Raport privind câmpul de petrol și gaze. Caracteristicile generale și structura organizatorică a ooo ngdu "aksakovneft": raportul practicii educaționale. Exploatarea puțurilor de petrol și injecție

Descrierea muncii

Baza potențialului economic al regiunii Okha este complexul de combustibil și energie. Întreprinderea sa de bază este departamentul de producție de petrol și gaze Okhaneftegaz, care face parte din structura OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Istoria întreprinderii NGDU Okhaneftegaz a început odată cu dezvoltarea câmpului Okha în 1923. Din 1923 până în 1928, câmpul Okhinskoye a fost dezvoltat de Japonia în baza unui acord de concesiune. Din 1928 până în 1944, explorarea și dezvoltarea câmpului a fost realizată în comun de Sakhalinneft Trust (format în 1927) și concesionarul japonez.

Introducere. Informații generale despre companie
2
1.
Partea teoretică
3

1.1. Structura companiei
3

4

1.3. Clasificarea metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului
6

1.4. Sisteme de inundare și condiții de utilizare a acestora
9

1.5. Sondaj puțuri de injecție
13

1.6. Reparație subterană puțuri de injecție, tipuri și motive de reparație
14
2.
Siguranța muncii în timpul inundațiilor cu apă
15
3.
Protecția mediului atunci când este utilizat pentru menținerea presiunii în rezervor a apelor uzate
16

Concluzie. Cum se determină eficacitatea aplicării metodelor RPM
18

Bibliografie
19

Fișiere: 1 fișier

Agenția Federală pentru Educație și Știință a Federației Ruse

Dezvoltarea și exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze

(numele specialității)

(numele, numele, patronimul elevului)

Departamentul de corespondență curs al șaselea.

cod 130503.

în practică de calificare (stagiu).

pe ______________________________ _____________________________

(Numele Companiei)

Manager de practică din sucursală

Manager de practică din întreprindere

____________________ ___________________________

(funcție) (semnătură) (în exercițiu)

Decizia comisiei din „______” ____________________ 2010.

admite că raportul

executat și protejat cu calificativul „_____________________________________”

membrii comisiei

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(funcție) (semnătură) (în exercițiu)

Introducere

Informații generale despre companie.

Baza potențialului economic al regiunii Okha este complexul de combustibil și energie. Întreprinderea sa de bază este departamentul de producție de petrol și gaze Okhaneftegaz, care face parte din structura OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Istoria întreprinderii NGDU Okhaneftegaz a început odată cu dezvoltarea câmpului Okha în 1923. Din 1923 până în 1928, câmpul Okhinskoye a fost dezvoltat de Japonia în baza unui acord de concesiune. Din 1928 până în 1944, explorarea și dezvoltarea câmpului a fost realizată în comun de Sakhalinneft Trust (format în 1927) și concesionarul japonez.

În 1944, contractul cu Japonia a fost reziliat și, de atunci, dezvoltarea câmpului Okhinskoye a fost continuată de asociația Sakhalinneft, iar câmpul petrolier Okhinsky a fost inclus în diferite divizii în diferiți ani:

1944-1955 - Câmpul petrolier Okha (în dezvoltarea zăcământului Central Okha);

1955-1958 - zăcământul de petrol extins Okha, care face parte din Direcția zăcământului petrolier Ekhabineft (în dezvoltarea câmpurilor Okha Central, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo - până în 1965);

1968-1971 - Oilfield Administration Okhaneft (în dezvoltarea câmpurilor Central Okha, Yuzhnaya Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (în dezvoltarea câmpurilor Central Okha, North Okha, South Okha);

1979-1981 - Întreprinderea de bază a Asociației de producție Sakhaneftegazdobycha, care face parte din Asociația industrială Sakhalinmorneftegaz All-Union (în dezvoltarea câmpurilor Central Okha, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (se dezvoltă aceleași câmpuri). NGDU Okhaneftegaz operează în 17 zăcăminte de petrol și gaze situate în regiunea Okha.

În 1988, PO Okhaneftegazdobycha și VPO Sakhalinmorneftegaz au fost transformate în PA Sakhalinmorneftegaz, iar NGDU Severneftegaz - în NGDU Okhaneftegaz, care include din nou câmpul Kolendo. La câmpurile petroliere vechi, care sunt situate pe uscat, a început introducerea tehnologiei de fracturare hidraulică, ceea ce face posibilă creșterea debitelor puțurilor.

1. Partea teoretică

Informații generale despre depozit. Câmpul Tungor a fost descoperit în 1958, la 28 km sud de orașul Okhi. Din punct de vedere orografic, pliul anticlinal este situat la limitele a două zone morfologice: cea estică, înălțată, exprimată sub forma crestei meridiane a crestei Sahalin de Est, și cea vestică, reprezentată prin forme mai blânde și joase de relief. Cotele maxime absolute în partea de est ajung la 120 de metri. Arcul pliului corespunde unei zone de relief joase cu semne absolute care nu depășesc 30-40 m.

Rețeaua hidrografică a raionului este slab dezvoltată. De menționat că există două bazine hidrografice locale - lacurile Tungor și Odoptu, care au o natură tectonă. Prin zonă curg un număr de pâraie și râuri mici. Văile lor sunt mlăștinoase, debitul este neuniform. Satul Tungor este situat în imediata apropiere a zăcământului, care este legat de orașul Okha printr-un drum lung de 28 km.

Clima regiunii este rece, iarna este lungă, stratul de zăpadă cade în noiembrie și durează până în mai. Taifunurile aduc viscol iarna și ploi abundente vara. Vântul atinge 30 m/s. Vara este scurtă și ploioasă. Temperatura medie anuală este de 2,5.

Stratigrafie. Secțiunea zăcămintelor câmpului Tungorskoye este reprezentată de roci terigene nisipoase-argilacee din epoca neogenă. Complexul de formațiuni descoperite de cele mai adânci fântâni este împărțit (de jos în sus) în formațiunile Daginskaya, Okobykayskaya și Nutovskaya.

Suita Daginskaya. Grosimea maximă pătrunsă în puțul nr. 25 este de 1040m. Granița dintre formațiunile Daginsky și Okobykaysky este trasată de-a lungul vârfului orizontului XXI. Depozitele Daginsky sunt împărțite în orizonturi XXI - XXVI.

Sunt compuse în principal din nisipuri și gresii din roci de culoare gri deschis, cenușii, cu granulație neuniformă, lut-argiloase.

Pietrele de noroi sunt de culoare gri închis, până la negru, fracturate, mărunțite, deasupra - nisipos-lâmoși, micacee, conțin resturi de plante carbonizate. Rocile se caracterizează printr-un conținut ridicat de silice.

Formația Okobykayskaya. Granița dintre depozitele formațiunilor Nutovskaya și Okobykayskaya este trasată în mod convențional în partea de jos a celui de-al treilea strat. Grosimea apartamentului ajunge la 1400m. Rocile clastice sunt reprezentate de nisipuri, argile și soiurile lor intermediare și cimentate. Jumătatea superioară a secțiunii de formare se caracterizează prin stabilitatea sedimentării, care apare la analiza grosimilor. Discontinuitatea omniprezentă a straturilor III - XII, substituțiile ascuțite de facies litologice complică corelarea locală a secțiunii puțurilor individuale, predetermină condiționalitatea contactului dintre depozitele Nutov și Okobykai.

Nisipurile și gresiile sunt de culoare gri, gri deschis, cu granulație fină, argilo-lutos cu pietricele și pietriș. Siltstones și siltstones sunt de culoare gri deschis și închis, argilos-nisipoase. Argilele și noroiurile sunt gri închis, nisipoase, mâloase și fracturate. Complexul argilo-nisipos al straturilor inferioare Okobykayskaya include principalele zăcăminte de petrol și gaze.

Suita Nutovskaya. Este distribuită în toată zona, în creasta cutei sunt expuse rocile Mijloc Nutovsky. Capacitatea totala este de peste 1000 m. Dacă în partea inferioară a secțiunii este posibil să se urmărească straturi nisipoase individuale (III, II, I, M), atunci deasupra este expus un complex nisipos continuu cu straturi subțiri de argilă. Rocile nisipoase sunt gri, gri deschis, libere, cu granulație fină și cu granulație neuniformă, cu pietricele și pietriș împrăștiate. Argilele sunt de culoare cenușiu închis, nisipos-lâmoși, mâloase cu incluziuni de resturi de plante carbonizate.

tectonica. Pliul Tungor face parte din zona anticlinală Ekhabinsky situată în partea extremă de nord-est a insulei.

În zona anticlinală, au fost identificate nouă structuri anticlinale, grupate în două ramuri anticlinale - Okha și Ekhabinsky de Est.

Anticlinalul Tungor este situat la capătul inferior al zonei Ekhabinsky de Est și diferă de alte pliuri printr-o serie de caracteristici structurale. Diferă de structurile învecinate - Vostochno-Ekhabinskaya în est și Ekhabinskaya, învecinată cu nordul, diferă printr-o ușoară subsidență, contrast mai scăzut și absența deficiențelor rupte. Conform depozitelor pliocene dezvoltate la suprafață, pliul este o brachianticlinală cu meridian.

De-a lungul vârfului orizontului XX, pliul se extinde în direcția meridională, aripile sale sunt aproape simetrice. Unghiurile de incidență ale rocilor pe aripa vestică variază în intervalul de 8-9 grade, pe cea estică - mai abruptă, ajungând la 12-14. Scăderea rocilor în direcția sudică este blândă, la un unghi de 3-4; pe linia nordică, se constată o îngroșare prin încovoiere a izohipsului și o tasare mai abruptă a balamalei (unghi de incidență 6-7).

Capacitate portantă a uleiului. În 1958, descoperitorul forajului a stabilit capacitatea industrială de transport de petrol a orizontului XX. În 1961, în timpul testării sondei nr. 28 a fost descoperită o acumulare de petrol din orizontul XX. Până în prezent, productivitatea a trei orizonturi petroliere (XXI, XX și XX) și a zece orizonturi de gaze a fost dovedită în câmpul Tungor. În secțiunea zăcământului Tungor, există o gamă largă de productivitate și respectarea zonei verticale în distribuția zăcămintelor: în sus, zăcămintele de petrol sunt înlocuite cu condensat de gaz, apoi pur gaz. Morfologia rezervoarelor naturale ale câmpului Tungor este de o formă ticăloasă, respectiv capcanele zăcămintelor de petrol și gaze vor aparține formațiunii boltite și majoritatea sunt parțial cernute litologic.

1.3. Clasificarea metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului

Utilizarea metodelor de menținere a presiunii rezervorului în dezvoltarea zăcămintelor de petrol (inundarea apei în circuit și în circuit, injectarea de gaz sau aer în părțile ridicate ale rezervorului) permite utilizarea cât mai rațională a energiei rezervorului natural și reumplerea acesteia, în mod semnificativ. reduce timpul de dezvoltare a zăcămintelor datorită ratelor mai intense de retragere a petrolului. Cu toate acestea, soldul rezervelor reziduale la câmpurile aflate în stadiile finale de dezvoltare rămâne foarte ridicat, în unele cazuri ridicându-se la 50-70%.

În prezent, un număr mare de metode îmbunătățite de recuperare a petrolului sunt cunoscute și sunt implementate. Ele diferă prin metoda de influențare a formațiunilor productive, natura interacțiunii dintre agentul de lucru injectat în formațiune și fluidul care saturează formațiunea și tipul de energie introdusă în formațiune. Toate metodele de recuperare îmbunătățită a uleiului pot fi împărțite în hidrodinamice, fizico-chimice și termice.

Metode hidrodinamice de recuperare îmbunătățită a uleiului.

La aplicarea acestor metode, sistemul de distanțare a puțurilor de producție și injecție nu se modifică și nu se folosesc surse de energie suplimentare introduse în formațiune de la suprafață pentru a înlocui petrolul rezidual. Metodele hidrodinamice de recuperare îmbunătățită a petrolului funcționează în cadrul sistemului de dezvoltare implementat, mai des în timpul inundării rezervoarelor de petrol și vizează intensificarea în continuare a proceselor naturale de recuperare a petrolului. Metodele hidrodinamice includ inundarea ciclică a apei, debitele variabile de filtrare și retragerea forțată a fluidului.

Inundarea ciclică a apei. Metoda se bazează pe o schimbare periodică a modului de funcționare a rezervorului prin oprirea și reluarea injecției și extragerii apei, datorită căreia forțele capilare și hidrodinamice sunt utilizate mai pe deplin.

Acest lucru facilitează introducerea apei în zonele de rezervor care nu au fost acoperite anterior de impact. Inundarea ciclică cu apă este eficientă în câmpurile în care se utilizează inundarea convențională, în special în rezervoarele hidrofile, care rețin capilar mai bine apa care le-a invadat. În rezervoarele eterogene, eficiența inundațiilor ciclice cu apă este mai mare decât a inundațiilor convenționale. Acest lucru se datorează faptului că, în condițiile de inundare a unei formațiuni eterogene, saturația reziduală cu ulei a secțiunilor de formare cu cele mai proaste proprietăți de rezervor este semnificativ mai mare decât cea a părții principale inundate a formațiunii. Odată cu creșterea presiunii, forțele elastice ale formațiunii și fluidului contribuie la introducerea apei în regiunile formațiunii cu cele mai slabe proprietăți de rezervor, în timp ce forțele capilare mențin apa care a pătruns în formațiune cu o scădere ulterioară a presiunii. presiunea de formare.

Metoda de schimbare a direcției fluxurilor de filtrare. În procesul de inundare cu apă a rezervoarelor de petrol, în special a celor eterogene, conform schemelor tradiționale, în ele se formează treptat un câmp de presiune și natura fluxurilor de filtrare, în care secțiuni individuale ale rezervorului nu sunt acoperite de procesul activ de deplasare a uleiului. de apa. Pentru a implica în dezvoltarea zonelor stagnante ale rezervorului neacoperite de inundații, este necesară modificarea situației hidrodinamice generale din acesta, care se realizează prin redistribuirea producției de apă și injectarea prin puțuri. Ca urmare a schimbărilor în producție (injecție), direcția și magnitudinea gradienților de presiune se modifică, din cauza căreia zonele care nu au fost acoperite anterior de inundații sunt afectate de gradienți de presiune mai mari, iar uleiul din aceștia este deplasat în curgerea inundată. parte a rezervoarelor, ceea ce mărește recuperarea uleiului. La implementarea metodei, împreună cu o modificare a producției și injecției, se practică oprirea periodică a puțurilor individuale sau a grupurilor de puțuri de producție și injecție.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse și al Republicii Tatarstan

Institutul de Stat al Petrolului Almetyevsk

Departamentul „Dezvoltare și exploatare

zăcăminte de petrol și gaze"

Raport

Student Abunagimov Rustam Rinatovici grup 68-15 W

Facultatea de specialități petrol și gaze 13503.65

Despre practica educațională, a avut loc în SA „Bashneft”

NGDU „Oktyabrskneft”

(întreprindere, NGDU)

Locul de practică OJSC „Bashneft”

NGDU „Oktyabrskneft”

Lider de practică

de la Departamentul RIENGM Chekmaeva R.R.

(funcția, numele complet)

Almetyevsk

INTRODUCERE 3

1 Productie și structura organizatorică a NGDU. 4

2. Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor. opt

3. Forarea puţurilor. 13

4. Dezvoltarea câmpurilor petroliere. 15

5. Sistem PPD. 19

6. Exploatarea puţurilor de petrol şi injecţie. 22

7. Sondaj de bine. 25

8. Metode de creștere a productivității puțului. 26

9. Reparații de rutină și capitale ale puțurilor. treizeci

10. Colectarea și prepararea petrolului, gazelor și apei. 33

11. Siguranța, protecția muncii și a mediului. 36

REFERINȚE 39

INTRODUCERE

Această practică a fost finalizată de mine la departamentul de producție de petrol și gaze Oktyabrskneft. În cursul practicii mele, m-am familiarizat cu metodele de producție a petrolului, metodele de îmbunătățire a recuperării petrolului, sistemul de menținere a presiunii din rezervor, precum și sistemul de producție a puțurilor în condițiile acestui departament de producție de petrol și gaze.

NGDU Oktyabrskneft este o companie de producție de petrol și gaze. La baza activităților NGDU se află extracția petrolului, gazelor, bitumului, apelor dulci și minerale, transportul acestora prin diverse tipuri de transport, în unele cazuri, procesare și comercializare.

NGDU Oktyabrskneft este o subdiviziune mare a OJSC Bashneft. Datorită gradului ridicat de explorare (mai mult de 82%) a teritoriului Bashkortostan, compania continuă să efectueze explorări geologice, atât pe teritoriul Republicii, cât și în alte regiuni. În 2009, a fost finalizat planul anual de foraj de explorare de peste 10 mii de metri, au fost finalizate 10 sonde, au fost obținute fluxuri de petrol industrial în 6 sonde (eficiență 60%), au fost descoperite 2 noi zăcăminte petroliere, creșterea rezervelor recuperabile de categoriile industriale a fost de 1,3 milioane de tone Compania efectuează explorări seismice, foraje de explorare în adâncime, studii geochimice și lucrări tematice în domeniul explorărilor geologice. Producția de petrol va crește datorită zăcămintelor dezvoltate de companie, precum Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye și alte zăcăminte. Creșterea producției de petrol este așteptată ca urmare a creșterii volumului măsurilor geologice și tehnice: forarea puțurilor noi, optimizarea producției de fluide, transferul puțurilor către alte instalații, efectuarea fracturării hidraulice, crearea de noi centre de inundare a apei, reducerea puțurilor inactiv și extinderea utilizării. de metode dovedite extrem de eficiente de creștere a recuperării petrolului.

NGDU "Oktyabrskneft" este aproximativ două duzini de ateliere și subdiviziuni ale producției principale și auxiliare și ale sferei serviciilor sociale. Departamentul are: propriul centru de instruire, Casa Tehnologiei, o fermă subsidiară cu seră, un centru de recreere, un centre stomatologic și paramedic etc.

Recent, petroliștii au lucrat mult pe probleme de mediu: izvoarele sărate sunt restaurate, râurile sunt curățate și terenurile uleiate sunt recuperate.

În practică, am mers adesea la ocolirea puțurilor, timp în care am stăpânit acțiunile unui operator de producție de petrol și gaze direct în condiții de muncă. Un aspect important al practicii a fost consolidarea în practică a cunoștințelor teoretice studiate anterior.

1 Productie și structura organizatorică a NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" este situat în râu. Așezarea Serafimovsky din districtul Tuimazinsky, Republica Bashkortostan. Produsele fabricate, conform activității principale a întreprinderii, sunt ulei comercial.

După tipul de structură de management, NGDU Oktyabrskneft se referă la o structură de management funcțională liniară care are defecte minore și, în general, este optimă pentru această întreprindere. În 2009, numărul acestei întreprinderi era de aproximativ 1750 de persoane.

NGDU Oktyabrskneft este un sistem complex de structuri și diviziuni care asigură producția neîntreruptă de petrol. O diagramă a structurii NGDU Oktyabrskneft este prezentată în Figura 1.

De conducere se ocupă șeful NGDU, căruia îi sunt subordonate toate serviciile, departamentele și atelierele. El conduce toate activitățile întreprinderii pe baza unității. Drepturile si obligatiile fiecarui compartiment al directorului adjunct, precum si personalul aparatului, sunt separate prin prevederi speciale.

Primul adjunct al șefului este inginerul șef, el efectuează producția și conducerea tehnică a echipei, împreună cu directorul poartă întreaga responsabilitate pentru eficiența întreprinderii.

Inginerul sef este responsabil de:

1) Departamentul de producție și tehnic (PTO), a cărui sarcină principală este de a determina echipamentele și tehnologia raționale pentru producția de petrol și gaze, introducerea de noi echipamente și tehnologie avansată.

2) Serviciul mecanic șef (SGM) gestionează serviciul de reparații mecanice al NGDU.

3) Serviciul inginerului șef de energie (SPS) este angajat în organizarea funcționării fiabile și sigure a centralelor termice și electrice, introducerea de noi, mai fiabile, economice unități electrice și scheme de alimentare cu energie.

4) Departamentul de securitate industrială și protecția muncii (OSB și TB) a cărui sarcină principală este organizarea muncii pentru a crea condiții de muncă sigure.

Departamentul de geologie este subordonat geologului șef. Departamentul este angajat într-un studiu detaliat al domeniului, contabilizarea mișcării rezervelor de petrol și gaze, explorare suplimentară a zonelor individuale, introducerea de scheme tehnologice și proiecte de dezvoltare și căutarea modalităților de intensificare a dezvoltării.

Figura 1 Structura organizațională a NGDU „Oktyabrskneft”

Departamentul de Planificare Economică (PEO) este subordonat economistului șef al NGDU. Sarcina principală a departamentului este de a organiza activitatea departamentului, de a analiza activitatea întreprinderii și de a identifica modalități de creștere a eficienței producției. Departamentul Muncii și Salariilor (Munca și Salariul) se angajează în îmbunătățirea organizării muncii și a managementului producției, introducerea unor forme și sisteme progresive de salarizare, stimulente materiale în vederea creșterii în continuare a productivității muncii.

Serviciul pentru Logistică și Achiziții de Echipamente (SMTO și KO) este subordonat șefului adjunct al NGDU pentru Probleme generale. Sarcina principală este de a asigura subdiviziunilor NGDU toate tipurile de materiale și resurse.

Adjunctul șefului pentru afaceri economice este economistul șef, care coordonează și controlează activitățile tuturor serviciilor și departamentelor economice.

Departamentul Sistemului de control automatizat (OASU) este destinat controlului automatizat. Interacționează cu sistemele de management al întreprinderii, deservite de centre de calcul cluster și de informare (CVC și KIVC).

Producția la NGDU este împărțită în principal și auxiliar. Producția principală include ateliere care sunt direct implicate în producția de produse principale.

Acestea includ TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Aceste magazine îndeplinesc următoarele funcții: avansarea petrolului și gazelor până la fund prin utilizarea energiei rezervorului; ridicarea uleiului la suprafața zilei, colectarea, controlul, măsurarea volumului de producție; pregătirea complexă a uleiului pentru a-l face comercializabil.

Structura producției auxiliare include acele divizii ale întreprinderii care asigură funcționarea neîntreruptă a magazinelor producției principale. Activitățile de producție auxiliară includ: repararea echipamentelor, puțurilor, dispozitivelor și mecanismelor; asigurarea instalațiilor de producție cu energie electrică, apă și alte materiale necesare; furnizarea de servicii de informare către magazinele producției principale. Toate aceste sarcini sunt îndeplinite de ateliere incluse în structura NGDU: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; magazin de transport.

CPF, atelier de preparare și pompare a petrolului, recepția de la zăcământul petrolier a lichidului trifazat produs (petrol, gaz, apă), preparare (separare în faze), contorizare petrol și apă, livrare petrol către managementul conductei și apă de formare către atelierul de întreținere a presiunii rezervorului, pentru utilizare în sistemul de întreținere a rezervorului.

Atelierul de întreținere a presiunii rezervorului (RPM) injecție de apă în formațiuni productive.

Atelier de lucrari subterane si lucrari de sonde (zona PRS) efectuarea lucrarilor de rutina a sondelor, efectuarea masurilor tehnice geologice de influentare a zonei de formare a fundului.

Well workover area (CDW) - reparație puț, măsuri tehnice geologice care vizează intensificarea producției de petrol, creșterea recuperării petrolului, creșterea injectivității puțurilor de injecție.

Atelier de reparații echipamente electrice și rulouri de alimentare cu energie (PRTSE și E) - furnizarea de energie electrică a instalațiilor NGDU, efectuând reparații preventive programate și teste preventive ale echipamentelor electrice, echipamentelor și rețelelor electrice.

Atelier de automatizare a producției și aprovizionării cu abur (CAPP) - furnizează apă de proces și energie termică (abur) subdiviziunilor NGDU și consumatorilor terți.

Atelier de construcții și asamblare (SMC) - amenajarea sondelor de explorare, operaționale și puse în funcțiune, reparații capitale a unităților de producție petrolieră și a instalațiilor sociale și culturale, întreținere și întreținere preventivă programată a instrumentației, automatizării și telemecanicii la unitățile NGDU.

Oilfield Research and Production Workshop (TsNIPR) - efectuarea de studii hidrodinamice ale puțurilor și rezervoarelor, inspecția rezervoarelor de apă dulce, determinarea poluării aerului în zona de operare a NGDU, studii de laborator ale fluidului produs, determinarea calității preparatului și ape uzate la UPTP, analiza proprietăților fizico-chimice ale gazului petrolier...

Atelier de acoperiri anticoroziune si revizie conducte si structuri (DAC si KRTS). Funcții atelier: curățarea interioară a rezervoarelor, revizia rezervoarelor și schimbătoarelor de căldură, acoperirea anticorozivă a rezervoarelor și rezervoarelor, demontarea echipamentelor și structurilor, așezarea conductelor pe PMMT (țevi flexibile polimer-metal), monitorizarea stării cusăturilor sudate , și măsurarea grosimii pereților conductelor, rezervoarelor, probelor și rezervoarelor (defectoscopie), repararea țevilor compresoarelor pompei, livrarea acestora către echipele de reparații și reparații.

Atelier de țevi flexibile polimer-metal (TsGPMT) - producție de țevi flexibile polimer-metal pentru sistemele de colectare a uleiului și de menținere a presiunii rezervorului, pentru transportul uleiului foarte udat și a apelor uzate extrem de agresive, producția de bunuri de larg consum.

Structura considerată a NGDU Oktyabrskneft permite întreprinderii să rezolve toate sarcinile care i-au fost atribuite, să utilizeze eficient resursele materiale și de muncă, prin urmare, este recomandabil să dispună de capacitățile sale de producție.

2 Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor

Câmpul petrolier Serafimovskoye este situat în partea de nord-vest a Bashkortostanului, în regiunea Tuimazinsky. Direct la nord-vest de acesta se află marele câmp petrolier Tuimazinskoye, iar la sud Troitskoye și Stakhanovskoye.

În limitele depozitului sunt r.p. Serafimovsky, care a fost fondată la 31 decembrie 1952. Acesta găzduiește cea mai mare parte a lucrătorilor implicați în dezvoltarea și exploatarea acestui domeniu. Pe teritoriul câmpului există drumuri asfaltate și autostrăzi care leagă instalațiile câmpului petrolier cu orașele Oktyabrsky și Belebey, cu gările Tuimazy, Urussu și Kandra.

Câmpul este dezvoltat de OOO NGDU Oktyabrskneft, situat în așezarea. Serafimovsky, iar forarea puțurilor este efectuată de BurKan. Producția de puțuri de petrol după tratarea primară din parcul de colectare a petrolului prin stația de pompare Subkhankulovo este pompată prin conductă către rafinăriile de petrol din Ufa. Gazul asociat este consumat de uzina de procesare a gazelor Tuimazinsky, parțial utilizat pentru nevoile locale și transportat prin conducta de gaze către Ufa. Alimentarea cu apă se realizează din conducta centrală de apă, care alimentează apa din puțurile de sub deversare ale râului Usen.

Clima regiunii este continentală. Se caracterizează prin ierni geroase cu temperaturi de până la 45 0 С în ianuarie și veri destul de calde cu temperaturi de până la + 35 0 С în iulie. Temperatura medie anuală este de +3 0 C. Precipitația medie anuală este de aproximativ 500 mm. Precipitațiile apar mai ales în anotimpurile de toamnă și iarnă.

Din minerale, pe lângă ulei, există calcare, argile, nisipuri. Aceste materiale sunt folosite de populația locală pentru nevoile de construcție și gospodărie. În plus, argila de calitate deosebită este folosită pentru pregătirea noroiului pentru forarea puțurilor.

Din punct de vedere orografic, zona depozitului este un platou deluros. Cele mai joase cote sunt limitate la văile râurilor, sunt de aproximativ + 100 m, cele mai mari cote absolute de pe bazine de apă ajung la + 350 m. de regulă, versanții sudici ai bazinelor hidrografice sunt abrupți și formează înălțimi de promontori, bine expuși, în timp ce versanții nordici sunt blând, cu gazon și adesea acoperiți cu pădure.

Rețeaua hidrografică a regiunii este bine dezvoltată, dar nu există râuri mari. Principala cale navigabilă a regiunii este râul. Ik. Afluenții săi la sud de zăcământ. sunt râurile Kidash și Uyazy Tamak. Râul curge în interiorul depozitului. Bishinda, care este un afluent stâng al râului. Ussen curge în afara câmpului. În sudul câmpului se observă scurgeri de apă subterană sub formă de izvoare.

La structura geologică a zăcământului Serafimovskoye participă zăcăminte precambriene, Bavlinsky, Devonian, cărbune, Permian, Cuaternar, Rifean și Vendian.

Câmpul Serafimovskoye este multistrat. Orizontul productiv principal este stratul nisipos D eu Orizontul Pashi. Formațiuni nisipoase comerciale purtătoare de petrol: C- VI 1 , CU- VI 2 , orizontul Bobrikovsky, membru carbonic al orizontului Kizelovsky al etapei Tournaisian, membri carbonați ai stadiului Famennian, strat nisipos D 3 orizontul kynovsky, stratul nisipos D II Orizontul Mullinsky, straturi nisipoase D III si D IV a orizontului Old Oskal.

Adâncimea medie a orizontului Bobrikovian este de 1250 m, etapa Tournaisiană este de 1320 m, etapa Famenniană este de 1560 m, stratul D eu -1690m, stratul D II - 1700m, pat D III - 1715 m, stratul D IV - 1730 m.

Din punct de vedere tectonic, structura anticlinală Serafimovskaya Brakha este situată în partea de sud-est a vârfului Almetyevskaya al arcului tătar și, împreună cu structura Baltaevskaya, formează umflarea Serafimovsko Baltaevsky. Lungimea totală a terasamentului ajunge la 100 km, iar lățimea acestuia variază de la 26 km în vest până la 17 km în est. În părțile centrale și nord-estice ale umflăturii Serafimovsko-Baltaevsky se află ridicarea Serafimovskoe, conturată în partea de sud-vest de stratoizozypsum minus 1560m, iar în partea de nord-est cu minus 1570m. Ridicarea măsoară 12X4 km și se extinde de la sud-vest la nord-est.

Trebuie remarcat faptul că arcurile structurilor din Carbonifer și Permian pe ridicările Leonidovskoe și Serafimovskoe coincid cu poziția sa în sedimentele devoniene.

Conform datelor geofizice, stratul este reprezentat în principal de trei tipuri de roci: noroioase, siltstone și gresii.

Depozitele devoniene sunt principalele de pe teren. Cel mai răspândit ca suprafață și grosime este stratul D eu ... Grosimea sa ajunge la 19,6 m. Este reprezentată de cuarț și gresie cu granulație fină.

Orizontul D II se referă la gresiile orizontului Mullinovsky. Este reprezentată de straturi intermediare de silstones și noroi, dar predomină în principal gresia cuarțoasă cu granulație fină. Capacitatea sa variază de la 19 la 33 de metri.

Straturi Horizon D III reprezentate de gresii cuarţoase cu granulaţie fină slab sortate. Capacitatea lor este foarte mică și variază de la 1-3 metri. Depozitele acestui orizont sunt structural litologic de dimensiuni reduse.

Straturi Horizon D IV - reprezentată de gresie cu granulaţie fină, pe alocuri pietriş, cuarţ. Grosimea lor este de 8 metri, iar pe alocuri de 8-12 metri. În ele au fost găsite 10 depozite de tip structural.

Grosimea totală a rezervoarelor unității D este de 28 - 35 m, iar grosimea straturilor saturate cu petrol este de 25,4 m.

Principalele caracteristici ale orizontului sunt prezentate în Tabelul 1.

Tabelul 1 Principalele caracteristici ale orizontului

Uleiul de formare din stadiul Tournaisian este mult diferit de uleiurile din zăcămintele devoniene. Presiunea de saturație a petrolului cu gaz este de 2,66 MPa. În zăcămintele devoniene, această valoare este egală cu 9 9,75 MPa, ceea ce este de peste trei ori mai mare decât în ​​stadiul tournaisian. Densitatea uleiului în condiții de rezervor este de 886 kg / m3. Mai multe detalii despre proprietățile uleiului sunt oferite în tabelele 2 și 3.

Tabelul 2 Proprietățile fizice ale uleiului

Tabelul 3 Compoziția chimică a uleiului

Proprietățile apei produse sunt prezentate în tabelul 4.

Tabelul 4 Proprietățile apei produse

Compoziția gazului este prezentată în tabelul 5.

Tabelul 5 Proprietățile gazului

3 Forarea sondelor.

Un zăcământ de petrol sau gaze este forat în cadrul unui proiect de dezvoltare sau explorare. Compartimentul geologic al biroului de foraj puțuri, îndrumat de proiect, a batut punctele de pe pământ de către topograf, care vor fi puțurile acestui câmp.

Pentru a desfășura cu competență tehnologică procesul de foraj, este necesară cunoașterea proprietăților fizice și mecanice de bază ale rocilor care afectează procesul de foraj (proprietăți elastice și plastice, rezistență, duritate și capacitate abrazivă). Acest lucru se realizează prin forarea puțurilor exploratorii, din care se obține o tăietură de rocă (miez). Probele de miez și butași sunt trimise la departamentul geologic, care efectuează examinarea lor completă.

Tehnologia de forare a puțurilor este un set de operațiuni efectuate secvenţial care vizează atingerea unui obiectiv specific. Este clar că orice operațiune tehnologică poate fi efectuată numai cu utilizarea echipamentului necesar. Să luăm în considerare succesiunea operațiunilor în timpul construcției puțului. Construcția sondei este înțeleasă ca întregul ciclu de construcție a sondei de la începutul tuturor operațiunilor pregătitoare până la dezmembrarea echipamentelor.

Lucrările pregătitoare includ planificarea zonei, instalarea fundațiilor pentru o platformă petrolieră și alte echipamente, instalarea de comunicații tehnologice, linii electrice și telefonice. Volumul lucrărilor pregătitoare este determinat de relief, zona climatică și geografică, situația ecologică.

Instalarea, amplasarea echipamentului de foraj pe locul de pregătire și a conductelor acestuia. În prezent în industria petrolului se practică pe scară largă asamblarea blocurilor, construcția de blocuri mari asamblate în fabrici și livrate la locul de instalare. Acest lucru simplifică și accelerează instalarea. Instalarea fiecărui nod se termină cu testarea lui în modul de lucru.

Forarea puțurilor este o adâncire treptată în suprafața pământului până la rezervorul de petrol cu ​​întărirea pereților puțurilor. Forarea puțului începe cu așezarea unei găuri de 2..4 m adâncime, în care este coborâtă o daltă, înșurubată pe un pătrat suspendat pe un sistem de fixare al forului. Găurirea începe prin a da mișcare de rotație pătratului și, prin urmare, burghiului, cu ajutorul unui rotor. Pe măsură ce pătrunde mai adânc în stâncă, bitul împreună cu pătratul este coborât cu ajutorul unui troliu. Butașii sunt îndepărtați prin lichid de spălare, care este pompat către bit printr-un pivot și un pătrat gol.

După ce puțul este adâncit cu lungimea unui pătrat, acesta este ridicat din puț și se instalează o țeavă de foraj între acesta și burghiu.

În procesul de adâncire, este posibilă distrugerea pereților puțurilor, prin urmare, acestea trebuie întărite (carcate) la anumite intervale. Acest lucru se face folosind țevi de tubulare special coborâte, iar structura puțului devine treptă. În partea de sus, găurirea se efectuează cu un bit de diametru mare, apoi unul mai mic etc.

Numărul de etape este determinat de adâncimea puțului și de caracteristicile rocilor. Proiectarea sondei este înțeleasă ca un sistem de țevi de tubaj de diferite diametre, care sunt coborâte în puț la diferite adâncimi. Pentru diferite regiuni, modelele puțurilor de petrol sunt diferite și sunt determinate de următoarele cerințe:

- contracararea forțelor presiunii rocilor, străduindu-se distrugerea sondei;

- păstrarea diametrului specificat al trunchiului pe toată lungimea acestuia;

- izolarea orizonturilor care apar în secțiunea puțului care conțin agenți de compoziție chimică diferită și excluderea amestecării acestora;

- capacitatea de a lansa si opera diverse echipamente;

- posibilitatea contactului pe termen lung cu medii agresive chimic si rezistenta la presiuni si temperaturi ridicate.

Pe câmpuri sunt construite puțuri de gaz, injecție, piezometrice, ale căror proiecte sunt similare cu puțurile de petrol.

Elementele individuale ale structurii puțului au următorul scop:

1 Direcția previne erodarea rocilor superioare neconsolidate de către fluidul de foraj la forarea sondei.

2 Conductorul asigură izolarea acviferelor utilizate pentru băut; rezerva de apa.

3 Un șir intermediar este rulat pentru a izola zonele de circulație pierdute, pentru a suprapune orizonturi productive cu presiuni anormale.

4 Sârgul de producție asigură izolarea tuturor straturilor găsite în secțiunea câmpului, funcționarea echipamentelor și funcționarea puțului.

În funcție de numărul de șiruri de carcasă, structura puțului poate fi cu un singur șir, cu două șiruri etc.

Orificiul inferior al puțului, filtrul său, este elementul principal al șirului, deoarece asigură direct comunicarea cu rezervorul de ulei, drenarea fluidului de formare în limitele specificate și impactul asupra rezervorului pentru a intensifica și regla funcționarea acestuia. .

Designul feței este determinat de caracteristicile rocii. Deci în roci stabile mecanic (gresii) se poate executa o față deschisă. Oferă o comunicare completă cu rezervorul și este luată ca standard, iar indicatorul eficienței comunicării, coeficientul de perfecțiune hidrodinamică, este luat ca unitate. Dezavantajul acestui design este imposibilitatea deschiderii selective a straturilor intermediare individuale, dacă există, prin urmare, fețele deschise au primit o utilizare limitată.

Modele cunoscute de fundhole cu filtre prefabricate, rulate separat, într-un strat complet expus fără carcasă. Spațiul inelar dintre partea inferioară a carcasei și partea superioară a ecranului este sigilat. Deschiderile din filtru sunt rotunde sau sub formă de fante, lățime 0,8 ... 1,5 mm, lungime 50 ... 80 mm. Uneori, filtrele sunt coborâte sub formă de două țevi, cavitatea dintre care este umplută cu pietriș sortat. Aceste filtre pot fi schimbate pe măsură ce se murdăresc.

Cele mai utilizate filtre sunt cele formate în rezervorul de ulei suprapus și carcasa de producție cimentată. Ele simplifică tehnologia de deschidere, fac posibilă izolarea fiabilă a straturilor individuale și acționarea asupra lor, dar aceste filtre au și o serie de dezavantaje.

4 Dezvoltarea câmpurilor petroliere .

Dezvoltarea unui câmp petrolier este înțeleasă ca implementarea procesului de deplasare a lichidului (petrol, apă) și a gazului în straturi către puțurile de producție. Controlul debitului de lichid și gaz se realizează prin amplasarea puțurilor de petrol, injecție și control în câmp, numărul și procedura de punere în funcțiune a acestora, modul de funcționare al sondelor și bilanțul energiei rezervorului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit zăcământ predetermina indicatori tehnici și economici - debitul de petrol, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul primar etc. Înainte de forarea unui zăcământ, sistemul de dezvoltare este proiectat. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și operațiuni de testare, se stabilesc condițiile în care va fi exploatat zăcământul, adică structura lui geologică, proprietățile de rezervor ale rocilor (porozitate, permeabilitate, grad de eterogenitate), proprietăți fizice ale lichidului. și gaze care saturează formațiunea (vâscozitatea, densitatea, solubilitatea gazelor), saturația rocilor petrol, apa si gaze, presiunea rezervorului, temperatura etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatorii tehnici de exploatare a rezervorului pentru diverse optiuni ale sistemului de dezvoltare si o evaluare economica a optiunilor sistemului. se face. În urma unei comparații tehnico-economice, este selectat sistemul optim de dezvoltare.

Recuperarea petrolului din puțuri se realizează fie prin curgere naturală sub acțiunea energiei de rezervor, fie prin utilizarea uneia dintre mai multe metode mecanizate de ridicare a lichidului. De obicei, în stadiul inițial de dezvoltare a câmpului, predomină producția de curgere, iar pe măsură ce curgerea slăbește, puțul este trecut la lifting artificial. Metodele mecanizate includ: ridicare cu gaz și pompare adâncă (folosind tijă de aspirație, pompe electrice centrifuge submersibile și pompe cu șurub).

Dezvoltarea câmpurilor petroliere este un domeniu al științei în curs de dezvoltare. Dezvoltarea sa ulterioară va fi asociată cu utilizarea noilor tehnologii de extragere a petrolului din subsol, noi metode de recunoaștere a naturii fluxului proceselor in situ, gestionarea dezvoltării câmpului, utilizarea metodelor avansate de planificare a explorării și dezvoltării câmpurilor luând în considerare contabilizarea datelor din sectoarele conexe ale economiei naționale, folosind sisteme de control automatizate pentru extracția mineralelor din subsol, elaborarea unor metode de contabilizare detaliată a structurii straturilor și a naturii proceselor care au loc în acestea pe baza unor modele deterministe. .

Dezvoltarea câmpurilor petroliere este asociată cu intervenția umană semnificativă în natură și, prin urmare, necesită respectarea necondiționată a standardelor stabilite pentru protecția subsolului și a mediului.

Forarea sondei se termină cu deschiderea rezervorului de petrol, adică. comunicarea rezervorului de petrol cu ​​sonda. Această etapă este foarte importantă din următoarele motive. Amestecul de petrol și gaz din formațiune este sub presiune ridicată, a cărei magnitudine poate fi necunoscută în prealabil. La o presiune care depășește presiunea coloanei de lichid care umple puțul, lichidul poate fi ejectat din sondă și va apărea țâșnire deschisă; pătrunderea fluidului de foraj (în cele mai multe cazuri, o soluție de argilă) în rezervorul de petrol își înfundă canalele, afectând curgerea uleiului în puț.

Este posibil să se evite țâșnirea prin asigurarea instalării unor dispozitive speciale la capul sondei, prin blocarea sondei de foraj a dispozitivelor de prevenire sau prin utilizarea unui fluid de spălare de înaltă densitate.

Prevenirea pătrunderii soluției în rezervorul de ulei se realizează prin introducerea diferitelor componente în soluție: componente similare ca proprietăți cu fluidul din rezervor, de exemplu, emulsii pe bază de ulei.

Deoarece, după deschiderea rezervorului de petrol prin forare, carcasa este coborâtă în puț și cimentată, blocând astfel rezervorul de petrol, devine necesară redeschiderea rezervorului. Acest lucru se realizează prin tragerea prin sfoară în intervalul de formare cu perforatoare speciale având încărcături pe bază de pulbere. Ele sunt coborâte în gaură de foraj pe un cablu de către un serviciu geofizic.

În prezent, mai multe metode de perforare a puțurilor au fost stăpânite și sunt aplicate.

Perforarea cu glonț a puțurilor este inclusă. în coborârea în gaura de foraj pe cablul dispozitivelor speciale de perforatoare, în corpul cărora sunt construite încărcături de pulbere cu gloanțe. Primind un impuls electric de la suprafață, încărcăturile explodează, conferind gloanțelor viteză mare și putere mare de penetrare. Provoacă distrugerea metalului coloanei și a inelului de ciment. Numărul de găuri din șir și locația lor de-a lungul grosimii formațiunii sunt calculate în avans, astfel încât uneori un șir de perforatori este coborât. Presiunea gazelor de ardere în butoiul camerei poate ajunge la 0,6 ... 0,8 mii MPa, ceea ce asigură producerea de perforații cu un diametru de până la 20 mm și o lungime de 145 ... 350 mm. din oțel aliat și sunt acoperite cu cupru pentru a reduce frecarea atunci când se deplasează de-a lungul camerei sau plumb.

Perforarea torpilei pe principiul implementării este similară cu glonțul, doar greutatea încărcăturii este crescută. de la 4 ... 5 g la 27 g și arbori orizontali sunt utilizați în perforator. Diametrul găurilor este de 22 mm, adâncimea este de 100 ... 160 mm, se fac până la patru găuri pe 1 m de grosime a stratului.

Perforarea cumulativă - formarea de găuri datorită mișcării direcționale a unui jet de incandescentă care iese din perforator cu o viteză de 6 ... 8 km/s cu o presiune de 0,15 ... 0,3 milioane MPa. În acest caz, se formează un canal cu o adâncime de până la 350 mm și un diametru de 8 ... 14 mm. Grosimea maximă a cusăturii, expusă de un perforator cumulat pe lansare până la 30 m, torpilă până la 1 m, glonț până la 2,5 m. Cantitatea de încărcare de pulbere este de până la 50 g.

Perforarea prin hidro-sablare - formarea de orificii in coloana datorita actiunii abrazive a amestecului nisip-lichid care iese cu o viteza de pana la 300 m/s din duzele calibrate cu o presiune de 15 ... 30 MPa.

Dezvoltat la VNII și produs în serie sub codul AP 6M, aparatul de sablare s-a dovedit bine: adâncimea canalelor în formă de para pe care le primește poate ajunge la 1,5 m.

Ciocanul de foraj este un dispozitiv pentru formarea unui filtru prin gauri. În acest scop, se folosește un butoi de foraj dezvoltat la VNIIGIS (Oktyabrsky), a cărui acționare electrică este conectată la un burghiu cu diamant. Radiala maximă este de 60 mm, ceea ce asigură, conform rezultatelor practicii de trecere a carcasei, intrarea în formațiune la o adâncime de cel mult 20 mm. Perforarea se numește „sparing”, deoarece exclude deteriorarea coloanei și a inelului de ciment, care sunt inevitabile cu metodele de sablare. Perforarea de gaurire are o mare precizie in formarea filtrului in intervalul necesar.

Dezvoltarea sondelor de petrol este un ansamblu de lucrări efectuate după foraj în scopul inducerii fluxului de petrol din rezervor în puț. Faptul este că în procesul de deschidere, așa cum am menționat mai devreme, este posibil ca noroiul de foraj și apa să intre în formațiune, ceea ce înfundă porii formațiunii, înlocuiește uleiul din puț. Prin urmare, fluxul spontan de ulei în puț nu este întotdeauna posibil. În astfel de cazuri, aceștia recurg la o provocare a fluxului artificial, care constă în realizarea unor lucrări speciale.

Această metodă este utilizată pe scară largă și se bazează pe faptul binecunoscut: o coloană de lichid cu o densitate mare exercită mai multă contrapresiune asupra formațiunii. Dorința de a reduce contrapresiunea prin deplasarea din sondă, de exemplu, a noroiului argilos cu densitatea Qg = 2000 kg/m3 cu apă dulce cu o densitate Qb = 1000 kg/m3 duce la o înjumătățire a contrapresiunii pe formatia. Metoda este simplă, economică și eficientă în caz de colmatare slabă a formațiunii.

Dacă înlocuirea soluției cu apă nu aduce rezultate, se recurge la o scădere suplimentară a densității: aerul comprimat de un compresor este alimentat în butoi. În același timp, este posibilă împingerea coloanei de lichid înapoi la sabotul tubulaturii, reducând astfel contrapresiunea asupra formației la valori semnificative.

În unele cazuri, poate fi eficient să se furnizeze intermitent aer de către compresor și lichid de către unitatea de pompare, creând porțiuni succesive de aer. Numărul de astfel de porțiuni de gaz poate fi de mai multe, iar acestea, extinzându-se, ejectează lichid din butoi.

Pentru a crește eficiența deplasării de-a lungul lungimii șirului de țevi, sunt instalate supape de deschidere prin care aerul comprimat intră în țeavă imediat după intrarea în puț și începe să „lucreze”, adică. ridicați fluidul atât în ​​inel cât și în tub.

De asemenea, este utilizată rularea tubulaturii unui piston de tampon special echipat cu o supapă de reținere. Mișcându-se în jos, pistonul trece lichid prin el însuși, când se ridică în sus, supapa se închide, iar întreaga coloană de lichid de deasupra ei este forțată să se ridice împreună cu pistonul și apoi să fie aruncată din puț. Deoarece coloana de fluid ridicată poate fi mare (până la 1000 m), căderea de presiune asupra formațiunii poate fi semnificativă. Deci, dacă puțul este umplut cu lichid până la capul sondei, iar tamponul poate fi coborât la o adâncime de 1000 m, atunci presiunea va scădea cu valoarea scăderii coloanei de lichid din inel, de unde o parte din fluidul va curge din tub. Procesul de tamponare poate fi repetat de multe ori, ceea ce face posibilă reducerea presiunii asupra formațiunii cu o cantitate foarte mare.

5 sistem PPD

Modurile naturale de apariție a zăcămintelor de petrol sunt de scurtă durată. Procesul de reducere a presiunii din rezervor se accelerează pe măsură ce crește producția de fluide din rezervor. Și apoi, chiar și cu o bună conexiune a zăcămintelor de petrol cu ​​circuitul de alimentare, influența sa activă asupra zăcământului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului. Aceasta este însoțită de o scădere pe scară largă a nivelurilor fluidelor dinamice din puțuri și, în consecință, de o scădere a producției.

Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cea mai dificilă dintre problemele teoretice și încă nerezolvată complet este realizarea deplasării maxime a uleiului din rezervor cu control și reglare eficientă a procesului.

Trebuie avut în vedere faptul că apa și uleiul diferă prin caracteristicile lor fizico-chimice: densitate, vâscozitate, coeficient de tensiune superficială și umectabilitate. Cu cât diferența dintre indicatori este mai mare, cu atât procesul de deplasare este mai dificil. Mecanismul deplasării uleiului dintr-un mediu poros nu poate fi reprezentat de o simplă deplasare a pistonului. Aici, există o amestecare a agenților și o ruptură a unui jet de ulei și formarea de fluxuri separate, alternative de ulei și apă, și filtrare prin capilare și fisuri și formarea de zone stagnante și de fund.

Factorul de recuperare a petrolului a unui câmp, la valoarea maximă a căreia ar trebui să se străduiască tehnologul, depinde de toți factorii de mai sus. Materialele acumulate până în prezent fac posibilă evaluarea impactului fiecăruia dintre ele.

Amplasarea puțurilor în câmp joacă un rol semnificativ în eficiența procesului de menținere a presiunii din rezervor. Ele definesc modelul de inundare a apei, care este subdivizat în mai multe tipuri.

Inundarea în circuit implică injectarea apei în puțurile de injecție situate în spatele conturului exterior al capacității de transport de petrol. Pe măsură ce conturul uleiului se îndepărtează de puțurile de injecție și udarea primului rând de puțuri de producție, frontul de injecție este transferat.

Criteriul pentru desfășurarea normală a procesului este valoarea presiunii rezervorului în zona de producție, care ar trebui să tinde să crească sau să se stabilizeze.

Inundarea cu apă în linie este eficientă dacă sunt prezenți următorii factori:

- dimensiunea mică a rezervorului (raportul dintre suprafața rezervorului și perimetrul conturului purtător de ulei este de 1,5 ... 1,75 km);

- rezervor omogen cu proprietăți bune de rezervor ca grosime și suprafață;

Puțurile de injecție sunt distanțate de conturul purtător de petrol la o distanță de 300 ... 800 m, ceea ce va asigura un avans mai uniform al frontului de apă și va preveni formarea limbilor inundabile;

există o bună legătură hidrodinamică între zona de retragere și zona de injecție.

Dezavantajele inundațiilor acvifere includ:

1 pierderi mari de apă injectată din cauza scurgerilor acesteia în partea opusă zonei de injectare, ceea ce duce la un consum suplimentar de energie;

2 îndepărtarea liniei de injecție față de zona de extracție, ceea ce necesită un consum semnificativ de energie pentru a depăși pierderile;

3 reacția întârziată a frontului de selecție la modificările condițiilor de pe linia de refulare;

4 necesitatea de a construi un număr mare de puțuri de injecție; îndepărtarea puțurilor de injecție față de principalele ținte de injecție, care crește în cursul dezvoltării, crește costul sistemului.

Inundarea cu apă intra-contur presupune injectarea apei direct în zona petrolieră, organizarea unuia sau mai multor rânduri de puțuri de injecție în centrul câmpului și, din această cauză, dezmembrarea rezervorului în zone separate, dezvoltate independent. Tăierea se poate face în benzi, inele etc. Eficiența acestei metode de inundare a apei este evidentă: eficiența sistemului crește prin eliminarea scurgerii fluidului, apropiindu-se de frontul de injecție de frontul de retragere.

O varietate de inundații intra-contur sunt: ​​areale, focale, selective, bloc.

Inundația areală prevede amplasarea puțurilor de injecție în câmp conform uneia dintre scheme. Inundarea suprafeței cu apă este organizată de obicei într-o etapă târzie a dezvoltării câmpului, când începe inundarea intensivă a apei și alte metode de inundare a apei nu ating scopul.Puțurile de injecție sunt amplasate pe o rețea geometrică: cinci, șapte sau nouă puncte. În același timp, pentru un puț de injecție, există un puț de producție cu sistem în cinci puncte, două cu sistem în șapte puncte și trei cu sistem în nouă puncte.

Inundarea focală a apei poate fi reprezentată schematic sub forma unuia sau mai multor puțuri de injecție situate în centrul rezervorului și un anumit număr de puțuri de producție la periferie. Această metodă de inundare a apei este tipică pentru depozitele localizate cu suprafețe mici (lentile, zonele stagnante).

Inundarea selectivă a apei este folosită pentru a înlocui petrolul din formațiuni separate, slab drenate, eterogene de-a lungul loviturii. Pentru aplicarea acestuia sunt necesare informații despre caracteristicile secțiunii, perturbații și legături ale formațiunii productive cu altele. Astfel de date pot fi obținute după un anumit timp de dezvoltare a rezervorului, prin urmare, inundarea selectivă a apei este utilizată într-o etapă ulterioară de dezvoltare.

Inundarea blocului constă în tăierea rezervorului în părți separate și delimitarea fiecăreia dintre ele cu puțuri de injecție. În interiorul fiecărui bloc se forează puțuri de producție, al căror număr și aranjament sunt determinate prin calcule. Inundarea blocurilor permite introducerea imediată a câmpului în producție, înainte de a fi explorat complet și, astfel, reducerea timpului de dezvoltare. Acest lucru este eficient pentru depozitele mari.

Dezavantajele existente ale sistemului RPM prin injecție de apă includ:

1) inundarea progresivă a câmpului cu o cantitate mare de petrol care nu a fost recuperată;

2) proprietăți scăzute de spălare ale apei injectate în rezervor;

3) un număr mare de complicații cauzate de întoarcerea apelor stratale produse împreună cu petrolul în rezervor, exprimate sub formă de distrugere a conductelor de apă, salinizarea surselor de alimentare cu apă potabilă, încălcarea echilibrului ecologic.

Îmbunătățirea PPD este în următoarele domenii:

1) dezvoltarea de noi fluide de proces sau aditivi la apă care să-i îmbunătățească proprietățile de spălare și să fie mai puțin agresive față de echipamente și natură;

2) dezvoltarea unui control fiabil asupra mișcării fluidului în formațiune;

3) dezvoltarea unei metode de reglare a debitelor de filtrare în rezervor și excluderea formării de funduri și zone nedezvoltate.

Menținerea presiunii din rezervor este proiectată la începutul dezvoltării majorității câmpurilor petroliere.

În prezent, mai multe tipuri de apă sunt utilizate în scopuri RPM, care sunt determinate de condițiile locale. Este vorba de apă dulce extrasă din fântâni arteziene sau subcanale speciale, apă din râuri sau alte surse de apă deschise, apă din acvifere aflate în secțiunea geologică a unui câmp, apă de formare separată de petrol ca urmare a preparării acestuia.

Toate aceste ape diferă în proprietățile lor fizico-chimice și, prin urmare, în eficacitatea stimulării formării nu numai pentru a crește presiunea, ci și pentru a crește recuperarea uleiului.

Apa de formare în procesul de separare din ulei este amestecată cu apă dulce, cu demulgatori, precum și cu apa de proces a unităților de tratare a uleiului. Această apă, numită apă uzată, este pompată în rezervor. O trăsătură caracteristică a apei uzate este conținutul de produse petroliere (până la 100 g / l), gaze de hidrocarburi până la 110 l / m3, particule în suspensie - până la 100 mg / l.

O astfel de apă nu poate fi injectată în rezervor fără curățarea conform standardelor cerute, care sunt stabilite pe baza rezultatelor unei injecții pilot. În prezent, pentru a reduce consumul de apă dulce și a utiliza apa stratală produsă, tratarea apelor uzate este utilizată pe scară largă pentru menținerea presiunii din rezervor.

Cea mai utilizată metodă de curățare este separarea gravitațională a componentelor din rezervoare. În acest caz, se utilizează o schemă închisă. Apa uzată cu un conținut de produse petroliere de până la 500 mii mg/l și impurități mecanice până la 1000 mg/l intră în rezervoarele de sedimentare de sus. Stratul superior de ulei servește ca un fel de filtru și îmbunătățește calitatea epurării apei din ulei. Impuritățile mecanice se depun și, pe măsură ce se acumulează, sunt îndepărtate din rezervor.

Din rezervor, apa intră în filtrul de presiune. Apoi, un inhibitor de coroziune este introdus în conductă, iar apa este pompată de pompe către stația de pompare.

Rezervoarele verticale din oțel sunt folosite pentru acumularea și decantarea apei. Pe suprafața lor interioară se aplică acoperiri anticorozive pentru a le proteja de efectele apelor de formare.

6 Exploatarea puțurilor de petrol și de injecție

Cel mai răspândit complex tehnologic în timpul funcționării pe teren la întreprindere LLC NGDU "Oktyabrskneft" este producția de ulei cu ajutorul pompelor cu tije de aspirație. Ridicarea forțată a petrolului din puțuri cu ajutorul unităților de pompare cu tije de absorbție este cea mai lungă din durata de viață a câmpului.

Unitățile moderne de pompare cu tije de absorbție pot produce petrol din unul sau două puțuri cu o adâncime de până la 3500 m, cu un debit de lichid de la câțiva metri cubi la câteva sute de metri cubi pe zi. La zăcământul Serafimovskoye, 172 de puțuri sunt echipate cu unități de pompare cu tije de ventuză, ceea ce reprezintă 94% din stocul total de puțuri producătoare.

USHGN este o pompă cu piston cu acțiune simplă, a cărei tijă este conectată printr-un șir de tije cu o unitate de masă - o unitate balansoar.

Acesta din urmă include un mecanism cu manivelă care transformă mișcarea de rotație a motorului principal în mișcare alternativă și o transmite șirului tijei și pistonului pompei. Echipamentul subteran este alcătuit din: tubulaturi, pompă, tije, dispozitive pentru tratarea complicațiilor. Echipamentul de sol include un drive (rocker), echipament pentru capul puțului, monifold de lucru.

Instalarea funcționează după cum urmează. Când pistonul se mișcă în sus, presiunea din cilindrul pompei scade și supapa inferioară (de aspirație) se ridică, deschizând accesul lichidului (procesul de aspirație). În același timp, coloana de lichid de deasupra pistonului presează supapa superioară (de livrare) pe scaun, se ridică și este aruncată din tub în montura de lucru. Când pistonul se mișcă în jos, supapa superioară se deschide, supapa inferioară este închisă de presiunea fluidului, iar lichidul din cilindru curge prin pistonul gol în tub.

La NGDU Oktyabrskneft LLC, echipamentele de suprafață ale puțurilor sunt reprezentate în principal de unități de pompare de tip normal pe rând SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Pe teren se folosesc și instalații electrice de pompe centrifuge (ESP). Un motor electric submersibil este folosit ca un motor ESP, care este coborât în ​​puț împreună cu o pompă la o anumită adâncime.

Prin proiectare, ESP-urile sunt împărțite în trei grupuri:

a) pompele din versiunea 1 sunt destinate funcționării puțurilor de petrol și apă cu un conținut de solide de până la 0,1 g/l;

b) pompele din versiunea 2 (versiunea rezistentă la uzură) sunt destinate funcționării puțurilor puternic udate cu un conținut de solide de până la 0,5 g/l;

c) pompele din versiunea 3 sunt proiectate pentru pomparea lichidelor cu o valoare a pH-ului de 5-8,5 și un conținut de până la 1,25 g/l de hidrogen sulfurat.

Echipamentele subterane includ:

a) o pompă centrifugă electrică, care este unitatea principală a instalației (ESP);

b) un motor electric submersibil (SEM), care antrenează pompa;

c) un sistem hidraulic de protecție care protejează submersibilul de pătrunderea fluidului de formare în acesta și este format dintr-un protector și un compensator;

d) un cablu curent care servește la alimentarea cu energie electrică a motorului submersibil;

e) tubing (tubing), care este un canal prin care fluidul produs curge de la pompă la suprafața de zi.

Echipamentul de sol include:

a) echipamentul capului sondei, care servește la dirijarea și controlul fluidului care intră din sondă și la etanșarea capului puțului și a cablului;

b) stație de comandă a motoarelor submersibile, care lansează, monitorizează și controlează funcționarea ESP;

c) un transformator conceput pentru a regla mărimea tensiunii furnizate la SEM;

d) o rolă de suspensie, care servește la suspendarea și direcționarea cablului în puț în timpul operațiunilor de rulare și ridicare.

ESP este unitatea principală a instalației. Spre deosebire de pompele cu piston, care transmit presiunea lichidului pompat prin mișcările alternative ale pistonului, în pompele centrifuge lichidul pompat primește o presiune pe paletele unui rotor care se rotește rapid. În acest caz, energia cinetică a fluidului în mișcare este convertită în energie potențială de presiune.

Înainte de a instala ESP, este necesar să pregătiți puțul pentru funcționarea acestuia. Pentru a face acest lucru, este spălat, adică fundul este curățat de dopuri de nisip și posibile obiecte străine. Apoi, un șablon special este coborât și ridicat în șirul tubului de la capul sondei până la o adâncime care depășește adâncimea de coborâre a unității cu 100 - 150 m, al cărei diametru este puțin mai mare decât diametrul maxim al unității submersibile. În același timp, turnul sau catargul este centrat cu grijă față de capul sondei.

În cea mai mare parte, puțurile de injecție nu diferă ca proiectare de puțurile de producție. Mai mult, un anumit număr de puțuri de producție care se găsesc în zona conturului purtător de apă sau în spatele acestuia sunt transferate în categoria puțurilor de injecție. În cazul inundațiilor intra-contur și suprafețe, transferul puțurilor de producție la injectarea apei este considerat normal.

Proiectele de puțuri de injecție existente prevăd injectarea apei prin tuburi, rulate cu un packer și ancora. Deasupra spațiului de ambalare trebuie umplut cu un lichid neutru față de metal.

Orificiul de fund trebuie să aibă un filtru de grosime suficientă pentru a asigura injectarea volumului de apă planificat, cu o adâncime de cel puțin 20 m pentru acumularea impurităților mecanice. Este recomandabil să folosiți filtre cu inserție, care pot fi ridicate periodic din puțuri și curățate.

Fitingurile capului de sondă ale puțului de injecție sunt concepute pentru a furniza și controla volumul de apă din puț, pentru a efectua diverse operațiuni tehnologice de spălare, dezvoltare, tratamente etc.

Armătura constă dintr-o flanșă de carcasă, o cruce utilizată pentru comunicarea cu inelul, o bobină pe care este suspendată tubulatura, un T pentru alimentarea fluidului injectat în puț. Scopul și designul packerului și ancorei nu diferă fundamental de cele utilizate pentru puțurile curgătoare.

7 Ei bine sondaj

În timpul exploatării puțurilor, acestea sunt investigate în vederea monitorizării stării tehnice a șirului de producție, a funcționării echipamentelor, verificării conformității parametrilor puțurilor cu regimul tehnologic stabilit și obținerii informațiilor necesare optimizării acestor regimuri.

La examinarea puțurilor:

a) se verifică starea tehnică a sondei și a echipamentelor instalate (etanșeitatea pietrei de ciment, a carcasei și a tuburilor, starea zonei de formare a fundului găurii, contaminarea sondei, debitul pompei, funcționarea supapelor și a altor dispozitive instalate la adâncime);

b) se evaluează fiabilitatea și operabilitatea unităților de echipamente, între perioada de revizie a echipamentului și se determină funcționarea puțurilor;

c) primesc informațiile necesare pentru planificarea diferitelor tipuri de lucrări de reparații și alte lucrări în puțuri, precum și pentru stabilirea eficienței tehnologice a acestor lucrări.

Pentru a rezolva sarcinile de mai sus, se utilizează un complex de diverse tipuri de cercetări și măsurători (măsurarea producției de petrol, tăierea apei, factorul de gaz, măsurători aprofundate ale temperaturilor și presiunii, măsurători de adâncime, dinamometrie, înregistrarea costurilor unui agent de lucru , contabilizarea defecțiunilor și reparațiilor echipamentelor, analiza probelor de producție de puțuri etc.).

Tipurile, volumul și frecvența studiilor și măsurătorilor în vederea controlului funcționării echipamentelor pentru toate metodele de funcționare a puțurilor sunt stabilite de departament în cooperare cu organizațiile de cercetare și întreprinderile geofizice.

Cercetările pentru controlul funcționării puțurilor de producție trebuie efectuate cu respectarea deplină a regulilor de siguranță din industria petrolului și gazelor, cu respectarea cerințelor de protecție a subsolului și a mediului.

Baza studiului unității de pompare cu tije de ventuză este dinamometria - o metodă de control operațional asupra funcționării echipamentelor subterane și baza pentru stabilirea modului tehnologic corect de funcționare a unității de pompare.

Esența metodei este că sarcina pe tija de presa este determinată fără a ridica pompa la suprafață cu ajutorul unui dinamometru. Pe hârtie, sub formă de diagramă, sarcinile sunt înregistrate în timpul curselor de sus și de jos, în funcție de mișcarea tijei.

Pentru a determina distanța de la gură la nivelul dinamic, se folosesc metode de măsurare a sunetului. Cele mai frecvente sunt diverse instalații ecometrice pentru puțuri cu o presiune de 0,1 MPa. Principiul de funcționare al acestor instalații este că un impuls acustic este trimis în inel dintr-un trosnet de pulbere. Acest impuls, reflectat de la nivelul lichidului, revine în gură, acționând asupra termofonului și, după ce este transformat și amplificat într-unul electric, este înregistrat de un stilou pe o bandă de hârtie în mișcare.

Măsurarea undelor se realizează cu ajutorul unui ecosonor, care vă permite să determinați nivelul dinamic în puțuri de până la 4000 m adâncime la o presiune inelară de până la 7,5 MPa. În fundul puțului și de-a lungul sondei, presiunea și temperatura sunt măsurate cu ajutorul termometrelor de adâncime, care sunt combinate într-un singur dispozitiv.

8 Metode de creștere a productivității puțului

În puțurile de petrol și gaze, debitul și productivitatea puțurilor scad în timp. Acesta este un proces natural, deoarece există o scădere treptată a presiunii rezervorului, energia rezervorului, care este necesară pentru a ridica lichidul și gazul la suprafață, scade.

Productivitatea puțului scade și ca urmare a deteriorării permeabilității rocilor, formarea productivă datorită înfundarii porilor acestuia în zona fundului găurii cu depozite rășinoase, parafinice, particule mecanice de îndepărtare a formațiunii.

Pentru a stabiliza nivelul producției de petrol și gaze, sunt utilizate diferite metode de influențare a zonei de formare a găurii, care fac posibilă creșterea recuperării petrolului și nu reducerea productivității sondei. Metodele de creștere a productivității puțurilor la influențarea zonei de formare a găurii sunt împărțite în chimice, mecanice, termice și complexe.

Adâncimea de tratare necesară a rezervorului pentru restabilirea sau îmbunătățirea permeabilității este de o importanță decisivă în alegerea metodei de tratament în fiecare caz specific. Prin urmare, în funcție de adâncimea impactului asupra mediului poros, metodele de stimulare a puțurilor pot fi împărțite în două mari categorii: metode cu o rază de impact mică și metode cu o rază de impact mare. Principalele modalități de îmbunătățire a conectivității formațiunii cu un puț cu o rază mică de impact:

a) Utilizarea explozibililor. Acestea includ glonț, perforație cumulativă, diverse opțiuni pentru torpilări.

Dacă există o conexiune insuficientă între formațiune și sondă, perforarea convențională cu un perforator cu glonț poate fi repetată. Pentru a-și crește eficiența, fântâna este umplută nu cu noroi sau apă, ci cu fluide care nu poluează perforațiile nou create.

Cu roci dure și dense, este posibilă torpilarea formațiunii productive cu un exploziv coborât în ​​intervalul de apariție a formațiunii în manșoane și cu o siguranță electrică, care este aruncată în aer cu un cablu de la capul sondei. Căptușelile sunt realizate din azbest metal sau plastic. Cei mai des utilizați explozivi sunt nitroglicerina, dinamita TNT etc. O explozie poate crea caverne și fisuri într-un strat de plată. Astfel, în același timp cu îmbunătățirea conectivității formațiunii cu puțul, crește și permeabilitatea formațiunii în zona cu rază mare (crearea de micro și macro fisuri care se pot propaga la zeci de metri).

Torpilarea direcțională poate fi realizată folosind o formă de încărcare externă adecvată și inserții în calea exploziei. În funcție de necesități, se pot folosi torpile de acțiune laterală împrăștiată, laterală concentrată și verticală.

Perforatoarele cu obuze explozive creează găuri rotunde în coloană și cu un inel de ciment, pătrunzând în stâncă și, explodând, formează caverne și crăpături. Un perforator cumulativ constă dintr-un dispozitiv în celulele căruia sunt conținute sarcini cumulate. Fiecare celulă de pe partea opusă a siguranței este echipată cu o locașă a profilului corespunzător. Astfel, produșii gazoși ai exploziei sunt direcționați de-a lungul axei sarcinii sub forma unui jet puternic, care creează un canal în coloană, ciment și rocă în direcția corespunzătoare.

b) Curățarea sondei și a zonei de perforare cu agenți tensioactivi sau băi acide. Lichidele utilizate în acest caz constau fie dintr-o soluție de 1 5% surfactanți, dizolvată (sau dispersată) în apă, fie dintr-o soluție cu un conținut de 15% HCI La care se adaugă 0,5-2% un inhibitor de coroziune și uneori 1-4% acid fluorhidric. În unele cazuri, se folosesc compoziții mixte de acizi și agenți tensioactivi. De obicei, puțul este spălat cu una dintre soluțiile menționate mai sus, apoi un fluid de lucru este inclus în formație într-un volum de 0,3 0,7 m3 pentru fiecare metru al intervalului de perforare. Pentru compozițiile acide se acordă o expunere de 1-6 ore, pentru un surfactant fără acid, expunerea este de 24 de ore, apoi se îndepărtează soluția uzată și se pune în funcțiune sondele sau se începe formarea folosind o metodă cu o mare capacitate. raza de influenta.

Utilizarea soluțiilor tensioactive pentru spălarea sondei sau pomparea în formațiune la adâncime mică asigură dispersarea și îndepărtarea particulelor solide și a filtratului de nămol de foraj din forajul puțului și din formațiune, precum și emulsie ulei-apă.

Băile acide sunt curățate de soluția de argilă în puțurile noi (sau cele care au fost revizuite) și, de asemenea, elimină depozitele de sare din apa de formare acumulată în timpul funcționării.

c) Creşterea temperaturii în sondă în intervalul formaţiei productive. Metode termice. Pentru a crește temperatura, puteți utiliza circulația fluidului fierbinte în puț, procese termochimice, încălzitoare electrice. Durata încălzirii zonei perforate a puțului este de obicei de 5-50 de ore. În acest caz, lichefierea depozitelor de hidrocarburi solide (parafină, rășini, asfaltene etc.), care sunt apoi îndepărtate la punerea în funcțiune a sondei. Circulația lichidelor inflamabile în puț este ușor de implementat, dar la adâncimi de peste 1000-2000 m. nu este foarte eficient din cauza pierderilor mari de căldură din puţ în sedimentele deversării geologice expuse.

Încălzitoarele electrice folosesc un sistem de rezistențe electrice montate într-o țeavă, care este instalată la capătul șirului de tuburi. Energia electrică este furnizată printr-un cablu de la suprafață. Există și încălzitoare bazate pe utilizarea tonurilor de înaltă frecvență. Încălzitoarele electrice pot fi amplasate în fundul puțului și în timpul funcționării acesteia. În acest caz, pornirea și oprirea încălzitoarelor se efectuează prin pornirea și oprirea sursei de alimentare.

Arzătoarele cu gaz constau dintr-o cameră tubulară, coborâtă într-un puț, cu două șiruri de tuburi concentrice. Gazele combustibile sunt injectate prin conducte de diametru mic, aerul primar prin spațiul inelar și aerul secundar prin coloană. Arderea este inițiată prin furnizarea de energie electrică printr-un cablu de la suprafață. Un alt cablu cu termocuplu este folosit pentru a măsura temperatura din exterior, care nu trebuie să depășească 300 400 0 С, pentru a nu deteriora șirul puțului. Temperatura la nivelul dorit este menținută prin reglarea corespunzătoare a volumelor de evacuare a gazului și aerului.

Tratamentul termochimic se bazează pe degajarea de căldură în fundul puțului, datorită unui proces chimic, care îndreaptă hidrocarburile grele care au căzut în zona de perforare a puțului, în scopul îndepărtării ulterioare a acestora. Pentru a face acest lucru, utilizați reacția unei soluții de 15%. HCI cu sodă caustică ( N / A OH), aluminiu și magneziu.

Ca rezultat al reacției a 1 kg de hidroxid de sodiu cu acidul clorhidric, se eliberează 2868 kJ de căldură. În timpul reacției se obține o cantitate mare de căldură HCI cu aluminiu (care generează 18924 kJ pe kg Al ). Cu toate acestea, acest lucru produce fulgi de hidroxid de aluminiu. Al ( OH ) 3, care sunt capabile să astupe porii și canalele de curgere din rezervor. Cea mai eficientă utilizare a magneziului, care, atunci când reacționează cu HCI eliberează 19259 kJ și clorură de magneziu MgCi 2 se dizolvă bine în apă.

Principalele modalități de îmbunătățire a conectivității unei formațiuni productive cu un puț cu o rază mare de impact:

a) Tratarea cu aciditate a zonei de fund a formațiunii productive. Aceste metode sunt utilizate în principal în nisipurile cu un conținut de carbonat de peste 20% sau cu un material cimentant format din carbonați de calciu sau magneziu.

Principalul acid utilizat este H CU eu ... Acționează eficient asupra carbonatului de calciu sau magneziu pentru a forma cloruri solubile și ușor de îndepărtat. Acidul clorhidric este ieftin și nu este limitat. Se mai folosesc alti acizi: acetic, formic etc. In solutiile acide se introduc si diversi aditivi: inhibitori de coroziune, aditivi pentru reducerea tensiunii superficiale, incetinirea reactiei, dispersare etc.

Atunci când o soluție acidă este injectată în formațiune la presiuni de injectare mai mici decât presiunea de fracturare, porii din zona de formare a fundului găurii sau fisurile și microfisurile din roca rezervor sunt curățați și expandați, restabilind astfel permeabilitatea afectată a zonei tratate și în unele cazuri chiar crescând valoarea sa inițială...

Tehnologia de lucru este următoarea: puțul este curățat și umplut cu ulei sau apă (sare sau proaspătă) cu un aditiv de 0,1 0,3% surfactant. La suprafață, se prepară o soluție acidă cu adăugarea componentelor necesare, a cărei secvență de introducere este stabilită în principal în funcție de datele cercetării de laborator. Soluția acidă este pompată în tub cu o supapă deschisă pe inelul puțului. Când ajunge la intervalul de perforare al puțului, robinetul este închis și soluția acidă este pompată prin conducte până când pătrunde în rezervor, iar în ultima etapă soluția este forțată cu ulei sau apă cu un aditiv de 0,1 0,3. % surfactant. Rezistă 1 6 ore (dar nu mai mult) pentru reacția acidă, apoi soluția este îndepărtată. Fântâna este pusă în funcțiune. Totodată, modificarea debitului este atent monitorizată pentru a se determina efectul tratamentului efectuat.

Exista diverse optiuni tehnologice de acidizare, precum: simpla, selectiva, repetata, alternanta, cu vibratie etc.

b) Fracturarea hidraulică a formațiunii productive în zona de fund a puțului. Această metodă este utilizată în formațiunile reprezentate de roci dure, dense, cu permeabilitate redusă (gresii, calcare, dolomite etc. Presiunea de rupere se atinge prin pomparea lichidului în puț sub presiune mare. ceea ce poate îmbunătăți semnificativ legătura hidrodinamică dintre formațiune și fântână.

c) Explozii nucleare subterane. Exploziile au fost investigate experimental cu rezultate pozitive în formațiuni dure, strânse, cu permeabilitate scăzută. Ca urmare a unei explozii nucleare, se formează o cavitate în jurul puțului de încărcare în formațiunea productivă, umplută cu rocă distrusă, apoi o zonă de zdrobire și în spatele acesteia o zonă cu un sistem de fisuri și microfisuri. Această metodă prezintă interes, în special pentru sondele de gaz, al căror debit poate fi astfel crescut de câteva zeci de ori.

d) Metode termice. Acestea se bazează pe creșterea temperaturii în formația din jurul puțului și sunt utilizate în depozitele de plată saturate cu uleiuri foarte vâscoase cu un conținut ridicat de parafină. Aceste metode sunt similare cu metodele de creștere a temperaturii în sondă, dar necesită mai multă căldură pentru a încălzi formația pe o rază de 2-15 m. un rezervor de volume limitate de abur (injecție ciclică de abur) sau un front circular de ardere subterană în jurul unui puț de producție, determinat de raza calculată la care este necesară încălzirea rezervorului. În plus, în ultimii ani, au fost dezvoltate diverse tehnologii noi pentru influențarea zonei de formare a găurii, bazate pe utilizarea de reactivi și deșeuri moderne din industria chimică.

9 Rutina și repararea puțurilor

Există două tipuri de reparații de puțuri - de suprafață și subterane. Reparația la sol este asociată cu restabilirea operabilității echipamentelor situate la capul de sondă al conductelor, unităților de pompare, supapelor, echipamentelor electrice etc.

Reparația subterană include lucrările care vizează eliminarea defecțiunilor echipamentelor care rulează în puț, precum și restabilirea sau creșterea producției de sondă. Reparațiile subterane sunt asociate cu echipamentele de ridicare dintr-o fântână.

În funcție de complexitatea operațiunilor efectuate, reparațiile subterane se împart în reparații curente și reparații capitale.

Prelucrarea actuală a unei sonde este înțeleasă ca un complex de măsuri tehnologice și tehnice menite să restabilize productivitatea acestuia și limitate de impactul asupra zonei de formare a puțului de fund și a echipamentelor amplasate în puț.

Reparațiile curente includ următoarele lucrări: înlocuirea echipamentului defect, curățarea fundului și a sondei, restabilirea productivității rezervorului prin metode separate de stimulare (încălzire, spălare, injectare de substanțe chimice).

Reparațiile curente pot fi planificate preventiv și efectuate în scopul inspecției preventive, identificării și eliminării defecțiunilor individuale în funcționarea sondei care nu s-au anunțat încă.

Al doilea tip de reparație curentă - recuperarea, efectuată pentru a elimina defecțiunea - este, de fapt, reparația de urgență. În practică, astfel de reparații prevalează din diverse motive, dar în principal din cauza tehnologiilor imperfecte și a fiabilității scăzute a echipamentelor utilizate.

Indicatorii care caracterizează funcționarea unei sonde în timp sunt factorul de funcționare (KE) și perioada de revizie (MCI). CE este raportul dintre timpul lucrat de sondă, de exemplu, pe an (TOTP), și perioada calendaristică (TCAL). MCI este timpul mediu dintre două reparații pentru perioada selectată sau raportul dintre totalul de ore TOTR lucrate pe an și numărul de reparații P în aceeași perioadă.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Modalitățile de creștere a CE și MFR sunt reducerea numărului de lucrări, durata unei lucrări și creșterea timpului de ședere.

În prezent, peste 90% din toate lucrările de reparații sunt efectuate pe puțuri cu pompe cu tije de aspirație și mai puțin de 5% cu ESP-uri.

În timpul reparației curente se efectuează următoarele operații

1. Transport - livrarea echipamentelor la puț;

2. Pregătitor - pregătire pentru reparație;

3. Coborârea - ridicarea și coborârea echipamentelor petroliere;

4. Operațiuni de curățare a puțului, înlocuire a utilajelor, eliminarea accidentelor minore;

5. Final - demontarea echipamentului si pregatirea acestuia pentru transport.

Dacă estimăm timpul petrecut în aceste operațiuni, atunci putem observa că principala pierdere de timp este cheltuită cu operațiunile de transport (acestea durează până la 50% din timp), prin urmare eforturile principale ale proiectanților ar trebui îndreptate spre reducerea timpului. pentru transport - prin crearea de mașini și unități capabile de asamblare, operațiuni dus-întors - datorită creării de mașini automate de încredere pentru înșurubarea și deșurubarea țevilor și tijelor.

Deoarece întreținerea de rutină a unui puț necesită acces la sonda sa, de ex. asociat cu depresurizarea, prin urmare, este necesar să se excludă cazurile de posibil țâșnire la începutul sau la sfârșitul lucrului. Acest lucru se realizează în două moduri: primul și utilizat pe scară largă - „uciderea” puțului, adică. injectarea în formațiunea și puțul a unui fluid cu o densitate care asigură crearea presiunii P zab la fundul puțului. depăşind rezervorul. Al doilea este utilizarea diferitelor dispozitive - dispozitive de tăiere care închid fundul puțului atunci când ridicați tubulatura.

Operațiunile run-and-hop (TRO) ocupă ponderea principală în soldul total al timpului petrecut pentru repararea sondei. Ele sunt inevitabile în timpul oricărei lucrări de funcționare și înlocuire a echipamentului, impact asupra fundului, spălarea șirurilor etc. Procesul de declanșare constă în înșurubarea alternativă (sau deșurubarea) a tubului, care este un mijloc de suspendare a echipamentului, un canal pentru ridicarea fluidului produs și alimentarea cu fluide de proces la puț și, în unele cazuri - un instrument pentru pescuit, curățare și alte lucrari. Această varietate de funcții a făcut ca tubularea să fie o componentă indispensabilă a echipamentului de puț pentru orice metodă de operare, fără excepție.

Operațiunile cu tuburi sunt monotone, necesită forță de muncă și pot fi ușor mecanizate. Pe lângă operațiunile pregătitoare și finale, care au specificul lor pentru diferite moduri de funcționare, întregul proces de declanșare cu tubulatura este același pentru toate tipurile de întreținere. Operațiunile de coborâre și ridicare cu tije se efectuează în același mod ca și cu țevi, iar deșurubarea (înșurubarea) tijelor se realizează cu o cheie mecanică a tijei. În cazul blocării pistonului în cilindrul pompei sau a tijelor în tubulatura (depilare cu ceară). ), precum și atunci când se sparg, devine necesară ridicarea simultană a țevilor și tijelor. Procesul se realizează prin deșurubarea alternativă a țevii și a tijei.

Well workover combină toate tipurile de muncă care necesită timp îndelungat, efort fizic mare și implicarea a numeroase echipamente multifuncționale. Este vorba de lucrări legate de eliminarea accidentelor complexe, atât cu echipamente coborâte în puț, cât și cu puțul propriu-zis, lucrări la transferul unei sonde de la un obiect de exploatare la altul, lucrări de limitare sau eliminare a debitului de apă, creșterea grosimii puțului exploatat. material, impact asupra formării, deturnarea unui nou trunchi și altele.

Ținând cont de specificul lucrării, în departamentele de producție de petrol și gaze se creează ateliere specializate pentru revizia puțurilor. Sonda inclusa in revizie ramane in stocul de exploatare, dar este exclusa din stocul de exploatare.

10 Colectarea și prepararea petrolului, gazelor și apei

Producția din puțurile de petrol și gaze nu este, respectiv, petrol și gaze pure. Apa de formare, gazul asociat (petrol), particulele solide de impurități mecanice provin din puțuri împreună cu petrolul.

Apa produsă este un mediu foarte mineralizat, cu un conținut de sare de până la 300 g/l. Conținutul de apă de formare în ulei poate ajunge la 80%. Apa minerală provoacă distrugeri corozive crescute ale conductelor, rezervoarelor, uzării conductelor și echipamentelor. Gazul asociat (petrol) este folosit ca materie primă și combustibil.

Este fezabil din punct de vedere tehnic și economic să se supună uleiului unei pregătiri speciale înainte de a fi alimentat în conducta de petrol principală pentru a-l desara, a-l deshidrata, a-l degaza și a îndepărta particulele solide.

În câmpurile petroliere, cel mai des este utilizată o schemă centralizată de colectare și tratare a petrolului (Fig. 2). Produsele sunt colectate dintr-un grup de puțuri la unități automate de măsurare în grup (AGZU). Din fiecare sondă printr-o conductă individuală, petrolul este furnizat către AGSU împreună cu gaz și apa de formare. AGZU înregistrează cantitatea exactă de petrol care provine din fiecare sondă, precum și separarea primară pentru separarea parțială a apei de formare, a gazelor petroliere și a impurităților mecanice cu direcția gazului separat printr-o conductă de gaz către o instalație de procesare a gazelor (instalație de procesare a gazelor). ). Uleiul parțial deshidratat și parțial degazat curge printr-un colector de colectare către un punct central de colectare (CPF). De obicei, un CPF este aranjat la un câmp de petrol.

Stațiile de tratare a uleiului și a apei sunt concentrate la CPF. Toate operațiunile tehnologice de preparare a uleiului se efectuează la stația de tratare a uleiului. Setul acestui echipament se numește unitatea complexă de tratare a uleiului UKPN. .

Figura 2. - Schema de colectare și pregătire a producției de sonde în câmpul petrolier:

1 sondă de țiței;

2 unități automate de măsurare în grup (AGZU);

3 stație de pompare de rapel (BPS);

4 unitate de tratare a apei de formare;

5 unitate de tratare a uleiului;

6 statie de compresoare gaz;

7 7 punct central de colectare a petrolului, gazelor și apei;

8 Parcul rezervorului

Uleiul deshidratat, demineralizat și degazat, după finalizarea controlului final, intră în rezervoarele de petrol comercial și apoi în stația de pompare de cap a conductei petroliere principale.

Deshidratarea uleiului este împiedicată de faptul că uleiul și apa formează emulsii stabile de apă în ulei. În acest caz, apa este dispersată în mediul uleios în picături mici, formând o emulsie stabilă. Prin urmare, pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului, este necesar să se separe aceste mici picături de apă din acesta și să se elimine apa din ulei. Pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului se folosesc următoarele procese tehnologice:

- sediment gravitațional de petrol,

- nămol de ulei fierbinte,

- metode termochimice,

- desalinizarea electrică și deshidratarea electrică a uleiului.

Procesul de decontare gravitațională este cel mai simplu din punct de vedere tehnologic. În acest caz, rezervoarele sunt umplute cu ulei și păstrate un anumit timp (48 de ore sau mai mult). În timpul expunerii, au loc procesele de coagulare a picăturilor de apă, iar picăturile de apă mai mari și mai grele sub acțiunea gravitației (gravitația) se așează pe fund și se acumulează sub forma unui strat de apă produsă.

Cu toate acestea, procesul gravitațional al nămolului de ulei rece este o metodă ineficientă și insuficient de eficientă de deshidratare a uleiului. Nămolul fierbinte al uleiului udat este mai eficient atunci când, datorită preîncălzirii uleiului la o temperatură de 50–70 ° C, procesele de coagulare a picăturilor de apă sunt facilitate semnificativ și deshidratarea uleiului în timpul nămolului este accelerată. Dezavantajul metodelor de deshidratare prin gravitație este eficiența sa scăzută.

Metodele mai eficiente sunt chimice, termochimice, precum și deshidratarea și desalinizarea electrică. În metodele chimice, în uleiul udat se introduc substanțe speciale numite demulgatori. Agenții tensioactivi sunt utilizați ca demulgatori. Se adaugă în compoziția uleiului în cantități mici de la 5 10 la 50 60 g la 1 tonă de ulei. Cele mai bune rezultate sunt arătate de așa-numiții surfactanți neionici, care nu se descompun în anioni și cationi în ulei.

Demulgatorii sunt adsorbiți la interfața ulei-apă și înlocuiesc sau înlocuiesc emulgatorii naturali activi de suprafață conținuti în lichid. Mai mult, pelicula formată la suprafața picăturilor de apă este fragilă, ceea ce marchează coalescența picăturilor mici în unele mari, adică. procesul de coalescență. Picăturile mari de umiditate se așează ușor pe fundul rezervorului. Eficiența și viteza deshidratării chimice sunt crescute semnificativ prin încălzirea uleiului, adică. prin metode termochimice, prin reducerea vâscozității uleiului în timpul încălzirii și facilitarea procesului de coalescență a picăturilor de apă.

Îndepărtarea conținutului de apă reziduală se realizează prin metode electrice de deshidratare și desalinizare. Deshidratarea electrică și desalinizarea electrică a uleiului sunt asociate cu trecerea uleiului prin deshidratoare electrice speciale, unde uleiul trece între electrozi, creând un câmp electric de înaltă tensiune (20-30 kV). Pentru a crește rata de deshidratare electrică, uleiul este preîncălzit la o temperatură de 50-70 ° C. În timpul depozitării unui astfel de ulei în rezervoare, în timpul transportului acestuia prin conducte și în rezervoare pe calea ferată, o parte semnificativă a hidrocarburilor se pierde din cauza evaporării. Hidrocarburile ușoare sunt materii prime și combustibili valoroși (benzinele ușoare). Prin urmare, înainte de a furniza ulei, din acesta sunt extrase hidrocarburi ușoare cu punct de fierbere scăzut. Această operațiune tehnologică se numește stabilizare a uleiului. Pentru stabilizarea uleiului, acesta este supus rectificarii sau separării la cald. Cea mai simplă și mai utilizată în câmpul pregătirii uleiului este separarea la cald, realizată pe o unitate specială de stabilizare. La separarea la cald, uleiul este preîncălzit în încălzitoare speciale și alimentat la un separator, de obicei orizontal. În separator, uleiul este încălzit la 40 până la 80 ° C, iar hidrocarburile ușoare sunt evaporate în mod activ din acesta, care sunt aspirate de compresor și trimise prin unitatea de refrigerare la conducta de colectare a gazelor.

Împreună cu apa de formare purificată, apa dulce este pompată în formațiuni productive pentru a menține presiunea de formare, obținută din două surse: subterane (fântâni arteziene) și rezervoare deschise (râuri). Apa subterană produsă din fântânile arteziene este de înaltă puritate și, în multe cazuri, nu necesită purificare profundă înainte de injectarea în rezervoare. În același timp, apa rezervoarelor deschise este poluată semnificativ cu particule de argilă, compuși de fier, microorganisme și necesită o purificare suplimentară. În prezent, se folosesc două tipuri de captare a apei din rezervoare deschise: sub canal și deschis. Cu metoda sub canal, apa este luată sub fundul râului „sub canal”. În acest scop, în lunca râului se forează puțuri cu adâncimea de 20-30 m și diametrul de 300 mm. Aceste fântâni trec în mod necesar printr-un strat de sol nisipos. Fântâna este întărită cu țevi de carcasă cu găuri pe spițe și țevi de admisie a apei cu un diametru de 200 mm sunt coborâte în ele. În fiecare caz se obțin două vase comunicante „râu-fântână”, separate printr-un filtru natural (un strat de sol nisipos). Apa din râu curge prin nisip și se acumulează în fântână. Intrarea de apă din puț este forțată de o pompă de vid sau de o pompă de ridicare a apei și este alimentată către o stație de pompare în cluster (SPS). Prin metoda deschisă, apa este pompată din râu cu ajutorul pompelor și alimentată la o stație de tratare a apei, unde trece printr-un ciclu de epurare și intră într-un rezervor de decantare. În bazin, cu ajutorul reactivilor coalescetori, particulele de impurități mecanice și compușii de fier sunt îndepărtate în sediment. Purificarea finală a apei are loc în filtre, unde nisip curat sau cărbune fin este folosit ca materiale filtrante.

11 Siguranță, sănătate și siguranță

La întreprinderile de aprovizionare cu produse petroliere se efectuează operațiuni de depozitare, furnizare și recepție a produselor petroliere, dintre care multe sunt toxice, se evaporă bine, pot fi electrificate, incendiate și explozive. Atunci când lucrați la întreprinderile din industrie, sunt posibile următoarele pericole principale: apariția unui incendiu și explozie în timpul depresurizării echipamentelor tehnologice sau a conductelor, precum și cu încălcarea regulilor de funcționare și reparare în siguranță a acestora; otrăvirea lucrătorilor din cauza toxicității multor produse petroliere și a vaporilor acestora, în special a benzinei cu plumb; rănirea lucrătorilor prin piesele rotative și în mișcare ale pompelor, compresoarelor și altor mecanisme în absența sau funcționarea defectuoasă a gardului; șoc electric în cazul încălcării izolației pieselor purtătoare de curent ale echipamentelor electrice, defecțiuni de împământare, neutilizarea echipamentului individual de protecție; creșterea sau scăderea temperaturii suprafeței echipamentului sau a aerului din zona de lucru; nivel crescut de vibrații; iluminare insuficientă a zonei de lucru; posibilitatea de a cădea la întreținerea echipamentelor aflate la înălțime. La întreținerea echipamentului și la efectuarea reparației acestuia, este interzisă: utilizarea focului deschis pentru încălzirea produselor petroliere, a fitingurilor de încălzire etc.; funcționarea echipamentelor defecte; operarea și repararea echipamentelor, conductelor și fitingurilor cu încălcarea normelor de siguranță, în prezența scurgerilor de produse petroliere prin scurgeri în îmbinări și etanșări sau ca urmare a uzurii metalelor; utilizarea oricăror pârghii (rangi, țevi etc.) pentru deschiderea și închiderea supapelor; repararea echipamentelor electrice nedeconectate de la rețea; echipamente de curățare și piesele mașinii cu lichide inflamabile inflamabile; lucrează fără echipament individual de protecție și salopetă adecvată. Dacă se vărsă produse petroliere, zona deversării trebuie acoperită cu nisip și apoi îndepărtată într-un loc sigur. Dacă este necesar, îndepărtați solul contaminat cu produse petroliere. În incinta în care s-a produs scurgerea, degazarea se efectuează cu dicloramină (soluție 3% în apă) sau înălbitor sub formă de suspensie (o parte de înălbitor uscat pentru două până la cinci părți de apă). Degazează cu înălbitor uscat pentru a evita aprinderea. Fumatul pe teritoriul și în spațiile de producție ale întreprinderii este interzis, cu excepția locurilor special amenajate (în acord cu pompierii), unde sunt afișate indicatoarele „Zona pentru fumat”. Intrările la hidranții de incendiu și la alte surse de alimentare cu apă trebuie să fie întotdeauna libere pentru trecerea nestingherită a autospecialelor de pompieri.

În timpul iernii, este necesar să: curățați de zăpadă și gheață, stropiți cu nisip pentru a preveni alunecarea: pardoseli, scări, treceri, trotuare, poteci și drumuri; îndepărtați prompt țurțurile și crustele de gheață formate pe echipamente, acoperișuri ale clădirilor, structuri metalice.

La început, o persoană nu s-a gândit la ceea ce este plin de producție intensivă de petrol și gaze. Principalul lucru a fost să le pompați cât mai mult posibil. Și așa au făcut. La început, părea că uleiul aduce numai beneficii oamenilor, dar treptat a devenit clar că utilizarea lui are un dezavantaj. Poluarea cu petrol creează o nouă situație ecologică, care duce la o schimbare profundă sau la transformarea completă a resurselor naturale și a microflorei acestora. Poluarea solului cu petrol duce la o creștere bruscă a valorii raportului carbon-azot. Acest raport înrăutățește regimul de azot al solurilor și perturbă nutriția rădăcinilor plantelor. Solul se autocurăță foarte lent prin biodegradarea uleiului. Din acest motiv, unele organizații trebuie să re-cultiveze solul după poluare.

Una dintre cele mai promițătoare modalități de protejare a mediului împotriva poluării este crearea unei automatizări complete a proceselor de producție, transport și depozitare a petrolului. Anterior, de exemplu, zăcămintele nu știau să transporte împreună petrol și gaze asociate prin același sistem de conducte. În acest scop, au fost construite comunicații speciale de petrol și gaze cu un număr mare de instalații împrăștiate pe teritorii vaste. Câmpurile constau din sute de obiecte, iar în fiecare regiune petrolieră erau construite în felul ei, acest lucru nu le permitea să fie conectate cu un singur sistem de telecontrol. Desigur, cu această tehnologie de extracție și transport, s-a pierdut mult produs din cauza evaporării și scurgerilor. Folosind energia subsolului și a pompelor de adâncime, specialiștii au reușit să asigure alimentarea cu petrol din sondă către punctele centrale de colectare a petrolului fără operațiuni tehnologice intermediare. Numărul de unități comerciale a scăzut de 12-15 ori.

În zonele de amenajare, în special în timpul construcției de conducte, drumuri temporare, linii electrice, amplasamente pentru viitoare așezări, echilibrul natural al tuturor ecosistemelor este perturbat. Astfel de schimbări afectează mediul.

Principalele surse de poluare a apelor subterane și subterane din zonele de producție a petrolului sunt deversarea apelor uzate industriale în corpurile de apă de suprafață și canalele de scurgere. Poluarea apare și: în timpul scurgerilor de ape uzate industriale; în cazul ruperii conductei de apă; când scurgerile de suprafață din câmpurile petroliere ajung în apele de suprafață; cu peritocs de ape foarte mineralizate de orizonturi adânci în orizonturi de apă dulce, din cauza unei breșe de etanșeitate în puțurile de injecție și producție.

În industria petrolului, diferite substanțe chimice sunt utilizate pe scară largă în diferite procese tehnologice. Toți reactivii, dacă sunt eliberați în mediu, au un efect negativ. Principalele cauze ale poluării mediului la injectarea diferitelor substanțe chimice în rezervor sunt următorii factori: scurgerile sistemelor și echipamentelor și încălcarea siguranței în timpul operațiunilor tehnologice.

În activitățile de mediu ale întreprinderii, pe lângă domeniile tradiționale de monitorizare a stării mediului, utilizarea rațională a apei și a resurselor de teren recuperat, protecția bazinului aerian, revizia și înlocuirea secțiunilor de urgență ale rețelelor de colectare a petrolului, conductelor de apă, rezervoare, cele mai noi tehnologii de protecție a mediului sunt introduse în mod activ.

BIBLIOGRAFIE

1. Akulshin AI Exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Carte de referință despre producția de petrol. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Calcule în producția de petrol. M.,: Nedra, 1979.

4. Instrucțiuni privind protecția muncii pentru lucrătorii departamentului de producție de petrol și gaze. Ufa, 1998.

5.Mișcenko I. T. Calcule în producția de petrol. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Exploatarea sondelor de petrol și gaze. M., Nedra, 1978.

7. Reguli de siguranță în industria petrolului și gazelor. M., Nedra, 1974

8. Material de producție al OOO NGDU Oktyabrskneft. 2009 2010.

9. Carte de referință privind echipamentele pentru câmpuri petroliere. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Economia, organizarea și planificarea producției la întreprinderile din industria petrolului și gazelor M., Nedra, 1990.

Agenția Federală pentru Educație

Instituție de învățământ de stat de nivel profesional superior

Educaţie

„UFA STATE OIL TEHNIC

UNIVERSITATE"

Departamentul „Echipamente pentru câmpuri de petrol și gaze”

practica de antrenament

Elev din grupa MPZ - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Lider de practică de la R.R. Safiullin

Catedra Ph.D. asistent universitar

Caracteristicile generale ale întreprinderii

Departamentul de producție a zăcămintelor petroliere „Aksakovneft” a fost înființat în 1955 în legătură cu descoperirea puțului nr. 3 al câmpului petrolier Shkapovskoye de către echipa de foraj al maistrului I.Z. Poyarkov pe 23 noiembrie (Figura 1).

Figura 1 - Puțul nr. 3

Încă de la începutul activității sale, NPU „Aksakovneft” a aparținut trustului „Bashneft” situat în orașul Ufa, care a fost reorganizat în compania petrolieră pe acțiuni „Bashneft”.

În bilanţul NGDU există 15 depozite. Rezervele reziduale recuperabile la 01.01.2004 se ridică la 22,358 milioane tone (excluzând creșterea rezervelor din 2004). Cu volumele actuale de producție de petrol, asigurarea rezervelor este de 21 de ani. În prezent, se efectuează foraje exploratorii în 2 zone: Afanasyevskaya și Lisovskaya.

Câmpurile OOO NGDU Aksakovneft sunt prezentate în Figura 2.

De la începutul dezvoltării, au fost produse 229.937 de tone de petrol. Planul de producție de petrol în 2004 este îndeplinit cu 100,2%, s-au produs 2 mii de tone de petrol peste plan.

Figura 2 - Harta de ansamblu a depozitelor

Au fost date în exploatare 21 sonde noi, cu cele 20 planificate. Producția de petrol din puțuri noi a fost de 31.768 tone cu planul de 27.000 tone, rata de producție a puțurilor noi de 9,5 tone/zi față de planul de 7,8 tone/zi.

Au fost puse în funcțiune 6 puțuri de injecție noi, față de cele 6 planificate.

Din inactivitate, 26 de sonde au fost puse în funcțiune împotriva planului de 26.

Perioada de finalizare a sondei la standardul de 17 zile a fost de 7,7 zile.

S-au colectat 39754 mii m3 de gaz asociat, inclusiv 422 mii m3 peste plan. Nivelul de utilizare a resurselor de gaze petroliere asociate este de 96,3% față de planul de 95,1%.

Atenția principală este acordată introducerii de noi echipamente și tehnologii avansate, creșterea valorificării petrolului și eficiența măsurilor geologice și tehnice (Figura 3).

Datorită noilor tehnologii de recuperare sporită a petrolului, au fost produse 348 de tone, iar în ultima perioadă a anului s-au efectuat o mare parte de lucrări pentru efectuarea de măsuri geologice și tehnice. Deci, cu planul de 467 au fost realizate 467 de măsuri. Eficiența este de 113,8 mii tone.

Randament specific cu planul de 243,3 t/metru. se va ridica la 243,7 t/masura.

Figura 3 - Tehnologie pentru creșterea injectivității unui puț de injecție folosind tehnologia folosind o unitate de tuburi spiralate.

Una dintre etapele reorganizării ANK Bashneft a fost alăturarea, în iulie anul trecut, a echipei Uzinei de procesare a gazelor Shkapovsky la OOO NGDU Aksakovneft. În anul 2004, 39 milioane 208 mii metri cubi de gaze petroliere asociate au fost prelucrate în raport cu planul de 34 milioane 712 mii metri cubi, supraîncălcarea a fost de 4496 mii metri cubi sau + 13% faţă de plan.

LLC NGDU "Aksakovneft" este o întreprindere cu echipamente și tehnologie foarte dezvoltată de producție de petrol și infrastructură regională situată în partea de sud-vest a Republicii Bashkortostan la adresa Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Aceasta este o întreprindere modernă foarte dezvoltată - o subdiviziune a asociației Bashneft cu echipamente și tehnologie avansată pentru producția și tratarea petrolului.

Scopul principal este de a face profit și de a satisface nevoile sociale de bunuri și servicii produse de el. Activitățile principale sunt:

Productia si prepararea petrolului si gazelor;

Amenajarea, revizia si repararea sondelor:

Reparatii si constructii de autostrazi;

Furnizarea de servicii cu plată populației;

Productie de bunuri de larg consum;

Amenajarea, exploatarea și repararea zăcămintelor petroliere și a instalațiilor sociale;

Servicii de transport, servicii de echipamente speciale;

Productie si comercializare de abur si apa;

Instruirea si dezvoltarea profesionala a personalului;

Realizarea unei politici unice economice, de prețuri, tehnice și de mediu cu Compania;

Compania își desfășoară activitățile pe baza legislației actuale a Federației Ruse și a Republicii Bashkortostan, a Cartei, a deciziilor organelor de conducere ale Companiei și a acordurilor încheiate.

Capitalul autorizat al Societății, mișcarea acestuia este reflectată în bilanțul Oficiului JSOC Bashneft.

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI

FEDERAȚIA RUSĂ

AGENȚIA FEDERALĂ DE EDUCAȚIE

GOUVPO „UNIVERSITATEA DE STAT UDMURTSK”
FACULTATEA DE PELEURI

Departamentul „Dezvoltarea și exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze”

pe a doua practică de producţie
Conţinut
1. Introducere ………………………………………………………………… .3

2. Caracteristicile depozitului ……………………………………………………… 4

3. Obiecte de dezvoltare și caracteristicile acestora ………………………………… 5

4. Proprietăți de rezervor ale formațiunilor productive ………………………… 11

5. Proprietățile fizice ale fluidului de formare (ulei, gaz, apă) ………… 12

6. Indicatori ai dezvoltării rezervoarelor (formarea productivă) ………………… 17

7. Schema de instalare a unei pompe cu tijă de aspirație pentru foraj (USSHN) ………… .... 18

8. Pompe cu tije de aspirație de fund, elementele acestora …………………………… 19

9. Racorduri filetate pentru tuburi si

tije de ventuză ……………………………………………………… ... 22

10. Schema de instalare a unei pompe centrifuge electrice (ESP) ……………… 25

11. Modul tehnologic de operare al USShN la constantă

12. Modul tehnologic de operare al USShN la periodic

pomparea lichidului ................................................. .. ................................. 27

13. Modul tehnologic de operare ESP ………………………………… .28

14. Dispozitive pentru cercetarea funcționării pompelor de foraj ........................................ ................. 29

15. Rezultatele studiului de funcționare a USShN ……………………………… ..37

16. Proiectarea ancorelor gaz-nisip ……………………………………… .38

17. Dispozitive pentru combaterea depunerilor de ceară în

echipamente subterane ……………………………………………………… .39

18. Diagrama unei unități de măsurare de grup ............................................. ................................... 40

19. Schema stației de pompare de rapel …………………………………………………………………… .41

20. Automatizarea funcționării unităților de pompare a forajelor ......................................... .................... 42

21. Responsabilitățile funcționale ale operatorului pentru producția de petrol și gaze …… .43

22. Asigurarea cerinţelor de protecţie a muncii în timpul întreţinerii

producătoare de puțuri ………………………………………………………… ... 44

23. Documentație de raportare în echipa de producție a uleiului …………………… .47

24. Structura întreprinderii de producție de petrol și gaze ……………… ... 49

25. Cerințe pentru protecția mediului în timpul producției de petrol ………… .50

26. Indicatori de performanță tehnică și economică ai NGDU ……………… 51

Lista literaturii utilizate ………………………………………… ... 53

1. INTRODUCERE

Am avut un stagiu la OAO Udmurtneft în departamentul de producție de petrol și gaze Votkinsk din câmpul Mishkinskoye într-o echipă de producție de petrol și gaze. A ocupat funcția de operator de producție de petrol și gaze de gradul 4.

Am fost repartizat la un operator d/n clasa a V-a, sub îndrumarea căruia mi-am făcut stagiul. În timpul practicii mele, am trecut prin briefing-uri despre siguranța tehnică și siguranța electrică, am mers în runde, unde am urmărit activitatea IC și GZU, am lucrat pe computer, unde am realizat o versiune electronică a diferitelor scheme.

Am impresii bune din practică. În primul rând, maistrul s-a asigurat că am primit cât mai multe informații despre îndatoririle unui operator pentru producția de petrol și gaze: a dat instrucțiuni operatorului care mi-a fost desemnat, după 3 săptămâni de practică, a susținut un examen privind cunoștințele pe care le aveam. câştigat. În al doilea rând, dorința operatorilor înșiși de a vorbi despre munca lor.

Aproape în fiecare zi am fost la diferite locuri de muncă. Nu am fost dezamăgit de profesia aleasă și mă bucur că studiez în această specialitate.

^ 2. CARACTERISTICILE DEPOZITULUI

Câmpul petrolier Mishkinskoye a fost descoperit în 1966 și este situat la granița districtelor Votkinsky și Sharkansky la nord de orașul Votkinsk.

Zona de depozit este situată în bazinul râului Kama și ocupă bazinele hidrografice ale râurilor Votka și Siva. Cotele absolute ale reliefului variază de la 140 - 180 m în sud, la 180 - 250 m în nord. Suprafața câmpului Mishkinskoye este ocupată în proporție de 70% de păduri de conifere, restul este ocupată de terenuri agricole.

Climatul regiunii este temperat continental, cu ierni lungi. Temperatura medie anuală este de + 2С, înghețurile din ianuarie – februarie ajung uneori la -40С. Adâncimea medie a înghețului solului este de 1,2 m, grosimea stratului de zăpadă este de 60 - 80 cm.

Priza de apă pentru menținerea presiunii rezervorului este situată pe râul Siva. Sursa de alimentare - post 220/110/35/6 kV „Siva”. Tratarea uleiului se efectuează la Mishkinsky CKPN situat pe teritoriul câmpului.

Structura Mishkinskaya este complicată de două domuri: cel de vest - Votkinskiy și cel de est - Cherepanovskiy.
^ 3. OBIECTE DE DEZVOLTARE SI CARACTERISTICILE LOR

La câmpul Mishkinskoye au fost înregistrate spectacole petroliere în stâncile etapei Tournaisian și peste orizont Yasnaya Polyana (straturile Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Carboniferul Inferior, în stadiul Bashkirian și orizontul Vereysky (straturile B-II, B-III) al Etapei Moscovei a Carboniferului Mijlociu.

Conținutul de petrol și gaze al secțiunii a fost studiat folosind probe de miez, probe laterale de sol, analiza datelor de exploatare a producției, exploatarea gazelor și rezultatele testării puțurilor pentru debit.

Nivelul turnezian

În sedimentele Tournaisiene au fost descoperite trei zăcăminte de petrol, limitate la trei structuri: cupolele de vest și de est ale ridicărilor Votkinsk și Cherepanovsk. Un strat de calcar poros-cavernos cu o grosime de până la 36 m. Cea mai înaltă parte a rezervorului de petrol a fost găsită la ridicarea Votkinsk, în puțul nr. 180, la o altitudine de 180. 1334 m. Un mic depozit a fost găsit în zona a 184 de fântâni cu cea mai mare cotă de 1.357 m. ...

Panta suprafeței OWC este remarcată (de la puțul nr. 189 până la puțul nr. 183) a domului West Votkinsk pe o rază de 2 - 2,5 m. Prin urmare, OWC a fost adoptat la o altitudine de 1356 - 1354 m. Înălțimea Rezervorul de petrol de pe cupola West Votkinsk are 32 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 8x5 km.

Pe domul Vostochno-Votkinsk, poziția medie a OWC este presupusă în mod convențional la aproximativ 1358 m. Înălțimea depozitului de pe acest dom în zona puțului nr. 184 este de aproximativ 5 m, dimensiunile sale sunt 3x1,5 km.

Pe ridicarea Cherepanovskoe, OWC este luată în mod convențional la o altitudine de 1370 m. Înălțimea depozitului de petrol al acestei ridicări este de 4,5 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 4,5x2 km. Prezența straturilor intermediare dense trasate pe o suprafață mare și eșantionarea puțurilor din apropierea domului 211, 190, 191 demonstrează structura masivă stratificată a pământului.

Spectacole de ulei ale orizontului Kizilovsky au fost găsite în partea inferioară într-un strat de calcare fin poroase. Rezultatele testelor indică proprietăți slabe ale rezervorului orizontului Kizilovsky.

OWC al zăcământului kizilov este luat în mod convențional la 1330,4 - 1330 m.

Yasnaya Polyanskiy superorizont

În Yasnaya Polyana deasupra orizontului, spectacolele petroliere sunt limitate la straturile de gresii poroase și siltstone ale orizontului Tula și Bobrikov.

Există trei straturi poroase în orizontul Bobrikovskiy. Debitul de petrol comercial din rezervorul Bb-III a fost obținut în sonda nr. 211 și uleiul cu apă din puțul nr. 190.

Rezervorul Bb-II a fost urmărit în toate puțurile, care au pătruns în Carboniferul Inferior și numai în puțul nr. 191 a fost înlocuit cu roci impermeabile.

Grosimea rezervorului Bb-II variază de la 0 la 2 m, iar a Bb-I de la 0,8 la 2,5 m. Din rezervorul Bb-I s-au obţinut debite comerciale de petrol în sonda nr. 189 împreună cu alte rezervoare.

În orizontul Tula, capacitatea comercială de țiței a fost stabilită în trei straturi Tl-0, Tl-I, Tl-II. În orizontul Yasnaya Polyana, zăcămintele de petrol sunt limitate la structuri: domurile Votkinsk de Vest și Est și ridicarea Cherepetsk. Grosimea nesemnificativă a straturilor impermeabile care separă straturile petroliere ale Yasnaya Polyana peste orizont și adesea conexiunile straturilor permeabile între ele și variabilitatea lor litologică sugerează un tip de depozite stratificat cu un singur OWC pentru toate formațiunile Ridicarea Votkinsk și separat pentru formațiunile Cherepanovskoye.

OWC a ridicării Cherepanovskiy pentru formațiunile Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 este luată în partea de jos a formațiunii Tl-II, care a dat ulei fără apă în puțul nr. 187 la o altitudine de 1327,5 m.

scena bașkiriană

Spectacole de petrol în zăcămintele din stadiul bașkirian au fost găsite în toate puțurile care au pătruns în zăcămintele de petrol și au fost caracterizate prin miez. În plus, expozițiile de ulei sunt situate în partea superioară, mai densă a secțiunii. Grosimea straturilor intermediare efective variază într-un interval larg de la 0,4 la 12,2 m. În unele puțuri, la testarea debitelor, acestea nu au fost obținute sau au fost obținute după tratarea fundului cu acid clorhidric. Fluctuațiile semnificative ale valorilor fluxurilor sugerează o structură complexă a rezervorului atât ca dimensiune, cât și ca suprafață. Prezența unor rate semnificative de producție indică probabil prezența unor bucăți mari sau fracturi în rezervor. Cea mai înaltă parte a petrolului de la ridicarea Votkinsk a fost găsită în puțul nr. 211 la o altitudine de 1006,6 m. Înălțimea zăcământului este de aproximativ 38 de metri, dimensiunea zăcământului este de 16x8 km. OWC este luat în mod convențional la 1044 m.

Z Calea petrolieră a ridicării Cherepanovskoye nu a fost suficient studiată. Este separat de zăcământul ridicării Votkinsk printr-o zonă de deteriorare a proprietăților rezervorului de roci carbonatice. OWC a ridicării Cherepanovskiy este luată la o altitudine de 1044 m.

Orizontul Vereysky

În orizontul Verei, există în principal două straturi petroliere, separate prin straturi de noroi și calcare argiloase. Grosimea calcarelor efective saturate cu ulei B-III variază de la 0,6 la 6,8 m (puțul nr. 201). Nota cea mai mică de la care s-a obținut uleiul anhidru este 1042,8 metri (puțul nr. 214). Cel mai înalt punct al rezervorului B-III este de 990 m. OWC este luată la 1042 m. Înălțimea zăcământului în cadrul OWC acceptat - 1042 metri este de aproximativ 52 m. Dimensiunile sale în conturul exterior sunt de aproximativ 25x12 km. Grosimea părții efective a rezervorului variază de la 1,2 la 6,4 m.

Cea mai înaltă parte a rezervorului B-II a fost pătrunsă în puțul nr. 211. OWC a fost prelevat la 1040 m. Înălțimea zăcământului în cadrul OWC acceptat este de 104 m și este egală cu aproximativ 50 m. Mărimea zăcământului în conturul exterior al capacității de purtare a uleiului este de aproximativ 25x12 km. Zăcăminte de petrol din formațiunile B-II și B-III de tip rezervor.

Partea eficientă a formării B-I nu este urmărită în toate godeurile. Rezultatele testării indică o permeabilitate scăzută a rezervorului, iar localizarea complexă a diferențelor poroase în zona câmpului complică evaluarea posibilelor perspective de petrol ale rezervorului B-I.

^ 4. PROPRIETĂȚI DE COLECTOR ALE FORMATIUNILOR PRODUCTIVE
Nivelul turnezian

Etapa Tournaisiană este reprezentată de roci carbonatice - calcare ale orizontului Cherepetian și Kizilovsky. Godeurile conţin de la 1 (godeu nr. 212) până la 29 (godeu nr. 187) straturi intercalare poroase. Grosimea soiurilor poroase distinse variază de la 0,2 la 25,2 m. Grosimea totală a rezervoarelor orizontului Cheretskiy în porțiunea studiată variază de la 10,8 (fântâna nr. 207) la 39,2 m (fântâna nr. 193). În aproape toate puțurile din vârful etapei Tournaisian, se disting straturile intermediare, de regulă, acesta este un singur strat cu o grosime de aproximativ 2 m, dar în unele puțuri (195, 196), un număr mai mare de straturi subțiri poroase. apar, al căror număr ajunge la 8. Grosimea totală a rezervorului Kizelovsky crește în acest caz până la 6,8 m.
Yasnaya Polyanskiy superorizont

Depozitele supraorizontului Yasnaya Polyana sunt reprezentate de gresii, siltstone și argile alternante ale orizontului Bobrikov și Tula. În orizontul Bobrikovsky se disting paturile de gresie Bb-II și Bb-I, iar în orizontul Tula Tl-0, Tl-I, Tl-II. Aceste straturi pot fi urmărite în întreaga zonă a câmpului Mishkinskoye. Grosimea totală a rezervoarelor din orizonturile Bobrikovsky și Tula variază de la 7,4 m (puțul nr. 188) la 24,8 m (puțul nr. 199).
scena bașkiriană

Este reprezentată de o alternanță de calcare dense și poros-permeabile. Calcarele nu sunt argiloase. Parametrul relativ redus Jnj variază de la 0,88 în straturile intermediare dense până la 0,12 - 0,14 la soiurile foarte poroase. O astfel de modificare a Jnj indică o cavernozitate semnificativă a calcarelor. Numărul de straturi intercalare poroase în godeuri în funcție de zonă variază de la 5 (godeu nr. 255) la 33 (godeu nr. 189). Grosimea soiurilor poroase distinse variază de la 0,2 la 21,0 m. Grosimea totală a rezervoarelor Bashkirian variază de la 6,8 m (puțul 205) la 45,5 m (puțul 201).
Orizontul Vereysky

Depozitele Verey sunt reprezentate de siltstone si roci carbonatice alternante. Formația productivă este limitată la depozitele carbonatice poroase și permeabile. Există două straturi B-III și B-II.

Grosimea totală a rezervorului orizontului Vereiskiy variază de la 4,0 (puţul nr. 198) la 16,0 m (puţul nr. 201). Grosimea unui strat permeabil individual variază pe suprafață de la 0,4 la 6,4 m.
Date rezumative privind proprietățile rezervoarelor formațiunilor productive

^ 5. PROPRIETĂȚI FIZICE ALE LIQUIDULUI DE FORMARE

(ULEI, GAZ, APA)
ULEI
Orizontul Vereysky

Din analiza probelor de adâncime, rezultă că uleiurile orizontului Vereya sunt grele, foarte vâscoase, valoarea densității petrolului în condiții de zăcământ este în intervalul 0,8717 - 0,8874 g/cm3 și în medie este de 0,8798 g/ cm 3. Vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor variază de la 12,65 la 26,4 SP și 18,4 SP au fost luate în calcule.

Se presupune că valoarea medie a presiunii de saturație este de 89,9 atm. Uleiul orizontului Vereya este slab saturat cu gaz, raportul gaz-pacură este de 18,8 m 3 / t.

Conform rezultatelor analizei probelor de suprafață de ulei, s-a stabilit: densitatea uleiului este de 0,8963 g/cm3; probele de ulei din orizontul Vereya conțin 3,07% sulf, cantitatea de rășini silikogel variază de la 13,8 la 21% și este în medie de 15,6%. Conținutul de asfaltenă este în intervalul 1,7 - 8,5% (valoare medie 4,6%), iar conținutul de parafină 2,64 - 4,8% (valoare medie 3,6%).
scena bașkiriană

Datele analizei arată că uleiul din stadiul Bashkirian este mai ușor decât uleiurile din alte straturi ale câmpului Mishkinskoye, densitatea petrolului în condiții de rezervor este de 0,8641 g / cm 3. Vâscozitatea uleiului este mai mică decât în ​​orizontul Vereya și se determină la 10,3 cp. Presiunea de saturație pentru etapa Bashkirian ar trebui să fie egală cu 107 atm. Factorul de gaz pentru rezervor este de 24,7 m 3 / t. Rezultatele analizei arată că densitatea medie a uleiului este de 0,8920 g/cm3. Conținutul de sulf în ulei din stadiul Bashkirian variază de la 22,4 la 3,63% și este în medie de 13,01%. Cantitatea de rășini silicogel variază de la 11,6% la 18,7% și este în medie de 14,47%. Conținutul de asfaltenă este în intervalul 3,6 - 6,4% (medie 4,51%), iar conținutul de parafină 2,7 - 4,8% (medie 3,97%).
Yasnaya Polyanskiy superorizont

Uleiul orizontului Tula este greu, greutate specifică 0,9 g / cm 3, vâscozitate mare 34,2 cp. Factorul de gaz este de 12,2 m 3 / t, presiunea de saturație a uleiului cu gaz este de 101,5 atm., ceea ce se datorează conținutului ridicat de azot din gaz de până la 63,8 la sută în volum.

Probe de ulei de suprafață din superorizontul Yasnaya Polyana au fost prelevate din 8 puțuri. Densitatea uleiului conform rezultatelor analizei probelor de suprafață este de 0,9045 g/cm3. Conținut de sulf  3,35%, conținut de asfaltenă 5,5%, conținut de parafină  4,51%.
Nivelul turnezian

Vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor a fost de 73,2 cp. Densitatea uleiului este de 0,9139 g / cm 3. Factor de gaz 7,0 m 3 / t. factor de volum 1,01. S-au prelevat probe de ulei de suprafață din stadiul Tournaisian din 8 puțuri. Densitatea medie a uleiului este de 0,9224 g/cm3. Conținutul crescut de rășini silikogel 17,4 - 36,6% (în medie 22,6%). Conținutul de asfalten și parafină este în medie de 4,39%, respectiv 3,47%.
^ GAZ ASOCIAT

Gazul asociat conține o cantitate crescută de azot. Pentru etapa Tournaisian, valoarea sa medie este de 93,54%, pentru superorizontul Yasnaya Polyana - 67,2%, pentru etapa Bashkirian - 44,4%, pentru orizontul Vereian - 37,7%. Acest conținut de azot, precum și factorii de gaz scăzut, fac posibilă utilizarea gazului asociat ca combustibil, doar pentru nevoile întreprinderilor industriale.

În ceea ce privește conținutul de heliu în gazul buclei din supraorizontul Yasnaya Polyanskiy (0,042%) și stadiul Cheretskiy (0,071%), este de interes industrial, dar datorită factorilor gazoși mici, i.e. producție mică de heliu, rentabilitatea producției sale este pusă sub semnul întrebării. Conținutul de heliu în gazul asociat al orizontului Vereian și al stadiului Bashkirian este, respectiv, de 0,0265% și, respectiv, 0,006%.
^ APA DE FORMARE
Orizontul Vereysky

Abundența de apă a straturilor din partea superioară a orizontului Vereiskiy practic nu a fost studiată. Saramurile din rezervor au o densitate de 1,181 g / cm 3, prima salinitate este de 70, conțin B - 781 mg / l, J - 14 mg / l și В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Compoziția gazului dizolvat în apă este puternic dominată de azot - 81%, metan - 13%, etan - 3,0%, mai greu - 0,3%.
scena bașkiriană

Apele zăcămintelor bașkiriene au o compoziție ion-sare similară și mineralizare și metamorfizare oarecum mai scăzută decât apele complexelor superioare și inferioare. Mineralizarea apelor din sedimentele Bashkir nu depășește 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg nu depășește 3,7; SO 4 / Cl nu depășește 0,28; conținutul de mg/l brom 587 - 606; J ÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; potasiu - 1100; stronțiu - 400; litiu - 4.0.
Yasnopolyansky deasupra orizontului

Se caracterizează prin mineralizare ridicată, metamorfizare, absența asfaltenelor, conținut ridicat de brom și iod, care nu depășește 50 mg/l. Conținutul nesemnificativ de sulfați servește drept corelativ pentru a distinge apele complexului Yasnaya Polyana de apele complexelor superioare și inferioare.

Saturația medie de gaz a apelor de formare a sedimentelor Yasnaya Polyana este de 0,32 - 0,33 g / l. Compoziția gazului este azot, conținutul de hidrocarburi este de aproximativ 3 - 3,5%, argon - 0,466%, heliu - 0,069%. Gazul de degazare de contact este format din azot 63,8%, metan 7,1%, etan 7,9%, propan 12,1%.
Nivelul turnezian

Mineralizarea apelor din stadiul Tournaisian este de 279,2 g/l; S - 68; S04/CI - 100-0,32; B - 728 mg/l; J - 13 mg/l; В 2 О 3 - 169 mg / l. Apa sedimentelor tournaisiene diferă puternic de apele sedimentelor Yasnaya Polyana, ceea ce indică izolarea acviferelor orizontului.

Apele din stadiul Tournaisian sunt foarte mineralizate. Se caracterizează printr-un conținut ridicat de calciu de 19%, raportul echivalent Cl-Na / Mg este mai mare de 3; SO4/CI - 100-0,12 * 0,25. Conținut de brom 552-706 mg/l; iod 11-14 mg/l; NH4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg / l; potasiu 1100 mg/l; stronțiu 4300 mg/l;
Proprietățile fizice și chimice ale petrolului în condiții de rezervor

Proprietățile fizice și chimice ale gazului

Proprietățile fizico-chimice ale apelor de formare

^ 6. INDICATORI DE DEZVOLTARE A DEPOZITURILOR

(formație productivă)

Această „schemă tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” fundamentează opțiunea optimă pentru dezvoltarea ulterioară a câmpului.
Lucrarea a fost efectuată în conformitate cu termenii de referință ale OJSC „Surgutneftegas” și documentele de reglementare aprobate.

Introducere

2. Analiza structurii stocului de sondă.
3. Caracteristicile geologice ale zăcământului.
4. Modelul geologic şi tehnologic al domeniului.
5. Fundamentarea geologică și pe teren a opțiunilor de dezvoltare.
6. Indicatori tehnologici ai opțiunilor de dezvoltare.
7. Rezerve de petrol și gaze dizolvate.
8.Siguranță pentru operatorii de petrol și gaze.
9. Modul tehnologic de operare pentru sondele de producție.
10. Producția de ulei prin instalații electrice submersibile.
11. Producerea uleiului cu ajutorul pompelor cu tije de aspirare pentru foraj.

Fișiere: 1 fișier

AGENȚIA FEDERALĂ DE EDUCAȚIE

Instituție de învățământ de stat de învățământ profesional superior

„Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen”

Departamentul Dezvoltarea și Exploatarea Câmpurilor Petroliere

pe prima practică de producţie

de la "" 20 la "" 200

la întreprindere

Student

grupe НР-09-1 specialități

„Dezvoltarea și exploatarea petrolului și

zăcăminte de gaze”,

specializarea: „Dezvoltarea câmpurilor petroliere”

De la întreprindere

(poziție) F.I.O.

Gradul de protecție:

Kogalym, 2012

Introducere

1. Informații generale despre depozit.

2. Analiza structurii stocului de sondă.

3. Caracteristicile geologice ale zăcământului.

4. Modelul geologic şi tehnologic al domeniului.

5. Fundamentarea geologică și pe teren a opțiunilor de dezvoltare.

6. Indicatori tehnologici ai opțiunilor de dezvoltare.

7. Rezerve de petrol și gaze dizolvate.

8.Siguranță pentru operatorii de petrol și gaze.

9. Modul tehnologic de operare pentru sondele de producție.

10. Producția de ulei prin instalații electrice submersibile.

11. Producerea uleiului cu ajutorul pompelor cu tije de aspirare pentru foraj.

INTRODUCERE

Din punct de vedere administrativ, câmpul Zapadno-Chigorinskoye este situat în regiunea Surgut din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Terenul este situat pe teritoriul a trei zone de licență, al căror utilizator de subsol este OJSC „Surgutneftegas”:

• Zona de licență Chigorinsky (licență KhMN nr. 00684, eliberată la 03.12.1997, data expirării
  valabilitate licență 31.12.2040),
• Zona de licență Ai-Pimskiy (licență KhMN nr. 00560, eliberată la 29.09.1993, data expirării
  valabilitate licență 31.12.2055),
• Zona de licență Zapadno-Ai-Pimskiy (licență KhMN nr. 00812, eliberată la 04.06.1998, termen limită
  expirarea licenței la 31.12.2055),

Distanța până la cea mai apropiată așezare este satul. Nijnesortymsky - 60 km. Distanta pana la orasul Surgut - 263 km.

Câmpul a fost descoperit în 1998, dat în producție pilot în 2003 pe baza „Schemei Tehnologice de Dezvoltare Pilot” întocmită de TO „SurgutNIPIneft” (protocolul TKR KhMAO Nr. 259 din 06.12.2001).

Datorită ratelor mai mari de dezvoltare a zăcământului în primii doi ani de funcționare (2003-2004), volumele efective de producție de petrol au depășit nivelurile de proiectare. Pentru a ajusta indicatorii tehnologici de dezvoltare în 2005, TO "SurgutNIPIneft" a întocmit o "Analiză a dezvoltării câmpului West Chigorinskoye" (protocol TO CKR Rosnedra pentru Okrug autonom Khanty-Mansi nr. 630 din 27.04.2005) .

Acest document de proiect „Schema tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” a fost întocmit în 2006, în conformitate cu decizia Departamentului Tehnic al Comisiei Centrale pentru Dezvoltarea Rosnedrei pentru Okrug autonom Khanty-Mansi (procesul verbal nr. 630 din 27.04.2005).

În perioada de dezvoltare pilot a câmpului Zapadno-Chigorinskoye:

Structura geologică clarificată și proprietăți capacitive de filtrare
principala facilitate operațională a CNE și,

• Rezervele de petrol au fost calculate și aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat din Rosnedra (Procesul verbal nr.
  03.11.2006),
• se estimează eficienţa sistemului de dezvoltare implementat.

Această „schemă tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” fundamentează opțiunea optimă pentru dezvoltarea ulterioară a câmpului.

Lucrarea a fost efectuată în conformitate cu termenii de referință ale OJSC „Surgutneftegas” și documentele de reglementare aprobate.

1. INFORMAȚII GENERALE DESPRE DEPOZIT

Localizare administrativa si geografica. Câmpul Zapadno-Chigorinskoye este alocat pe teritoriul a trei zone de licență: zona de licență Ai-Pimsky (partea de nord-est a câmpului), zona de licență de Vest Ai-Pimsky (partea centrală) și zona de licență Chigorinsky (partea de sud-est, Fig. 1.1) .

Din punct de vedere administrativ, depozitul este situat în districtul Surgut din districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen. Cea mai apropiată așezare este Nizhnesortymsky, situată la 60 km nord-est de câmp. Centrul regiunii Surgut este orașul Surgut, situat la 263 km sud-est de câmp. În termeni fizici și geografici, se limitează la provincia mlaștină Surgut din țara fizică și geografică a Siberiei de Vest. Câmpul este situat în zona de operare a OJSC „Surgutneftegas”, NGDU „Nizhnesortymsk-neft”.

Clima este continentală. Iarna este lungă, aspră și cu zăpadă. Temperatura medie a celei mai reci luni, ianuarie, este de -21,4 ° С. Grosimea stratului de zăpadă este de până la 60-75 cm.Durata perioadei cu înghețuri persistente este de 164 de zile. Vara este scurtă (50-60 de zile), moderat caldă și înnorată, cu înghețuri frecvente. Temperatura medie a celei mai calde luni (iulie) este de + 16,8 ° С, cu o maximă absolută de + 34 ° С. În general, clima regiunii este tipică pentru zona taiga.

Hidrografie. Câmpul este situat în interfluviul râurilor Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. Prin natura regimului de apă, râurile aparțin tipului de râuri cu viituri de primăvară-vară și viituri în sezonul cald. Faza principală a regimului de apă este viitura, care, în unii ani, reprezintă până la 90% din scurgerea anuală. Începe în a treia decadă a lunii aprilie și se termină în iunie. Zonele semnificative sunt mlăștinoase (60,1%). Suprapunerea teritoriului zonei de lucru este de 17,2%. Alături de lacuri mici de pe teritoriul zăcământului, există și lacuri mari: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatilor.

Solurile. Suprafețele automorfe sunt dominate de podzolii iluviali ferruginoși și iluviali humus. Printre tipurile de soluri mlaștine, există soluri turboase, turboase și turboase pe turbării înălțate, precum și soluri turboase-humus-gley. Lumpiile inundabile ale râurilor sunt dominate de solurile de luncă turboasă-humus-gley și de luncă slab podzolizate.

Vegetație. Conform zonei geobotanice a Siberiei de Vest (Ilyina, Makhno, 1976), teritoriul depozitului este situat în subzona taiga de nord.

Structura peisagistică a teritoriului este dominată de mlaștini de diferite tipuri (60,1% din suprafață), în principal mlaștinii de culme și de lac, precum și de mlaștini de deal plat. Pădurile de pin și pin-mesteacăn sunt limitate la zonele din apropierea văii (acoperire forestieră - 17,3%). În câmpiile inundabile și văile râurilor predomină pădurile de pin-mesteacăn și cedru-pin (aproximativ 5,4%).

Lumea animalelor. Conform zonei zoogeografice a regiunii Tyumen (Gashev, 2000), câmpul Zapadno-Chigorinskoye este situat în provincia zoogeografică Surgut. Fauna este reprezentată de fauna biotopurilor lacustre-mlaștină (șobolan, iepure alb, păsări de apă: rațe scufundatoare și de râu), reprezentanți ai vânatului de munte (cocoș de munte, cocoș de pădure, cocoș de pădure), precum și veverițe, veverițe. biotopuri forestiere.

Utilizarea terenului și arii special protejate. Pe teritoriul câmpului Zapadno-Chigorinskoye există teritorii cu un statut special de management al naturii - zone de protecție a apei, plantații de cedri, pământuri ancestrale (Fig. 1.1).

Zonele de protecție a apei sunt alocate de-a lungul râurilor și în jurul lacurilor cu o lățime de 100 până la 500 m, ocupă 5132 hectare (aproximativ 45% din suprafața câmpului). Masive separate de-a lungul albiilor râurilor sunt plantații de cedru - 172 hectare (1,5%).

Prin Decretul șefului administrației regiunii Surgut nr. 124 din 30.11.1994 și prin Decizia comisiei regionale din administrația rurală Sytominsk a regiunii Surgut, terenul ancestral nr. 12C a fost alocat pe teritoriul depozit, unde 4 familii (12 persoane) din rândul popoarelor indigene desfășoară activități economice Nord - Khanty (familiile lui Lozyamov K.Ya., Lozyamov S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Au fost încheiate acorduri economice între OJSC „Surgutneftegas” și șefii pământurilor ancestrale, prevăzând un set de măsuri sociale și economice.

Activitatea economică în zonele de protecție a apei este determinată de Decretul Guvernului Federației Ruse nr. 1404 din 23.11.1996 „Regulamente privind zonele de protecție a apei ale corpurilor de apă și zonele lor de protecție costieră”, RD 5753490-028-2002 „Regulamente privind protecția mediului în proiectarea și producerea puțurilor de explorare unice ale OJSC „Surgutneftegas” situate în zonele de protecție a apei ale corpurilor de apă din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk ”; standuri de cedru - prin Codul forestier al Federației Ruse nr. 22-FZ din 29 ianuarie 1997; pământuri strămoșești - prin Decretul șefului administrației regiunii Surgut nr.124 din ZOL 1.1994.

Infrastructura industriala. Câmpul de petrol Zapadno-Chigorinskoye este situat în zona de operare a NGDU Nizhneseortymskneft, care are o infrastructură de producție dezvoltată: instalație de colectare și tratare a petrolului, stații de pompare, un sistem de conducte de petrol sub presiune și intercamp, conducte de gaz, un drum. rețea, un sistem de alimentare cu energie și baze de servicii de producție.

La momentul lucrării, la câmp s-au construit: 11 tampoane de puţuri; sistem de colectare a petrolului și gazelor cu o lungime de 26,1 km:

• o statie de pompare rapel cu o capacitate proiectata de 10,0 mii m/zi, de la gura
  noua evacuare preliminara a apei de formatie, cu o capacitate de 10,0 mii mc/zi.
  Utilizarea capacității la 01.01.2006 a fost de 12%;
• conductă de petrol pentru transportul extern al petrolului din zăcământul Zapadno-Chigorinskoye
  până la punctul de introducere în conducta de petrol din zăcământul Bittemskoye, lungime de 15,0 km;

stație de pompare cluster cu o capacitate de 7,2 mii m 3 / zi. Utilizarea capacității la 01.01.2006 a fost de 44%;

Patru puturi de apă forate în zona SPS din muntele Cenomanian
umbrela echipata cu unitati de pompare submersibile de inalta presiune, prin
în care se injectează apă;

Sistem de conducte de apă de înaltă presiune lungime 18,55 km;
post de transformare PS 35/6;

• linie de înaltă tensiune VL-35kV de la PS110 a câmpului Bittemskoye spre vest
  câmpul no-Chigorinskoye, lungime de 15,8 km;
• drum auto cu pavaj din beton asfaltic din BPS Vest
  Câmpul Chigorinskoye înainte de legătura cu coridorul din câmpul Bittemskoye "aproximativ
  lungime 13,5 km;

Se apropie de tufișuri cu o lungime de 26,15 km.

Sistemul de colectare a gazelor din câmp nu este bine dezvoltat. O centrală electrică cu turbină cu gaz a fost construită la câmpul Bittemskoye, situat la 20 km. Rata de utilizare a gazelor la 01.01.2006 a fost de 2,76%.

Cea mai apropiată unitate de tratare a petrolului este Alekhinsky CPF, situată la 95,8 km de câmp. Livrarea uleiului către sistemul Transneft se efectuează la PS Zapadny Surgut.

Electricitatea este furnizată din sistemul Tyumenenergo. Principala sursă de alimentare pentru câmpul Zapadno-Chigorinskoye este substația 35/6 kV Bit-temskaya (2x25 MB A).

Alimentarea cu energie a instalațiilor la fața locului din câmpul Zapadno-Chigorinskoye se realizează din SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) nr. 252, situat în zona sitului tehnologic BPS.

Pe parcursul dezvoltării domeniului, aprovizionarea cu materiale și echipamente se face din orașul Surgut, care dispune de un mare nod feroviar, port fluvial și aeroport capabil să primească avioane de transport de pasageri și grele.

Cel mai apropiat sat Nijne-Sortymsky este dotat cu resurse de muncă calificate. La NGDU „Nizhnesortymskneft” este dezvoltat un sistem de unități de reparații și servicii.

2. ANALIZA STRUCTURII FONDULUI DE FUNȚURI.

La data de 01.01.2006, soldul întreprinderii are 147 puțuri, inclusiv puțuri de producție - 109, injecție - 33, control - 1, aport de apă - 4. Caracteristicile stocului de puțuri sunt date în tabel. 2.1

La instalația AC12, există 129 de puțuri de producție și injecție, inclusiv 96 de puțuri de producție și 33 de puțuri de injecție (dintre care 12 sunt în curs de dezvoltare pentru petrol).

Există 13 sonde de explorare abandonate în rezervoarele AS11 și YUSo.

Anexele grafice prezintă hărți ale stării actuale de dezvoltare a obiectului AC12. Pentru obiectul în ansamblu, productivitatea sondelor indicate pe hartă corespunde raportării NGDU, hărțile fiecăruia dintre straturi arată productivitatea estimată obținută în urma calculelor modelului.

Starea fondului este satisfăcătoare. Există 2 puțuri în stocul de puț inactiv (2% din stocul de puț).

În decembrie 2005, 100 de sonde de producție erau în funcțiune cu un debit mediu de petrol de 13,9 t/zi, o presiune medie în fund de 12,8 MPa. Funcționarea puțurilor de injecție - 21. Injectivitate medie a puțurilor de injecție - 152 m 3 / zi, cu o presiune medie la capul sondei - 14,9 MPa.

Gama ratelor de producție de petrol (de la 0,1 la 63,1 t / zi) pentru stadiul inițial de dezvoltare este foarte mare. Pentru a identifica principalele motive ale productivității inegale a sondelor, a fost efectuată o analiză multivariată a informațiilor din câmpul geologic, cele mai informative dependențe sunt prezentate în Fig. 4.3.1. Din datele date rezultă: