z. Poyarkov 23 novembre (Figura 1).

Figura 1: pozzo n. 3

Fin dall'inizio della sua attività NPU "Aksakovneft" è appartenuta al trust "Bashneft" con sede a Ufa, che è stato riorganizzato nella società petrolifera per azioni "Bashneft",

NGDU ha 15 depositi nel suo bilancio. Al 1° gennaio 2004 le riserve residue recuperabili ammontano a 22,358 milioni di tonnellate (escluso l'incremento delle riserve nel 2004). Con gli attuali volumi di produzione di petrolio, la durata della riserva è di 21 anni. Attualmente, le perforazioni esplorative sono in corso in 2 aree: Afanasyevskaya e Lisovskaya.

I campi di OOO NGDU Aksakovneft sono mostrati nella Figura 2.

Dall'inizio dello sviluppo sono state prodotte 229.937 tonnellate di petrolio. Il piano di produzione di petrolio per il 2004 è stato rispettato al 100,2%; sono state prodotte 2.000 tonnellate di petrolio in eccesso rispetto al piano.

Figura 2 - Mappa generale dei depositi

Sono stati messi in funzione 21 nuovi pozzi, mentre ne erano previsti 20. Da nuovi pozzi è stato prodotto petrolio per 31.768 tonnellate contro un piano di 27.000 tonnellate.

6 nuovi pozzi di iniezione sono stati messi in funzione contro i 6 previsti.

Per inattività, 26 pozzi sono stati messi in funzione contro il piano di 26.

Il periodo di completamento del pozzo allo standard di 17 giorni è stato di 7,7 giorni.

Sono stati raccolti 39.754 mila mc di gas connesso, di cui 422 mila mc eccedenti il ​​piano. Il livello di utilizzo delle risorse di gas di petrolio associate è del 96,3% contro il piano del 95,1%.

L'attenzione principale è rivolta all'introduzione di nuove apparecchiature e tecnologie avanzate, al miglioramento del recupero del petrolio e all'efficacia delle misure geologiche e tecniche (Figura 3).

Grazie alle nuove tecnologie per un maggiore recupero del petrolio, sono state prodotte 348 tonnellate.Nell'ultimo periodo dell'anno è stata eseguita una grande quantità di lavoro per eseguire misure geologiche e tecniche. Quindi, con il piano 467, sono stati realizzati 467 eventi. L'efficienza è di 113,8 mila tonnellate.

Efficienza specifica al piano di 243,3 t/misura. sarà 243,7 t/misura.

Figura 3—Tecnologia per aumentare l'iniettività di un pozzo di iniezione secondo la tecnologia che utilizza un'unità di tubi a spirale.

Una delle fasi della riorganizzazione di ANK Bashneft è stata la fusione del personale dell'impianto di trattamento del gas di Shkapovsky con l'OOO NGDU Aksakovneft nel luglio dello scorso anno. Nel 2004 sono stati trattati 39 milioni 208 mila metri cubi di gas di petrolio associato a fronte del piano di 34 milioni 712 mila metri cubi, l'eccedenza è stata pari a 4496 mila metri cubi ovvero +13% del piano.

LLC NGDU "Aksakovneft" - un'impresa con attrezzature e tecnologie altamente sviluppate per la produzione di petrolio e infrastrutture regionali si trova nella parte sud-occidentale della Repubblica del Bashkortostan nell'insediamento di Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Questa è una moderna impresa altamente sviluppata - una divisione dell'associazione Bashneft con attrezzature e tecnologie avanzate per la produzione e il trattamento del petrolio.

L'obiettivo principale è quello di realizzare un profitto e soddisfare il fabbisogno pubblico di beni e servizi da esso prodotti. Le attività principali sono:

Produzione e preparazione di petrolio e gas;

Sistemazione, revisione e rifacimento interrato di pozzi:

Riparazione e costruzione di strade;

Rendering servizi a pagamento popolazione;

Produzione di beni di consumo;

Sistemazione, gestione e riparazione di strutture per giacimenti petroliferi e strutture sociali;

Servizi di trasporto, servizi di attrezzature speciali;

Produzione e vendita di vapore e acqua;

Formazione e perfezionamento del personale;

Condurre una politica economica, tariffaria, tecnica e ambientale comune con la Società;

La Società svolge la propria attività sulla base della normativa vigente Federazione Russa e la Repubblica del Bashkortostan, lo Statuto, le decisioni degli organi di gestione della Società e gli accordi conclusi.

Il capitale autorizzato della Società, il suo movimento si riflette nel bilancio del Dipartimento di JSOC Bashneft.

MINISTERO DELL'ISTRUZIONE E DELLA SCIENZA

FEDERAZIONE RUSSA

AGENZIA FEDERALE PER L'ISTRUZIONE

GOUVPO "UNIVERSITÀ STATALE UDMURT"
FACOLTA' PETROLIFERA

Dipartimento "Sviluppo e gestione di giacimenti di petrolio e gas"

sulla seconda pratica di produzione
Contenuto
1. Introduzione…………………………………………………………………………….3

2. Caratteristiche del deposito…………………………………………………4

3. Oggetti di sviluppo e loro caratteristiche……………………………………5

4. Proprietà serbatoio delle formazioni produttive……………………………11

5. Proprietà fisiche del fluido di giacimento (petrolio, gas, acqua)…………12

6. Indicatori dello sviluppo del giacimento (bacino produttivo)……………………17

7. Schema di installazione di una pompa a stelo (USSHN)…………....18

8. Pompe ad asta da pozzo, loro elementi…………………………………19

9. Attacchi filettati per tubi e

ventose…………………………………………………………………...22

10. Schema di installazione di una elettropompa centrifuga (ESP)………………25

11. Modalità tecnologica di funzionamento dell'USSHN a una costante

12. Modalità tecnologica di funzionamento dell'USSHN con periodico

fuoriuscita di liquido ................................................ ........................................................... ........27

13. Modalità tecnologica di funzionamento dell'ESP…………………………………….28

14. Strumenti per lo studio del funzionamento delle pompe da pozzo……………....29

15. I risultati dello studio del lavoro di USSHN………………………………… ..37

16. Progettazione di ancoraggi gas-sabbia………………………………………….38

17. Dispositivi per combattere i depositi di cera in

apparecchiature sotterranee……………………………………………………….39

18. Schema di un gruppo di dosaggio………………………………………40

19. Schema DNS………………………………………………………………………….41

20. Automazione del funzionamento degli impianti di pompe di fondo pozzo………………...42

21. Responsabilità funzionali operatore di produzione di petrolio e gas …….43

22. Garantire i requisiti per la protezione del lavoro durante la manutenzione

produzione di pozzi…………………………………………………………...44

23. Documentazione di rendicontazione nel team di produzione di petrolio…………………….47

24. Struttura di un'impresa produttrice di petrolio e gas…………………………...49

25. Requisiti per la protezione dell'ambiente durante la produzione di olio………….50

26. Indicatori di performance tecnica ed economica di NGDU…………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………

Elenco della letteratura usata………………………………………………...53

1. INTRODUZIONE

Ho svolto uno stage presso l'OAO Udmurtneft, NGDU Votkinsk, nel campo di Mishkinskoye, in un team di produzione di petrolio e gas. Ha ricoperto il ruolo di operatore per la produzione di petrolio e gas di 4a categoria.

Sono stato assegnato ad un operatore d/n di 5° categoria, sotto la cui guida ho svolto il mio tirocinio. Durante il mio tirocinio, sono stato istruito in t / b e sicurezza elettrica, ho fatto dei turni, dove ho osservato il lavoro di SC e GZU, ho lavorato su un computer, dove ho compilato una versione elettronica di vari circuiti.

Ho buone impressioni dalla pratica. In primo luogo, il maestro si è assicurato che ricevessi il più possibile maggiori informazioni sui compiti di un operatore di produzione di petrolio e gas: ho dato istruzioni all'operatore a me assegnato, dopo 3 settimane di pratica ho condotto un esame sulle conoscenze acquisite. In secondo luogo, il desiderio degli stessi operatori di raccontare il proprio lavoro.

Quasi ogni giorno svolgevo lavori diversi. Non sono rimasto deluso dalla professione che ho scelto e sono felice di studiare in questa specialità.

^ 2. CARATTERISTICHE DEL DEPOSITO

Il giacimento petrolifero di Mishkinskoye è stato scoperto nel 1966 e si trova al confine tra le regioni di Votkinsky e Sharkansky a nord della città di Votkinsk.

L'area di deposito si trova nel bacino del fiume Kama e occupa gli spartiacque dei fiumi Votka e Siva. I rilievi assoluti variano da 140-180 m a sud a 180-250 m a nord. L'area del deposito di Mishkinskoye è occupata per il 70% da foreste di conifere, il resto è occupato da terreni agricoli.

Il clima della regione è continentale temperato, con inverni lunghi. La temperatura media annuale è di +2°С, le gelate in gennaio-febbraio a volte raggiungono i -40°С. La profondità media del congelamento del suolo è di 1,2 m, lo spessore del manto nevoso è di 60–80 cm.

La presa d'acqua ai fini di RPM si trova sul fiume Siva. Fonte di alimentazione - sottostazione 220/110/35/6 kV "Siva". Il trattamento dell'olio viene effettuato presso il Mishkinsky CPF, situato sul territorio del campo.

La struttura Mishkinskaya è complicata da due cupole: quella occidentale - Votkinskiy e quella orientale - Cherepanovskiy.
^ 3. OGGETTI DI SVILUPPO E LORO CARATTERISTICHE

Nel campo di Mishkinskoye, sono stati registrati spettacoli petroliferi nelle rocce dello stadio Tournaisian e del superorizzonte Yasnaya Polyana (strati Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), il Lower Carbonifero, nella fase baschirica e nell'orizzonte di Vereya (strati B-II, B-III) della fase di Mosca del Carbonifero medio.

Il contenuto di petrolio e gas della sezione è stato studiato da carote, campioni del vettore di terreno laterale, analisi dei materiali di registrazione della produzione, registrazione di gas e risultati del test del pozzo per l'afflusso.

Torneo

Nei depositi di Tournais sono stati trovati tre giacimenti di petrolio, confinati in tre strutture: le cupole occidentale e orientale degli ascensori di Votkinsk e Cherepanovsk. Lo strato di calcari porosi-cavernosi nel tetto dell'orizzonte di Cherepetsky fino a 36 m di spessore è commercialmente oleoso La parte più alta del giacimento di petrolio è stata trovata sul sollevamento di Votkinsk, nel pozzo n.

C'è una pendenza della superficie dell'OWC (dal pozzo n. 189 al pozzo n. 183) della cupola di West Votkinsk entro 2–2,5 m. Pertanto, l'OWC è stato preso intorno a 1356–1354 m. L'altezza del il deposito di petrolio sulla cupola di West Votkinsk è di 32 m, le sue dimensioni sono di circa 8x5 km.

Sulla cupola di East Votkinsk, la posizione media del WOC è condizionatamente a circa 1358 m L'altezza del deposito su questa cupola nell'area del pozzo n. 184 è di circa 5 m, le sue dimensioni sono 3x1,5 km .

Sul sollevamento di Cherepanovsky, il WOC viene portato condizionatamente a circa 1370 m L'altezza del giacimento di petrolio di questo sollevamento è di 4,5 m, le sue dimensioni sono di circa 4,5x2 km. La presenza di densi intercalari tracciati su una vasta area e le prove dei pozzi a cupola 211, 190, 191 dimostrano la struttura massiccia a strati della terra.

Gli spettacoli di olio dell'orizzonte di Kizilovskiy si trovano nella sua parte inferiore in uno strato di calcari finemente porosi. I risultati dei test indicano scarse proprietà del serbatoio della formazione produttiva dell'orizzonte di Kizilovskiy.

Il WOC del deposito di Kizilovskaya è preso condizionatamente a circa 1330,4 - 1330 m.

Orizzonte di Yasnaya Polyana

Nel superorizzonte di Yasnaya Polyana, gli spettacoli di petrolio sono limitati a strati di arenarie porose e siltiti degli orizzonti di Tula e Bobrikov.

Ci sono tre strati porosi nell'orizzonte di Bobrikov. L'afflusso commerciale di petrolio dal giacimento Bb-III è stato ottenuto nel pozzo n. 211 e olio e acqua dal pozzo n. 190.

Il serbatoio BB-II è stato rintracciato in tutti i pozzi, ha aperto il Carbonifero Inferiore e solo nel pozzo n. 191 è stato sostituito da rocce impermeabili.

Lo spessore della formazione Bb-II varia da 0 a 2 m e Bb-I da 0,8 a 2,5 m I flussi commerciali di petrolio dalla formazione Bb-I sono stati ottenuti nel pozzo n. 189 insieme ad altre formazioni.

Nell'orizzonte di Tula, la capacità petrolifera commerciale è stata stabilita in tre strati Tl-0, Tl-I, Tl-II. Nel superorizzonte di Yasnaya Polyana, i depositi di petrolio sono confinati alle strutture: le cupole di Votkinsk occidentale e orientale e il sollevamento di Cherepet. Gli spessori più insignificanti degli intercalari impermeabili che separano le formazioni oleose del superorizzonte di Yasnaya Polyana, e spesso le connessioni delle formazioni permeabili tra loro e la loro variabilità litologica, suggeriscono un tipo di deposito stratificato a strati con un unico WOC per tutte le formazioni del sollevamento Votkinsky e separatamente per le formazioni Cherepanovsky.

Il WOC del sollevamento Cherepanovsky per le formazioni Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 è preso lungo il fondo della formazione Tl-II, che ha prodotto olio anidro nel pozzo n. 187 a livello di 1327,5 m.

stadio baschiro

Mostre di petrolio nei giacimenti della fase baschirica sono state trovate in tutti i pozzi che hanno scoperto il giacimento di petrolio ed erano caratterizzati da un nucleo. Inoltre, nella parte alta e più densa della sezione si trovano mostre di olio. Lo spessore degli intercalari efficaci varia ampiamente da 0,4 a 12,2 m In alcuni pozzi non sono stati ottenuti afflussi durante il test o sono stati ottenuti dopo il trattamento con acido cloridrico dei bottomhole. Significative fluttuazioni nei valori degli afflussi suggeriscono una struttura complessa del giacimento, sia per dimensioni che per area. La presenza di portate significative indica probabilmente la presenza di grosse vacchezza o fratturazione nel giacimento. La parte più alta del petrolio del sollevamento di Votkinsk è stata trovata nel pozzo n. 211 a un livello di 1006,6 m L'altezza del deposito è di circa 38 metri, la dimensione del deposito è entro 16x8 km. OWC è condizionalmente accettato al livello di 1044 m.

w Il giacimento di petrolio del sollevamento di Cherepanovsk non è stato studiato a sufficienza. È separato dal deposito del sollevamento di Votkinsk da una zona di deterioramento delle proprietà del serbatoio delle rocce carbonatiche. Il WOC del sollevamento Cherepanovsky è preso a circa 1044 m.

Orizzonte Vereisky

Nell'orizzonte di Vereisk sono tracciati due giacimenti petroliferi, separati da strati di argille e calcari argillosi. Lo spessore dei calcari efficaci saturi d'olio V-III varia da 0,6 a 6,8 m (pozzetto n. 201). Il punteggio più basso da cui è stato ottenuto l'olio senz'acqua è di 1042,8 metri (pozzo n. 214). Il segno più alto del giacimento del giacimento petrolifero V-III è di 990 m Il WOC è preso a circa 1042 m L'altezza del deposito all'interno del WOC accettato - 1042 metri è di circa 52 m Le sue dimensioni all'interno del contorno esterno sono di circa 25x12 km. Lo spessore della parte effettiva del serbatoio varia da 1,2 a 6,4 m.

La parte più alta del deposito formazione B-I Sono stato scoperto nel pozzo n. 211. Il WOC è stato preso a 1040 m L'altezza del deposito all'interno del WOC accettato è di 104 m ed è di circa 50 m La dimensione del deposito all'interno del contorno esterno del petrolio è di circa 25x12 km . Depositi di petrolio degli strati B-II e B-III di tipo a giacimento.

La parte efficace della formazione B-I non è rintracciabile in tutti i pozzi. I risultati del test indicano una bassa permeabilità del giacimento e la complessa localizzazione delle differenze porose nell'area del campo complica la valutazione delle possibili prospettive petrolifere del giacimento VI.

^ 4. PROPRIETA' DI RISERVA DI FORMAZIONI PRODUTTIVE
Torneo

Il palcoscenico di Tournaisian è rappresentato da rocce carbonatiche - calcari degli orizzonti Cherepetsky e Kizilovsky. Nei pozzetti si distinguono da 1 (pozzetto n. 212) a 29 (pozzetto n. 187) intercalari porosi. Lo spessore delle varietà porose identificate varia da 0,2 a 25,2 m Lo spessore totale dei serbatoi dell'orizzonte di Cherepet nella parte studiata varia da 10,8 (pozzo n. 207) a 39,2 m (pozzo n. 193). In quasi tutti i pozzi, gli intercalari si distinguono nella parte superiore dello stadio Tournaisiano, di regola si tratta di un unico strato con uno spessore di circa 2 m, ma in alcuni pozzi (195, 196) appare un numero maggiore di sottili intercalari porosi , il cui numero raggiunge 8. Lo spessore totale del serbatoio di Kizel aumenta in questo caso fino a 6,8 m.
Orizzonte di Yasnaya Polyana

I depositi del superorizzonte di Yasnaya Polyana sono rappresentati dall'alternanza di arenarie, siltiti e argille degli orizzonti di Bobrikov e Tula. I letti di arenaria Bb-II e Bb-I si distinguono nella composizione dell'orizzonte di Bobrikov e Tl-0, Tl-I, Tl-II nella composizione dell'orizzonte di Tula. Questi strati possono essere rintracciati in tutta l'area del campo di Mishkinskoye. Lo spessore totale dei serbatoi degli orizzonti di Bobrikov e Tula varia da 7,4 m (pozzo n. 188) a 24,8 m (pozzo n. 199).
stadio baschiro

È rappresentato dall'alternanza di calcari densi e porosi-permeabili. I calcari non sono argillosi. Il parametro relativo dato Jnj varia da 0,88 negli strati densi a 0,12 - 0,14 nelle varietà altamente porose. Questa natura del cambiamento in Jnj indica una significativa cavernosità dei calcari. Il numero di intercalari porosi nei pozzi per area varia da 5 (pozzetto n. 255) a 33 (pozzetto n. 189). Lo spessore delle differenze porose identificate varia da 0,2 a 21,0 m Lo spessore totale dei bacini dello stadio baschiro varia da 6,8 m (pozzo 205) a 45,5 m (pozzo n. 201).
Orizzonte Vereisky

I depositi di Vereya sono rappresentati da un'alternanza di siltiti e rocce carbonatiche. La formazione produttiva è confinata a depositi carbonatici porosi e permeabili. Ci sono due strati B-III e B-II.

Lo spessore totale dei serbatoi dell'orizzonte di Vereisk varia da 4,0 (pozzo n. 198) a 16,0 m (pozzo n. 201). Lo spessore di un singolo interstrato permeabile varia nell'area da 0,4 a 6,4 m.
Dati di sintesi sulle proprietà di giacimento delle formazioni produttive

^ 5. PROPRIETÀ FISICHE DEL FLUIDO DI FORMAZIONE

(OLIO, GAS, ACQUA)
IL PETROLIO
Orizzonte Vereisky

Dall'analisi di campioni profondi, ne consegue che gli oli dell'orizzonte di Vereya sono pesanti, ad alta viscosità, la densità dell'olio in condizioni di giacimento è compresa tra 0,8717 e 0,8874 g/cm 3 e una media di 0,8798 g/cm 3 . La viscosità dell'olio in condizioni di giacimento varia da 12,65 a 26,4 SP e nei calcoli è stato preso in considerazione 18,4 SP.

Si assume che il valore medio della pressione di saturazione sia 89,9 atm. Gli olii dell'orizzonte di Vereya sono leggermente saturi di gas, il GOR è 18,8 m 3 /t.

Secondo i risultati dell'analisi di campioni superficiali di olio, è stato stabilito che la densità dell'olio è 0,8963 g/cm 3 ; I campioni di olio dell'orizzonte di Vereisk contengono il 3,07% di zolfo, la quantità di resine di gel di silice varia dal 13,8 al 21% e una media del 15,6%. Il contenuto di asfalteni è compreso tra 1,7 - 8,5% (valore medio 4,6%) e il contenuto di paraffina 2,64 - 4,8% (media 3,6%).
stadio baschiro

I dati dell'analisi mostrano che l'olio dello stadio baschiro è più leggero degli oli di altri strati del giacimento di Mishkinskoye, la densità dell'olio in condizioni di giacimento è di 0,8641 g/cm 3 . La viscosità dell'olio è inferiore a quella dell'orizzonte vereiano ed è determinata essere 10,3 cp. La pressione di saturazione per lo stadio baschiro dovrebbe essere presa pari a 107 atm. La formazione GOR è di 24,7 m 3 /t. I risultati dell'analisi mostrano che la densità media dell'olio è 0,8920 g/cm 3 . Il contenuto di zolfo nell'olio della fase baschirica varia dal 22,4 al 3,63% ed è in media del 13,01%. La quantità di resine di gel di silice varia dall'11,6% al 18,7% e si attesta in media al 14,47%. Il contenuto di asfalteni è compreso tra 3,6 - 6,4% (media 4,51%) e il contenuto di paraffina 2,7 - 4,8% (media 3,97%).
Orizzonte di Yasnaya Polyana

L'olio dell'orizzonte di Tula è pesante, peso specifico 0,9 g/cm 3 , alta viscosità 34,2 cp. Il fattore gas è 12,2 m 3 /t, la pressione di saturazione dell'olio con il gas è 101,5 atm., dovuto all'alto contenuto di azoto nel gas fino al 63,8 percento in volume.

Campioni di olio di superficie dal superorizzonte Yasnaya Polyana sono stati prelevati da 8 pozzi. La densità dell'olio in base ai risultati dell'analisi dei campioni di superficie è 0,9045 g/cm 3 . Contenuto di zolfo  3,35%, contenuto di asfaltene 5,5%, contenuto di paraffina 4,51%.
Torneo

La viscosità dell'olio in condizioni di giacimento era di 73,2 cp. La densità dell'olio è 0,9139 g/cm 3 . GOR 7,0 m 3 /t. fattore di volume 1,01. Campioni di superficie di petrolio di Tournais sono stati prelevati da 8 pozzi. La densità media dell'olio è 0,9224 g/cm 3 . Aumento del contenuto di resine gel di silice 17,4 - 36,6% (media 22,6%). Il contenuto di asfalteni e paraffina è rispettivamente in media del 4,39% e del 3,47%.
^ GAS ASSOCIATO

Il gas associato contiene una maggiore quantità di azoto. Per lo stadio Tournaisian, il suo valore medio è 93,54%, per il superorizzonte Yasnaya Polyana - 67,2%, per lo stadio Bashkirian - 44,4%, per l'orizzonte vereiano - 37,7%. Un tale contenuto di azoto, oltre a bassi fattori di gas, consentono di utilizzare il gas associato come combustibile, solo per le esigenze delle imprese industriali.

Secondo il contenuto di elio nel gas di contorno del superorizzonte Yasnaya Polyana (0,042%) e dello stadio Cherepetian (0,071%), è di interesse industriale, ma a causa di fattori di gas bassi, ad es. bassa produzione di elio, la redditività della sua produzione è messa in discussione. Il contenuto di elio nel gas associato dell'orizzonte di Vereya e dello stadio baschiro è rispettivamente dello 0,0265% e dello 0,006%.
^ FORMAZIONE ACQUA
Orizzonte Vereisky

Il contenuto d'acqua degli strati della parte superiore dell'orizzonte di Vereya non è praticamente studiato. Le salamoie di formazione hanno una densità di 1.181 g/cm 3 , prima salinità - 70, contengono B - 781 mg/l, J - 14 mg/l e B 2 O 2 - 69,4 mg/l. La composizione del gas disciolto dall'acqua è dominata da azoto - 81%, metano - 13%, etano - 3,0%, più pesante - 0,3%.
stadio baschiro

Le acque dei depositi baschiri hanno una composizione di sale ionico simile e una mineralizzazione e metamorfismo leggermente inferiori rispetto alle acque dei complessi superiori e inferiori. La mineralizzazione delle acque dei depositi del Bashkir non supera 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg non supera 3,7; SO 4 /Cl non supera 0,28; il contenuto di mg / l di bromo 587 - 606; J ÷ 10,6 - 12,7; B 2 O 3 - 28-39; potassio - 1100; stronzio - 400; litio - 4.0.
Superorizzonte di Yasnaya Polyana

Sono caratterizzati da elevata mineralizzazione, metamorfizzazione, assenza di asfalteni, alto contenuto di bromo e iodio, non superano i 50 mg/l. Il contenuto insignificante di solfati funge da correlativo per distinguere le acque del complesso Yasnaya Polyana dalle acque dei complessi superiori e inferiori.

La saturazione media di gas delle acque di formazione dei depositi di Yasnaya Polyana è di 0,32 - 0,33 g/l. La composizione del gas è azoto, il contenuto di idrocarburi è di circa 3 - 3,5%, argon - 0,466%, elio - 0,069%. Il gas di degasaggio a contatto è composto da azoto 63,8%, metano 7,1%, etano 7,9%, propano 12,1%.
Palcoscenico Tournaisian

La mineralizzazione delle acque della tappa Tournaisiana è di 279,2 g/l; S - 68; SO 4 / Cl - 100-0,32; B - 728 mg/l; J, 13 mg/l; B 2 O 3 - 169 mg/l. L'acqua dei depositi dello stadio Tournaisiano differisce nettamente dalle acque dei depositi di Yasnaya Polyana, il che indica l'isolamento delle falde acquifere dell'orizzonte.

Le acque della tappa Tournaisiana sono altamente mineralizzate. Sono caratterizzati da un elevato contenuto di calcio del 19%, coefficiente equivalente Cl-Na/Mg superiore a 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Contenuto di bromo 552-706 mg/l; iodio 11-14 mg/l; NH 4 79-89 mg/l; B 2 O 3 39-84 mg/l; potassio 1100 mg/l; stronzio 4300 mg/l;
Proprietà fisiche e chimiche dell'olio in condizioni di giacimento

Proprietà fisico-chimiche del gas

Proprietà fisiche e chimiche delle acque di formazione

^ 6. PRESTAZIONI DI SVILUPPO

(formazione produttiva)

Questo "Schema tecnologico per lo sviluppo del campo Zapadno-Chigorinskoye" conferma l'opzione ottimale per l'ulteriore sviluppo del campo.
I lavori sono stati eseguiti in conformità con termine di paragone OJSC “Surgutneftegas” e documenti normativi approvati.

introduzione

2. Analisi della struttura dello stock di pozzo.
3. Caratteristiche geologiche del deposito.
4. Modello geologico e tecnologico del giacimento.
5. Convalida geologica e commerciale delle opzioni di sviluppo.
6.Indicatori tecnologici delle opzioni di sviluppo.
7. Riserve di petrolio e gas disciolti.
8. Precauzioni di sicurezza per gli operatori di petrolio e gas.
9. Modalità di funzionamento tecnologica per i pozzi di produzione.
10. Estrazione di petrolio mediante impianti elettrici sommergibili.
11. Produzione di petrolio mediante pompe a stelo.

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AGENZIA FEDERALE PER L'ISTRUZIONE

Istituto statale di istruzione superiore professionale

"Università statale del petrolio e del gas di Tyumen"

Dipartimento "Sviluppo e gestione di giacimenti petroliferi"

secondo la prima pratica industriale

da "" 20 a "" 200

presso l'impresa

alunno

specialità del gruppo HP-09-1

"Sviluppo e funzionamento di petrolio e

giacimenti di gas,

specializzazione: "Sviluppo di giacimenti petroliferi"

Dall'impresa

(posizione) Nome completo

Grado di protezione:

Kogalym, 2012

introduzione

1. Informazioni generali sul deposito.

2. Analisi della struttura dello stock di pozzo.

3. Caratteristiche geologiche del deposito.

4. Modello geologico e tecnologico del giacimento.

5. Convalida geologica e commerciale delle opzioni di sviluppo.

6.Indicatori tecnologici delle opzioni di sviluppo.

7. Riserve di petrolio e gas disciolti.

8. Precauzioni di sicurezza per gli operatori di petrolio e gas.

9. Modalità di funzionamento tecnologica per i pozzi di produzione.

10. Estrazione di petrolio mediante impianti elettrici sommergibili.

11. Produzione di petrolio mediante pompe a stelo.

INTRODUZIONE

Amministrativamente, il campo Zapadno-Chigorinskoye si trova nel distretto di Surgut del Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug della regione di Tyumen.

Il campo si trova sul territorio di tre aree di licenza, il cui utilizzatore del sottosuolo è OJSC “Surgutneftegas”:

• Chigorinsky LU (licenza KhMN n. 00684, rilasciata il 03.12.1997, data di scadenza
  validità della licenza 31.12.2040),
• Ai-Pimsky LU (licenza KhMN n. 00560, rilasciata il 29 settembre 1993, data di scadenza
  validità della licenza 31.12.2055),
• Zapadno-Ai-Pimskiy LU (Licenza KhMN n. 00812, rilasciata il 06/04/1998, durata
  la licenza scade il 31.12.2055),

Distanza dall'insediamento più vicino - pos. Nizhnesortymsky - 60 km. La distanza dalla città di Surgut è di 263 km.

Il campo è stato scoperto nel 1998, messo in esercizio pilota nel 2003 sulla base dello "Schema tecnologico per lo sviluppo pilota", compilato da TO "SurgutNIPIneft" (protocollo di TKR KhMAO n. 259 del 12.06.2001).

A causa del più alto tasso di sviluppo del giacimento nei primi due anni di attività (2003-2004), i volumi effettivi di produzione di petrolio hanno superato i livelli di progetto. Al fine di adeguare gli indicatori tecnologici di sviluppo nel 2005, TO "SurgutNIPIneft" ha preparato "Analisi dello sviluppo del campo Zapadno-Chigorinskoye" (protocollo dell'OT del Comitato centrale di Rosnedra per KhMAO n. 630 del 27/04/ 2005).

Questo documento di progetto "Schema tecnologico per lo sviluppo del campo Zapadno-Chigorinskoye" è stato redatto nel 2006 in conformità con la decisione del Dipartimento tecnico del Comitato centrale di Rosnedra per Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug (Verbale n. 630 del 27 aprile , 2005).

Durante il periodo di sviluppo pilota del campo Zapadno-Chigorinskoye:

Sono state specificate la struttura geologica e le proprietà del serbatoio
la principale struttura operativa della centrale nucleare e,

• le riserve petrolifere sono state calcolate e approvate dalla GKZ Rosnedra (Verbale n. 1280 del
  03.11.2006),
• è stata valutata l'efficacia del sistema di sviluppo implementato.

Questo "Schema tecnologico per lo sviluppo del campo Zapadno-Chigorinskoye" conferma l'opzione ottimale per l'ulteriore sviluppo del campo.

Il lavoro è stato svolto in conformità con i termini di riferimento dell'OJSC "Surgutneftegas" e con i documenti normativi approvati.

1. INFORMAZIONI GENERALI SUL DEPOSITO

Posizione amministrativa e geografica. Il campo Zapadno-Chigorinskoye è stato individuato sul territorio di tre aree di licenza: l'area di licenza Ai-Pimskoye (la parte nord-orientale del campo), l'area di licenza Zapadno-Ai-Pimskoye (la parte centrale) e l'area di licenza di Chigorinsky ( la parte sud-orientale, Fig. 1.1).

Amministrativamente, il campo si trova nel territorio del distretto di Surgut del Khanty-Mansi Autonomous Okrug della regione di Tyumen. L'insediamento più vicino è l'insediamento di Nizhnesortymsky, situato a 60 km a nord-est del deposito. Il centro della regione di Surgut è la città di Surgut, situata a 263 km a sud est del campo. In termini fisici e geografici, è limitato alla provincia della palude di Surgut nel paese fisico e geografico della Siberia occidentale. Il campo si trova nella zona operativa di OAO Surgutneftegaz, NGDU Nizhnesortymsk-Neft.

Clima, continentale. L'inverno è lungo, rigido e nevoso. La temperatura media del mese più freddo, gennaio, è di -21,4°C. Lo spessore del manto nevoso è fino a 60-75 cm La durata del periodo con gelate stabili è di 164 giorni. L'estate è breve (50-60 giorni), moderatamente calda e nuvolosa, con frequenti gelate. La temperatura media del mese più caldo (luglio) è di +16,8°C, con una massima assoluta di +34°C. In generale, il clima della regione è tipico della zona della taiga.

Idrografia. Il deposito si trova nell'interfluve dei fiumi Nimatuma, Yumayakha, Totymayaun. Secondo la natura del regime idrico, i fiumi appartengono al tipo di fiumi con inondazioni primaverili-estive e inondazioni nella stagione calda. La fase principale del regime idrico è l'alluvione, che, in alcuni anni, rappresenta fino al 90% del deflusso annuale. Inizia nella terza decade di aprile e termina a giugno. Aree significative sono impregnate d'acqua (60,1%). La superficie del lago è del 17,2%. Insieme a piccoli laghi, sul territorio del deposito si trovano anche grandi laghi: Vochikilor, Vontyrya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkoultunglor, Vochkoultunglor, Otinepatylor.

Suoli. I podzol illuvial-ferruginosi e illuvial-humus dominano sulle superfici automorfe. Tra i tipi di terreno palustre spiccano i terreni torbosi, torbosi e torbosi delle torbiere di alta brughiera, nonché i terreni torbosi-humus-gley. Nelle pianure alluvionali predominano i suoli torbosi-humus-gley e le pianure alluvionali debolmente podzolizzati.

Vegetazione. Secondo la zonizzazione geobotanica della Siberia occidentale (Ilyina, Makhno, 1976), l'area di deposito si trova nella sottozona della taiga settentrionale.

La struttura paesaggistica del territorio è dominata dalle paludi vari tipi(60,1% della superficie), prevalentemente dorsale-cava e lacustre-cava, nonché torbiere pianeggianti-collinari. Le foreste di pini e betulle sono confinate nelle zone della valle (copertura forestale - 17,3%). Nelle pianure alluvionali e nelle valli fluviali predominano le foreste di pini, betulle e pini cedri (circa 5,4%).

Mondo animale. Secondo la zonizzazione zoogeografica della regione di Tyumen (Gashev, 2000), il deposito di Zapadno-Chigorinskoye si trova all'interno della provincia zoogeografica di Surgut. Il mondo animale è rappresentato dalla fauna dei biotopi lacustri e palustri (topo muschiato, lepre bianca, uccelli acquatici: tuffatori e anatre di fiume), nei biotopi forestali sono presenti rappresentanti della selvaggina di montagna (gallo forcello, gallo cedrone, gallo cedrone), oltre allo scoiattolo , scoiattolo.

Uso del suolo e aree appositamente protette. Sul territorio del campo Zapadno-Chigorinskoye ci sono territori con uno stato di gestione naturale speciale: zone di protezione delle acque, piantagioni di cedri e terre ancestrali (Fig. 1.1).

Le zone di protezione delle acque sono individuate lungo i fiumi e intorno ai laghi con una larghezza da 100 a 500 m, occupano 5132 ettari (circa il 45% dell'area di deposito). In massicci separati lungo i letti dei fiumi ci sono piantagioni di cedri - 172 ha (1,5%).

Con il decreto del capo dell'amministrazione della regione di Surgut n. 124 del 30 novembre 1994 e la decisione della commissione distrettuale nell'amministrazione rurale di Sytominsk della regione di Surgut, la terra tribale n. 12C è stata assegnata sul territorio del deposito, su cui 4 famiglie (12 persone) tra i popoli indigeni svolgono attività economiche The North - Khanty (famiglie di Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Tra OJSC “Surgutneftegas” ei capifamiglia sono stati conclusi accordi economici che prevedono una serie di misure sociali ed economiche.

L'attività economica nelle zone di protezione delle acque è determinata dal decreto del governo della Federazione Russa n. 1404 del 23 novembre 1996 "Regolamenti sulle zone di protezione delle acque dei corpi idrici e sulle loro strisce protettive costiere", RD 5753490-028-2002 " Regolamenti sulla protezione dell'ambiente nella progettazione e nell'esecuzione dei lavori su pozzi e singoli pozzi di prospezione ed esplorazione di OJSC "Surgutneftegas" situati nelle zone di protezione delle acque dei corpi idrici del Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug"; piantagioni di cedri - dal Codice forestale della Federazione Russa n. 22-FZ del 29/01/1997; terre di famiglia - dal Decreto del Capo dell'Amministrazione della regione di Surgut n. 124 di ZOL 1.1994

Infrastrutture industriali. Il giacimento petrolifero Zapadno-Chigorinskoye si trova nell'area di attività del dipartimento di produzione di petrolio e gas di Nizhnesortymskneft, che dispone di un'infrastruttura di produzione sviluppata: un punto di raccolta e trattamento del petrolio, stazioni di pompaggio booster, un sistema di pressione e intercampo oleodotti, gasdotti, una rete stradale, un sistema di alimentazione elettrica, basi di servizi di produzione.

Al momento dei lavori sono stati realizzati sul campo: 11 piazzole di pozzo; sistema di raccolta di petrolio e gas con una lunghezza di 26,1 km:

• una stazione di pompaggio booster con una capacità di progetto di 10,0 mila m / giorno, dal
  novkoy scarico preliminare dell'acqua di formazione, con una capacità di 10,0 mila m 3 /giorno.
  L'utilizzo della capacità al 01.01.2006 era del 12%;
• oleodotto per il trasporto esterno di petrolio dal giacimento Zapadno-Chigorinskoye
  fino al punto di raccordo all'oleodotto dal giacimento Bittemsky, lungo 15,0 km;

stazione di pompaggio a grappolo con una capacità di 7,2 mila m 3 /giorno. L'utilizzo della capacità al 01.01.2006 era del 44%;

Sono stati perforati quattro pozzi d'acqua nell'area della stazione di pompaggio delle acque reflue sui monti Cenomaniani
ombrellone, dotato di gruppi di pompaggio sommergibili ad alta pressione, passante
quale pompa dell'acqua viene eseguita;

Sistema di condotte ad alta pressione con una lunghezza di 18,55 km;
cabina di trasformazione PS 35/6;

• linea ad alta tensione VL-35kV da PS110 del campo Bittemsky a ovest
  deposito no-Chigorinsky, lungo 15,8 km;
• strada con pavimentazione in cemento asfaltato da CSN West
  campo Chigorinskoye prima del collegamento nel corridoio dal campo Bittemskoye" circa
  gravità 13,5 km.;

Ingressi ai cespugli con una lunghezza di 26,15 km.

Il sistema di raccolta del gas sul campo non è sviluppato. Una centrale a turbina a gas è stata costruita nel campo di Bittemskoye situato a 20 km. Al 1 gennaio 2006, il tasso di utilizzo del gas era del 2,76%.

Il punto di preparazione dell'olio più vicino è Alekhinskiy CPS, situato a 95,8 km dal campo. L'olio viene consegnato al sistema Transneft presso il Western Surgut PS.

L'alimentazione è fornita dal sistema Tyumenenergo. La principale fonte di alimentazione per il campo Zapadno-Chigorinskoye è la sottostazione Bitemskaya da 35/6 kV (2x25 MB A).

L'alimentazione delle strutture del sito del campo Zapadno-Chigorinskoye viene effettuata dalla SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) n. 252, situata nell'area del sito tecnologico del BPS.

Durante lo sviluppo del deposito, materiali e attrezzature vengono forniti dalla città di Surgut, che dispone di un grande nodo ferroviario, di un porto fluviale e di un aeroporto in grado di accogliere passeggeri e velivoli da trasporto pesante.

Il villaggio più vicino di Nizhne-Sortymsky è dotato di manodopera qualificata. Presso NGDU Nizhnesortymskneft è stato sviluppato un sistema di unità di riparazione e servizi.

2. ANALISI DELLA STRUTTURA DEL FONDO DEL POZZO.

Al 01.01.2006, ci sono 147 pozzi nel bilancio dell'impresa, inclusi 109 pozzi di produzione, 33 pozzi di iniezione, 1 pozzi di controllo e 4 pozzi di presa d'acqua. 2.1

Ci sono 129 pozzi di produzione e iniezione nell'impianto AC12, inclusi 96 pozzi di produzione e 33 pozzi di iniezione (di cui 12 nella produzione di petrolio).

Ci sono 13 pozzi esplorativi abbandonati negli strati AS11 e YuSo.

Le appendici grafiche mostrano le mappe dello stato attuale di sviluppo dell'oggetto AC12. Per l'impianto nel suo complesso, la produttività dei pozzi indicata sulla mappa corrisponde ai report dell'OGPD, le mappe di ciascuno degli strati mostrano la produttività stimata ottenuta a seguito di calcoli del modello.

Lo stato del fondo è soddisfacente. Ci sono 2 pozzi nello stock di pozzo inattivo (2% dello stock di pozzo).

Nel dicembre 2005 c'erano 100 pozzi di produzione con un tasso medio di produzione di petrolio di 13,9 ton/giorno, una pressione media del buco di fondo di 12,8 MPa. I pozzi di iniezione in funzione sono 21. L'iniettività media dei pozzi di iniezione è di 152 m 3 /giorno, con una pressione media di testa pozzo di 14,9 MPa.

La gamma di portate di olio (da 0,1 a 63,1 t/giorno) per la fase iniziale di sviluppo è molto ampia. Per identificare le ragioni principali della disuguale produttività dei pozzi, è stata condotta un'analisi multivariata delle informazioni geologiche e di campo, le dipendenze più informative sono mostrate in fig. 4.3.1. Dai dati forniti segue: