Naftos ir dujų telkinių ataskaita. Bendra ooo ngdu "aksakovneft" charakteristika ir organizacinė struktūra: edukacinės praktikos ataskaita. Naftos ir įpurškimo gręžinių eksploatavimas

Darbo aprašymas

Okhos regiono ekonominio potencialo pagrindas yra kuro ir energijos kompleksas. Jos pagrindinė įmonė yra naftos ir dujų gavybos skyrius „Okhaneftegaz“, kuris yra OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz struktūros dalis.
NGDU Okhaneftegaz įmonės istorija prasidėjo Okha lauko plėtrai 1923 m. 1923–1928 metais Okhos telkinį plėtojo Japonija pagal koncesijos sutartį. 1928–1944 m. šios srities tyrinėjimą ir plėtrą kartu vykdė Sakhalinneft Trust (sukurtas 1927 m.) ir Japonijos koncesininkas.

Įvadas. Bendra informacija apie įmonę
2
1.
Teorinė dalis
3

1.1. Įmonės struktūra
3

4

1.3. Patobulintų naftos išgavimo metodų klasifikacija
6

1.4. Vandens užtvindymo sistemos ir jų naudojimo sąlygos
9

1.5. Įpurškimo šulinių tyrimas
13

1.6. Įpurškimo šulinių požeminis remontas, remonto tipai ir priežastys
14
2.
Darbo sauga potvynio metu
15
3.
Aplinkos apsauga, kai naudojama nuotekų rezervuaro slėgio palaikymui
16

Išvada. Kaip nustatyti RPM metodų taikymo efektyvumą
18

Bibliografija
19

Failai: 1 failas

Rusijos Federacijos federalinė švietimo ir mokslo agentūra

Naftos ir dujų telkinių plėtra ir eksploatavimas

(specialybės pavadinimas)

(mokinio pavardė, vardas, patronimas)

Korespondencijos skyriaus šeštas kursas.

kodas 130503.

kvalifikacinėje (stažuotės) praktikoje

____________________________________________________________________

(įmonės pavadinimas)

Praktikos vadovas iš filialo

Praktikos vadovas iš įmonės

____________________ ___________________________

(pareigos) (parašas) (einantis)

Komisijos sprendimas iš „______“ ____________________ 2010 m.

pripažinti, kad ataskaita

įvykdytas ir apsaugotas įvertinimu "__________________________________"

komisijos nariai

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(pareigos) (parašas) (einantis)

Įvadas

Bendra informacija apie įmonę.

Okhos regiono ekonominio potencialo pagrindas yra kuro ir energijos kompleksas. Jos pagrindinė įmonė yra naftos ir dujų gavybos skyrius „Okhaneftegaz“, kuris yra OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz struktūros dalis.

NGDU Okhaneftegaz įmonės istorija prasidėjo Okha lauko plėtrai 1923 m. 1923–1928 metais Okhos telkinį plėtojo Japonija pagal koncesijos sutartį. Nuo 1928 iki 1944 m. šios srities tyrinėjimą ir plėtrą kartu vykdė Sakhalinneft Trust (sukurtas 1927 m.) ir Japonijos koncesininkas.

1944 m. sutartis su Japonija buvo nutraukta, o nuo to laiko Okhinskoye telkinio plėtrą tęsė asociacija „Sachalineft“, o „Ochinsky“ naftos telkinys įvairiais metais buvo įtrauktas į įvairius padalinius:

1944-1955 – Okhos naftos telkinys (plėtojant Centrinį Okhos telkinį);

1955–1958 - išplėstas Okha naftos telkinys, kuris yra Ekhabinefto naftos telkinių direktorato dalis (plėtojant Centrinius Okhos, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo laukus - iki 1965 m.);

1968–1971 m. – „Okhaneft“ naftos telkinių administracija (plėtojant Centrinius Okhos, Južnaja Okhos, Nekrasovkos laukus);

1971-1979 – NGDU Kolendoneftas (plėtojant Centrinės Okhos, Šiaurės Okhos, Pietų Okhos laukus);

1979–1981 - pagrindinė Sakhaneftegazdobycha gamybos asociacijos įmonė, kuri yra visos sąjungos Sakhalinmorneftegaz pramonės asociacijos dalis (plėtojant Centrinės Okhos, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha laukus);

1981–1988 – NGDU „Seveneftegaz“ (vystomi tie patys laukai). NGDU Okhaneftegaz veikia 17 naftos ir dujų telkinių, esančių Okhos regione.

1988 m. PO Okhaneftegazdobycha ir VPO Sakhalinmorneftegaz buvo paversti PA Sakhalinmorneftegaz, o NGDU Severneftegaz - NGDU Okhaneftegaz, kuri vėl apima Kolendo lauką. Senuose naftos telkiniuose, esančiuose sausumoje, pradėta diegti hidraulinio ardymo technologija, leidžianti padidinti gręžinių gamybos apimtis.

1. Teorinė dalis

Bendra informacija apie indėlį. Tungoro laukas buvo aptiktas 1958 m., 28 km į pietus nuo Okhi miesto. Orografine prasme antiklininė raukšlė yra dviejų morfologinių zonų ribose: rytinės, iškilusios, išreikštos Rytų Sachalino kalnagūbrio dienovidinio keteros forma, ir vakarinės, atstovaujamos švelnesnėmis ir žemesnėmis reljefo formomis. Didžiausias absoliutus aukštis rytinėje dalyje siekia 120 metrų. Klostės arka atitinka žemo reljefo zoną, kurios absoliučios žymės neviršija 30-40 m.

Rajono hidrografinis tinklas prastai išvystytas. Pažymėtina, kad yra du vietiniai drenažo baseinai – Tungoro ir Odoptu ežerai, kurie turi tektoninį pobūdį. Per teritoriją teka keletas nedidelių upelių ir upelių. Jų slėniai pelkėti, vandens tėkmė netolygi. Tungoro kaimas yra netoli telkinio, kurį su Okhos miestu jungia 28 km ilgio kelias.

Regiono klimatas šaltas, žiema ilga, sniego danga iškrenta lapkritį ir išsilaiko iki gegužės mėn. Žiemą taifūnai atneša pūgas, o vasarą – smarkias liūtis. Vėjas siekia 30 m/s. Vasara trumpa ir lietinga. Vidutinė metinė temperatūra yra 2,5.

Stratigrafija. Tungorskojės lauko telkinių atkarpą reprezentuoja terigeninės neogeno amžiaus smėlio-argilinės uolienos. Giliausių šulinių atidengtas darinių kompleksas yra padalintas (iš apačios į viršų) į Daginskaya, Okobykayskaya ir Nutovskaya formacijas.

Daginskaya apartamentai. Didžiausias prasiskverbimo storis gręžinyje Nr. 25 yra 1040 m. Riba tarp Dagino ir Okobykų darinių brėžiama palei XXI horizonto viršūnę. Daginskio telkiniai yra suskirstyti į XXI - XXVI horizontus.

Jie daugiausia sudaryti iš šviesiai pilkų, pilkų, nelygiagrūdžių, dumbluotų molingų uolienų smėlio ir smiltainio.

Purvo akmenys nuo tamsiai pilkos iki juodos spalvos, lūžę, susmulkinti, viršuje – smėlingi-dumblėti, žėrutiniai, turi apanglėjusių augalų liekanų. Uolienoms būdingas didelis silicio dioksido kiekis.

Okobykayskaya formacija. Riba tarp Nutovskaya ir Okobykayskaya formacijų telkinių sutartinai brėžiama 3 sluoksnio apačioje. Apartamentų storis siekia 1400 m. Klasikines uolienas atstovauja smėlis, molis ir jų tarpinės bei cementinės atmainos. Viršutinė formavimosi pjūvio pusė pasižymi sedimentacijos stabilumu, kuris išryškėja analizuojant storius. Visur paplitęs III - XII sluoksnių nenuoseklumas, aštrūs litologiniai-facių pakaitalai apsunkina vietinę atskirų šulinių pjūvio koreliaciją, nulemia Nutovo ir Okobykų telkinių sąlyčio konvencionalumą.

Smėlis ir smiltainis yra pilki, šviesiai pilki, smulkiagrūdžiai, molingi-dumblėti su akmenukais ir žvyru. Aleuritai ir aleuritai yra šviesiai ir tamsiai pilki, molingi-smėlėti. Molis ir purvo akmenys yra tamsiai pilki, smėlėti, dumbluoti ir suskilę. Žemutinio Okobykayskaya sluoksnio molio-smėlio kompleksas apima pagrindinius naftos ir dujų telkinius.

Nutovskaya apartamentai. Jis paplitęs visoje teritorijoje, raukšlės keteroje atidengtos Vidurinės Nutovskio uolos. Bendra talpa viršija 1000m. Jei apatinėje pjūvio dalyje galima atsekti atskirus smėlio sluoksnius (III, II, I, M), tai aukščiau ištisinis smėlio kompleksas su plonais molio sluoksniais. Smėlio uolienos yra pilkos, šviesiai pilkos, purios, smulkiagrūdės ir nelygiagrūdės su išsibarsčiusiais akmenukais ir žvyru. Molis tamsiai pilkas, smėlingas-dumblinis, dumbluotas su apanglėjusių augalų liekanų inkliuzais.

Tektonika. Tungoro raukšlė yra Ekhabinsky antiklininės zonos dalis, esanti šiaurės rytų kraštutinėje salos dalyje.

Antiklininėje zonoje buvo nustatytos devynios antiklininės struktūros, sugrupuotos į dvi antiklinines šakas - Okha ir Rytų Ekhabinsky.

Tungoro antiklina yra apatiniame Rytų Echabinskio zonos gale ir nuo kitų raukšlių skiriasi daugybe struktūrinių savybių. Jis skiriasi nuo kaimyninių struktūrų - Vostochno-Ekhabinskaya rytuose ir Ekhabinskaya, besiribojančios iš šiaurės, šiek tiek nuslūgus, mažesniu kontrastu ir nenuoseklumu. Pagal paviršiuje susiformavusias plioceno laikų nuosėdas, raukšlė yra dienovidinį smogianti brachiantiklina.

Išilgai XX horizonto viršaus raukšlė tęsiasi dienovidinio kryptimi, jos sparnai beveik simetriški. Akmenų kritimo kampai vakariniame sparne svyruoja 8-9 laipsnių ribose, rytiniame - statesni, siekia 12-14 laipsnių. Uolienų panirimas pietų kryptimi yra švelnus, 3-4 kampu, šiaurinėje perklijoje yra lenkiamasis izohipso sustorėjimas ir staigesnis vyrio panardinimas (kritimo kampas 6-7).

Alyvos laikomoji galia. 1958 m. gręžinio atradėjas nustatė komercinę XX horizonto naftos talpą. 1961 m. tiriant gręžinį Nr. 28 buvo aptiktas XX horizonto naftos telkinys. Iki šiol Tungoro telkinyje įrodytas trijų naftos horizontų (XXI, XX ir XX) ir dešimties dujų horizontų produktyvumas. Tungoro telkinio atkarpoje yra platus našumo diapazonas ir vertikalių zonų laikymasis skirstant telkinius: aukštyn ruože naftos telkinius pakeičia dujų kondensatas, tada grynai dujos. Tungoro lauko gamtinių telkinių morfologija yra niūrios formos, atitinkamai naftos ir dujų telkinių gaudyklės priklausys skliautuotam dariniui ir dauguma jų yra iš dalies litologiškai ekranuoti.

1.3. Patobulintų naftos išgavimo metodų klasifikacija

Rezervuaro slėgio palaikymo metodų naudojimas naftos telkinių susidarymo metu (vandens užtvindymas grandinėje ir grandinėje, dujų ar oro įpurškimas į aukštesnes rezervuaro dalis) leidžia racionaliausiai panaudoti natūralų rezervuaro energiją ir ją žymiai papildyti. sumažinti telkinių susidarymo laiką dėl intensyvesnių naftos išgavimo tempų. Ir nepaisant to, likutinių rezervų likutis laukuose, kurie yra paskutinėje plėtros stadijoje, išlieka labai aukštas, kai kuriais atvejais siekia 50-70%.

Šiuo metu yra žinoma ir įdiegta daug patobulintų naftos išgavimo metodų. Jie skiriasi tuo, kaip veikia produktyvius darinius, į darinį įšvirkščiamo darbinio agento ir skysčio, kuris prisotina darinį, sąveikos pobūdžiu ir į darinį įvedamos energijos tipu. Visi sustiprinto alyvos atgavimo būdai gali būti suskirstyti į hidrodinaminius, fizikinius ir cheminius bei terminius.

Hidrodinaminiai efektyvesnio aliejaus regeneravimo metodai.

Taikant šiuos metodus, nesikeičia gavybos ir įpurškimo šulinių atstumo sistema ir nenaudojami papildomi energijos šaltiniai, įvedami į formaciją iš paviršiaus likutinei alyvai išstumti. Hidrodinaminiai sustiprinto naftos išgavimo metodai veikia įdiegtoje plėtros sistemoje, dažniau užliejant naftos telkinius, ir yra skirti tolesniam natūralių naftos gavybos procesų intensyvinimui. Hidrodinaminiai metodai apima ciklinį vandens užtvindymą, kintamus filtravimo srautus ir priverstinį skysčio pašalinimą.

Ciklinis vandens potvynis. Metodas pagrįstas periodišku rezervuaro darbo režimo keitimu, sustabdant ir atnaujinant vandens įpurškimą ir ištraukimą, dėl kurio geriau išnaudojamos kapiliarinės ir hidrodinaminės jėgos.

Tai palengvina vandens patekimą į rezervuaro zonas, kurios anksčiau nebuvo paveiktos smūgio. Ciklinis vandens užtvindymas yra efektyvus laukuose, kur naudojamas įprastas vandens užliejimas, ypač hidrofiliniuose rezervuaruose, kurie kapiliaruose geriau sulaiko į juos įsiveržusį vandenį. Heterogeninėse formacijose ciklinio vandens užtvindymo efektyvumas yra didesnis nei įprastinio vandens užtvindymo. Taip yra dėl to, kad nevienalytės formacijos vandens užtvindymo sąlygomis rezervuaro sekcijų, kurių rezervuaro savybės yra prasčiausios, likutinis alyvos prisotinimas yra žymiai didesnis nei pagrindinės užtvindytos darinio dalies. Didėjant slėgiui, darinio ir skysčio elastinės jėgos prisideda prie vandens patekimo į darinio sritis, kurių rezervuaro savybės yra blogiausios, o kapiliarinės jėgos išlaiko vandenį, kuris prasiskverbė į darinį, o vėliau mažėja formavimo slėgis.

Filtravimo srautų krypties keitimo būdas. Naftos rezervuarų, ypač nevienalyčių, vandens užtvindymo procese pagal tradicines schemas juose palaipsniui formuojasi slėgio laukas ir filtravimo srautų pobūdis, kuriuose atskiros rezervuaro atkarpos neapima aktyvaus naftos išstūmimo proceso. vandeniu. Kad į plėtrą būtų įtrauktos stovinčios rezervuaro zonos, kurių neužlieja vanduo, būtina keisti bendrą hidrodinaminę situaciją jame, o tai pasiekiama perskirstant vandens paėmimą ir įpurškimą per šulinius. Dėl gavybos (įpurškimo) pokyčių kinta slėgio gradientų kryptis ir dydis, dėl to plotus, kurių anksčiau nebuvo užliejęs vanduo, veikia didesni slėgio gradientai, o nafta iš jų išstumiama į užliejamus, tekančius. dalis darinių, o tai padidina naftos išgavimą. Diegiant metodą kartu su gamybos ir įpurškimo pakeitimu praktikuojamas periodinis atskirų gręžinių arba gavybos ir įpurškimo gręžinių grupių išjungimas.

Rusijos Federacijos ir Tatarstano Respublikos švietimo ir mokslo ministerija

Almetjevsko valstybinis naftos institutas

Skyrius „Kūrimas ir eksploatacija

naftos ir dujų telkiniai“

Pranešimas

Studentas Abunagimovas Rustamas Rinatovičius grupė 68-15 W

Naftos ir dujų specialybių fakultetas 13503.65

Išlaikyta edukacinė praktika UAB "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

(įmonė, NGDU)

Praktikos vieta OJSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Praktikos vadovas

iš RIENGM katedros Čekmajeva R.R.

(pareigos, pilnas vardas)

Almetjevskas

ĮVADAS 3

1 NGDU gamyba ir organizacinė struktūra. 4

2. Geologinės ir fizinės objektų charakteristikos. aštuoni

3. Šulinių gręžimas. 13

4. Naftos telkinių plėtra. 15

5. PPD sistema. 19

6. Naftos ir įpurškimo gręžinių eksploatavimas. 22

7. Šulinių apklausa. 25

8. Gręžinių našumo didinimo metodai. 26

9. Šulinių eilinis ir kapitalinis remontas. trisdešimt

10. Naftos, dujų ir vandens surinkimas ir paruošimas. 33

11. Sauga, darbo ir aplinkos apsauga. 36

NUORODOS 39

ĮVADAS

Šią praktiką aš baigiau Oktyabrskneft naftos ir dujų gamybos skyriuje. Praktikos metu susipažinau su naftos gavybos būdais, naftos gavybos didinimo būdais, rezervuaro slėgio palaikymo sistema, taip pat gręžinių gavybos sistema šio naftos ir dujų gavybos skyriaus sąlygomis.

NGDU Oktyabrskneft yra naftos ir dujų gavybos įmonė. NGDU veiklos pagrindas – naftos, dujų, bitumo, gėlo ir mineralinio vandens gavyba, jų gabenimas įvairių rūšių transportu, kai kuriais atvejais perdirbimas ir realizavimas.

NGDU Oktyabrskneft yra didelis OJSC Bashneft padalinys. Dėl didelio Baškirijos teritorijos tyrinėjimo laipsnio (daugiau nei 82 proc.), bendrovė ir toliau atlieka žvalgymo darbus tiek Respublikos teritorijoje, tiek kituose regionuose. 2009 m. buvo baigtas daugiau nei 10 tūkst. metrų žvalgomųjų gręžinių metinis planas, baigta 10 gręžinių, 6 gręžiniuose gauti pramoninės naftos srautai (efektyvumas 60%), aptikti 2 nauji naftos telkiniai, padidėję atgaunami rezervai pramonės kategorijų buvo 1,3 mln Įmonė atlieka seisminius žvalgymus, giluminius žvalgomuosius gręžimus, geocheminius tyrimus ir teminius darbus geologinių žvalgymų srityje. Naftos gavyba didės dėl bendrovės plėtojamų telkinių, tokių kaip Arlanskoje, Sergeevskoje, Jugomaševskoje ir kiti telkiniai. Naftos gavybos padidėjimas tikimasi dėl padidėjusių geologinių ir techninių priemonių apimčių: naujų gręžinių gręžimo, skysčių gavybos optimizavimo, gręžinių perkėlimo į kitus objektus, hidraulinio ardymo, naujų vandens užtvindymo centrų kūrimo, neveikiančių gręžinių mažinimo ir naudojimo plėtros. įrodytų, labai veiksmingų naftos gavybos didinimo būdų.

NGDU „Oktyabrskneft“ yra apie dvi dešimtys pagrindinės ir pagalbinės gamybos bei socialinių paslaugų sferos cechų ir padalinių. Skyriuje yra: nuosavas mokymo centras, Technologijos namai, pagalbinis šiltnamių ūkis, poilsio centras, odontologijos ir paramedikų centrai ir kt.

Pastaruoju metu naftininkai daug dirba aplinkosaugos klausimais: atkuriami sūrūs šaltiniai, valomos upės, atkuriamos alyvuotos žemės.

Praktikoje dažnai eidavome į aplinkkelio šulinius, kurių metu įsisavinau naftos ir dujų gavybos operatoriaus veiksmus tiesiogiai darbo sąlygomis. Svarbus praktikos aspektas buvo anksčiau studijuotų teorinių žinių įtvirtinimas praktikoje.

1 NGDU gamyba ir organizacinė struktūra

NGDU "Oktyabrskneft" yra upėje. p. Serafimovskiy Tuymazinsky regionas, Baškirijos Respublika. Gaminami produktai pagal pagrindinę įmonės veiklą yra prekinė alyva.

Pagal valdymo struktūros tipą „NGDU Oktyabrskneft“ reiškia linijinę funkcinę valdymo struktūrą, kuri turi nedidelių trūkumų ir apskritai yra optimali šiai įmonei. 2009 metais šioje įmonėje dirbo apie 1750 žmonių.

NGDU Oktyabrskneft yra sudėtinga struktūrų ir padalinių sistema, užtikrinanti nenutrūkstamą naftos gavybą. NGDU Oktyabrskneft struktūros schema parodyta 1 paveiksle.

Valdymą vykdo NGDU vadovas, kuriam pavaldžios visos tarnybos, skyriai ir dirbtuvės. Jis vadovauja visai įmonės veiklai vienybės pagrindu. Kiekvieno viršininko pavaduotojo skyriaus, taip pat aparato darbuotojų teisės ir pareigos yra atskirtos specialiomis nuostatomis.

Pirmasis viršininko pavaduotojas yra vyriausiasis inžinierius, jis vykdo gamybą ir techninį komandos valdymą, kartu su direktoriumi prisiima visą atsakomybę už įmonės efektyvumą.

Vyriausiasis inžinierius yra atsakingas už:

1) Gamybos ir techninis skyrius (PTO), kurio pagrindinis uždavinys yra nustatyti racionalią naftos ir dujų gavybos techniką ir technologiją, įdiegti naują įrangą ir pažangias technologijas.

2) Vyriausiojo mechaniko tarnyba (SGM) vadovauja NGDU mechaniko-remonto tarnybai.

3) Vyriausiojo energetiko tarnyba (SGZ) užsiima patikimo ir saugaus šilumos ir elektrinių darbo organizavimu, naujų, patikimesnių, ekonomiškesnių elektros pavarų ir maitinimo schemų diegimu.

4) Darbo saugos ir darbo apsaugos departamentas (OSB ir TB), kurio pagrindinė užduotis yra organizuoti darbą kuriant saugias darbo sąlygas.

Geologijos skyrius pavaldus vyriausiajam geologui. Skyriuje vykdomas detalus lauko tyrimas, naftos ir dujų atsargų judėjimo apskaita, papildoma atskirų vietovių žvalgyba, technologinių schemų ir plėtros projektų diegimas, plėtros intensyvinimo būdų paieška.

1 pav. NGDU „Oktyabrskneft“ organizacinė struktūra

Ekonominio planavimo skyrius (EPO) yra pavaldus NGDU vyriausiajam ekonomistui. Pagrindinis skyriaus uždavinys – organizuoti skyriaus darbą, analizuoti įmonės darbą, nustatyti būdus, kaip padidinti gamybos efektyvumą. Darbo ir darbo užmokesčio (darbo ir atlyginimo) departamentas tobulina darbo ir gamybos valdymo organizavimą, diegdamas progresines darbo užmokesčio formas ir sistemas, materialinį skatinimą, siekiant toliau didinti darbo našumą.

Logistikos ir įrangos įsigijimo tarnyba (SMTO ir KO) yra pavaldi NGDU viršininko pavaduotojui bendriesiems klausimams. Pagrindinė užduotis – aprūpinti NGDU padalinius visų rūšių medžiagomis ir ištekliais.

Viršininko pavaduotojas ūkio reikalams yra vyriausiasis ekonomistas, koordinuojantis ir kontroliuojantis visų ūkio tarnybų ir padalinių veiklą.

Automatizuotos valdymo sistemos (OASU) skyrius skirtas automatizuotam valdymui. Jis sąveikauja su įmonių valdymo sistemomis, kurias aptarnauja klasteriniai skaičiavimo ir informacijos skaičiavimo centrai (CVC ir KIVC).

Gamyba NGDU skirstoma į pagrindinę ir pagalbinę. Pagrindinė produkcija apima cechus, kurie tiesiogiai dalyvauja pagrindinių produktų gamyba.

Tai apima TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Šios parduotuvės atlieka šias funkcijas: išleidžia naftą ir dujas į dugną naudojant rezervuaro energiją; alyvos pakėlimas į dienos paviršių, surinkimas, stebėjimas, produkcijos apimties matavimas, kompleksinis aliejaus paruošimas, kad jis būtų tinkamas prekiauti.

Pagalbinės gamybos struktūra apima tuos įmonės padalinius, kurie užtikrina nepertraukiamą pagrindinės gamybos cechų darbą. Pagalbinės gamybos veikla apima: įrenginių, šulinių, prietaisų ir mechanizmų remontą; gamybos patalpų aprūpinimas elektra, vandeniu ir kitomis reikalingomis medžiagomis; informacinių paslaugų teikimas pagrindinės gamybos parduotuvėms. Visas šias užduotis atlieka dirbtuvės, įtrauktos į NGDU struktūrą: TsAPP; ŠMC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; transporto parduotuvė.

CPF, alyvos paruošimo ir siurbimo cechas, pagaminto trifazio skysčio (naftos, dujų, vandens) priėmimas iš Naftos telkinio, paruošimas (skirstymas į fazes), naftos ir vandens apskaita, alyvos pristatymas į dujotiekio valdymą, formavimo vanduo į rezervuaro slėgio priežiūros dirbtuvės, skirtos naudoti rezervuaro priežiūros sistemoje.

Rezervuaro slėgio palaikymo (RPM) cechas – vandens įpurškimas į produktyvius darinius.

Požeminių ir šulinių darbo dirbtuvės (PRS ruožas), atliekantys įprastinius gręžinių darbus, atliekantys geologines technines priemones, turinčias įtakos dugno duobės formavimo zonai.

Šulinių apdirbimo zona (CDW) - gręžinių darbo, geologinės inžinerijos priemonės, skirtos naftos gavybai intensyvinti, naftos gavybai didinti, įpurškimo gręžinių injektyvumui didinti.

Elektros įrangos ir elektros tiekimo riedėjimo remonto dirbtuvės (PRTSE ir E) - aprūpina NGDU objektus, atlieka planinius profilaktinius remontus ir prevencinius elektros įrenginių, aparatų ir elektros tinklų patikrinimus.

Gamybos automatizavimo ir garo tiekimo cechas (CAPP) - tiekia technologinį vandenį ir šilumos energiją (garą) NGDU padaliniams ir trečiųjų šalių vartotojams.

Statybos ir surinkimo cechas (SMC) - žvalgymo, eksploatacinių ir eksploatuojamų gręžinių įrengimas, naftos gavybos ir socialinių bei kultūrinių objektų kapitalinis remontas, NGDU objektų prietaisų, automatikos ir telemechanikos techninė priežiūra ir planinė profilaktinė priežiūra.

Naftos telkinių tyrimų ir gavybos dirbtuvės (TsNIPR) - gręžinių ir rezervuarų hidrodinaminių tyrimų atlikimas, gėlo vandens rezervuarų apžiūra, oro taršos nustatymas NGDU veikimo zonoje, gaminamo skysčio laboratoriniai tyrimai, vandens kokybės nustatymas. išvalytos ir nuotekos UPTP, naftos dujų fizikinių ir cheminių savybių analizė ...

Vamzdynų ir konstrukcijų (DAC ir KRTS) antikorozinių dangų ir kapitalinio remonto dirbtuvės. Dirbtuvių funkcijos: cisternų vidaus valymas, talpyklų ir šilumokaičių kapitalinis remontas, talpyklų ir rezervuarų antikorozinis padengimas, įrangos ir konstrukcijų demontavimas, vamzdynų tiesimas GPMT (lankstūs polimeriniai metaliniai vamzdžiai), suvirintų siūlių būklės stebėjimas, sienelės matavimas. vamzdynų, rezervuarų, mėginių ėmimo ir rezervuarų storis (defektoskopija), siurblinių kompresorių vamzdžių remontas, pristatymas į darbininkų ir darbininkų komandas.

Lanksčių polimerinio metalo vamzdžių (TsGPMT) dirbtuvės - lanksčių polimerinio metalo vamzdžių gamyba alyvos surinkimo ir rezervuaro slėgio palaikymo sistemoms, stipriai laistytos alyvos ir labai agresyvių nuotekų transportavimui, plataus vartojimo prekių gamybai.

Apsvarstyta NGDU „Oktyabrskneft“ struktūra leidžia įmonei išspręsti visas jai pavestas užduotis, efektyviai panaudoti materialinius ir darbo išteklius, todėl patartina disponuoti savo gamybos pajėgumais.

2 Geologinės ir fizinės objektų charakteristikos

Serafimovskoye naftos telkinys yra šiaurės vakarinėje Baškirijos dalyje, Tuimazinsky regione. Tiesiai į šiaurės vakarus nuo jo yra didelis Tuimazinskoje naftos telkinys, o į pietus - Troickoje ir Stachanovskoje.

Indėlio ribose yra r.p. Serafimovsky, kuris buvo įkurtas 1952 m. gruodžio 31 d. Čia gyvena didžioji dalis šios srities plėtrai ir veiklai vadovaujančių darbuotojų. Lauko teritorijoje yra asfaltuoti keliai ir greitkeliai, jungiantys naftos telkinius su Oktyabrsky ir Belebey miestais, su Tuimazy, Urussu ir Kandra geležinkelio stotimis.

Lauką plėtoja gyvenvietėje įsikūrusi OOO NGDU Oktyabrskneft Serafimovsky, o šulinių gręžimą atlieka BurKan. Naftos gręžinių gavyba po pirminio valymo iš naftos surinkimo parko per siurblinę Subkhankulovo dujotiekiu pumpuojama į Ufos naftos perdirbimo gamyklas. Susijusias dujas suvartoja Tuimazinsky dujų perdirbimo gamykla, iš dalies naudojamos vietinėms reikmėms ir dujotiekiu transportuojamos į Ufą. Vanduo tiekiamas iš centrinio vandens vamzdžio, kuris tiekia vandenį iš Useno upės povandeninių šulinių.

Regiono klimatas yra žemyninis. Jai būdingos šaltos žiemos, kurių temperatūra sausio mėnesį siekia iki 45 0 C, ir gana karštos vasaros, kurių temperatūra iki + 35 0 C liepą. Vidutinė metinė temperatūra +3 0 C. Vidutinis metinis kritulių kiekis apie 500 mm. Krituliai dažniausiai būna rudens ir žiemos sezonais.

Iš mineralų, be naftos, yra klinčių, molio, smėlio. Šias medžiagas vietos gyventojai naudoja statybos ir buities reikmėms. Be to, specialios kokybės molis naudojamas gręžinių gręžimo purvui ruošti.

Orografiškai telkinio plotas yra kalvota plynaukštė. Žemiausi pakilimai apsiriboja upių slėniais, yra apie + 100 m, didžiausias absoliutus aukštis baseinuose siekia + 350 m. Paprastai pietiniai baseinų šlaitai yra statūs ir sudaro iškyšulius, gerai apšviesti, o šiauriniai – švelnūs, apaugę velėna ir dažnai apaugę mišku.

Regiono hidrografinis tinklas yra gerai išvystytas, tačiau didelių upių nėra. Pagrindinis regiono vandens kelias yra upė. Ik. Jo intakai į pietus nuo telkinio. yra Kidash ir Uyazy Tamak upės. Upė teka telkinio viduje. Bishinda, kuris yra kairysis upės intakas. Usenas teka už lauko. Į pietus nuo telkinio pastebimi požeminio vandens nutekėjimai šaltinių pavidalu.

Serafimovskoye telkinio geologinėje struktūroje dalyvauja ikikambro, Bavlinskio, devono, anglies, permo, kvartero, rifėjo ir vendų telkiniai.

Serafimovskoye laukas yra daugiasluoksnis. Pagrindinis produktyvus horizontas yra smėlio sluoksnis D aš Pashi horizontas. Komerciniu būdu alyvą turintys smėlio dariniai: C- VI 1 , SU- VI 2 , Bobrikovskio horizontas, anglis turintis Turnaiso tarpsnio Kizelovskio horizonto narys, karbonatiniai Fameno tarpsnio nariai, smėlio sluoksnis D 3 kynovsky horizontas, smėlio sluoksnis D II Mulinsky horizontas, smėlio sluoksniai D III ir D IV Senojo Oskalo horizonto.

Vidutinis Bobrikovijaus horizonto gylis yra 1250 m, Turnaiso tarpsnis – 1320 m, Fameno tarpsnis – 1560 m, D sluoksnis aš -1690m, D sluoksnis II - 1700m, lova D III - 1715 m, D sluoksnis IV - 1730 m.

Tektoniškai Serafimovskaya Brakha antiklininė struktūra yra pietrytinėje totorių arkos Almetyevskaya viršūnės dalyje ir kartu su Baltaevskaya struktūra sudaro Serafimovsko Baltaevsky bangą. Bendras pylimo ilgis siekia 100 km, o plotis svyruoja nuo 26 km vakaruose iki 17 km rytuose. Centrinėje ir šiaurės rytinėje Serafimovsko-Baltaevsky bangavimo dalyje yra Serafimovskoe pakilimas, pietvakarinėje dalyje nubrėžtas stratoizozypsum minus 1560 m, o šiaurės rytų dalyje - minus 1570 m. Pakilimas yra 12x4 km ir tęsiasi iš pietvakarių į šiaurės rytus.

Pažymėtina, kad karbono ir permo struktūrų arkos Leonidovskoe ir Serafimovskoe pakilimuose sutampa su jų padėtimi devono nuosėdose.

Geofiziniais duomenimis, sluoksnį daugiausia atstovauja trijų tipų uolienos: purvo, aleurito ir smiltainio.

Devono nuogulos yra pagrindinės lauke. Pagal plotą ir storį labiausiai paplitęs yra D sluoksnis aš ... Jo storis siekia 19,6 m. Jį reprezentuoja kvarcas ir smulkiagrūdis smiltainis.

Horizontas D II priklauso Mullinovskio horizonto smiltainiams. Jį reprezentuoja aleurio ir purvo akmenų tarpsluoksniai, tačiau daugiausia vyrauja smulkiagrūdis kvarcinis smiltainis. Jo talpa svyruoja nuo 19 iki 33 metrų.

Horizonto D sluoksniai III atstovaujama prastai išrūšiuotų smulkiagrūdžių kvarcinių smiltainių. Jų talpa labai maža ir svyruoja nuo 1 iki 3 metrų. Šio horizonto telkiniai yra struktūriškai litologiškai mažo dydžio.

Horizonto D sluoksniai IV – atstovauja smulkiagrūdis, vietomis žvyras, kvarcinis smiltainis. Jų storis siekia 8 metrus, o kai kur – nuo ​​8 iki 12 metrų. Juose yra 10 struktūrinio tipo telkinių.

Bendras D bloko rezervuarų storis yra 28 - 35 m, o alyvos prisotintas sluoksnių storis - 25,4 m.

Pagrindinės horizontų charakteristikos pateiktos 1 lentelėje.

1 lentelė Pagrindinės horizontų charakteristikos

Tureno tarpsnio formavimosi alyva labai skiriasi nuo devono telkinių alyvų. Naftos prisotinimo dujomis slėgis yra 2,66 MPa. Devono telkiniuose ši vertė lygi 9 9,75 MPa, tai yra daugiau nei tris kartus didesnė nei Tureno stadijoje. Alyvos tankis rezervuaro sąlygomis yra 886 kg / m3. Daugiau informacijos apie aliejaus savybes pateikta 2 ir 3 lentelėse.

2 lentelė Fizinės aliejaus savybės

3 lentelė Cheminė aliejaus sudėtis

Pagaminto vandens savybės pateiktos 4 lentelėje.

4 lentelė Pagaminto vandens savybės

Dujų sudėtis parodyta 5 lentelėje.

5 lentelė Dujų savybės

3 Šulinių gręžimas.

Naftos arba dujų telkinys yra gręžiamas pagal plėtros ar žvalgymo projektą. Šulinių gręžimo biuro geologijos skyrius, vadovaudamasis projektu, topografu išmušė žemėje esančius taškus, kurie bus šio lauko gręžiniai.

Norint technologiškai kompetentingai atlikti gręžimo procesą, būtina žinoti pagrindines fizines ir mechanines uolienų savybes, turinčias įtakos gręžimo procesui (elastinės ir plastinės savybės, stiprumas, kietumas ir abrazyvinis gebėjimas). Tai pasiekiama gręžiant žvalgomuosius gręžinius, iš kurių gaunama uolienų įpjova (šerdis). Šerdies ir auginių pavyzdžiai siunčiami į geologijos skyrių, kuris atlieka pilną jų tyrimą.

Gręžimo technologija – tai nuosekliai atliekamų operacijų, kuriomis siekiama konkretaus tikslo, kompleksas. Akivaizdu, kad bet kokia technologinė operacija gali būti atlikta tik naudojant reikiamą įrangą. Apsvarstykime operacijų seką statant gręžinį. Šulinio statyba suprantama kaip visas gręžinio statybos ciklas nuo visų parengiamųjų darbų pradžios iki įrangos išmontavimo.

Parengiamieji darbai apima teritorijos planavimą, naftos platformos ir kitos įrangos pamatų įrengimą, technologinių komunikacijų, elektros ir telefono linijų tiesimą. Parengiamųjų darbų apimtį lemia reljefas, klimatinė ir geografinė zona, ekologinė situacija.

Gręžimo įrenginių įrengimas, išdėstymas paruošimo aikštelėje ir jos vamzdynas. Šiuo metu naftos pramonėje plačiai praktikuojamas blokų surinkimas, didelių blokų statyba, surenkama gamyklose ir pristatoma į montavimo vietą. Tai supaprastina ir pagreitina montavimą. Kiekvieno mazgo įdiegimas baigiamas išbandant jį darbo režimu.

Šulinių gręžimas – tai laipsniškas gilinimas į žemės paviršių iki naftos rezervuaro, stiprinant gręžinių sieneles. Gręžimas prasideda nuo 2...4 m gylio skylės įdėjimo, į kurią nuleidžiamas kaltas, prisukamas prie kvadrato, pakabinto ant statramsčio tvirtinimo sistemos. Gręžimas pradedamas sukimosi judesiais suteikiant kvadratą, taigi ir grąžtą, naudojant rotorių. Einant gilyn į uolą, antgalis kartu su kvadratu nuleidžiamas gervės pagalba. Auginiai pašalinami praplovimo skysčiu, kuris per pasukamą ir tuščiavidurį kvadratą pumpuojamas į antgalį.

Pagilinus šulinį kvadrato ilgiu, jis iškeliamas iš šulinio ir tarp jo ir antgalio įrengiamas gręžimo vamzdis.

Gilinimo procese galimas šulinių sienelių ardymas, todėl tam tikrais intervalais jie turi būti sutvirtinti (korpuoti). Tai atliekama naudojant specialiai nuleistus korpuso vamzdžius, o šulinio konstrukcija tampa laiptuota. Viršuje gręžiama didelio skersmens antgaliu, tada mažesniu ir pan.

Pakopų skaičių lemia gręžinio gylis ir uolienų savybės. Šulinio projektavimas suprantamas kaip įvairaus skersmens korpusinių vamzdžių sistema, kuri nuleidžiama į šulinį į įvairų gylį. Skirtinguose regionuose naftos gręžinių konstrukcijos yra skirtingos ir nustatomos pagal šiuos reikalavimus:

- pasipriešinimas uolienų slėgio jėgoms, siekiant sunaikinti šulinį;

- nurodyto kamieno skersmens išsaugojimas per visą jo ilgį;

- Horizontų, atsirandančių gręžinio dalyje, kurioje yra skirtingos cheminės sudėties agentų, izoliavimas ir jų maišymosi pašalinimas;

- galimybė paleisti ir valdyti įvairią įrangą;

- ilgalaikio kontakto su chemiškai agresyviomis terpėmis galimybė ir atsparumas aukštam slėgiui ir temperatūrai.

Laukuose įrengiami dujų, įpurškimo, pjezometriniai gręžiniai, kurių konstrukcija panaši į naftos.

Atskiri šulinio konstrukcijos elementai turi šiuos tikslus:

1 Kryptis apsaugo nuo viršutinių nesutvirtintų uolienų erozijos gręžimo skysčiu gręžiant gręžinį.

2 Laidininkas izoliuoja vandeninguosius sluoksnius, naudojamus gerti; vandens tiekimas.

3 Paleidžiama tarpinė eilutė, kad būtų izoliuotos prarastos cirkuliacijos zonos, perdengtos produktyvūs horizontai su nenormaliais slėgiais.

4 Gamybos eilutė leidžia izoliuoti visus sluoksnius, atsirandančius lauke, veikiančią įrangą ir eksploatuoti šulinį.

Priklausomai nuo korpuso eilučių skaičiaus, šulinio struktūra gali būti viena eilė, dvieilė ir kt.

Apatinė šulinio anga, jos filtras yra pagrindinis virvelės elementas, nes jis tiesiogiai užtikrina ryšį su alyvos rezervuaru, formavimo skysčio nutekėjimą nustatytose ribose ir poveikį rezervuarui, siekiant sustiprinti ir reguliuoti jo veikimą. .

Veido dizainą lemia uolos savybės. Taigi mechaniškai stabiliose uolienose (smiltainiuose) galima atlikti atvirą veidą. Jis užtikrina visišką ryšį su rezervuaru ir yra laikomas standartiniu, o ryšio efektyvumo rodiklis, hidrodinaminio tobulumo koeficientas, imamas kaip vienetas. Šios konstrukcijos trūkumas yra tai, kad neįmanoma pasirinktinai atidaryti atskirų tarpsluoksnių, jei tokių yra, todėl atviri paviršiai buvo naudojami ribotai.

Žinomi dugno angos dizainai su atskirai paleidžiamais, surenkamais filtrais į visiškai atvirą neapdengtą sluoksnį. Žiedinė erdvė tarp korpuso apačios ir ekrano viršaus yra sandari. Filtro angos yra apvalios arba plyšinės, plotis 0,8 ... 1,5 mm, ilgis 50 ... 80 mm. Kartais filtrai nuleidžiami dviejų vamzdžių pavidalu, tarp kurių esanti ertmė užpildoma išrūšiuotu žvyru. Šiuos filtrus galima pakeisti, kai tik jie susitepa.

Plačiausiai naudojami filtrai, suformuoti persidengiančiame alyvos rezervuare ir cementuotame gamybiniame korpuse. Jie supaprastina atidarymo technologiją, leidžia patikimai izoliuoti atskirus sluoksnius ir juos veikti, tačiau šie filtrai turi ir nemažai trūkumų.

4 Naftos telkinių plėtra .

Naftos telkinio plėtra suprantama kaip skysčio (naftos, vandens) ir dujų judėjimo sluoksniais į gavybos gręžinius proceso įgyvendinimas. Skysčių ir dujų srauto valdymas pasiekiamas lauke įrengiant naftos, įpurškimo ir kontrolinius gręžinius, jų skaičių ir paleidimo tvarką, gręžinių darbo režimą ir rezervuaro energijos balansą. Konkrečiam telkiniui pritaikyta plėtros sistema iš anksto nulemia techninius ir ekonominius rodiklius – naftos srauto greitį, jo kitimą laikui bėgant, naftos atgavimo koeficientą, kapitalo investicijas, savikainą ir kt. Prieš gręžiant telkinį, suprojektuojama plėtros sistema. Plėtros projekte, remiantis žvalgymo ir bandomosios eksploatacijos duomenimis, nustatomos sąlygos, kuriomis telkinys bus eksploatuojamas, ty jo geologinė struktūra, uolienų rezervuarinės savybės (poringumas, pralaidumas, nevienalytiškumo laipsnis), skysčių fizikinės savybės. ir dujos, prisotinančios formaciją (klampumas, tankis, dujų tirpumas), uolienų prisotinimas nafta, vanduo ir dujos, rezervuaro slėgis, temperatūra ir kt. Remiantis šiais duomenimis, naudojant hidrodinaminius skaičiavimus, nustatomi rezervuaro eksploatacijos techniniai rodikliai įvairiems plėtros sistemų variantams ir ekonominis sistemos variantų įvertinimas. Atlikus techninį ir ekonominį palyginimą, parenkama optimali plėtros sistema.

Naftos išgavimas iš gręžinių atliekamas natūraliu tekėjimu, veikiant rezervuaro energijai, arba naudojant vieną iš kelių mechanizuotų skysčių kėlimo būdų. Paprastai pradiniame lauko plėtros etape vyrauja tekanti gamyba, o tekėjimui susilpnėjus gręžinys perjungiamas į dirbtinį pakėlimą. Mechanizuoti metodai apima: dujinį pakėlimą ir giluminį siurbimą (naudojant siurblį, povandeninius elektrinius išcentrinius ir sraigtinius siurblius).

Naftos telkinių plėtra yra intensyviai besivystanti mokslo sritis. Tolimesnė jo plėtra bus siejama su naujų naftos gavybos iš podirvio technologijų naudojimu, naujais metodais in situ procesų srauto pobūdžiui atpažinti, lauko plėtrai valdyti, naudojant pažangius metodus planuojant telkinių žvalgybą ir plėtrą, atsižvelgiant į apskaityti giminingų šalies ūkio sektorių duomenis, naudojant automatizuotas mineralinių iškasenų iš žemės gelmių gavybos valdymo sistemas, detalios sluoksnių struktūros ir juose vykstančių procesų pobūdžio apskaitos metodų kūrimas remiantis deterministiniais modeliais.

Naftos telkinių plėtra yra susijusi su reikšmingu žmogaus įsikišimu į gamtą, todėl būtina besąlygiškai laikytis nustatytų podirvio ir aplinkos apsaugos standartų.

Šulinio gręžimas baigiasi alyvos rezervuaro atidarymu, t.y. alyvos rezervuaro susisiekimas su šuliniu. Šis etapas yra labai svarbus dėl toliau nurodytų priežasčių. Darinyje esantis naftos ir dujų mišinys yra veikiamas aukšto slėgio, kurio dydis gali būti iš anksto nežinomas. Esant slėgiui, viršijančiam gręžinį užpildančio skysčio kolonėlės slėgį, iš gręžinio gali išsiveržti skystis ir atsirasti atviras trykštimas, gręžimo skysčio (dažniausiai molio tirpalo) patekimas į alyvos rezervuarą užkemša jo kanalus, sutrikdo jo kanalus. naftos srautas į šulinį.

Išsiveržimo galima išvengti numatant specialius įtaisus prie šulinio galvutės, blokuojant prevencinių gręžinių gręžinį arba naudojant didelio tankio skalavimo skystį.

Tirpalo prasiskverbimo į alyvos rezervuarą prevencija pasiekiama į tirpalą įvedant įvairių komponentų: komponentų, savo savybėmis panašių į formavimo skystį, pavyzdžiui, aliejaus pagrindu pagamintos emulsijos.

Kadangi, gręžiant atidarius alyvos rezervuarą, korpusas nuleidžiamas į šulinį ir sucementuojamas, taip blokuojant alyvos rezervuarą, rezervuarą reikia atidaryti iš naujo. Tai pasiekiama šaudant per stygą formavimo intervale su specialiais perforatoriais, turinčiais miltelių pagrindu pagamintus įkrovimus. Juos į gręžinį trosu nuleidžia geofizinė tarnyba.

Šiuo metu yra įsisavinti ir taikomi keli šulinio perforavimo būdai.

Įskaičiuota šulinių perforacija su kulka. nusileidime į gręžinį specialių perforatorių įtaisų trosu, kurio korpuse statomi parako užtaisai kulkomis. Gavę elektrinį impulsą nuo paviršiaus, krūviai sprogsta, suteikdami kulkoms didelį greitį ir didelę skverbimosi galią. Tai sukelia kolonos metalo ir cemento žiedo sunaikinimą. Skylių skaičius ir jų vieta išilgai darinio storio yra skaičiuojami iš anksto, todėl kartais perforatorių virvelė nuleidžiama. Degančių dujų slėgis kameros statinėje gali siekti 0,6 ... 0,8 tūkst MPa, o tai užtikrina iki 20 mm skersmens ir 145 ... 350 mm ilgio perforacijų gamybą Gaminamos kulkos legiruotojo plieno ir yra padengti variu, kad sumažintų trintį judant palei kamerą arba šviną.

Torpedos perforacija įgyvendinimo principu yra panaši į kulką, tik padidinamas užtaiso svoris. nuo 4 ... 5 iki 27 metų ir perforatoriuje naudojami horizontalūs velenai. Skylių skersmuo 22 mm, gylis 100 ... 160 mm, 1 m sluoksnio storio padaroma iki keturių skylių.

Kaupiamoji perforacija - skylių susidarymas dėl kryptingo kaitinamosios lempos srovei, išeinančios iš perforatoriaus, judėjimo 6 ... 8 km / s greičiu, kai slėgis yra 0,15 ... 0,3 milijono MPa. Šiuo atveju suformuojamas 350 mm gylio ir 8 ... 14 mm skersmens kanalas. Maksimalus siūlės storis, eksponuojamas kumuliaciniu perforatoriumi per paleidimą iki 30 m, torpeda iki 1 m, kulka iki 2,5 m. Miltelių užtaiso kiekis iki 50 g.

Hidrosmėliavimo perforacija - skylių susidarymas kolonoje dėl smėlio ir skysčio mišinio, išeinančio iki 300 m/s greičiu iš kalibruotų purkštukų, kurių slėgis yra 15 ... 30 MPa, abrazyvinio poveikio.

VNII sukurta ir masiškai pagal kodą AP 6M gaminama smėliavimo mašina puikiai pasiteisino: gaunamų kriaušės formos kanalų gylis gali siekti 1,5 m.

Gręžimo plaktukas yra įtaisas filtro formavimui gręžiant skylutes. Tam naudojama VNIIGIS (Oktyabrsky) sukurta gręžimo šerdies statinė, kurios elektrinė pavara sujungta su deimantiniu grąžtu. Didžiausias radialinis yra 60 mm, o tai, remiantis gaubto pravedimo praktikos rezultatais, leidžia patekti į darinį ne daugiau kaip 20 mm gylyje. Perforacija gavo pavadinimą „taupanti“, nes neleidžia pažeisti kolonos ir cemento žiedo, o tai neišvengiama naudojant sprogdinimo metodus. Gręžimo perforacija turi didelį filtro formavimo tikslumą reikiamu intervalu.

Naftos gręžinių plėtra – tai visuma darbų, atliekamų po gręžimo, siekiant paskatinti naftos tekėjimą iš formacijos į gręžinį. Faktas yra tas, kad atidarymo metu, kaip minėta anksčiau, į formaciją gali patekti gręžimo purvas ir vanduo, kuris užkemša darinio poras, išstumia naftą iš gręžinio. Todėl spontaniškas naftos patekimas į šulinį ne visada įmanomas. Tokiais atvejais jie imasi dirbtinio srauto iššūkio, kurį sudaro specialių darbų atlikimas.

Šis metodas yra plačiai naudojamas ir pagrįstas gerai žinomu faktu: didelio tankio skysčio stulpelis daro didesnį priešslėgį dariniui. Noras sumažinti priešslėgį dėl išstūmimo iš gręžinio, pavyzdžiui, purvo, kurio tankis Qg = 2000 kg / m3 su gėlu vandeniu, kurio tankis Qb = 1000 kg / m3, nugara sumažėja perpus. spaudimas formacijai. Metodas yra paprastas, ekonomiškas ir efektyvus esant silpnam darinio užsikimšimui.

Jei tirpalo pakeitimas vandeniu neduoda rezultatų, jie imasi tolesnio tankio mažinimo: kompresoriaus suspaustas oras tiekiamas į statinę. Tuo pačiu metu galima stumti skysčio stulpelį atgal į vamzdelio batą, taip sumažinant priešslėgį dariniui iki reikšmingų verčių.

Kai kuriais atvejais gali būti efektyvu su pertraukomis tiekti orą iš kompresoriaus, o skystį – iš siurbimo įrenginio, sukuriant nuoseklias oro dalis. Tokių dujų porcijų gali būti kelios, ir jos, besiplečiančios, išstumia skystį iš statinės.

Siekiant padidinti poslinkio išilgai vamzdelio virvelės efektyvumą, įrengiami atidaromi vožtuvai, per kuriuos suslėgtas oras iš karto patekęs į šulinėlį patenka į vamzdelį ir pradeda "dirbti" t.y. skysčiui pakelti tiek žiede, tiek vamzdeliuose.

Taip pat naudojamas specialaus tampono stūmoklio, turinčio atbulinį vožtuvą, vamzdelių paleidimas. Judėdamas žemyn, stūmoklis praleidžia skystį per save, jam kylant į viršų vožtuvas užsidaro, o visas virš jo esantis skysčio stulpelis priverčiamas pakilti kartu su stūmokliu, o tada išmesti iš šulinio. Kadangi pakeliamo skysčio stulpelis gali būti didelis (iki 1000 m), slėgio kritimas formoje gali būti didelis. Taigi, jei šulinys užpildytas skysčiu iki šulinio galvutės, o tamponą galima nuleisti iki 1000 m gylio, tada slėgis sumažės tiek, kiek sumažės skysčio stulpelis žiede, iš kurio dalis skystis tekės iš vamzdelio. Tamponu galima kartoti daug kartų, o tai leidžia labai dideliu kiekiu sumažinti spaudimą dariniui.

5 PPD sistema

Natūralūs naftos telkinių atsiradimo būdai yra trumpalaikiai. Rezervuaro slėgio mažinimo procesas paspartėja, nes didėja skysčių gamyba iš rezervuaro. Ir tada, net ir gerai sujungus naftos telkinius su tiekimo grandine, jo aktyvi įtaka telkiniui neišvengiamai prasideda rezervuaro energijos išeikvojimas. Tai lydi plačiai paplitęs dinaminio skysčių lygio sumažėjimas šuliniuose ir, atitinkamai, gamybos sumažėjimas.

Organizuojant rezervuaro slėgio (RPM) palaikymą, sunkiausias iš teorinių ir vis dar iki galo neišspręstų klausimų yra pasiekti maksimalų alyvos išstūmimą iš rezervuaro efektyviai kontroliuojant ir reguliuojant procesą.

Reikėtų nepamiršti, kad vanduo ir aliejus skiriasi savo fizikinėmis ir cheminėmis savybėmis: tankiu, klampumu, paviršiaus įtempimo koeficientu ir drėgmumu. Kuo didesnis skirtumas tarp rodiklių, tuo sunkesnis yra poslinkio procesas. Alyvos išstūmimo iš akytos terpės mechanizmo negalima pavaizduoti paprastu stūmoklio poslinkiu. Čia ir medžiagų maišymasis, ir alyvos čiurkšlės plyšimas, ir atskirų, kintamų naftos ir vandens srautų susidarymas, ir filtravimas per kapiliarus ir plyšius, ir stovinčių bei aklavietės zonų susidarymas.

Lauko naftos išgavimo koeficientas, kurio maksimalios vertės turėtų siekti technologas, priklauso nuo visų minėtų veiksnių. Iki šiol sukauptos medžiagos leidžia įvertinti kiekvienos iš jų poveikį.

Reikšmingą vietą rezervuaro slėgio palaikymo proceso efektyvumui užima gręžinių išdėstymas lauke. Jie apibrėžia vandens užtvindymo modelį, kuris yra suskirstytas į keletą tipų.

Vandens užtvindymas grandinėje apima vandens įpurškimą į įpurškimo šulinius, esančius už išorinės alyvos talpos kontūro. Alyvos guolio kontūrui tolstant nuo įpurškimo šulinių ir pirmosios gamybinių šulinių eilės laistymo, perkeliamas įpurškimo frontas.

Normalaus proceso eigos kriterijus yra rezervuaro slėgio vertė gamybos zonoje, kuri turėtų būti linkusi didėti arba stabilizuotis.

Vandens užtvindymas yra veiksmingas, kai yra šie veiksniai:

- mažas telkinio dydis (indėlio ploto ir alyvos guolio kontūro perimetro santykis yra 1,5 ... 1,75 km);

- vienalytis rezervuaras su geromis rezervuaro savybėmis pagal storį ir plotą;

Įpurškimo šuliniai nuo alyvos guolio kontūro yra išdėstyti 300 ... 800 m atstumu, o tai užtikrins tolygesnį vandens fronto judėjimą ir neleis susidaryti užliejantiems liežuviams;

tarp ištraukimo zonos ir įpurškimo zonos yra geras hidrodinaminis ryšys.

Vandeningojo sluoksnio užtvindymo trūkumai yra šie:

1 dideli įpurškto vandens nuostoliai dėl jo nutekėjimo į priešingą nei įpurškimo zoną pusę, o tai lemia papildomas energijos sąnaudas;

2 įpurškimo linijos nutolimas nuo ištraukimo zonos, dėl kurio reikia daug energijos sunaudoti nuostoliams įveikti;

3 uždelsta atrankos fronto reakcija į sąlygų pokyčius išleidimo linijoje;

4 būtinybė statyti daug įpurškimo šulinių; įpurškimo šulinių nutolimas nuo pagrindinių įpurškimo taikinių, kuris plėtros metu didėja, padidina sistemos kainą.

Intrakontūrinis vandens užtvindymas apima vandens įpurškimą tiesiai į naftos zoną, vienos ar kelių įpurškimo šulinių eilių organizavimą lauko centre ir dėl to rezervuaro išskaidymą į atskiras zonas, sukurtas savarankiškai. Pjaustyti galima juostelėmis, žiedais ir pan. Šio vandens užtvindymo metodo efektyvumas yra akivaizdus: sistemos efektyvumas didėja pašalinus skysčio nutekėjimą, artėjant prie įpurškimo priekio prie ištraukimo fronto.

Įvairūs vidinio kontūro vandens užtvindymai: plotiniai, židiniai, selektyvūs, blokiniai.

Teritorinis vandens užtvindymas numato įpurškimo šulinių išdėstymą lauke pagal vieną iš schemų. Plotinis užliejimas dažniausiai organizuojamas vėlyvoje lauko raidos stadijoje, kai prasideda intensyvus užliejimas, o kiti vandens užliejimo būdai nepasiekia tikslo.Įpurškimo šuliniai išdėstomi ant geometrinės tinklelio: penkių, septynių ar devynių taškų. Tuo pačiu metu vienam įpurškimo šuliniui yra vienas gamybinis gręžinys su penkių balų sistema, du su septynių balų sistema ir trys su devynių balų sistema.

Židinio vandens užtvindymas gali būti schematiškai pavaizduotas kaip vienas ar keli įpurškimo šuliniai, esantys rezervuaro centre, ir tam tikras skaičius gamybinių šulinių periferijoje. Šis vandens užliejimo būdas būdingas nedidelio ploto, lokalizuotoms nuosėdoms (lęšiams, stovinčioms zonoms).

Atrankinis vandens užtvindymas naudojamas norint išstumti naftą iš atskirų, prastai nusausintų formacijų, kurios smūgio metu yra nevienalytės. Jo pritaikymui reikalinga informacija apie pjūvio ypatybes, trikdžius ir produktyvaus darinio ryšius su kitais. Tokius duomenis galima gauti po tam tikro rezervuaro plėtros laiko, todėl selektyvus vandens užliejimas naudojamas vėlesniame vystymosi etape.

Bloko užtvindymas susideda iš rezervuaro supjaustymo į atskiras dalis ir kiekvienos iš jų apibrėžimą įpurškimo šuliniais. Kiekvieno bloko viduje išgręžiami gamybiniai šuliniai, kurių skaičius ir išdėstymas nustatomas skaičiavimais. Blokų užtvindymas leidžia lauką pradėti plėtoti iš karto, kol jis nėra visiškai ištirtas, ir taip sutrumpinti plėtros laiką. Tai veiksminga dideliems indams.

Esami vandens įpurškimo RPM sistemos trūkumai:

1) laipsniškas lauko užliejimas dideliu kiekiu neišgautos naftos;

2) žemos į rezervuarą suleidžiamo vandens plovimo savybės;

3) daug komplikacijų, atsirandančių dėl grįžimo į sluoksninių vandenų, susidarančių kartu su nafta, formavimąsi, kurie pasireiškia vandentiekio vamzdynų sunaikinimu, geriamojo vandens tiekimo šaltinių įdruskėjimu, ekologinės pusiausvyros sutrikimu.

PPD tobulinimas yra šiose srityse:

1) naujų proceso skysčių ar priedų prie vandens, kurie pagerina jo plovimo savybes ir yra mažiau agresyvūs įrangai ir gamtai, kūrimas;

2) patikimos skysčių judėjimo formacijoje kontrolės sukūrimas;

3) filtravimo srautų rezervuare reguliavimo metodo sukūrimas, neleidžiantis susidaryti aklavietės ir neužstatytos zonos.

Rezervuaro slėgio palaikymas suprojektuotas daugumos naftos telkinių plėtros pradžioje.

Šiuo metu RPM tikslais naudojamas kelių rūšių vanduo, kurį lemia vietos sąlygos. Tai gėlas vanduo, išgaunamas iš specialių artezinių ar povandeninių šulinių, upių ar kitų atvirų vandens šaltinių vanduo, geologiniame lauko pjūvyje randamas vandeningųjų sluoksnių vanduo, jį ruošiant nuo naftos atskirtas formavimo vanduo.

Visi šie vandenys skiriasi vienas nuo kito savo fizikinėmis ir cheminėmis savybėmis, taigi ir formacijos stimuliavimo veiksmingumu, siekiant ne tik padidinti slėgį, bet ir padidinti naftos išgavimą.

Atskyrimo nuo naftos formavimosi vanduo sumaišomas su gėlu vandeniu, su demulsifikatoriais, taip pat su naftos apdorojimo įrenginių technologiniu vandeniu. Būtent šis vanduo, vadinamas nuotekomis, pumpuojamas į rezervuarą. Būdingas nuotekų požymis yra naftos produktų kiekis (iki 100 g / l), angliavandenilių dujų kiekis iki 110 l / m3, suspenduotų dalelių - iki 100 mg / l.

Toks vanduo negali būti įpurškiamas į rezervuarą neišvalius reikiamų standartų, kurie nustatomi remiantis bandomojo įpurškimo rezultatais. Šiuo metu, siekiant sumažinti gėlo vandens suvartojimą ir panaudoti pagamintą sluoksninį vandenį, nuotekų valymas plačiai naudojamas rezervuaro slėgio palaikymo tikslais.

Dažniausias valymo būdas yra komponentų atskyrimas rezervuaruose gravitacijos būdu. Šiuo atveju taikoma uždara schema. Nuotekos, kuriose naftos produktų yra iki 500 tūkst.mg/l ir mechaninių priemaišų iki 1000mg/l, patenka į nusodinimo talpas iš viršaus. Alyvos sluoksnis viršuje tarnauja kaip tam tikras filtras ir pagerina vandens valymo iš aliejaus kokybę. Mechaninės priemaišos nusėda ir, besikaupdamos, pašalinamos iš rezervuaro.

Iš rezervuaro vanduo patenka į slėgio filtrą. Tada į vamzdyną tiekiamas korozijos inhibitorius, o vanduo siurbliais išpumpuojamas į siurblinę.

Vandeniui kaupti ir nusėsti naudojamos vertikalios plieninės talpyklos. Jų vidinis paviršius padengiamas antikorozinėmis dangomis, siekiant apsaugoti juos nuo susidarančių vandenų poveikio.

6 Naftos ir įpurškimo gręžinių eksploatavimas

Labiausiai paplitęs technologinis kompleksas eksploatacijos metu įmonėje LLC NGDU "Oktyabrskneft" yra alyvos gamyba siurbtukų siurbliais. Priverstinis naftos pakėlimas iš gręžinių, naudojant siurbimo strypų siurbimo agregatus, yra ilgiausias per visą lauko gyvenimą.

Šiuolaikiniai siurbtukai gali pagaminti alyvą iš vieno ar dviejų iki 3500 m gylio gręžinių, kurių skysčio debitas nuo kelių kubinių metrų iki kelių šimtų kubinių metrų per dieną. Serafimovskoye lauke 172 gręžiniuose yra įrengti siurbtiniai siurbliai, tai sudaro 94% visų gamybinių gręžinių.

USHGN yra vieno veikimo stūmoklinis siurblys, kurio strypas yra sujungtas strypų stulpeliu su įžeminimo pavara - svirties bloku.

Pastarajame yra švaistiklio mechanizmas, kuris paverčia pagrindinio variklio sukimosi judesį atgaline kryptimi ir perduoda jį strypo stygai bei siurblio stūmokliui. Požeminę įrangą sudaro: vamzdžiai, siurblys, strypai, prietaisai, skirti kovoti su komplikacijomis. Antžeminėje įrangoje yra pavara (rokeris), šulinio galvutės įranga, darbinis skydas.

Montavimas veikia taip. Stūmokliui pajudėjus aukštyn, slėgis siurblio cilindre sumažėja, o apatinis (siurbimo) vožtuvas pakyla, atverdamas skysčio prieigą (siurbimo procesas). Tuo pačiu metu skysčio kolonėlė, esanti virš stūmoklio, prispaudžia viršutinį (tiekimo) vožtuvą prie lizdo, pakyla aukštyn ir išmetama iš vamzdžio į darbinį skydelį. Kai stūmoklis juda žemyn, viršutinis vožtuvas atsidaro, apatinis vožtuvas uždaromas dėl skysčio slėgio, o cilindre esantis skystis per tuščiavidurį stūmoklį teka į vamzdelį.

LLC NGDU Oktyabrskneft šulinių paviršinę įrangą daugiausia atstovauja įprastos eilės tipo siurbliniai SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%.

Lauke taip pat naudojami elektriniai išcentriniai siurbliai (ESP). Kaip ESP pavara naudojamas panardinamas elektros variklis, kuris kartu su siurbliu nuleidžiamas į šulinį iki tam tikro gylio.

Pagal konstrukciją ESP skirstomi į tris grupes:

a) 1 versijos siurbliai yra skirti eksploatuoti naftos ir vandens gręžinius, kuriuose kietųjų medžiagų kiekis yra iki 0,1 g / l;

b) 2 versijos siurbliai (atspari dilimui versija) yra skirti eksploatuoti stipriai laistomus šulinius, kuriuose kietųjų medžiagų kiekis yra iki 0,5 g / l;

c) 3 versijos siurbliai yra skirti siurbti skystį, kurio pH vertė yra 5–8,5, o vandenilio sulfido kiekis yra iki 1,25 g / l.

Požeminė įranga apima:

a) elektrinis išcentrinis siurblys, kuris yra pagrindinis įrenginio mazgas (ESP);

b) povandeninis elektros variklis (SEM), kuris varo siurblį;

c) hidraulinė apsaugos sistema, apsauganti povandeninį laivą nuo formavimo skysčio patekimo į jį ir susidedanti iš apsaugos ir kompensatoriaus;

d) srovės laidas, skirtas tiekti elektrą panardinamajam varikliui;

e) vamzdelis (tubing), kuris yra kanalas, kuriuo pagamintas skystis teka iš siurblio į dienos paviršių.

Antžeminę įrangą sudaro:

a) šulinio galvutės įranga, skirta nukreipti ir valdyti iš šulinio įeinantį skystį bei sandarinti šulinio galvutę ir kabelį;

b) povandeninio variklio valdymo stotis, kuri paleidžia, stebi ir kontroliuoja ESP veikimą;

c) transformatorius, skirtas reguliuoti į SEM tiekiamos įtampos dydį;

d) pakabinamas volas, skirtas pakabinti ir nukreipti trosą į šulinį važiavimo ir kėlimo metu.

ESP yra pagrindinis įrenginio blokas. Skirtingai nuo stūmoklinių siurblių, kurie siurbiamo skysčio slėgį perduoda stūmoklio judesiais atgal, išcentriniuose siurbliuose siurbiamas skystis patiria slėgį greitai besisukančio sparnuotės mentėse. Šiuo atveju judančio skysčio kinetinė energija paverčiama potencialaus slėgio energija.

Prieš montuojant ESP, būtina paruošti šulinį jo veikimui. Norėdami tai padaryti, jis nuplaunamas, tai yra, dugnas išvalomas nuo smėlio kamščių ir galimų pašalinių daiktų. Tada nuleidžiamas specialus šablonas ir pakeliamas į korpuso eilutę nuo šulinio galvutės iki gylio, viršijančio įrenginio nuleidimo gylį 100 - 150 m, kurio skersmuo yra šiek tiek didesnis nei maksimalus panardinamojo įrenginio skersmuo. Tuo pačiu metu bokštas arba stiebas yra kruopščiai centre, palyginti su šulinio galvute.

Dažniausiai įpurškimo šuliniai savo konstrukcija nesiskiria nuo gamybos šulinių. Be to, tam tikras skaičius gamybinių gręžinių, atsidūrusių vandens nešimo kontūro zonoje arba už jos, perkeliami į įpurškimo gręžinių kategoriją. Esant vidinio kontūro ir ploto užtvindymui, gamybinių šulinių perkėlimas į vandens įpurškimą laikomas normaliu.

Esamos įpurškimo šulinių konstrukcijos numato vandens įpurškimą per vamzdelį, kuris eina su tankintuvu ir inkaru. Virš tankintuvo erdvė turi būti užpildyta skysčiu, neutraliu metalui.

Dugno angoje turi būti pakankamo storio filtras, užtikrinantis planuojamo tūrio vandens įpurškimą, ne mažesnio kaip 20 m gylio mechaninių priemaišų kaupimuisi. Patartina naudoti įdėtus filtrus, kuriuos galima periodiškai pakelti iš šulinių ir išvalyti.

Įpurškimo šulinio šulinio jungiamosios detalės skirtos vandens tūriui tiekti ir reguliuoti į šulinį, atlikti įvairias technologines praplovimo, tobulinimo, valymo ir kt.

Armatūra susideda iš korpuso flanšo, kryžiaus, naudojamo ryšiui su žiedine erdve, ritės, ant kurios pakabinamas vamzdelis, trišakio įpuršktam skysčiui tiekti į šulinį. Pakerio ir inkaro paskirtis ir konstrukcija iš esmės nesiskiria nuo naudojamų tekančių šulinių.

7 Šulinių tyrimas

Eksploatuojant gręžinius, jie tiriami, siekiant stebėti gamybinės eilės techninę būklę, įrenginių veikimą, patikrinti gręžinių parametrų atitiktį nustatytam technologiniam režimui, gauti informaciją, reikalingą šiems režimams optimizuoti.

Tiriant šulinius:

a) patikrinama gręžinio ir sumontuotos įrangos techninė būklė (cementinio akmens, gaubto ir vamzdžių sandarumas, dugno skylės formavimo zonos būklė, gręžinio užterštumas, siurblio srautas, sklendžių ir kitų gylyje sumontuotų prietaisų veikimas);

b) įvertinamas įrangos mazgų patikimumas ir eksploatacinės savybės, nustatomas įrangos ir gręžinių kapitalinio remonto laikotarpis;

c) gauti informaciją, reikalingą planuojant įvairius darbo ir kitus darbus šuliniuose, taip pat šių darbų technologiniam efektyvumui nustatyti.

Minėtoms problemoms spręsti naudojamas įvairių tipų tyrimų ir matavimų kompleksas (naftos gavybos, vandens išpjovos, dujų faktoriaus matavimas, temperatūrų ir slėgio giluminiai matavimai, gylio matavimai, dinamometrija, darbinio agento kaštų fiksavimas). , įrangos gedimų ir remonto apskaita, gręžinių produkcijos pavyzdžių analizė ir kt.).

Tyrimų ir matavimų tipus, apimtį ir dažnumą, kad būtų galima kontroliuoti visų gręžinių eksploatavimo būdų įrangos veikimą, katedra nustato kartu su mokslinių tyrimų organizacijomis ir geofizinėmis įmonėmis.

Gamybos gręžinių veikimo stebėjimo tyrimai turi būti atliekami visiškai laikantis saugos taisyklių naftos ir dujų pramonėje, laikantis žemės gelmių ir aplinkos apsaugos reikalavimų.

Siurblio siurbimo įrenginio tyrimo pagrindas yra dinamometrija - požeminės įrangos veikimo valdymo metodas ir teisingo siurbimo įrenginio technologinio veikimo režimo nustatymo pagrindas.

Metodo esmė ta, kad apkrova ant sandariklio strypo nustatoma nekeliant siurblio į paviršių naudojant dinamografą. Ant popieriaus, diagramos pavidalu, apkrovos fiksuojamos judant aukštyn ir žemyn, priklausomai nuo stiebo judėjimo.

Norint nustatyti atstumą nuo burnos iki dinaminio lygio, naudojami garso matavimo metodai. Labiausiai paplitę yra įvairūs echometriniai įrenginiai, skirti šuliniams, kurių slėgis yra 0,1 MPa. Šių įrenginių veikimo principas yra tas, kad iš miltelių traškėjimo į žiedą siunčiamas akustinis impulsas. Šis impulsas, atsispindėjęs nuo skysčio lygio, grįžta į burną, veikdamas termofoną, o pavertęs ir sustiprinęs elektriniu, rašikliu įrašomas ant judančios popierinės juostos.

Bangų matavimas atliekamas naudojant echolotą, kuris leidžia nustatyti dinaminį lygį iki 4000 m gylio šuliniuose esant žiediniam slėgiui iki 7,5 MPa. Slėgis ir temperatūra gręžinyje ir išilgai gręžinio matuojami gylio termometrais, kurie sujungti į vieną įrenginį.

8 Gręžinių našumo didinimo metodai

Naftos ir dujų gręžiniuose laikui bėgant mažėja gręžinių srautas ir našumas. Tai natūralus procesas, nes laipsniškai mažėjant rezervuaro slėgiui, mažėja rezervuaro energija, reikalinga skysčiui ir dujoms pakelti į paviršių.

Gręžinio našumas taip pat mažėja dėl uolienų pralaidumo pablogėjimo, produktyvaus darinio dėl jo porų užsikimšimo dugno duobės zonoje dervingomis, parafininėmis nuosėdomis, mechaninėmis darinio šalinimo dalelėmis.

Naftos ir dujų gavybos lygiui stabilizuoti naudojami įvairūs dugno duobių formavimosi zonos įtakos būdai, kurie leidžia padidinti naftos išgavimą ir nesumažinti gręžinio našumo. Šulinių našumo didinimo būdai, darant įtaką dugno duobės formavimo zonai, skirstomi į cheminius, mechaninius, terminius ir kompleksinius.

Renkantis gydymo metodą kiekvienu konkrečiu atveju lemiamą reikšmę turi reikiamas produktyvaus darinio apdorojimo gylis, siekiant atkurti ar pagerinti pralaidumą. Todėl pagal poveikio į porėtą terpę gylį šulinio stimuliavimo būdus galima suskirstyti į dvi dideles kategorijas: metodus su mažu poveikio spinduliu ir metodus su dideliu poveikio spinduliu. Pagrindiniai būdai, kaip pagerinti formacijos ryšį su šuliniu su nedideliu smūgio spinduliu:

a) Sprogmenų naudojimas. Tai apima kulką, kaupiamąją perforaciją, įvairius torpedų variantus.

Jei nėra pakankamo ryšio tarp formacijos ir gręžinio, galima pakartoti įprastą perforavimą kulkos perforatoriumi. Siekiant padidinti jo efektyvumą, šulinys užpildomas ne molio tirpalu ar vandeniu, o skysčiais, kurie neteršia naujai sukurtų perforacijų.

Esant kietoms ir tankioms uolienoms, produktyvų darinį galima torpeduoti su į darinio tarpą rankovėse nuleistu sprogmeniu ir elektros saugikliu, kuris supučiamas kabeliu iš šulinio galvutės. Įdėklai pagaminti iš asbesto metalo arba plastiko. Dažniausiai naudojamos sprogstamosios medžiagos yra nitroglicerinas, TNT dinamitas ir kt. Sprogimas gali sukurti urvus ir įtrūkimus atlyginimo sluoksnyje. Taigi, kartu gerinant formacijos ryšį su šuliniu, didėja ir darinio pralaidumas didelio spindulio zonoje (susidaro mikro ir makro plyšiai, kurie gali plisti dešimtimis metrų).

Kryptinis torpedas gali būti atliktas naudojant atitinkamą išorinio krūvio formą ir įdėklus sprogimo kelyje. Priklausomai nuo poreikio, gali būti naudojamos šoninio išsklaidyto, šoninio koncentruoto ir vertikalaus veikimo torpedos.

Perforatoriai su sprogstamaisiais sviediniais sukuria apvalias skylutes kolonoje ir su cementiniu žiedu, prasiskverbia į uolą ir, sprogdami, suformuoja urvus ir plyšius. Forminio krūvio perforatorius susideda iš įtaiso, kurio ląstelėse yra forminio krūvio veikimo krūviai. Kiekvienas elementas, esantis priešingoje saugiklio pusėje, turi atitinkamo profilio įdubą. Taigi dujiniai sprogimo produktai nukreipiami išilgai krūvio ašies galingos srovės pavidalu, kuri sukuria kanalą kolonoje, cementą ir uolieną atitinkama kryptimi.

b) Šulinio ir perforavimo zonos valymas aktyviosiomis paviršiaus medžiagomis arba rūgštinėmis voniomis. Šiuo atveju naudojami skysčiai susideda iš 1,5 % aktyviųjų paviršiaus medžiagų tirpalo, ištirpinto (arba disperguotų) vandenyje, arba iš tirpalo, kuriame yra 15 %. HCI , Į kurį pridedama nuo 0,5 iki 2% korozijos inhibitoriaus ir kartais nuo 1 iki 4% vandenilio fluorido rūgšties. Kai kuriais atvejais naudojamos mišrios rūgščių ir paviršiaus aktyviųjų medžiagų kompozicijos. Paprastai šulinys praplaunamas vienu iš aukščiau paminėtų tirpalų, tada į formaciją įtraukiamas darbinis skystis, kurio tūris yra 0,3 0,7 m 3 kiekvienam perforavimo intervalo metrui. Rūgštinių kompozicijų ekspozicija yra 1-6 valandos, aktyviosios paviršiaus medžiagos be rūgšties ekspozicija yra 24 valandos, tada panaudotas tirpalas pašalinamas ir šulinys pradedamas eksploatuoti arba pradedama formuoti metodu su dideliu įtakos spindulys.

Paviršiaus aktyvių tirpalų naudojimas šulinio praplovimui arba pumpavimui į formaciją nedideliame gylyje užtikrina despergavimą ir kietųjų dalelių bei gręžimo purvo filtrato pašalinimą iš gręžinio ir darinio, taip pat aliejaus-vandens emulsiją.

Rūgštinės vonios išvalomos nuo molio tirpalo naujuose (ar kapitališkai suremontuotuose) šuliniuose, taip pat pašalinamos druskos nuosėdos, susikaupusios eksploatacijos metu.

c) Temperatūros padidėjimas gręžinyje produktyvaus formavimo intervale. Šiluminiai metodai. Norėdami padidinti temperatūrą, galite naudoti karšto skysčio cirkuliaciją šulinyje, termocheminius procesus, elektrinius šildytuvus. Šulinio perforuotos zonos šildymo trukmė paprastai yra 5-50 valandų. Šiuo atveju – kietųjų angliavandenilių (parafino, dervų, asfaltenų ir kt.) nuosėdų suskystinimas, kurios vėliau pašalinamos pradėjus eksploatuoti gręžinį. Degiųjų skysčių cirkuliacija šulinyje nesunkiai realizuojama, tačiau daugiau nei 1000-2000 m gylyje. jis nėra labai efektyvus dėl didelių šilumos nuostolių iš gręžinio į atviro geologinio išleidimo nuosėdas.

Elektriniuose šildytuvuose naudojama elektrinių varžų sistema, sumontuota vamzdyje, kuris įrengiamas vamzdelio stygos gale. Elektros energija nuo paviršiaus tiekiama kabeliu. Taip pat yra šildytuvų, pagrįstų aukšto dažnio tonų naudojimu. Elektriniai šildytuvai gali būti išdėstyti šulinio apačioje ir jo veikimo metu. Šiuo atveju šildytuvai įjungiami ir išjungiami įjungiant ir išjungiant maitinimą.

Dujų degikliai susideda iš vamzdinės kameros, nuleistos į šulinį, su dviem koncentrinėmis vamzdžių stygomis. Degiosios dujos įpurškiamos per mažo skersmens vamzdžius, pirminis oras – per žiedinę erdvę, o antrinis – per kolonėlę. Degimas pradedamas tiekiant elektros energiją kabeliu nuo paviršiaus. Kitas kabelis su termopora matuoja temperatūrą iš išorės, kuri neturi viršyti 300 400 0 С, kad nebūtų pažeista šulinio virvelė. Temperatūra palaikoma norimame lygyje, atitinkamai reguliuojant dujų ir oro išleidimo kiekius.

Termocheminis apdorojimas pagrįstas šilumos išsiskyrimu gręžinio dugne dėl cheminio proceso, kurio metu ištiesinami gręžinio perforacijos zonoje iškritę sunkieji angliavandeniliai, siekiant vėliau juos pašalinti. Norėdami tai padaryti, naudokite 15% tirpalo reakciją HCI su kaustine soda ( Na OH), aliuminio ir magnio.

Dėl 1 kg natrio hidroksido reakcijos su druskos rūgštimi išsiskiria 2868 kJ šilumos. Reakcijos metu gaunamas didelis šilumos kiekis HCI su aliuminiu (kuris sukuria 18924 kJ vienam kg Al ). Tačiau taip susidaro aliuminio hidroksido dribsniai. Al ( OI ) 3, kurie gali užkimšti poras ir srauto kanalus rezervuare. Veiksmingiausias magnio panaudojimas, su kuriuo reaguojant HCI išskiria 19259 kJ, ir magnio chloridą MgCi 2 gerai tirpsta vandenyje.

Pagrindiniai būdai, kaip pagerinti produktyvaus formavimo ryšį su didelio smūgio spindulio šuliniu:

a) Gamybinio darinio apatinės skylės zonos apdorojimas rūgštimi. Šie metodai daugiausia naudojami smėliuose, kuriuose karbonatų yra daugiau nei 20 %, arba su cementine medžiaga, susidedančia iš kalcio arba magnio karbonatų.

Pagrindinė naudojama rūgštis yra H SU aš ... Jis veiksmingai veikia kalcio arba magnio karbonatą, sudarydamas tirpius ir lengvai pašalinamus chloridus. Druskos rūgštis yra pigi ir jos netrūksta. Taip pat naudojamos ir kitos rūgštys: acto, skruzdžių ir kt.. Į rūgščių tirpalus taip pat dedama įvairių priedų: korozijos inhibitorių, priedų, mažinančių paviršiaus įtempimą, sulėtinančių reakciją, disperguojančių ir kt.

Į rezervuarą įpurškus rūgštinį tirpalą esant mažesniam nei lūžio slėgis įpurškimo slėgiui, dugno skylės susidarymo zonoje esančios poros arba rezervuaro uolienoje esantys įtrūkimai ir mikroįtrūkimai išvalomi ir išsiplečia, taip atstatant pažeistą apdorojamos zonos pralaidumą. kai kuriais atvejais net padidina pradinę vertę...

Darbo technologija tokia: šulinys išvalomas ir užpilamas aliejumi arba vandeniu (drusku arba šviežiu) su 0,1 0,3 % aktyviosios paviršiaus medžiagos priedu. Ant paviršiaus paruošiamas rūgštinis tirpalas, pridedant reikiamų komponentų, kurių įvedimo seka nustatoma daugiausia remiantis laboratorinių tyrimų duomenimis. Rūgštinis tirpalas pumpuojamas į vamzdelį atidarytu vožtuvu ant šulinio žiedo. Pasiekus šulinio perforacijos intervalą, vožtuvas uždaromas ir vamzdžiais pumpuojamas rūgšties tirpalas, kol prasiskverbia į rezervuarą, o paskutiniame etape tirpalas perleidžiamas aliejumi arba vandeniu su priedu 0,1– 0,3% aktyviosios paviršiaus medžiagos. Rūgštinei reakcijai palaikykite 16 valandas (bet ne ilgiau), tada tirpalas pašalinamas. Šulinys pradedamas eksploatuoti. Tuo pačiu metu atidžiai stebimas gamybos greičio pokytis, siekiant nustatyti atlikto gydymo poveikį.

Yra įvairių technologinių rūgštinimo variantų, tokių kaip: paprastas, selektyvus, kartotinis, kintamasis, su vibracija ir kt.

b) Hidraulinis produktyvaus darinio ardymas šulinio dugno zonoje. Šis metodas taikomas dariniuose, kuriuos reprezentuoja kietos, tankios, mažo pralaidumo uolienos (smiltainiai, kalkakmeniai, dolomitai ir kt. Lūžio slėgis pasiekiamas pumpuojant į šulinį aukšto slėgio skystį. Tokiu atveju atsidaro esami plyšiai ir mikroįtrūkimai arba sukuriami nauji, kurie gali žymiai pagerinti hidrodinaminį ryšį tarp formacijos ir gręžinio.

c) Požeminiai branduoliniai sprogimai. Eksperimentiškai buvo tiriami sprogimai, o rezultatai buvo teigiami kietose, sandariose, mažo pralaidumo dariniuose. Dėl branduolinio sprogimo gamybiniame darinyje aplink užtaiso šulinį susidaro ertmė, užpildyta sunaikinta uoliena, tada trupinimo zona ir už jos zona su plyšių ir mikroįtrūkimų sistema. Šis metodas yra įdomus, ypač naudojant dujų gręžinius, kurių srautas gali būti padidintas kelias dešimtis kartų.

d) terminiai metodai. Jie yra pagrįsti temperatūros padidėjimu aplink šulinį esančiame darinyje ir naudojami labai klampių alyvų, turinčių didelį parafino kiekį, prisotintose nuosėdose. Šie metodai yra panašūs į temperatūros didinimo gręžinyje metodus, tačiau norint sušildyti darinį 2–15 m spinduliu reikia daugiau šilumos, riboto garo rezervuaro (ciklinio garo įpurškimo) arba apskrito priekio požeminis deginimas aplink gamybinį šulinį, nustatomas pagal skaičiuojamąjį spindulį, iki kurio reikia šildyti rezervuarą. Be to, pastaraisiais metais buvo sukurtos įvairios naujos technologijos, skirtos paveikti dugno skylių formavimo zoną, pagrįstos šiuolaikinių reagentų ir chemijos pramonės atliekų panaudojimu.

9 Šulinių eiga ir tvarkymas

Yra dviejų tipų šulinių apdirbimas – paviršinis ir požeminis. Žemės remontas yra susijęs su įrangos, esančios vamzdynų, siurblinių agregatų, vožtuvų, elektros įrangos ir kt., šulinio galvutėje, darbingumo atstatymu.

Požeminis remontas apima darbus, kuriais siekiama pašalinti į šulinį įleistos įrangos gedimus, taip pat atkurti arba padidinti gręžinio debitą. Požeminis remontas yra susijęs su kėlimo įranga iš šulinio.

Pagal atliekamų operacijų sudėtingumą požeminis remontas skirstomas į einamąjį ir kapitalinį remontą.

Pagal dabartinį gręžinio darbą suprantamas technologinių ir techninių priemonių rinkinys, skirtas jo produktyvumui atkurti ir ribojamas poveikio dugno duobės formavimo zonai bei šulinyje esantiems įrengimams.

Į eilinį remontą įeina šie darbai: sugedusios įrangos keitimas, dugno ir šulinio valymas, rezervuaro produktyvumo atkūrimas dėl atskirų stimuliavimo būdų (šildymas, plovimas, chemikalų įpurškimas).

Einamasis remontas gali būti planuojamas prevencinis ir atliekamas siekiant profilaktiškai apžiūrėti, nustatyti ir pašalinti atskirus, dar nepranešusius, gręžinio veikimo sutrikimus.

Antrasis einamojo remonto tipas – atkūrimas, atliekamas siekiant pašalinti gedimą – iš tikrųjų yra avarinis remontas. Praktikoje toks remontas vyrauja dėl įvairių priežasčių, bet daugiausia dėl netobulų technologijų ir žemo naudojamos įrangos patikimumo.

Rodikliai, apibūdinantys gręžinio veikimą laiku, yra eksploatacijos koeficientas (KE) ir kapitalinio remonto laikotarpis (MCI). CE yra gręžinio darbo laiko, pavyzdžiui, per metus (TOTR), ir kalendorinio laikotarpio (TCAL) santykis. MCI – tai vidutinis laikas tarp dviejų remonto darbų pasirinktu laikotarpiu arba visų dirbtų TOTR valandų per metus ir remonto darbų skaičiaus P per tą patį laikotarpį santykis.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Būdai padidinti CE ir MFR yra sumažinti treniruočių skaičių, vieno treniruotės trukmę ir ilginti geros būklės laiką.

Šiuo metu daugiau nei 90 % visų darbų atliekami šuliniuose su siurbliais su siurbtukais ir mažiau nei 5 % su ESP.

Dabartinio remonto metu atliekamos šios operacijos

1. Transportas – įrangos pristatymas į šulinį;

2. Parengiamasis – pasiruošimas remontui;

3. Nuleidimas - alyvos įrangos kėlimas ir nuleidimas;

4. Šulinio valymo, įrangos keitimo, smulkių avarijų likvidavimo operacijos;

5. Galutinis - įrangos išmontavimas ir paruošimas transportavimui.

Jei įvertintume šioms operacijoms sugaištą laiką, pamatytume, kad daugiausiai laiko nuostoliai tenka transporto operacijoms (jos užima iki 50 proc. laiko), todėl pagrindinės projektuotojų pastangos turėtų būti nukreiptos į tai, kad būtų sumažintas pervežimas. transportavimo laikas - sukuriant surinkimo pajėgumus turinčias mašinas ir agregatus, operacijas pirmyn ir atgal - dėl patikimų vamzdžių ir strypų prisukimo ir atsukimo automatų sukūrimo.

Kadangi atliekant įprastinę gręžinio priežiūrą, būtina prieiti prie jo gręžinio, t.y. susijęs su slėgio mažinimu, todėl būtina atmesti atvejus, kai gali tekėti darbo pradžioje arba pabaigoje. Tai pasiekiama dviem būdais: pirmasis ir plačiai naudojamas – „užmušant“ šulinį, t.y. Į formaciją ir šulinį įpurškiamas skystis, kurio tankis užtikrina slėgio P zab susidarymą šulinio apačioje. viršijant rezervuarą. Antrasis yra įvairių prietaisų naudojimas - atjungimo įtaisai, kurie išjungia šulinio dugną, kai pakeliamas vamzdis.

Bėgimo ir šokinėjimo operacijos (TRO) užima pagrindinę bendro laiko, praleisto gerai darbui, balanso dalį. Jie yra neišvengiami atliekant bet kokius darbus, susijusius su įrangos eksploatavimu ir keitimu, smūgiu į apatinę angą, praplovimo stygomis ir kt. Išjungimo procesas susideda iš pakaitomis prisukant (arba atsukant) vamzdelį, kuris yra įrangos pakabinimo priemonė, kanalas susidarančio skysčio pakėlimui ir proceso skysčių tiekimui į šulinį, o kai kuriais atvejais - žvejybos, valymo ir kt. darbai. Dėl šių funkcijų įvairovės vamzdžiai tapo nepakeičiamu gręžinių įrangos komponentu bet kokiam be išimties veikimo būdui.

Vamzdžių operacijos yra monotoniškos, daug darbo reikalaujančios ir lengvai mechanizuojamos. Be parengiamųjų ir baigiamųjų operacijų, kurios turi savo specifiką įvairiems veikimo režimams, visas sujungimo su vamzdeliais procesas yra vienodas atliekant visų tipų priežiūrą. Nusileidimo ir kėlimo operacijos su strypais atliekamos taip pat kaip ir su vamzdžiais, o strypų atsukimas (atsukimas) atliekamas mechaniniu strypo veržliarakčiu. Užstrigus stūmokliui siurblio cilindre arba strypams vamzdeliuose (vaškavimas), taip pat jiems sulūžus, atsiranda būtinybė vienu metu kelti vamzdžius ir strypus. Procesas atliekamas pakaitomis atsukant vamzdį ir strypą.

Well workover apjungia visų tipų darbus, kuriems reikia ilgo laiko, didelių fizinių pastangų ir daugybės daugiafunkcinės įrangos. Tai darbas, susijęs su sudėtingų avarijų likvidavimu, tiek su nuleista į gręžinį įranga, tiek su pačiu šuliniu, darbas perkeliant gręžinį iš vieno eksploatavimo objekto į kitą, darbai siekiant apriboti ar panaikinti vandens pritekėjimą, didinti eksploatuojamo storio. medžiaga, poveikis formavimuisi, naujos kamieno šalinimas ir kt.

Atsižvelgiant į darbo specifiką, naftos ir dujų gavybos skyriuose kuriami specializuoti gręžinių apdirbimo cechai. Šulinys, įtrauktas į kapitalinį remontą, lieka eksploatuojamoje atsargoje, tačiau neįtraukiamas į eksploatacines atsargas.

10 Naftos, dujų ir vandens surinkimas ir paruošimas

Gamyba iš naftos ir dujų gręžinių nėra atitinkamai gryna nafta ir dujos. Iš gręžinių kartu su nafta patenka susidarymo vanduo, susijusios (naftos) dujos, kietos mechaninių priemaišų dalelės.

Gaminamas vanduo yra labai mineralizuota terpė, kurioje druskos kiekis siekia iki 300 g/l. Formavimo vandens kiekis aliejuje gali siekti 80%. Mineralinis vanduo padidina korozinį vamzdžių, rezervuarų sunaikinimą, vamzdynų ir įrangos susidėvėjimą. Asocijuotos (naftos) dujos naudojamos kaip žaliava ir kuras.

Techniškai ir ekonomiškai įmanoma alyvą specialiai paruošti prieš tiekiant ją į magistralinį naftotiekį, siekiant ją nusūdyti, dehidratuoti, degazuoti ir pašalinti kietąsias daleles.

Naftos telkiniuose dažniausiai naudojama centralizuota naftos surinkimo ir apdorojimo schema (2 pav.). Gaminių surinkimas vykdomas nuo gręžinių grupės iki automatizuotų grupinių apskaitos prietaisų (AGZU). Iš kiekvieno gręžinio per atskirą vamzdyną nafta tiekiama į AGSU kartu su dujomis ir formavimo vandeniu. AGZU fiksuoja tikslų alyvos kiekį iš kiekvieno gręžinio, taip pat pirminį atskyrimą daliniam formavimo vandens, naftos dujų ir mechaninių priemaišų atskyrimui su atskirtų dujų kryptimi dujotiekiu į dujų perdirbimo įmonę (dujų perdirbimo įmonę). ). Iš dalies nusausinta ir iš dalies degazuota alyva teka per surinkimo kolektorių į centrinį surinkimo tašką (CPF). Paprastai viename naftos telkinyje yra įrengtas vienas CPF.

Naftos ir vandens valymo įrenginiai yra sutelkti CPF. Visos alyvos paruošimo technologinės operacijos atliekamos alyvos valymo gamykloje. Šios įrangos komplektas vadinamas UKPN kompleksiniu alyvos apdorojimo įrenginiu. .

2 pav. - Naftos telkinio gręžinių surinkimo ir paruošimo schema:

1 naftos gręžinys;

2 automatiniai grupiniai apskaitos prietaisai (AGZU);

3 slėginė siurblinė (BPS);

4 formavimo vandens valymo įrenginys;

5 aliejaus apdorojimo įrenginys;

6 dujų kompresorių stotis;

7 7 centrinis naftos, dujų ir vandens surinkimo punktas;

8 rezervuaro parkas

Dehidratuota, demineralizuota ir degazuota alyva, baigus galutinę kontrolę, patenka į komercinės alyvos rezervuarus, o po to į pagrindinio naftotiekio pagrindinę siurblinę.

Aliejaus dehidratacijai trukdo tai, kad aliejus ir vanduo sudaro stabilias „vanduo aliejuje“ emulsijas. Šiuo atveju vanduo alyvos terpėje paskirstomas į mažyčius lašelius ir susidaro stabili emulsija. Todėl, norint dehidratuoti ir gėlinti aliejų, būtina atskirti nuo jo šiuos mažyčius vandens lašelius ir pašalinti vandenį iš aliejaus. Aliejui dehidratuoti ir nusūdyti naudojami šie technologiniai procesai:

- gravitacinės naftos nuosėdos,

- karšto aliejaus dumblas,

- termocheminiai metodai,

- elektrinis alyvos gėlinimas ir elektrinis dehidratavimas.

Gravitacijos nusėdimo procesas yra pats paprasčiausias technologijos požiūriu. Tokiu atveju bakai užpildomi alyva ir laikomi tam tikrą laiką (48 valandas ir ilgiau). Ekspozicijos metu vyksta vandens lašelių koaguliacijos procesai, didesni ir sunkesni vandens lašeliai veikiami gravitacijos (gravitacijos) nusėda į dugną ir kaupiasi susidarančio vandens sluoksnio pavidalu.

Tačiau gravitacinis šalto naftos dumblo procesas yra neefektyvus ir nepakankamai efektyvus naftos dehidratacijos būdas. Karštas laistomo aliejaus dumblas yra efektyvesnis, kai dėl alyvos pakaitinimo iki 50–70 °C temperatūros labai palengvėja vandens lašelių krešėjimo procesai ir pagreitėja alyvos dehidratacija dumblo metu. Gravitacinio vandens nusausinimo metodų trūkumas yra mažas efektyvumas.

Veiksmingesni metodai yra cheminė, termocheminė, taip pat elektrinė dehidratacija ir demineralizacija. Cheminiais metodais į laistomą aliejų įvedamos specialios medžiagos, vadinamos demulsifikatoriais. Paviršinio aktyvumo medžiagos naudojamos kaip demulsikliai. Jų į aliejaus sudėtį dedama nedideliais kiekiais nuo 5 10 iki 50 60 g 1 tonai aliejaus. Geriausius rezultatus rodo vadinamosios nejoninės aktyviosios paviršiaus medžiagos, kurios aliejuje nesuyra į anijonus ir katijonus.

Demulsikliai adsorbuojami alyvos ir vandens sąsajoje ir išstumia arba pakeičia paviršinio aktyvumo natūralius emulsiklius, esančius skystyje. Be to, vandens lašelių paviršiuje susidariusi plėvelė yra trapi, o tai žymi mažų lašelių susiliejimą į didelius, t.y. susiliejimo procesas. Dideli drėgmės lašeliai lengvai nusėda ant rezervuaro dugno. Cheminės dehidratacijos efektyvumą ir greitį ženkliai padidina kaitinant aliejų, t.y. termocheminiais metodais, sumažinant alyvos klampumą kaitinant ir palengvinant vandens lašelių susiliejimo procesą.

Likęs vandens kiekis pašalinamas naudojant elektrinius dehidratacijos ir gėlinimo metodus. Elektrinis alyvos dehidratavimas ir elektrinis gėlinimas yra susijęs su alyvos pravedimu per specialius elektrinius dehidratatorius, kur alyva praeina tarp elektrodų ir sukuria aukštos įtampos elektrinį lauką (20-30 kV). Norint padidinti elektrinio dehidratacijos greitį, aliejus pašildomas iki 50–70 ° C temperatūros. Laikant tokią naftą rezervuaruose, transportuojant vamzdynais ir rezervuaruose geležinkeliu, dėl garavimo prarandama nemaža dalis angliavandenilių. Lengvieji angliavandeniliai yra vertingos žaliavos ir kuras (lengvasis benzinas). Todėl prieš tiekiant aliejų iš jos išgaunami lengvi žemos virimo temperatūros angliavandeniliai. Ši technologinė operacija vadinama alyvos stabilizavimu. Norint stabilizuoti alyvą, ji yra rektifikuojama arba karštai atskiriama. Paprasčiausias ir plačiausiai naudojamas naftos ruošimui lauke yra karštasis atskyrimas, atliekamas ant specialaus stabilizavimo įrenginio. Karšto atskyrimo metu aliejus pašildomas specialiuose šildytuvuose ir tiekiamas į separatorių, dažniausiai horizontalų. Separatoriuje alyva įkaitinama iki 40–80 °C ir iš jos aktyviai išgarinami lengvieji angliavandeniliai, kurie išsiurbiami kompresoriaus ir per šaldymo įrenginį siunčiami į surenkamąjį dujotiekį.

Kartu su išgrynintu formavimo vandeniu į produktyvias formacijas formavimo slėgiui palaikyti pumpuojamas gėlas vanduo, gaunamas iš dviejų šaltinių: požeminių (artezinių šulinių) ir atvirų vandens telkinių (upių). Iš artezinių gręžinių pagamintas požeminis vanduo pasižymi dideliu grynumo laipsniu ir daugeliu atvejų nereikalauja gilaus valymo prieš suleidžiant į rezervuarus. Tuo pačiu metu atvirų rezervuarų vanduo yra gerokai užterštas molio dalelėmis, geležies junginiais, mikroorganizmais ir reikalauja papildomo valymo. Šiuo metu naudojami dviejų tipų vandens paėmimai iš atvirų rezervuarų: po kanalu ir atviri. Taikant povandeninį metodą, vanduo paimamas žemiau upės dugno „po kanalu“. Tam upės salpoje išgręžiami 20-30 m gylio ir 300 mm skersmens šuliniai. Šie šuliniai būtinai praeina per smėlio dirvožemio sluoksnį. Šulinys sutvirtintas korpusiniais vamzdžiais su skylutėmis ant stipinų ir į juos nuleidžiami 200 mm skersmens vandens paėmimo vamzdžiai. Kiekvienu atveju gaunami du susisiekiantys indai „upė-šulinis“, atskirti natūraliu filtru (smėlio dirvožemio sluoksniu). Vanduo iš upės teka smėliu ir kaupiasi šulinyje. Vanduo iš šulinio įleidžiamas vakuuminiu siurbliu arba vandens kėlimo siurbliu ir tiekiamas į klasterinę siurblinę (SPS). Atviruoju metodu vanduo siurblių pagalba išpumpuojamas iš upės ir tiekiamas į vandens gerinimo įrenginį, kur pereina valymo ciklą ir patenka į nusodintuvą. Karteryje koalescerių reagentų pagalba į nuosėdas pašalinamos mechaninių priemaišų dalelės ir geležies junginiai. Galutinis vandens valymas vyksta filtruose, kuriuose kaip filtravimo medžiaga naudojamas švarus smėlis arba smulki anglis.

11 Sauga, darbo ir aplinkos apsauga

Naftos produktų tiekimo įmonės vykdo naftos produktų, kurių daugelis yra toksiški, gerai išgaruoja, gali būti elektrifikuoti, gaisriniai ir sprogūs, laikymo, tiekimo ir priėmimo operacijas. Dirbant pramonės įmonėse galimi šie pagrindiniai pavojai: gaisro ir sprogimo kilimas, kai technologiniuose įrenginiuose ar vamzdynuose yra sumažintas slėgis, taip pat kai pažeidžiamos jų saugaus eksploatavimo ir remonto taisyklės; darbuotojų apsinuodijimai dėl daugelio naftos produktų ir jų garų, ypač benzino su švinu, toksiškumo; darbuotojų sužalojimas dėl besisukančių ir judančių siurblių, kompresorių ir kitų mechanizmų dalių, kai tvoros nėra arba jos neveikia; elektros smūgis pažeidus elektros įrenginių įtampingo dalių izoliaciją, gedus įžeminimui, nenaudojant asmeninių apsaugos priemonių; padidėjusi arba sumažėjusi įrangos paviršiaus arba oro temperatūra darbo zonoje; padidėjęs vibracijos lygis; nepakankamas darbo zonos apšvietimas; galimybė nukristi aptarnaujant aukštyje esančią įrangą. Aptarnaujant įrangą ir atliekant jos remontą, draudžiama: naudoti atvirą ugnį naftos produktams, šildymo armatūrai ir pan. šildyti; sugedusios įrangos veikimas; įrenginių, vamzdynų ir jungiamųjų detalių eksploatavimas ir remontas pažeidžiant saugos taisykles, esant naftos produktų nuotėkiams per sandūrų ir sandariklių nesandarus arba dėl metalo susidėvėjimo; bet kokių svirčių (laužtuvų, vamzdžių ir kt.) naudojimas vožtuvams atidaryti ir uždaryti; nuo elektros tinklo neatjungtų elektros įrenginių remontas; įrangos ir mašinų dalių valymo degiaisiais skysčiais; dirbti be atitinkamų asmeninių apsaugos priemonių ir kombinezonų. Išsiliejus naftos produktams, išsiliejimo vietą reikia užpilti smėliu ir išvežti į saugią vietą. Jei reikia, pašalinti naftos produktais užterštą dirvą. Patalpose, kuriose įvyko išsiliejimas, degazavimas atliekamas dichloraminu (3% tirpalas vandenyje) arba balikliu košės pavidalu (viena dalis sauso baliklio dviem-penkioms dalims vandens). Degazuokite sausu balikliu, kad išvengtumėte užsidegimo. Įmonės teritorijoje ir gamybinėse patalpose rūkyti draudžiama, išskyrus specialiai tam skirtas vietas (susitarus su ugniagesiais), kur iškabinti ženklai „Rūkymo vieta“. Įėjimai į gaisrinius hidrantus ir kitus vandens tiekimo šaltinius visada turi būti laisvi, kad ugniagesių automobiliai galėtų netrukdomai praeiti.

Žiemą būtina: nuvalyti nuo sniego ir ledo, pabarstyti smėliu, kad neslystų: grindų dangas, laiptus, perėjas, šaligatvius, pėsčiųjų takus ir kelius; operatyviai pašalinti ant įrenginių, pastatų stogų, metalinių konstrukcijų susidariusias varveklius ir ledo pluteles.

Iš pradžių žmogus negalvojo apie tai, kas užgriūva intensyvia naftos ir dujų gavyba. Svarbiausia buvo kuo daugiau jų išpumpuoti. Ir taip jie padarė. Iš pradžių atrodė, kad aliejus žmonėms atneša tik naudą, tačiau pamažu paaiškėjo, kad jo naudojimas turi ir minusą. Tarša nafta sukuria naują ekologinę situaciją, kuri lemia esminius gamtos išteklių ir jų mikrofloros pasikeitimus arba visišką jų transformaciją. Dirvožemio užterštumas nafta smarkiai padidina anglies ir azoto santykio vertę. Toks santykis pablogina dirvožemių azoto režimą ir sutrikdo augalų šaknų mitybą. Dirvožemis savaime valosi labai lėtai dėl biologinio aliejaus skaidymosi. Dėl šios priežasties kai kurios organizacijos turi iš naujo įdirbti dirvožemį po užteršimo.

Vienas iš perspektyviausių aplinkos apsaugos nuo taršos būdų yra kompleksinės naftos gavybos, transportavimo ir saugojimo procesų automatizavimo sukūrimas. Pavyzdžiui, anksčiau telkiniai nežinojo, kaip gabenti naftą ir susijusias dujas ta pačia vamzdynų sistema. Tam buvo nutiestos specialios naftos ir dujų komunikacijos su daugybe įrenginių, išsibarsčiusių didžiulėse teritorijose. Laukus sudarė šimtai objektų, o kiekviename naftos regione jie buvo pastatyti savaip, tai neleido jų sujungti su viena nuotolinio valdymo sistema. Natūralu, kad naudojant šią ištraukimo ir transportavimo technologiją, dėl išgaravimo ir nuotėkio buvo prarasta daug produkto. Panaudojus podirvio ir giluminių siurblių energiją, specialistams be tarpinių technologinių operacijų pavyko užtikrinti naftos tiekimą iš gręžinio į centrinius naftos surinkimo punktus. Prekybos objektų sumažėjo 12-15 kartų.

Vystomose srityse, ypač tiesiant vamzdynus, laikinus kelius, elektros linijas, aikšteles būsimoms gyvenvietėms, sutrinka natūrali visų ekosistemų pusiausvyra. Tokie pokyčiai turi įtakos aplinkai.

Pagrindiniai požeminio ir požeminio vandens taršos šaltiniai naftos gavybos zonose yra pramoninių nuotekų išleidimas į paviršinius vandens telkinius ir kanalizaciją. Taip pat tarša: išsiliejus pramoninėms nuotekoms; nutrūkus vandens vamzdžiui; kai paviršinis nuotėkis iš naftos telkinių patenka į paviršinius vandenis; su gilių horizontų labai mineralizuotų vandenų peritokais į gėlo vandens horizontus, dėl nuotėkio įpurškimo ir gavybos šuliniuose.

Naftos pramonėje įvairios cheminės medžiagos plačiai naudojamos įvairiuose technologiniuose procesuose. Visi reagentai, patekę į aplinką, turi neigiamą poveikį. Pagrindinės aplinkos taršos priežastys suleidžiant į rezervuarą įvairias chemines medžiagas yra šie veiksniai: sistemų ir įrangos nuotėkis bei saugos pažeidimas atliekant technologines operacijas.

Aplinkosauginėje veikloje įmonėje, be tradicinių aplinkos monitoringo sričių, racionalaus vandens ir regeneruotų žemės išteklių naudojimo, oro apsaugos, naftos surinkimo tinklų avarinių atkarpų kapitalinio remonto ir keitimo, vandens vamzdynų, rezervuarų, naujausių aplinkosaugos technologijų. apsauga aktyviai diegiama.

BIBLIOGRAFIJA

1. Akulšinas A. I. Naftos ir dujų telkinių eksploatavimas M., Nedra, 1989 m.

2. Gimatutdinova Sh.K. Naftos gamybos žinynas. M., Nedra, 1974 m.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Naftos gavybos skaičiavimai. M.,: Nedra, 1979 m.

4. Naftos ir dujų gavybos skyriaus darbuotojų darbo apsaugos instrukcijos. Ufa, 1998 m.

5.Miščenka I. T. Skaičiavimai naftos gavybos srityje. M., Nedra, 1989 m.

6. Muravjovas V. M. Naftos ir dujų gręžinių eksploatavimas. M., Nedra, 1978 m.

7. Saugos taisyklės naftos ir dujų pramonėje. M., Nedra, 1974 m

8. OOO NGDU Oktyabrskneft gamybinė medžiaga 2009 2010 m.

9. Naftos telkinių įrangos žinynas. M., Nedra, 1979 m.

10. Šmatovas V.F. , Malyshevas Yu.M. Ekonomika, gamybos organizavimas ir planavimas naftos ir dujų pramonės įmonėse M., Nedra, 1990 m.

Federalinė švietimo agentūra

Valstybinė aukštojo mokslo įstaiga

Išsilavinimas

„UFA VALSTYBINĖ NAFTOS TECHNIKA

UNIVERSITETAS"

„Naftos ir dujų telkinių įrangos“ skyrius

mokymo praktika

MPZ grupės studentas - 02 - 01 A.Ya. Islamgulovas

Praktikos vadovas iš R.R. Safiullin

katedra Ph.D. docentas

Bendrosios įmonės charakteristikos

Naftos telkinių gavybos skyrius „Aksakovneft“ buvo įkurtas 1955 m., kai meistro I. Z. gręžimo įgula atrado Škapovskoje naftos telkinio gręžinį Nr. 3. Pojarkovas lapkričio 23 d. (1 pav.).

1 pav. – 3 šulinys

Nuo pat savo veiklos pradžios NPU „Aksakovneft“ priklausė Ufoje įsikūrusiam „Bašneft“ trestui, kuris buvo reorganizuotas į akcinę naftos bendrovę „Bašneft“.

NGDU balanse yra 15 indėlių. Atgautinos likutinės atsargos 2004-01-01 sudaro 22,358 mln. t (neįskaitant atsargų padidėjimo 2004 m.). Esant dabartinėms naftos gavybos apimtims, atsargų aprūpinimas yra 21 metai. Šiuo metu žvalgomieji gręžimai atliekami 2 rajonuose: Afanasjevskajoje ir Lisovskajoje.

OOO NGDU Aksakovneft laukai parodyti 2 paveiksle.

Nuo plėtros pradžios buvo pagaminta 229 937 tonos naftos. 2004 m. naftos gavybos planas vykdomas 100,2 proc., išgauta 2 tūkst. tonų daugiau nei planuota.

2 pav. Indėlių apžvalgos žemėlapis

Pradėtas eksploatuoti 21 naujas gręžinys, suplanuota 20. Iš naujų gręžinių išgaunama 31 768 t naftos su planu 27 000 t, naujų gręžinių gavybos norma - 9,5 t / parą, o planuota - 7,8 tonos / parą.

Buvo pradėti eksploatuoti 6 nauji įpurškimo gręžiniai, planuota – 6.

Dėl neveiklumo 26 gręžiniai buvo pradėti eksploatuoti pagal 26 planą.

Gręžinio užbaigimo laikotarpis standartiškai 17 dienų buvo 7,7 dienos.

Surinkta 39754 tūkst. m3 susijusių dujų, iš jų 422 tūkst. m3 viršijo planą. Susijusių naftos dujų išteklių panaudojimo lygis yra 96,3%, o planinis – 95,1%.

Didžiausias dėmesys skiriamas naujos įrangos ir pažangių technologijų diegimui, naftos gavybos didinimui bei geologinių ir techninių priemonių efektyvumui (3 pav.).

Dėl naujų technologijų sustiprintam naftos gavybai buvo pagaminta 348 tonos.Per praėjusį metų laikotarpį buvo atlikta daug darbų atliekant geologines ir technines priemones. Taigi, suplanavus 467, buvo įvykdyti 467 renginiai. Naudingumas – 113,8 tūkst.t.

Savitasis efektyvumas pagal planą 243,3 t/m. sieks 243,7 t / priemonė.

3 pav. Įpurškimo šulinio injektyvumo didinimo technologija, naudojant technologiją, kurioje naudojamas suvyniotas vamzdelis.

Vienas iš ANK „Bašneft“ reorganizavimo etapų buvo praėjusių metų liepą Škapovskio dujų perdirbimo gamyklos komandos prisijungimas prie OOO NGDU „Aksakovneft“. 2004 m. buvo perdirbta 39 mln. 208 tūkst. kubinių metrų asocijuotų naftos dujų nei planuota 34 mln. 712 tūkst. kubinių metrų, perpildymas sudarė 4496 tūkst. kubinių metrų arba + 13% plano.

LLC NGDU „Aksakovneft“ yra įmonė, turinti labai išvystytą naftos gavybos įrangą ir technologijas bei regioninę infrastruktūrą, įsikūrusi pietvakarinėje Baškirijos Respublikos dalyje, adresu Priyutovo, g. Vokzalnaya 13. Tai moderni labai išvystyta įmonė – asociacijos „Bashneft“ padalinys, turintis pažangią naftos gavybos ir apdorojimo įrangą ir technologijas.

Pagrindinis tikslas – gauti pelną ir tenkinti socialinius poreikius jo gaminamoms prekėms ir paslaugoms. Pagrindinė veikla yra:

Naftos ir dujų gamyba ir paruošimas;

Šulinių sutvarkymas, kapitalinis remontas ir darbai:

Greitkelių remontas ir tiesimas;

Mokamų paslaugų teikimas gyventojams;

Vartojimo prekių gamyba;

Naftos telkinių ir socialinių objektų įrengimas, eksploatavimas ir remontas;

Transporto paslaugos, specialios įrangos paslaugos;

Garo ir vandens gamyba ir pardavimas;

Personalo mokymas ir kvalifikacijos kėlimas;

Vieningos ekonominės, kainodaros, techninės ir aplinkosaugos politikos su Bendrove vykdymas;

Bendrovė savo veiklą vykdo remdamasi galiojančiais Rusijos Federacijos ir Baškirijos Respublikos teisės aktais, Įstatais, Bendrovės valdymo organų sprendimais ir sudarytomis sutartimis.

Bendrovės įstatinis kapitalas, jo judėjimas atsispindi JSOC „Bashneft“ biuro balanse.

ŠVIETIMO IR MOKSLO MINISTERIJA

RUSIJOS FEDERACIJA

FEDERALINĖ ŠVIETIMO AGENTŪRA

GOUVPO "UDMURTSK STATE UNIVERSITY"
ALIEJOS FAKULTETAS

Skyrius "Naftos ir dujų telkinių plėtra ir eksploatavimas"

antroje gamybos praktikoje
Turinys
1. Įvadas …………………………………………………………………… .3

2. Indėlio charakteristikos ………………………………………………… 4

3. Plėtros objektai ir jų charakteristikos …………………………………… 5

4. Gamybinių darinių rezervuarinės savybės …………………………… 11

5. Formavimo skysčio (naftos, dujų, vandens) fizinės savybės ………… 12

6. Rezervuaro plėtros (produktyvaus susidarymo) rodikliai …………………… 17

7. Gręžinio siurbtinio siurblio (USSHN) montavimo schema ………… .... 18

8. Dulkių siurbliai, jų elementai ……………………………… 19

9. Srieginės jungtys vamzdeliams ir

siurbtukai ………………………………………………………… 22

10. Elektrinio išcentrinio siurblio (ESP) montavimo schema ……………… 25

11. Technologinis USSHN veikimo režimas esant pastoviai

12. USSHN technologinis veikimo režimas periodiškai

siurbti skystį ................................................... .................................................. 27

13. Technologinis ESP veikimo režimas …………………………………… .28

14. Gręžinių siurblių veikimo tyrimo prietaisai ..................... 29

15. USSHN veikimo tyrimo rezultatai ………………………………… ..37

16. Dujinių-smėlio inkarų projektavimas ………………………………………… .38

17. Prietaisai kovai su vaško nuosėdomis in

požeminė įranga ………………………………………………… .39

18. Grupinio apskaitos prietaiso schema ................................................. ................................ 40

19. Padidinimo siurblio stoties schema ………………………………………………………………… .41

20. Gręžinių siurblinių agregatų darbo automatizavimas ................................................. ... 42

21. Naftos ir dujų gavybos operatoriaus funkcinės pareigos …… .43

22. Darbo apsaugos reikalavimų užtikrinimas atliekant techninę priežiūrą

gamybiniai šuliniai …………………………………………………… 44

23. Ataskaitų dokumentai naftos gavybos komandoje ……………………… .47

24. Naftos ir dujų gavybos įmonės struktūra ………………………… ... 49

25. Aplinkos apsaugos reikalavimai naftos gavybos metu ………… .50

26. NGDU techninės ir ūkinės veiklos rodikliai ……………… 51

Naudotos literatūros sąrašas …………………………………………… 53

1. ĮVADAS

Stažavau OAO Udmurtneft Votkinsko naftos ir dujų gavybos skyriuje Mishkinskoye telkinyje naftos ir dujų gavybos komandoje. Jis ėjo 4 klasės naftos ir dujų gavybos operatoriaus pareigas.

Mane paskyrė 5 klasės d/n operatorė, kuriai vadovaujant atlikau praktiką. Per praktiką praėjau instruktažus apie techninę saugą ir elektros saugą, išvažiavau į aplinkkelius, kur stebėjau IC ir GZU darbą, dirbau kompiuteriu, kur dariau elektroninę įvairių schemų versiją.

Iš praktikos turiu gerų įspūdžių. Pirmiausia meistras pasirūpino, kad gaučiau kuo daugiau informacijos apie naftos ir dujų gavybos operatoriaus pareigas: davė nurodymus man paskirtam operatoriui, po 3 savaičių praktikos laikė žinių egzaminą I. buvo įsigijęs. Antra, pačių operatorių noras kalbėti apie savo darbą.

Beveik kiekvieną dieną dirbdavau įvairiuose darbuose. Pasirinkta profesija nenusivyliau ir džiaugiuosi, kad studijuoju būtent šią specialybę.

^ 2. INDĖLIO CHARAKTERISTIKOS

Mishkinskoye naftos telkinys buvo aptiktas 1966 m. ir yra Votkinsky ir Sharkansky rajonų pasienyje į šiaurę nuo Votkinsko miesto.

Indėlių teritorija yra Kamos upės baseine ir užima Votkos ir Šivos upių baseinus. Absoliutūs reljefo aukščiai svyruoja nuo 140 - 180 m pietuose iki 180 - 250 m šiaurėje. 70% Mishkinskoye lauko ploto užima spygliuočių miškai, likusią dalį užima žemės ūkio paskirties žemė.

Regiono klimatas yra vidutinio klimato žemyninis, su ilgomis žiemomis. Vidutinė metinė temperatūra + 2С, šalnos sausį-vasarį kartais siekia -40С. Vidutinis dirvožemio įšalimo gylis 1,2 m, sniego dangos storis 60 - 80 cm.

Vandens paėmimas rezervuaro slėgiui palaikyti yra Sivos upėje. Maitinimo šaltinis - pastotė 220/110/35/6 kV "Siva". Alyvos apdorojimas atliekamas Mishkinsky CKPN, esančiame lauko teritorijoje.

Miškino struktūrą apsunkina du kupolai: vakarinis - Votkinskis ir rytinis - Čerepanovskis.
^ 3. PLĖTROS OBJEKTAI IR JŲ CHARAKTERISTIKOS

Mishkinskoye lauke buvo užfiksuoti naftos pasirodymai Tournaisian scenos uolose ir Yasnaya Polyana virš horizonto (sluoksniai Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Žemutinis karbonas, Baškirijos tarpsnis ir Vereiskio horizontas (sluoksniai B-II, B-III) Maskvos vidurio karbono tarpsnyje.

Naftos ir dujų kiekis ruože buvo tiriamas naudojant šerdies mėginius, šoninius dirvožemio mėginius, lauko geofizinių tyrimų duomenų analizę, dujų registravimą ir gręžinių įtekėjimo tyrimų rezultatus.

Turneziečių pakopa

Turnaiso nuosėdose buvo aptikti trys naftos telkiniai, apsiriboję trimis struktūromis: vakariniais ir rytiniais Votkinsko ir Čerepanovsko pakilimų kupolais. Čereckio horizonto stoge iki 36 m storio iki 36 m storio pramoninis naftą turintis akytųjų-kaverninių kalkakmenių sluoksnis.Aukščiausia naftos rezervuaro dalis rasta Votkinsko pakilimo vietoje, 180 šulinyje, esančiame aukštyje. 1334 m. Nedidelis telkinys rastas 184 šulinių, kurių didžiausias aukštis – 1357 m. ...

Vakarų Votkinsko kupolo OWC paviršiaus nuolydis (nuo šulinio Nr. 189 iki šulinio Nr. 183) yra 2–2,5 m. Todėl OWC buvo priimtas 1356–1354 m aukštyje. naftos telkinys ant Vakarų Votkinsko kupolo yra 32 m, jo ​​matmenys yra apie 8x5 km.

Ant Vostochno-Votkinskiy kupolo vidutinė OWC padėtis paprastai yra maždaug 1358 m. Šio kupolo indėlio aukštis gręžinio Nr. 184 srityje yra apie 5 m, jo ​​matmenys 3x1,5 km.

Čerepanovskoe pakilime OWC įprastai imamas 1370 m. Šio pakilimo naftos telkinio aukštis yra 4,5 m, jo ​​matmenys apie 4,5x2 km. Dideliame plote atsekti tankūs tarpsluoksniai ir beveik kupolinių šulinių 211, 190, 191 mėginių ėmimas įrodo sluoksniuotą-masyvią žemės struktūrą.

Kizilovskio horizonto naftos parodos aptiktos jo apatinėje dalyje smulkiai akytų kalkakmenių sluoksnyje. Bandymų rezultatai rodo prastas Kizilovskio horizonto rezervuaro savybes.

Kizilovo telkinio OWC paprastai imamas 1330,4–1330 m lygyje.

Yasnaya Polyanskiy superhorizontas

Virš horizonto esančioje Jasnaja Polianoje naftos parodos apsiriboja Tulos ir Bobrikovo horizontų akytų smiltainių ir aleuritų sluoksniais.

Bobrikovskio horizonte yra trys porėti sluoksniai. Komercinis naftos srautas iš Bb-III rezervuaro buvo gautas gręžinyje Nr.211 ir nafta bei vanduo iš gręžinio Nr.190.

Bb-II rezervuaras buvo atsektas visuose šuliniuose, kurie prasiskverbė į Žemutinį karboną ir tik 191 šulinyje buvo pakeisti nepralaidžiomis uolienomis.

Bb-II rezervuaro storis svyruoja nuo 0 iki 2 m, o Bb-I – nuo ​​0,8 iki 2,5 m. Iš Bb-I rezervuaro komerciniai naftos srautai buvo gauti gręžinyje Nr.189 kartu su kitais rezervuarais.

Tūlos horizonte komercinė naftos nešamoji galia nustatyta trimis sluoksniais Tl-0, Tl-I, Tl-II. Jasnaja Poliana už horizonto naftos telkiniai apsiriboja struktūromis: Vakarų ir Rytų Votkinsko kupolais ir Čerepetsko pakilimu. Nežymus nepralaidžių sluoksnių storis, skiriantis alyvą turinčius Yasnaya Polyana sluoksnius virš horizonto, ir dažnai pralaidžių sluoksnių jungtys tarpusavyje bei jų litologinis kintamumas rodo sluoksniuotą nuosėdų tipą su vienu OWC visuose sluoksniuose. Votkinsko pakilimas ir atskirai Čerepanovskio sluoksniams.

Čerepanovskio pakilimo OWC Tula forminiams Tl-I, Tl-II, Tl-0 paimtas Tl-II formacijos apačioje, iš kurios gręžinyje Nr. 187 1327,5 m aukštyje buvo gauta bevandenė nafta.

Baškirijos scena

Naftos parodos Baškirijos stadijos telkiniuose buvo aptiktos visuose gręžiniuose, kurie atvėrė naftos telkinius ir pasižymėjo šerdimi. Be to, naftos parodos yra viršutinėje, tankesnėje sekcijos dalyje. Efektyvių tarpsluoksnių storis svyruoja plačiame diapazone nuo 0,4 iki 12,2 m. Kai kuriuose šuliniuose, tiriant įplaukas, jie nebuvo gauti arba buvo gauti apdorojant dugną druskos rūgštimi. Dideli įtekėjimo verčių svyravimai rodo sudėtingą rezervuaro struktūrą tiek dydžiu, tiek plotu. Didelis gamybos tempas tikriausiai rodo, kad rezervuare yra didelių gumbų ar lūžių. Aukščiausia Votkinsko pakilimo naftos dalis rasta 1006,6 m aukštyje esančiame gręžinyje Nr.211, telkinio aukštis apie 38 metrai, telkinio dydis 16x8 km. OWC įprastai imamas 1044 m aukštyje.

Z Čerepanovskojės pakilimo naftos alezas buvo nepakankamai ištirtas. Jį nuo Votkinsko pakilimo telkinio skiria karbonatinių uolienų rezervuaro savybių pablogėjimo zona. Čerepanovskoye pakilimo OWC buvo priimtas 1044 m aukštyje.

Labai didelis horizontas

Verey horizonte daugiausia yra du naftos sluoksniai, atskirti purvo akmenų ir molingų kalkakmenių sluoksniais. Efektyvių alyva prisotintų klinčių B-III storis svyruoja nuo 0,6 iki 6,8 m (gręžinys Nr. 201). Žemiausia pažyma, iš kurios buvo gauta bevandenė nafta, yra 1042,8 metro (šulinis Nr. 214). Aukščiausia B-III rezervuaro žyma yra 990 m. OWC paimta 1042 m. Rezervuaro aukštis priimtame OWC - 1042 metrai yra apie 52 m. Jo matmenys išoriniame kontūre apie 25x12 km. Veiksmingos rezervuaro dalies storis svyruoja nuo 1,2 iki 6,4 m.

Aukščiausia B-II rezervuaro dalis buvo prasiskverbta į gręžinį Nr.211. OWC paimtas 1040 m. Indėlio aukštis priimtame OWC yra 104 m ir lygus apie 50 m. Telkinio dydis per išorinis alyvos laikomosios galios kontūras yra apie 25x12 km. Rezervuaro tipo B-II ir B-III formacijų naftos telkiniai.

Efektyvioji B-I formacijos dalis atsekama ne visuose šuliniuose. Bandymų rezultatai rodo žemą rezervuaro pralaidumą, o kompleksinė porėtumo skirtumų vieta lauko srityje apsunkina galimų B-I rezervuaro naftos perspektyvų vertinimą.

^ 4. GAMYBINIŲ FORMAVIMŲ KOLEKTORIAUS SAVYBĖS
Turneziečių pakopa

Tournaisio etapą reprezentuoja karbonatinės uolienos - Čerepetijos ir Kizilovskio horizontų kalkakmeniai. Šuliniuose yra nuo 1 (šulinėlio Nr. 212) iki 29 (šulinėlio Nr. 187) akytų tarpsluoksnių. Išskirtų poringų veislių storis svyruoja nuo 0,2 iki 25,2 m Bendras Čereckio horizonto rezervuarų storis tiriamoje dalyje svyruoja nuo 10,8 (šulinys Nr. 207) iki 39,2 m (šulinys Nr. 193). Beveik visuose gręžiniuose Tournaisian stadijos viršuje išskiriami tarpsluoksniai, paprastai tai yra vienas sluoksnis, kurio storis yra apie 2 m, tačiau kai kuriuose šuliniuose (195, 196) yra didesnis plonų poringų tarpsluoksnių skaičius. pasirodo, kurių skaičius siekia 8. Bendras Kizelovskio rezervuaro storis šiuo atveju padidėja iki 6,8 m.
Yasnaya Polyanskiy superhorizontas

Yasnaya Polyana superhorizonto telkinius vaizduoja Bobrikovo ir Tulos horizontų smiltainiai, aleuritai ir moliai. Bobrikovskio horizonte skiriamos smiltainio vagos Bb-II ir Bb-I, o Tulos horizonte Tl-0, Tl-I, Tl-II. Šiuos sluoksnius galima atsekti visoje Mishkinskoye lauko teritorijoje. Bendras Bobrikovskio ir Tulos horizontų rezervuaro storis svyruoja nuo 7,4 m (gręžinys Nr. 188) iki 24,8 m (gręžinys Nr. 199).
Baškirijos scena

Jį reprezentuoja tankių ir akytų, laidžių kalkakmenių kaitaliojimas. Kalkakmeniai nėra molingi. Sumažintas santykinis parametras Jnj svyruoja nuo 0,88 tankiuose tarpsluoksniuose iki 0,12 - 0,14 labai poringose ​​veislėse. Toks Jnj pokytis rodo reikšmingą kalkakmenių kaverniškumą. Akytųjų tarpsluoksnių skaičius šuliniuose pagal plotą svyruoja nuo 5 (šulinis Nr. 255) iki 33 (šulinis Nr. 189). Išskirtų poringų veislių storis svyruoja nuo 0,2 iki 21,0 m Bendras Baškirijos rezervuarų storis svyruoja nuo 6,8 m (205 šulinys) iki 45,5 m (201 šulinys).
Labai didelis horizontas

Verey telkinius reprezentuoja kintantys aleuritai ir karbonatinės uolienos. Produktyvus formavimas apsiriboja porėtomis ir pralaidžiomis karbonato nuosėdomis. Yra du sluoksniai B-III ir B-II.

Bendras Vereiskio horizonto rezervuaro storis svyruoja nuo 4,0 (gręžinys Nr. 198) iki 16,0 m (gręžinys Nr. 201). Atskiro pralaidžio sluoksnio storis plote svyruoja nuo 0,4 iki 6,4 m.
Suvestiniai duomenys apie produktyvių darinių rezervuarines savybes

^ 5. FIZINĖS SKYSČIO SAVYBĖS

(NALYVA, DUJOS, VANDUO)
ALYVA
Labai didelis horizontas

Iš gręžinių mėginių analizės matyti, kad Vereya horizonto alyvos yra sunkios, labai klampios, alyvos tankio vertė rezervuaro sąlygomis yra 0,8717 - 0,8874 g / cm 3 intervale ir vidutiniškai 0,8798 g / cm 3. Alyvos klampumas rezervuaro sąlygomis svyruoja nuo 12,65 iki 26,4 SP, o skaičiavimuose buvo paimta 18,4 SP.

Laikoma, kad vidutinė prisotinimo slėgio vertė yra 89,9 atm. Vereya horizonto nafta yra prastai prisotinta dujomis, gazolio ir naftos santykis yra 18,8 m 3 / t.

Alyvos paviršiaus mėginių analizės rezultatais nustatyta: alyvos tankis 0,8963 g/cm 3; Vereiskio horizonto naftos mėginiuose sieros yra 3,07 %, silikagelio dervų kiekis svyruoja nuo 13,8 iki 21 % ir vidutiniškai 15,6 %. Asfalteno kiekis svyruoja nuo 1,7 - 8,5% (vidutinė reikšmė 4,6%), o parafino - 2,64 - 4,8% (vidutinė vertė 3,6%).
Baškirijos scena

Analizės duomenys rodo, kad Baškirijos stadijos nafta yra lengvesnė nei kitų Mishkinskoye lauko sluoksnių alyvos, naftos tankis rezervuaro sąlygomis yra 0,8641 g / cm 3. Alyvos klampumas yra mažesnis nei Vereya horizonte ir nustatomas 10,3 cp. Baškirijos stadijos prisotinimo slėgis turėtų būti lygus 107 atm. Rezervuaro GOR yra 24,7 m 3 / t. Analizės rezultatai rodo, kad vidutinis alyvos tankis yra 0,8920 g / cm3. Sieros kiekis Baškirijos stadijos aliejuje svyruoja nuo 22,4 iki 3,63% ir yra vidutiniškai 13,01%. Silicogel dervų kiekis svyruoja nuo 11,6% iki 18,7% ir vidutiniškai 14,47%. Asfalteno kiekis yra 3,6-6,4% (vidutiniškai 4,51%), o parafino - 2,7-4,8% (vidutiniškai 3,97%).
Yasnaya Polyanskiy superhorizontas

Tūlos horizonto aliejus yra sunkus, savitasis svoris 0,9 g / cm 3, didelis klampumas 34,2 cp. Dujų koeficientas yra 12,2 m 3 / t, alyvos prisotinimo dujomis slėgis yra 101,5 atm., Tai yra dėl didelio azoto kiekio dujose iki 63,8 tūrio procentų.

Paviršiniai naftos mėginiai iš Yasnaya Polyana superhorizonto buvo paimti iš 8 gręžinių. Alyvos tankis pagal paviršiaus mėginių analizės rezultatus yra 0,9045 g / cm3. Sieros kiekis  3,35%, asfalteno kiekis  5,5%, parafino kiekis  4,51%.
Turneziečių pakopa

Alyvos klampumas rezervuaro sąlygomis buvo 73,2 cp. Alyvos tankis yra 0,9139 g / cm3. Dujų koeficientas 7,0 m 3 / t. tūrio koeficientas 1,01. Iš 8 gręžinių paimti Tournaisian etapo paviršiniai naftos mėginiai. Vidutinis alyvos tankis yra 0,9224 g / cm3. Padidėjęs silikagelio dervų kiekis 17,4 - 36,6% (vidutiniškai 22,6%). Asfaltenų ir parafino kiekis vidutiniškai yra atitinkamai 4,39% ir 3,47%.
^ SUSIJUSIOS DUJOS

Susijusiose dujose yra padidėjęs azoto kiekis. Turėzijos etapo vidutinė vertė yra 93,54%, Yasnaya Polyana superhorizonto - 67,2%, Baškirijos etapo - 44,4%, Verėjos horizonte - 37,7%. Toks azoto kiekis, taip pat žemi dujų faktoriai leidžia naudoti susijusias dujas kaip kurą tik pramonės įmonių poreikiams.

Pagal helio kiekį Yasnaya Polyanskiy kilpos dujose (0,042%) virš horizonto ir Cheretskiy stadijos (0,071%), jis yra pramoninis interesas, tačiau dėl mažų dujų faktorių, t.y. mažos helio gamybos, abejojama jo gamybos pelningumu. Helio kiekis susijusiose Verėjaus horizonto ir Baškirijos stadijos dujose yra atitinkamai 0,0265% ir 0,006%.
^ FORMAVIMO VANDUO
Labai didelis horizontas

Viršutinės Vereisky horizonto dalies sluoksnių vandens gausa praktiškai netirta. Rezervuarinių sūrymų tankis yra 1,181 g / cm 3, pirmasis druskingumas yra 70, juose yra B - 781 mg / l, J - 14 mg / l ir В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Vandenyje ištirpusių dujų sudėtyje smarkiai dominuoja azotas - 81%, metanas - 13%, etanas - 3,0%, sunkesnės - 0,3%.
Baškirijos scena

Baškirijos telkinių vandenys turi panašią jonų ir druskų sudėtį ir šiek tiek mažesnę mineralizaciją bei metamorfizaciją nei aukštesniųjų ir žemesnių kompleksų vandenys. Baškirų telkinių vandenų mineralizacija neviršija 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg neviršija 3,7; SO 4 / Cl neviršija 0,28; bromo kiekis mg/l 587–606; J ÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; kalis - 1100; stroncis - 400; ličio - 4,0.
Jasnopolianskis virš horizonto

Jiems būdinga didelė mineralizacija, metamorfizacija, asfaltenų nebuvimas, didelis bromo ir jodo kiekis, ne didesnis kaip 50 mg/l. Nereikšmingas sulfatų kiekis padeda atskirti Yasnaya Polyana komplekso vandenis nuo aukštesniųjų ir žemesnių kompleksų vandenų.

Vidutinis Yasnaya Polyana nuosėdų susidarymo vandenų prisotinimas dujomis yra 0,32–0,33 g / l. Dujų sudėtis yra azotas, angliavandenilių yra apie 3 - 3,5%, argono - 0,466%, helio - 0,069%. Kontaktines degazavimo dujas sudaro azotas 63,8%, metanas 7,1%, etanas 7,9%, propanas 12,1%.
Turneziečių pakopa

Tureno stadijos vandenų mineralizacija yra 279,2 g / l; S - 68; SO 4 / Cl - 100-0,32; B - 728 mg / l; J - 13 mg / l; В 2 О 3 - 169 mg / l. Turnaiso nuosėdų vanduo smarkiai skiriasi nuo Yasnaya Polyana nuosėdų vandenų, o tai rodo horizonto vandeningųjų sluoksnių izoliaciją.

Tureno tarpsnio vandenys labai mineralizuoti. Jiems būdingas didelis kalcio kiekis – 19%, ekvivalentinis Cl-Na/Mg santykis yra didesnis nei 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Bromo kiekis 552-706 mg/l; jodas 11-14 mg / l; NH4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg / l; kalio 1100 mg / l; stroncis 4300 mg / l;
Alyvos fizinės ir cheminės savybės rezervuaro sąlygomis

Fizikinės ir cheminės dujų savybės

Formavimo vandenų fizikinės ir cheminės savybės

^ 6. INDĖLIŲ PLĖTROS RODIKLIAI

(produktyvus formavimas)

Ši „Zapadno-Chigorinskoye lauko plėtros technologinė schema“ pagrindžia optimalų tolimesnio lauko plėtros variantą.
Darbai buvo atlikti pagal OJSC „Surgutneftegas“ techninę užduotį ir patvirtintus norminius dokumentus.

Įvadas

2. Gręžinio fondo struktūros analizė.
3. Geologinės telkinio charakteristikos.
4. Geologinis ir technologinis lauko modelis.
5. Geologinis ir lauko plėtros variantų pagrindimas.
6. Plėtros galimybių technologiniai rodikliai.
7. Naftos ir ištirpusių dujų atsargos.
8. Naftos ir dujų gavybos operatorių saugos priemonės.
9. Gamybos šulinių technologinis darbo režimas.
10. Naftos gavyba naudojant elektrinius povandeninius įrenginius.
11. Naftos gavyba naudojant gręžinius siurblius.

Failai: 1 failas

FEDERALINĖ ŠVIETIMO AGENTŪRA

Valstybinė aukštojo profesinio mokymo įstaiga

„Tiumenės valstybinis naftos ir dujų universitetas“

Naftos telkinių plėtros ir eksploatavimo departamentas

apie pirmąją gamybos praktiką

nuo "" 20 iki "" 200

įmonėje

Studentas

grupės НР-09-1 specialybės

„Naftos ir

dujų telkiniai“,

specializacija: „Naftos telkinių plėtra“

Iš įmonės

(pareigos) F.I.O.

Apsaugos įvertinimas:

Kogalym, 2012 m

Įvadas

1. Bendra informacija apie indėlį.

2. Gręžinio fondo struktūros analizė.

3. Geologinės telkinio charakteristikos.

4. Geologinis ir technologinis lauko modelis.

5. Geologinis ir lauko plėtros variantų pagrindimas.

6. Plėtros galimybių technologiniai rodikliai.

7. Naftos ir ištirpusių dujų atsargos.

8. Naftos ir dujų gavybos operatorių saugos priemonės.

9. Gamybos šulinių technologinis darbo režimas.

10. Naftos gavyba naudojant elektrinius povandeninius įrenginius.

11. Naftos gavyba naudojant gręžinius siurblius.

ĮVADAS

Administraciniu požiūriu Zapadno-Chigorinskoye laukas yra Tiumenės srities Hantimansijsko autonominės apygardos Surguto srityje.

Laukas yra trijų licencijų teritorijų, kurių žemės gelmių naudotojas yra UAB „Surgutneftegas“, teritorijoje:

• Chigorinsky licencijos sritis (licencija KhMN Nr. 00684, išduota 1997 12 03, galiojimo laikas
  licencijos galiojimas 2040-12-31),
• Ai-Pimskiy licencijos sritis (licencija KhMN Nr. 00560, išduota 1993-09-29, galiojimo laikas
  licencijos galiojimas 2055-12-31),
• Zapadno-Ai-Pimsky licencijos sritis (licencija KhMN Nr. 00812, išduota 1998-06-04, terminas
  licencijos galiojimo pabaiga 2055-12-31),

Atstumas iki artimiausios gyvenvietės – gyvenvietės. Nižnesortymskis - 60 km. Atstumas iki Surguto miesto – 263 km.

Laukas buvo aptiktas 1998 m. ir pradėtas bandomoji gamyba 2003 m. remiantis „SurgutNIPIneft“ parengta „Bandomojo tobulinimo technologine schema“ (2001 12 06 TKR KhMAO protokolas Nr. 259).

Dėl didesnių telkinių plėtros per pirmuosius dvejus veiklos metus (2003-2004 m.) faktinės naftos gavybos apimtys viršijo projektinius lygius. Siekdama pakoreguoti technologinius plėtros rodiklius 2005 m., TO "SurgutNIPIneft" parengė "Vakarų Čigorinskojės lauko plėtros analizę" (CKR Rosnedra protokolas Hantimansių autonominei apygardai Nr. 630 2005-04-27) .

Šis projekto dokumentas „Zapadno-Chigorinskoye lauko plėtros technologinė schema“ buvo parengtas 2006 m., Vadovaujantis Hantimansių autonominio apygardos Rosnedros plėtros centrinės komisijos priežiūros centro sprendimu (protokolas Nr. 630, 2005-04-27).

Bandomojo Zapadno-Chigorinskoye lauko plėtros laikotarpiu:

Išaiškinta geologinė struktūra ir rezervuaro savybės
pagrindinis AE eksploatacinis objektas ir

• naftos atsargas apskaičiavo ir patvirtino Rosnedros valstybinis rezervų komitetas (protokolas Nr.
  03.11.2006),
• įvertinamas įdiegtos plėtros sistemos efektyvumas.

Ši „Zapadno-Chigorinskoye lauko plėtros technologinė schema“ pagrindžia optimalų tolimesnio lauko plėtros variantą.

Darbai buvo atlikti pagal OJSC „Surgutneftegas“ techninę užduotį ir patvirtintus norminius dokumentus.

1. BENDRA INFORMACIJA APIE INDĖLĮ

Administracinė ir geografinė padėtis. Zapadno-Chigorinskoye laukas yra skirtas trijų licencijų zonų teritorijoje: Ai-Pimsky licencijos zona (lauko šiaurės rytinė dalis), Vakarų Ai-Pimsky licencijos zona (centrinė dalis) ir Chigorinsky licencijos sritis (pietrytinė dalis, 1.1 pav.). .

Administraciniu požiūriu telkinys yra Tiumenės srities Hantimansijsko autonominio rajono Surguto rajone. Artimiausia gyvenvietė yra Nizhnesortymskiy gyvenvietė, esanti 60 km į šiaurės rytus nuo lauko. Surguto regiono centras yra Surguto miestas, esantis 263 km į pietryčius nuo lauko. Fizine ir geografine prasme ji apsiriboja Vakarų Sibiro fizinės ir geografinės šalies Surguto pelkės provincija. Laukas yra OJSC „Surgutneftegas“, NGDU „Nizhnesortymsk-neft“ veiklos zonoje.

Klimatas yra žemyninis. Žiema ilga, sunki ir snieguota. Vidutinė šalčiausio mėnesio, sausio mėnesio temperatūra –21,4 °С. Sniego dangos storis iki 60-75 cm Laikotarpio su užsitęsusiomis šalnomis trukmė 164 dienos. Vasara trumpa (50-60 dienų), vidutiniškai šilta ir debesuota, dažnai būna šalnų. Vidutinė šilčiausio mėnesio (liepos) temperatūra yra + 16,8 ° С, o absoliutus maksimumas yra + 34 ° С. Apskritai regiono klimatas būdingas taigos zonai.

Hidrografija. Laukas yra Nimatuma, Yumayakha, Totymayun upių sankirtoje. Pagal vandens režimo pobūdį upės priklauso upių tipui su pavasario-vasaros potvyniais ir potvyniais šiltuoju metų laiku. Pagrindinė vandens režimo fazė yra potvynis, kuris kai kuriais metais sudaro iki 90% metinio nuotėkio. Jis prasideda trečią balandžio dekadą ir baigiasi birželio mėnesį. Reikšmingi plotai yra užpelkėję (60,1 proc.). Darbo zonos teritorijos persidengimas – 17,2 proc. Kartu su mažais ežerais telkinio teritorijoje yra ir didelių ežerų: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Dirvos. Automorfiniuose paviršiuose vyrauja geležies iliuvialiniai ir humusiniai iliuvialiniai podzoliai. Tarp pelkėtų tipų dirvožemių yra durpinių, durpinių ir durpinių aukštapelkių durpynų, taip pat durpinių-humusinių-glėjinių dirvožemių. Upių salpose vyrauja salpiniai durpiniai-humusiniai-glėniai ir salpiniai silpnai podzolizuoti dirvožemiai.

Augmenija. Pagal Vakarų Sibiro geobotaninį zonavimą (Iljina ir Makhno, 1976), telkinio teritorija yra šiaurinėje taigos pozonyje.

Teritorijos kraštovaizdžio struktūroje vyrauja įvairaus tipo pelkės (60,1 proc. ploto), daugiausia gūbrio-daubių ir ežerų-gūbrių, taip pat plokščios-kalvotos pelkės. Pušynai ir pušynai – beržynai apsiriboja slėnio vietomis (miškingumas – 17,3%). Salpose ir upių slėniuose vyrauja pušynai-beržai ir kedrų-pušynai (apie 5,4%).

Gyvūnų pasaulis. Pagal Tiumenės srities zoogeografinį zonavimą (Gashev, 2000), Zapadno-Chigorinskoye laukas yra Surguto zoogeografinėje provincijoje. Faunai atstovauja ežerų-pelkių biotopų fauna (ondatra, baltasis kiškis, vandens paukščiai: nardančios ir upinės antys), miško biotopuose yra aukštakalnių žvėrienos atstovų (tetervinai, tetervinai, tetervinai), taip pat voverės. , burundukai.

Žemėnauda ir specialiai saugomos teritorijos. Zapadno-Chigorinskoye lauko teritorijoje yra teritorijos, turinčios ypatingą gamtotvarkos statusą - vandens apsaugos zonos, kedrų plantacijos, protėvių žemės (1.1 pav.).

Vandens apsaugos zonos yra skirtos prie upių ir aplink ežerus, kurių plotis nuo 100 iki 500 m, užima 5132 hektarus (apie 45 % lauko ploto). Atskiri masyvai palei upių vagas yra kedrų plantacijos – 172 ha (1,5%).

1994-11-30 Surguto srities administracijos viršininko potvarkiu Nr.124 ir Surguto srities Sytominsko kaimo administracijos apygardos komisijos sprendimu buvo paskirta protėvių žemė Nr.12C. depozitas, kuriame 4 šeimos (12 žmonių) iš vietinių tautų vykdo ūkinę veiklą Šiaurės - hantų (Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I. šeimos). Tarp UAB „Surgutneftegas“ ir protėvių žemių vadovų buvo sudarytos ūkinės sutartys, numatančios socialinių ir ekonominių priemonių kompleksą.

Ūkinę veiklą vandens apsaugos zonose nustato Rusijos Federacijos Vyriausybės 1996-11-23 dekretas Nr.1404 „Vandens telkinių ir jų pakrančių apsaugos zonų vandens apsaugos zonų nuostatai“, RD 5753490-028-2002 „Nuostatai aplinkos apsauga projektuojant ir gaminant UAB „Surgutneftegas“ pavienius žvalgymo ir žvalgymo gręžinius, esančius Hantimansijsko autonominio regiono vandens telkinių vandens apsaugos zonose. kedro medynai - pagal Rusijos Federacijos miškų kodeksą Nr. 22-FZ 1997-01-29; protėvių žemės - Surguto srities administracijos viršininko nutarimu Nr.124 nuo ZOL 1.1994.

Pramonės infrastruktūra. Zapadno-Chigorinskoye naftos telkinys yra Nizhnesortymskneft NGDU veiklos zonoje, kurioje yra išvystyta gavybos infrastruktūra: naftos surinkimo ir apdorojimo įrenginys, slėginės siurblinės, slėginių ir tarplaukinių naftotiekių sistema, dujotiekiai, kelių tinklas, elektros tiekimo sistema ir gamybos paslaugų bazės.

Iki darbų pabaigos lauke buvo pastatyta: 11 šulinių trinkelių; naftos ir dujų surinkimo sistema, kurios ilgis 26,1 km:

• viena slėginė siurblinė, kurios projektinis našumas 10,0 tūkst. m / parą, nuo žiočių
  naujas preliminarus formavimo vandens išleidimas, kurio galia 10,0 tūkst.m3 / parą.
  Pajėgumų išnaudojimas 2006-01-01 buvo 12 %;
• naftotiekis, skirtas išoriniam naftos transportavimui iš Vakarų Čigorinskojės telkinio
  iki įleidimo į naftotiekį taško iš Bittemskoye telkinio, 15,0 km ilgio;

7,2 tūkst. m 3 / parą talpos klasterinė siurblinė. Pajėgumų išnaudojimas 2006-01-01 sudarė 44%;

SPS teritorijoje Cenomanian kalne buvo išgręžti keturi vandens gręžiniai
skėtis su aukšto slėgio panardinamaisiais siurbliais, per
į kurį įpurškiamas vanduo;

Aukšto slėgio vandens vamzdžių sistema 18,55 km ilgio;
transformatorių pastotė PS 35/6;

• aukštos įtampos linija VL-35kV nuo Bittemskoye lauko PS110 į vakarus
  no-Chigorinskoye laukas, 15,8 km ilgio;
• automobilių kelias su asfaltbetonio danga iš BPS West
  Chigorinskoye laukas prieš prisijungimą prie koridoriaus iš Bittemskoye lauko "apie
  13,5 km ilgio;

Priartėja prie krūmų, kurių ilgis 26,15 km.

Dujų surinkimo sistema lauke nėra gerai išvystyta. Už 20 km esančiame Bittemskoye lauke buvo pastatyta dujų turbininė elektrinė. Dujų panaudojimo rodiklis 2006-01-01 buvo 2,76%.

Artimiausias naftos valymo įrenginys yra Alekhinsky CPF, esantis 95,8 km nuo lauko. Alyva tiekiama į „Transneft“ sistemą Zapadny Surgut PS.

Elektra tiekiama iš Tyumenenergo sistemos. Pagrindinis Zapadno-Chigorinskoye lauko maitinimo šaltinis yra 35/6 kV Bit-temskaya pastotė (2x25 MB A).

Zapadno-Chigorinskoye lauko objektų maitinimas vykdomas iš SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) Nr. 252, esančios slėginės siurblinės technologinės aikštelės teritorijoje.

Plėtojant lauką, medžiagos ir įranga tiekiamos iš Surguto miesto, kuriame yra didelis geležinkelio mazgas, upės uostas ir oro uostas, galintis priimti keleivinius ir sunkiasvorius orlaivius.

Artimiausias Nizhne-Sortymsky kaimas aprūpintas kvalifikuota darbo jėga. NGDU „Nizhnesortymskneft“ yra sukurta remonto skyrių ir paslaugų sistema.

2. ŠULINIŲ FONDO STRUKTŪROS ANALIZĖ.

Įmonės likutis 2006-01-01 turi 147 gręžinius, iš kurių gamybiniai - 109, įpurškimo - 33, kontroliniai - 1, vandens paėmimas - 4. Šulinių atsargos charakteristikos pateiktos lentelėje. 2.1

AC12 gamykloje yra 129 gavybos ir įpurškimo gręžiniai, iš jų 96 gavybos ir 33 įpurškimo gręžiniai (iš kurių 12 yra kuriami naftai).

AS11 ir YUSo rezervuaruose yra 13 apleistų žvalgomųjų gręžinių.

Grafiniuose prieduose rodomi esamos AC12 objekto raidos žemėlapiai. Objekto visumoje žemėlapyje nurodytas gręžinių našumas atitinka NGDU ataskaitas, kiekvieno sluoksnio žemėlapiai rodo apskaičiuotą našumą, gautą atlikus modeliinius skaičiavimus.

Fondo būklė yra patenkinama. Neveikiančio gręžinio atsargoje yra 2 gręžiniai (2% gręžinio atsargos).

2005 m. gruodžio mėn. veikė 100 gavybos gręžinių, kurių vidutinis naftos debitas buvo 13,9 t/d., vidutinis dugno slėgis – 12,8 MPa. Veikiančių įpurškimo šulinių yra 21. Vidutinis įpurškimo šulinių įpurškimas yra 152 m 3 / parą, vidutinis slėgis šulinio galvutėje yra 14,9 MPa.

Naftos gavybos normų diapazonas (nuo 0,1 iki 63,1 t / parą) pradiniam vystymosi etapui yra labai didelis. Norint nustatyti pagrindines nevienodo gręžinių našumo priežastis, buvo atlikta daugiamatė geologinės ir lauko informacijos analizė, informatyviausios priklausomybės parodytos fig. 4.3.1. Iš pateiktų duomenų seka: