Raporti i fushës së naftës dhe gazit. Karakteristikat e përgjithshme dhe struktura organizative e ooo ngdu "aksakovneft": raporti i praktikës arsimore. Funksionimi i puseve të naftës dhe injektimit

Pershkrimi i punes

Baza e potencialit ekonomik të rajonit Okha është kompleksi i karburantit dhe energjisë. Ndërmarrja bazë e saj është departamenti i prodhimit të naftës dhe gazit Okhaneftegaz, i cili është pjesë e strukturës së OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Historia e ndërmarrjes NGDU Okhaneftegaz filloi me zhvillimin e fushës Okha në 1923. Nga viti 1923 deri në 1928, depozita Okha u zhvillua nga Japonia sipas një marrëveshjeje koncesioni. Nga viti 1928 deri në 1944, eksplorimi dhe zhvillimi i fushës u krye bashkërisht nga Sakhalinneft Trust (i formuar në 1927) dhe koncesionari japonez.

Prezantimi. Informacione të përgjithshme për kompaninë
2
1.
Pjesa teorike
3

1.1. Struktura e kompanisë
3

4

1.3. Klasifikimi i metodave të përmirësuara të rikuperimit të naftës
6

1.4. Sistemet e vërshimit të ujit dhe kushtet e përdorimit të tyre
9

1.5. Studimi i puseve të injektimit
13

1.6. Riparimi nëntokësor i puseve të injektimit, llojet dhe arsyet e riparimit
14
2.
Siguria në punë gjatë përmbytjeve me ujë
15
3.
Mbrojtja e mjedisit kur përdoret për mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit të ujërave të zeza
16

konkluzioni. Si të përcaktohet efektiviteti i aplikimit të metodave RPM
18

Bibliografi
19

Skedarët: 1 skedar

Agjencia Federale për Arsimin dhe Shkencën e Federatës Ruse

Zhvillimi dhe funksionimi i vendburimeve të naftës dhe gazit

(emri i specialitetit)

(mbiemri, emri, patronimi i studentit)

Kursi i gjashtë i departamentit të korrespondencës.

kodi 130503.

në praktikën kualifikuese (praktike).

në ________________________________ _________________________________

(Emri i biznesit)

Menaxher i praktikës nga dega

Menaxher i praktikës nga ndërmarrja

____________________ ___________________________

(pozicioni) (nënshkrimi) (veprues)

Vendimi i komisionit nga "______" ____________________ 2010.

pranojnë se raporti

ekzekutuar dhe mbrojtur me vlerësimin "_________________________________"

anëtarët e komisionit

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(pozicioni) (nënshkrimi) (veprues)

Prezantimi

Informacione të përgjithshme për kompaninë.

Baza e potencialit ekonomik të rajonit Okha është kompleksi i karburantit dhe energjisë. Ndërmarrja bazë e saj është departamenti i prodhimit të naftës dhe gazit Okhaneftegaz, i cili është pjesë e strukturës së OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Historia e ndërmarrjes NGDU Okhaneftegaz filloi me zhvillimin e fushës Okha në 1923. Nga viti 1923 deri në 1928, depozita Okha u zhvillua nga Japonia sipas një marrëveshjeje koncesioni. Nga viti 1928 deri në vitin 1944, eksplorimi dhe zhvillimi i fushës u krye bashkërisht nga Trusti Sakhalinneft (i formuar në 1927) dhe koncesionari japonez.

Në 1944, marrëveshja me Japoninë u ndërpre, dhe që nga ajo kohë zhvillimi i fushës Okhinskoye ka vazhduar nga shoqata Sakhalinneft, dhe fusha e naftës Okhinsky është përfshirë në ndarje të ndryshme në vite të ndryshme:

1944-1955 - Fusha e naftës Okha (në zhvillimin e fushës Qendrore Okha);

1955-1958 - fusha e naftës e zgjeruar Okha, e cila është pjesë e Drejtorisë së Fushës Naftësore Ekhabineft (në zhvillimin e fushave Okha Qendrore, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo - deri në 1965);

1968-1971 - Administrata e fushës së naftës Okhaneft (në zhvillimin e fushave Okha Qendrore, Yuzhnaya Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (në zhvillimin e fushave Okha Qendrore, Okha e Veriut, Okha e Jugut);

1979-1981 - Ndërmarrja bazë e Shoqatës së Prodhimit Sakhaneftegazdobycha, e cila është pjesë e Shoqatës Industriale All-Union Sakhalinmorneftegaz (në zhvillimin e fushave Okha Qendrore, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (të njëjtat fusha janë duke u zhvilluar). NGDU Okhaneftegaz operon në 17 fusha të naftës dhe gazit të vendosura në rajonin Okha.

Në 1988, PO Okhaneftegazdobycha dhe VPO Sakhalinmorneftegaz u shndërruan në PA Sakhalinmorneftegaz, dhe NGDU Severneftegaz - në NGDU Okhaneftegaz, e cila përfshin përsëri fushën Kolendo. Në vendburimet e vjetra të naftës, të cilat ndodhen në tokë, ka filluar futja e teknologjisë së thyerjes hidraulike, e cila bën të mundur rritjen e niveleve të prodhimit të puseve.

1. Pjesa teorike

Informacione të përgjithshme në lidhje me depozitën. Fusha Tungor u zbulua në vitin 1958, 28 km në jug të qytetit Okhi. Në aspektin orografik, palosja antiklinale ndodhet në kufijtë e dy zonave morfologjike: ajo lindore, e ngritur, e shprehur në formën e kreshtës së meridianit të kreshtës së Sakhalin Lindor dhe ajo perëndimore, e përfaqësuar nga forma më të buta dhe të ulëta të relievit. Lartësitë maksimale absolute në pjesën lindore arrijnë në 120 metra. Harku i palosjes korrespondon me një zonë reliev të ulët me shenja absolute që nuk i kalojnë 30-40 m.

Rrjeti hidrografik i rrethit është i dobët i zhvilluar. Duhet të theksohet se ekzistojnë dy pellgje kullimi lokal - liqenet Tungor dhe Odoptu, të cilat kanë një natyrë tektonike. Një numër përrenjsh dhe lumenjsh të vegjël rrjedhin nëpër zonë. Luginat e tyre janë kënetore, rrjedha e ujit është e pabarabartë. Fshati Tungor ndodhet në afërsi të depozitimit, i cili lidhet me qytetin e Okha me një rrugë 28 km të gjatë.

Klima e rajonit është e ftohtë, dimri është i gjatë, mbulesa e borës bie në nëntor dhe zgjat deri në maj. Tajfunet sjellin stuhi në dimër dhe shira të dendur në verë. Era arrin 30m/s. Vera është e shkurtër dhe me shi. Temperatura mesatare vjetore është 2,5.

Stratigrafia. Seksioni i depozitimeve të fushës Tungorskoye përfaqësohet nga shkëmbinj terrigjenë ranorë-argjilë të epokës neogjene. Kompleksi i formacioneve të zbuluara nga puset më të thella ndahet (nga poshtë lart) në formacionet Daginskaya, Okobykayskaya dhe Nutovskaya.

Suitë Daginskaya. Trashësia maksimale e depërtuar në pusin nr. 25 është 1040 m. Kufiri midis formacioneve Dagin dhe Okobykai është tërhequr përgjatë majës së horizontit XXI. Depozitat e Daginsky ndahen në horizonte XXI - XXVI.

Ato përbëhen kryesisht nga rëra dhe gurë ranorë me shkëmbinj gri të çelur, gri, me kokrriza të pabarabarta dhe argjilore.

Gurët e baltës janë gri të errët në të zezë, të thyer, të grimcuar, sipër - rërë-baltë, mike, përmbajnë mbetje bimore të karbonizuara. Shkëmbinjtë karakterizohen nga një përmbajtje e lartë e silicës.

Formimi Okobykayskaya. Kufiri midis depozitave të formacioneve Nutovskaya dhe Okobykayskaya është tërhequr në mënyrë konvencionale në fund të shtresës së 3-të. Trashësia e suitës arrin 1400 m. Shkëmbinjtë klastikë përfaqësohen nga rëra, argjila dhe varietetet e tyre të ndërmjetme dhe të çimentuara. Gjysma e sipërme e seksionit të formimit karakterizohet nga qëndrueshmëria e sedimentimit, e cila shfaqet kur analizohen trashësitë. Ndërprerja e kudondodhur e shtresave III - XII, zëvendësimet e mprehta litologjike-faciale ndërlikojnë korrelacionin lokal të seksionit të puseve individuale, paracaktojnë konvencionalitetin e kontaktit midis depozitave Nutov dhe Okobykai.

Rërat dhe gurët ranorë janë gri, gri të çelur, me kokrriza të imta, argjilore me guralecë dhe zhavorr. Siltstones dhe siltstones janë gri të lehta dhe të errët, argjilore-ranore. Argjila dhe balta janë gri të errët, ranore, baltë dhe të thyer. Kompleksi balte-ranor i shtresave të Okobykayskaya të Ulët përfshin depozitat kryesore të naftës dhe gazit.

Suita Nutovskaya. Shpërndahet në të gjithë zonën; në kreshtën e palosjes ekspozohen shkëmbinjtë e Nutovsky të Mesëm. Kapaciteti i përgjithshëm është mbi 1000 m. Nëse në pjesën e poshtme të seksionit është e mundur të gjurmohen shtresa individuale ranore (III, II, I, M), atëherë sipër ekspozohet një kompleks ranor i vazhdueshëm me shtresa të holla balte. Shkëmbinjtë ranorë janë gri, gri të çelur, të shkrifët, me kokërr të imët dhe të pabarabartë me guralecë të shpërndarë dhe zhavorr. Argjilat janë gri të errët, rërë-baltë, baltë me përfshirje mbetjesh bimore të karbonizuara.

Tektonika. Palosja Tungor është pjesë e zonës antiklinale Ekhabinsky e vendosur në pjesën ekstreme verilindore të ishullit.

Brenda zonës antiklinale, janë identifikuar nëntë struktura antiklinale, të grupuara në dy degë antiklinale - Okha dhe Ekhabinsky Lindor.

Antiklinali i Tungor ndodhet në skajin e poshtëm të zonës Lindore Ekhabinsky dhe ndryshon nga palosjet e tjera në një numër karakteristikash strukturore. Ai ndryshon nga strukturat fqinje - Vostochno-Ekhabinskaya në lindje dhe Ekhabinskaya, ngjitur nga veriu, nga një ulje e lehtë, kontrast më i ulët dhe mungesa e ndërprerjeve. Sipas depozitimeve të Pliocenit të zhvilluara në sipërfaqe, palosja është një brakiantiklinë goditëse meridiane.

Përgjatë majës së horizontit XX, palosja shtrihet në drejtimin meridional, krahët e saj janë pothuajse simetrikë. Këndet e incidencës së shkëmbinjve në krahun perëndimor ndryshojnë brenda 8-9 gradë, në atë lindor - më të pjerrëta, duke arritur në 12-14. Ulja e shkëmbinjve në drejtimin jugor është me pjerrësi të lehtë, në një kënd 3-4; në perklinën veriore, vërehet një trashje përkulëse e izohipsit dhe një zhytje më e madhe e menteshës (këndi i rënies 6 -7).

Kapaciteti vajmbajtës. Në vitin 1958, zbuluesi i pusit krijoi kapacitetin tregtar naftëmbajtës të horizontit XX. Në vitin 1961, një vendburim nafte i horizontit XX u zbulua gjatë testimit të pusit nr. 28. Deri tani, produktiviteti i tre horizonteve të naftës (XXI, XX dhe XX) dhe dhjetë horizonteve të gazit është vërtetuar në fushën Tungor. Në seksionin e fushës Tungor, ekziston një gamë e gjerë produktiviteti dhe respektimi i zonimit vertikal në shpërndarjen e depozitave: deri në seksion, depozitat e naftës zëvendësohen nga kondensata e gazit, pastaj me gaz të pastër. Morfologjia e rezervuarëve natyrorë të fushës së Tungorit është e një forme të ndyrë, përkatësisht kurthe të depozitave të naftës dhe gazit do t'i përkasin formacionit të harkuar dhe shumica e tyre janë pjesërisht të skanuara litologjikisht.

1.3. Klasifikimi i metodave të përmirësuara të rikuperimit të naftës

Përdorimi i metodave për ruajtjen e presioneve të rezervuarit gjatë zhvillimit të depozitave të naftës (përmbytja e ujit në qark dhe në qark, injektimi i gazit ose ajrit në pjesët e ngritura të rezervuarit) lejon përdorimin më racional të energjisë së rezervuarit natyror dhe rimbushjen e tij, në mënyrë të konsiderueshme. uljen e kohës së zhvillimit të depozitave për shkak të ritmeve më intensive të tërheqjes së naftës. E megjithatë, bilanci i rezervave të mbetura në vendburimet që janë në fazën përfundimtare të zhvillimit mbetet shumë i lartë, në disa raste që arrin në 50-70%.

Aktualisht, njihen dhe zbatohen një numër i madh i metodave të përmirësuara të rikuperimit të naftës. Ato ndryshojnë në metodën e ndikimit në formacionet prodhuese, natyrën e ndërveprimit midis agjentit të punës të injektuar në formacion dhe lëngut që ngop formacionin dhe llojit të energjisë së futur në formacion. Të gjitha metodat e rikuperimit të zgjeruar të naftës mund të ndahen në hidrodinamike, fiziko-kimike dhe termike.

Metodat hidrodinamike të rikuperimit të përmirësuar të naftës.

Kur aplikoni këto metoda, sistemi i ndarjes së puseve të prodhimit dhe injektimit nuk ndryshon dhe burimet shtesë të energjisë të futura në formacion nga sipërfaqja për të zhvendosur vajin e mbetur nuk përdoren. Metodat hidrodinamike të rikuperimit të zgjeruar të naftës funksionojnë brenda sistemit të zbatuar të zhvillimit, më shpesh gjatë përmbytjeve me ujë të rezervuarëve të naftës, dhe synojnë intensifikimin e mëtejshëm të proceseve të rikuperimit natyror të naftës. Metodat hidrodinamike përfshijnë përmbytjen ciklike të ujit, rrjedhat e ndryshueshme të filtrimit dhe tërheqjen e detyruar të lëngjeve.

Përmbytje ciklike me ujë. Metoda bazohet në një ndryshim periodik në mënyrën e funksionimit të rezervuarit duke ndaluar dhe rifilluar injektimin dhe tërheqjen e ujit, për shkak të të cilit forcat kapilare dhe hidrodinamike përdoren më plotësisht.

Kjo lehtëson futjen e ujit në zonat e rezervuarit që nuk ishin mbuluar më parë nga ndikimi. Përmbytja ciklike e ujit është efektive në fushat ku përdoret përmbytja konvencionale e ujit, veçanërisht në rezervuarët hidrofilë, të cilët në mënyrë kapilare e mbajnë më mirë ujin që i ka pushtuar. Në formacionet heterogjene, efikasiteti i përmbytjes ciklike të ujit është më i lartë se përmbytjet e zakonshme. Kjo për faktin se në kushtet e përmbytjes së ujit të një formacioni heterogjen, ngopja e mbetur e naftës në seksionet e rezervuarit me vetitë më të këqija të rezervuarit është dukshëm më e lartë se ajo e pjesës kryesore të përmbytur të formacionit. Me një rritje të presionit, forcat elastike të formacionit dhe lëngut kontribuojnë në futjen e ujit në rajonet e formacionit me vetitë më të këqija të rezervuarit, ndërsa forcat kapilare mbajnë ujin që ka depërtuar në formacion me një ulje të mëvonshme të presioni i formimit.

Metoda e ndryshimit të drejtimit të rrjedhave të filtrimit. Në procesin e përmbytjes së ujit të rezervuarëve të naftës, veçanërisht atyre heterogjene, sipas skemave tradicionale, në to formohet gradualisht fusha e presionit dhe natyra e rrjedhave të filtrimit, në të cilat pjesët individuale të rezervuarit nuk mbulohen nga procesi aktiv i zhvendosjes së naftës. nga uji. Për të përfshirë në zhvillim zonat e ndenjura të rezervuarit që nuk mbulohen nga përmbytjet e ujit, është e nevojshme të ndryshohet situata e përgjithshme hidrodinamike në të, e cila arrihet duke rishpërndarë prodhimin dhe injektimin e ujit nëpër puset. Si rezultat i ndryshimeve në prodhim (injektim), drejtimi dhe madhësia e gradientëve të presionit ndryshojnë, për shkak të të cilave zonat që nuk ishin të mbuluara më parë nga përmbytja e ujit preken nga gradientët e presionit më të lartë, dhe vaji prej tyre zhvendoset në të përmbyturat, duke rrjedhur. pjesë e formacioneve, gjë që rrit rikuperimin e naftës. Gjatë zbatimit të metodës, së bashku me një ndryshim në prodhim dhe injektim, praktikohet mbyllja periodike e puseve individuale ose grupeve të puseve të prodhimit dhe injektimit.

Ministria e Arsimit dhe Shkencës e Federatës Ruse dhe Republikës së Tatarstanit

Instituti Shtetëror i Naftës Almetyevsk

Departamenti "Zhvillimi dhe funksionimi

fushat e naftës dhe gazit "

Raportoni

Studenti Abunagimov Rustam Rinatovich grup 68-15 W

Fakulteti i specialiteteve të naftës dhe gazit 13503.65

Në praktikën arsimore, kaloi në SHA "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

( ndërmarrje, NGDU)

Vendi i praktikës OJSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Udhëheqësi i praktikës

nga Departamenti i RIENGM Chekmaeva R.R.

(pozicioni, emri i plotë)

Almetyevsk

HYRJE 3

1 Struktura prodhuese dhe organizative e NGDU. 4

2. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objekteve. tetë

3. Shpimi i puseve. trembëdhjetë

4. Zhvillimi i vendburimeve të naftës. 15

5. Sistemi PPD. nëntëmbëdhjetë

6. Funksionimi i puseve të naftës dhe injektimit. 22

7. Sondazhi i mirë. 25

8. Metodat për rritjen e produktivitetit të pusit. 26

9. Riparimet rutinë dhe kapitale të puseve. tridhjetë

10. Grumbullimi dhe përgatitja e naftës, gazit dhe ujit. 33

11. Siguria, puna dhe mbrojtja e mjedisit. 36

REFERENCAT 39

PREZANTIMI

Kjo praktikë u krye nga unë në departamentin e prodhimit të naftës dhe gazit Oktyabrskneft. Gjatë praktikës sime, u njoha me metodat e prodhimit të naftës, metodat e rritjes së rikuperimit të naftës, sistemin e mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit, si dhe sistemin e prodhimit të puseve në kushtet e këtij departamenti të prodhimit të naftës dhe gazit.

NGDU Oktyabrskneft është një kompani e prodhimit të naftës dhe gazit. Baza e veprimtarisë së NJQHB-së është nxjerrja e naftës, gazit, bitumit, ujërave të freskëta dhe minerale, transportimi i tyre me lloje të ndryshme transporti, në disa raste, përpunimi dhe shitja.

NGDU Oktyabrskneft është një nënndarje e madhe e OJSC Bashneft. Për shkak të shkallës së lartë të kërkimit (më shumë se 82%) të territorit të Bashkortostanit, kompania vazhdon të kryejë punë kërkimore, si në territorin e Republikës ashtu edhe në rajone të tjera. Në vitin 2009 u përfundua plani vjetor i shpimit kërkimor prej më shumë se 10 mijë metra, u përfunduan 10 puse, u morën rrjedhat e naftës industriale në 6 puse (efiçenca 60%), u zbuluan 2 fusha të reja nafte, rritja e rezervave të rikuperueshme të kategoritë industriale ishte 1.3 milion ton Kompania kryen kërkime sizmike, shpime kërkimore të thella, studime gjeokimike dhe punime tematike në fushën e kërkimit gjeologjik. Prodhimi i naftës do të rritet për shkak të fushave që po zhvillon kompania, si Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye dhe fusha të tjera. Pritet një rritje e prodhimit të naftës për shkak të rritjes së vëllimit të masave gjeologjike dhe teknike: shpimi i puseve të reja, optimizimi i prodhimit të lëngjeve, transferimi i puseve në objekte të tjera, kryerja e thyerjeve hidraulike, krijimi i qendrave të reja përmbytjeje uji, reduktimi i puseve boshe dhe zgjerimi i përdorimit. e metodave të provuara shumë efektive për rritjen e rikuperimit të naftës.

NGDU "Oktyabrskneft" është rreth dy duzina punëtori dhe nënndarje të prodhimit kryesor dhe ndihmës dhe sferës së shërbimeve sociale. Departamenti ka: qendrën e tij të trajnimit, Shtëpinë e Teknologjisë, një fermë serrë ndihmëse, një qendër rekreacioni, një qendra dentare dhe paramedikale etj.

Kohët e fundit, naftëtarët kanë punuar shumë për çështjet mjedisore: po restaurohen burimet e kripura, po pastrohen lumenjtë dhe po rikuperohen tokat me vaj.

Në praktikë, ne shpesh shkonim në anashkalime pusesh, gjatë të cilave zotëroja veprimet e një operatori për prodhimin e naftës dhe gazit drejtpërdrejt në kushte pune. Një aspekt i rëndësishëm i praktikës ishte konsolidimi i njohurive teorike të studiuara më parë në praktikë.

1 Struktura prodhuese dhe organizative e NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" ndodhet në lumë. fq. Rajoni Serafimovskiy Tuymazinsky, Republika e Bashkortostanit. Produktet e prodhuara, sipas veprimtarisë kryesore të ndërmarrjes, janë naftë komerciale.

Sipas llojit të strukturës së menaxhimit, NGDU Oktyabrskneft i referohet një strukture menaxheriale funksionale lineare që ka të meta të vogla dhe, në përgjithësi, është optimale për këtë ndërmarrje. Në vitin 2009, numri i kësaj ndërmarrje ishte rreth 1750 persona.

NGDU Oktyabrskneft është një sistem kompleks strukturash dhe ndarjesh që sigurojnë prodhim të pandërprerë të naftës. Një diagram i strukturës së NGDU Oktyabrskneft është paraqitur në Figurën 1.

Menaxhimi kryhet nga kreu i NGDU, të cilit i nënshtrohen të gjitha shërbimet, departamentet dhe punëtoritë. Ai drejton të gjitha aktivitetet e ndërmarrjes në bazë të unitetit. Të drejtat dhe detyrimet e çdo departamenti të zëvendësshefit, si dhe të personelit të aparatit, ndahen me dispozita të veçanta.

Zëvendës shefi i parë është kryeinxhinieri, ai kryen menaxhimin e prodhimit dhe teknik të ekipit, së bashku me drejtorin mban përgjegjësinë e plotë për efikasitetin e ndërmarrjes.

Inxhinieri kryesor është përgjegjës për:

1) Departamenti i prodhimit dhe teknik (PTO), detyra kryesore e të cilit është të përcaktojë teknikën dhe teknologjinë racionale për prodhimin e naftës dhe gazit, futjen e pajisjeve të reja dhe teknologjisë së përparuar.

2) Shërbimi i kryemekanikut (SGM) drejton shërbimin mekanik-riparues të NGDU.

3) Shërbimi i Inxhinierit Kryesor të Energjisë (SGZ) është i angazhuar në organizimin e funksionimit të besueshëm dhe të sigurt të termocentraleve, futjen e disqeve elektrike të reja, më të besueshme, ekonomike dhe skemave të furnizimit me energji elektrike.

4) Departamenti i sigurisë industriale dhe mbrojtjes së punës (OSB dhe TB), detyra kryesore e të cilit është të organizojë punën për të krijuar kushte të sigurta pune.

Departamenti Gjeologjik i raporton Kryegjeologut. Departamenti është i angazhuar në një studim të detajuar të fushës, duke llogaritur lëvizjen e rezervave të naftës dhe gazit, eksplorimin shtesë të zonave individuale, futjen e skemave teknologjike dhe projektet e zhvillimit dhe gjetjen e mënyrave për të intensifikuar zhvillimin.

Figura 1 Struktura organizative e NGDU "Oktyabrskneft"

Departamenti i Planifikimit Ekonomik (PEO) është në varësi të kryeekonomistit të NJQHB-së. Detyra kryesore e departamentit është të organizojë punën e departamentit, të analizojë punën e ndërmarrjes dhe të identifikojë mënyrat për të rritur efikasitetin e prodhimit. Departamenti i Punës dhe Pagave (Puna dhe Paga) është i angazhuar në përmirësimin e organizimit të punës dhe menaxhimit të prodhimit, futjen e formave dhe sistemeve progresive të pagave, stimujve materialë për të rritur më tej produktivitetin e punës.

Shërbimi për Prokurimin e Logjistikës dhe Pajisjeve (SMTO dhe KO) është në varësi të Zëvendës Drejtuesit të NGDU për Çështje të Përgjithshme. Detyra kryesore është t'u sigurojë nënndarjeve të NGDU-së të gjitha llojet e materialeve dhe burimeve.

Zëvendës shefi për çështje ekonomike është kryeekonomisti, i cili koordinon dhe kontrollon veprimtaritë e të gjitha shërbimeve dhe departamenteve ekonomike.

Departamenti i sistemit të kontrollit të automatizuar (OASU) është menduar për kontroll të automatizuar. Ai ndërvepron me sistemet e menaxhimit të ndërmarrjeve, të shërbyera nga qendrat informatike të grumbullimit dhe informatikës (CVC dhe KIVC).

Prodhimi në NGDU ndahet në kryesor dhe ndihmës. Prodhimi kryesor përfshin punëtori që janë të përfshira drejtpërdrejt në prodhimin e produkteve kryesore.

Këto përfshijnë TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Këto dyqane kryejnë funksionet e mëposhtme: çojnë naftën dhe gazin deri në fund duke përdorur energjinë e rezervuarit; Ngritja e naftës në sipërfaqen e ditës, grumbullimi, monitorimi, matja e vëllimit të prodhimit; përgatitja komplekse e vajit për ta bërë atë të tregtueshëm.

Struktura e prodhimit ndihmës përfshin ato divizione të ndërmarrjes që sigurojnë funksionimin e pandërprerë të dyqaneve të prodhimit kryesor. Veprimtaritë e prodhimit ndihmës përfshijnë: riparimin e pajisjeve, puseve, pajisjeve dhe mekanizmave; sigurimi i objekteve prodhuese me energji elektrike, ujë dhe materiale të tjera të nevojshme; ofrimi i shërbimeve të informacionit për dyqanet e prodhimit kryesor. Të gjitha këto detyra kryhen nga punëtori të përfshira në strukturën e NGDU: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PRCEO; dyqan transporti.

CPF, dyqani i përgatitjes dhe pompimit të naftës, marrja e lëngut të prodhuar trefazor (naftë, gaz, ujë) nga fusha e naftës, përgatitja (ndarja në faza), matja e naftës dhe ujit, dërgimi i naftës në menaxhimin e tubacionit dhe uji i formimit në punëtoria e mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit, për përdorim në sistemin e mirëmbajtjes së rezervuarit.

Punëtoria e mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (RPM) - injektimi i ujit në formacione prodhuese.

Punishtja për nëntokë dhe punime pusesh (seksioni PRS) që kryen punime rutinë të puseve, kryen masa teknike gjeologjike për të ndikuar në zonën e formimit të gropës së poshtme.

Zona e punimit të pusit (CDW) - pus punë, masa inxhinierike gjeologjike që synojnë intensifikimin e prodhimit të naftës, rritjen e rikuperimit të naftës, rritjen e injektivitetit të puseve të injektimit.

Dyqan riparimi i pajisjeve elektrike dhe furnizimit me energji elektrike (PRTSE dhe E) - siguron furnizim me energji elektrike për objektet e NGDU, kryerjen e riparimeve të planifikuara parandaluese dhe testeve parandaluese të pajisjeve elektrike, aparateve dhe rrjeteve elektrike.

Punëtoria e automatizimit të prodhimit dhe furnizimit me avull (CAPP) - furnizon me ujë të procesit dhe energji termike (avull) nënndarjet e NGDU dhe konsumatorëve të palëve të treta.

Dyqan ndërtimi dhe montimi (SMC) - rregullimi i puseve të kërkimit, funksionimit dhe funksionimit, riparimet kapitale të objekteve të prodhimit të naftës dhe objekteve sociale dhe kulturore, mirëmbajtja dhe mirëmbajtja e planifikuar parandaluese e instrumenteve, automatizimit dhe telemekanikës në objektet e NGDU.

Punëtoria e Kërkimit dhe Prodhimit të Fushës Naftës (TsNIPR) - kryerja e studimeve hidrodinamike të puseve dhe rezervuarëve, inspektimi i rezervuarëve të ujit të ëmbël, përcaktimi i ndotjes së ajrit në zonën e funksionimit të NGDU, studime laboratorike të lëngut të prodhuar, përcaktimi i cilësisë së ujërat e trajtuara dhe të ndotura në UPTP, analiza e vetive fiziko-kimike të gazit të naftës ...

Punëtori për veshje kundër korrozionit dhe riparime të tubacioneve dhe strukturave (DAC dhe KRTS). Funksionet e punëtorisë: pastrimi i brendshëm i rezervuarëve, riparimi i rezervuarëve dhe shkëmbyesve të nxehtësisë, veshja antikorozive e rezervuarëve dhe rezervuarëve, çmontimi i pajisjeve dhe strukturave, vendosja e tubacioneve në GPMT (tuba metalikë polimer fleksibël), monitorimi i gjendjes së shtresave të salduara dhe matja e murit. trashësia e tubacioneve, rezervuarëve, kampionëve dhe rezervuarëve (defektoskopi), riparimi i tubave të kompresorëve të pompimit, dërgimi i tyre në ekipet e punimeve dhe punimeve.

Punëtoria e tubave fleksibël polimer-metal (TsGPMT) - prodhimi i gypave fleksibël polimer-metal për grumbullimin e vajit dhe sistemet e mirëmbajtjes me presion të rezervuarit, për transportin e naftës shumë të ujitur dhe ujërave të zeza shumë agresive, prodhimin e mallrave të konsumit.

Struktura e konsideruar e NGDU "Oktyabrskneft" i lejon ndërmarrjes të zgjidhë të gjitha detyrat që i janë caktuar, të përdorë në mënyrë efektive burimet materiale dhe të punës, prandaj, këshillohet që të disponojë aftësitë e saj prodhuese.

2 Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objekteve

Fusha e naftës Serafimovskoye ndodhet në pjesën veriperëndimore të Bashkortostanit, në rajonin Tuimazinsky. Direkt në veriperëndim të tij është fusha e madhe e naftës Tuimazinskoye, dhe në jug Troitskoye dhe Stakhanovskoye.

Brenda kufijve të depozitimit ka r.p. Serafimovsky, e cila u themelua më 31 dhjetor 1952. Ajo është shtëpia e shumicës së punëtorëve që udhëheqin zhvillimin dhe funksionimin e kësaj fushe. Në territorin e fushës ka rrugë dhe autostrada të asfaltuara që lidhin objektet e fushës së naftës me qytetet Oktyabrsky dhe Belebey, me stacionet hekurudhore Tuimazy, Urussu dhe Kandra.

Fusha është duke u zhvilluar nga OOO NGDU Oktyabrskneft, e vendosur në vendbanim Serafimovsky, dhe shpimi i puseve kryhet nga BurKan. Prodhimi i puseve të naftës pas trajtimit parësor nga parku i grumbullimit të naftës përmes stacionit të pompimit Subkhankulovo pompohet përmes tubacionit në rafineritë e naftës në Ufa. Gazi i lidhur konsumohet nga fabrika e përpunimit të gazit Tuimazinsky, përdoret pjesërisht për nevoja lokale dhe transportohet përmes një tubacioni gazi në Ufa. Furnizimi me ujë kryhet nga kanali qendror i ujit, i cili ushqen ujin nga puset nën kanal të lumit Usen.

Klima e rajonit është kontinentale. Karakterizohet nga dimra të ftohtë me temperatura deri në 45 0 C në janar dhe verë mjaft të nxehtë me temperatura deri në + 35 0 C në korrik. Temperatura mesatare vjetore është +3 0 C. Reshjet mesatare vjetore janë rreth 500 mm. Reshjet bien kryesisht në stinët e vjeshtës dhe dimrit.

Nga mineralet, përveç naftës, ka gurë gëlqerorë, argjilë, rërë. Këto materiale përdoren nga popullsia vendase për nevoja ndërtimore dhe shtëpiake. Përveç kësaj, balta e cilësisë së veçantë përdoret për përgatitjen e baltës për shpimin e puseve.

Orografikisht zona e depozitimit është një pllajë kodrinore. Lartësitë më të ulëta kufizohen në luginat e lumenjve, janë rreth + 100 m, lartësitë më të larta absolute në pellgjet ujëmbledhëse arrijnë + 350 m. Si rregull, shpatet jugore të pellgjeve ujëmbledhëse janë të pjerrëta dhe formojnë lartësi kep, të ekspozuara mirë, ndërsa shpatet veriore janë të buta, të mbuluara me terren dhe shpesh të mbuluara me pyje.

Rrjeti hidrografik i rajonit është i zhvilluar mirë, por nuk ka lumenj të mëdhenj. Rruga kryesore ujore e rajonit është lumi. Ik. Degët e saj në jug të depozitimit. janë lumenjtë Kidash dhe Uyazy Tamak. Lumi rrjedh brenda depozitimit. Bishinda, e cila është një degë e majtë e lumit. Ussen që rrjedh jashtë fushës. Në jug të vendburimit vërehen dalje të ujërave nëntokësore në formë burimesh.

Në strukturën gjeologjike të depozitimit të Serafimovskoye marrin pjesë depozitat Prekambriane, Bavlinsky, Devoniane, qymyri, Permian, Kuaternare, Riphean dhe Vendian.

Fusha Serafimovskoye është me shumë shtresa. Horizonti kryesor prodhues është shtresa ranore D Unë horizonti Pashi. Formacionet ranore naftembajtëse komerciale: C- VI 1 , ME- VI 2 , horizonti Bobrikovski, pjesëtar karbonik i horizontit Kizelovsky të skenës Tournaisian, anëtarë karbonatikë të skenës Famenniane, shtresa ranore D Horizonti 3 kynovsky, shtresa ranore D II Horizonti Mullinsky, shtresa ranore D III dhe D IV të horizontit të Oskalit të Vjetër.

Thellësia mesatare e horizontit Bobrikovian është 1250 m, faza Tournaisian është 1320 m, faza Famenniane është 1560 m, shtresa D Unë -1690m, shtresa D II - 1700 m, shtrati D III - 1715 m, shtresa D IV - 1730 m.

Tektonikisht, struktura antiklinale e Serafimovskaya Brakha ndodhet në pjesën juglindore të majës Almetyevskaya të harkut tatar dhe, së bashku me strukturën Baltaevskaya, përbën fryrjen Serafimovsko Baltaevsky. Gjatësia totale e argjinaturës arrin 100 km, dhe gjerësia e saj varion nga 26 km në perëndim deri në 17 km në lindje. Në pjesët qendrore dhe verilindore të lumit Serafimovsko-Baltaevsky, ndodhet ngritja e Serafimovskoe, e përshkruar në pjesën jugperëndimore nga stratoizozypsum minus 1560m, dhe në pjesën verilindore me minus 1570m. Ngritja ka përmasa 12X4 km dhe shtrihet nga jugperëndimi në verilindje.

Duhet të theksohet se harqet e strukturave në Karbonifer dhe Permian në ngritjet Leonidovskoe dhe Serafimovskoe përkojnë me pozicionin e tij në sedimentet Devoniane.

Sipas të dhënave gjeofizike, shtresa përfaqësohet kryesisht nga tre lloje shkëmbinjsh: baltë, aroma dhe ranorë.

Depozitat Devoniane janë ato kryesore në terren. Më e përhapura për nga sipërfaqja dhe trashësia është shtresa D Unë ... Trashësia e tij arrin në 19,6 m Përfaqësohet nga kuarci dhe ranori i imët.

Horizonti D II i përket ranorëve të horizontit Mullinovsky. Përfaqësohet nga ndërshtresa të aluminit dhe baltës, por kryesisht mbizotëron ranori kuarci me kokërr të imët. Kapaciteti i tij varion nga 19 - 33 metra.

Shtresat e horizontit D III përfaqësohet nga ranorë kuarci me kokrriza të imta të renditura keq. Kapaciteti i tyre është shumë i vogël dhe varion nga 1-3 metra. Depozitimet e këtij horizonti janë strukturalisht të vogla në përmasa litologjike.

Shtresat e horizontit D IV - e përfaqësuar nga gurë ranorë kuarci me kokërr të imët, në disa vende zhavorri. Trashësia e tyre është 8 metra, dhe në disa vende 8 deri në 12 metra. Ato përmbajnë 10 depozitime të tipit strukturor.

Trashësia totale e rezervuarëve të njësisë D është 28 - 35 m, dhe trashësia e shtresave të ngopur me vaj është 25.4 m.

Karakteristikat kryesore të horizonteve janë paraqitur në tabelën 1.

Tabela 1 Karakteristikat kryesore të horizonteve

Vaji i formimit të fazës Tournaisian është shumë i ndryshëm nga vajrat e depozitave Devonian. Presioni i ngopjes së naftës me gaz është 2.66 MPa. Në depozitat Devoniane, kjo vlerë është e barabartë me 9 9,75 MPa, që është më shumë se tre herë më e lartë se në fazën Tournaisian. Dendësia e vajit në kushtet e rezervuarit është 886 kg / m3. Më shumë detaje mbi vetitë e vajit janë dhënë në tabelat 2 dhe 3.

Tabela 2 Vetitë fizike të vajit

Tabela 3 Përbërja kimike e vajit

Karakteristikat e ujit të prodhuar janë paraqitur në tabelën 4.

Tabela 4 Vetitë e ujit të prodhuar

Përbërja e gazit tregohet në tabelën 5.

Tabela 5 Vetitë e gazit

3 Shpimi i puseve.

Një fushë nafte ose gazi është duke u shpuar nën një projekt zhvillimi ose eksplorimi. Departamenti gjeologjik i zyrës së shpimit të puseve, i drejtuar nga projekti, ka rrahur pikat në tokë nga topografi, që do të jenë puset e kësaj fushe.

Për të kryer me kompetencë teknologjikisht procesin e shpimit, është e nevojshme të njihen vetitë themelore fizike dhe mekanike të shkëmbinjve që ndikojnë në procesin e shpimit (vetitë elastike dhe plastike, forca, fortësia dhe aftësia gërryese). Kjo arrihet me shpimin e puseve kërkimore nga të cilat përftohet një prerje shkëmbi (bërthamë). Mostrat e bërthamës dhe të prerjeve dërgohen në departamentin gjeologjik, i cili kryen ekzaminimin e plotë të tyre.

Teknologjia e shpimit të pusit është një kompleks i operacioneve të kryera në mënyrë sekuenciale që synojnë arritjen e një qëllimi specifik. Është e qartë se çdo operacion teknologjik mund të kryhet vetëm me përdorimin e pajisjeve të nevojshme. Le të shqyrtojmë sekuencën e operacioneve gjatë ndërtimit të pusit. Ndërtimi i pusit kuptohet si i gjithë cikli i ndërtimit të pusit që nga fillimi i të gjitha operacioneve përgatitore deri në çmontimin e pajisjeve.

Puna përgatitore përfshin planifikimin e zonës, vendosjen e themeleve për një platformë nafte dhe pajisje të tjera, vendosjen e komunikimeve teknologjike, linjat elektrike dhe telefonike. Sasia e punës përgatitore përcaktohet nga relievi, zona klimatike dhe gjeografike, situata ekologjike.

Instalimi, vendosja e pajisjeve të platformës së shpimit në vendin e përgatitjes dhe tubacionet e saj. Aktualisht në industrinë e naftës praktikohet gjerësisht montimi i blloqeve, ndërtimi i blloqeve të mëdha që montohen në fabrika dhe dorëzohen në vendin e instalimit. Kjo thjeshton dhe shpejton instalimin. Instalimi i secilës nyje përfundon me testimin e saj në modalitetin e punës.

Shpimi i pusit është një thellim gradual në sipërfaqen e tokës deri në rezervuarin e naftës me forcimin e mureve të puseve. Shpimi i pusit fillon me vendosjen e një vrime 2..4 m të thellë, në të cilën ulet një daltë, e vidhosuar në një katror të varur në një sistem fiksimi të shtratit. Shpimi fillon duke i dhënë lëvizje rrotulluese katrorit, dhe rrjedhimisht bitit, duke përdorur rotorin. Ndërsa futet më thellë në shkëmb, bishti së bashku me katrorin ulet me ndihmën e një çikriku. Prerjet hiqen me anë të lëngut shpëlarës, i cili pompohet në grykë përmes një rrotulluese dhe një katrori të zbrazët.

Pasi pusi është thelluar në gjatësinë e një katrori, ai ngrihet nga pusi dhe vendoset një tub shpimi midis tij dhe gropës.

Në procesin e thellimit, shkatërrimi i mureve të puseve është i mundur, prandaj ato duhet të forcohen (kasose) në intervale të caktuara. Kjo bëhet duke përdorur tubat e shtresës së jashtme të ulur posaçërisht, dhe struktura e pusit bëhet me shkallë. Në pjesën e sipërme, shpimi kryhet me një bit me diametër të madh, pastaj një më të vogël, etj.

Numri i fazave përcaktohet nga thellësia e pusit dhe karakteristikat e shkëmbinjve. Dizajni i pusit kuptohet si një sistem i tubave të shtresës së jashtme me diametra të ndryshëm, të cilët ulen në pus në thellësi të ndryshme. Për rajone të ndryshme, modelet e puseve të naftës janë të ndryshme dhe përcaktohen nga kërkesat e mëposhtme:

- kundërveprim ndaj forcave të presionit të shkëmbinjve, duke u përpjekur për të shkatërruar pusin;

- ruajtja e diametrit të caktuar të trungut në të gjithë gjatësinë e tij;

- Izolimi i horizonteve që ndodhin në pjesën e pusit që përmban agjentë me përbërje kimike të ndryshme dhe përjashtimi i përzierjes së tyre;

- aftësia për të nisur dhe përdorur pajisje të ndryshme;

- Mundësia e kontaktit të zgjatur me media kimikisht agresive dhe rezistencës ndaj presioneve dhe temperaturave të larta.

Në vendburime ndërtohen puse gazi, injeksioni, piezometrike, projektet e të cilave janë të ngjashme me ato të naftës.

Elementet individuale të strukturës së pusit kanë këto qëllime:

1 Drejtimi parandalon erozionin e shkëmbinjve të sipërm të pakonsoliduar nga lëngu i shpimit gjatë shpimit të pusit.

2 Përçuesi siguron izolimin e akuiferëve të përdorur për pije; Furnizim me ujë.

3 Drejtohet një varg i ndërmjetëm për të izoluar zonat e humbura të qarkullimit, për të mbivendosur horizontet prodhuese me presione jonormale.

4 Vargu i prodhimit siguron izolimin e të gjitha shtresave që ndodhin në terren, pajisjet e funksionimit dhe funksionimin e pusit.

Në varësi të numrit të vargjeve të shtresës së jashtme, struktura e pusit mund të jetë me një fije, me dy fije, etj.

Vrima e poshtme e pusit, filtri i tij, është elementi kryesor i vargut, pasi siguron drejtpërdrejt komunikimin me rezervuarin e vajit, kullimin e lëngut të formimit brenda kufijve të specifikuar dhe ndikimin në rezervuar për të intensifikuar dhe rregulluar funksionimin e tij. .

Modelet e fytyrës përcaktohen nga karakteristikat e shkëmbit. Pra, në shkëmbinj (ranorë) të qëndrueshëm mekanikisht mund të kryhet një faqe e hapur. Ai siguron komunikim të plotë me rezervuarin dhe merret si standard, dhe treguesi i efikasitetit të komunikimit, koeficienti i përsosmërisë hidrodinamike, merret si njësi. Disavantazhi i këtij dizajni është pamundësia e hapjes selektive të ndërshtresave individuale, nëse ka, prandaj, fytyrat e hapura kanë marrë përdorim të kufizuar.

Modele të njohura të vrimës së poshtme me filtra të parafabrikuar të drejtuar veçmas në një shtresë të pambuluar plotësisht të ekspozuar. Hapësira unazore midis pjesës së poshtme të kutisë dhe pjesës së sipërme të ekranit është e mbyllur. Hapjet në filtër bëhen të rrumbullakëta ose në formë çarje, gjerësi 0,8 ... 1,5 mm, gjatësi 50 ... 80 mm. Ndonjëherë filtrat ulen në formën e dy tubave, zgavra midis të cilave është e mbushur me zhavorr të renditur. Këta filtra mund të ndërrohen sapo të ndoten.

Filtrat më të përdorur janë ato të formuara në rezervuarin e vajit të mbivendosur dhe në shtresën e prodhimit të çimentuar. Ata thjeshtojnë teknologjinë e hapjes, bëjnë të mundur izolimin e besueshëm të shtresave individuale dhe veprimin mbi to, por këta filtra gjithashtu kanë një sërë disavantazhesh.

4 Zhvillimi i fushave të naftës .

Zhvillimi i një fushe nafte kuptohet si zbatimi i procesit të lëvizjes së lëngjeve (naftës, ujit) dhe gazit në shtresa në puset e prodhimit. Kontrolli i rrjedhjes së lëngut dhe gazit arrihet duke vendosur puset e naftës, injektimit dhe kontrollit në terren, numrin dhe procedurën e vënies në punë të tyre, mënyrën e funksionimit të puseve dhe balancën e energjisë së rezervuarit. Sistemi i zhvillimit të miratuar për një vendburim të caktuar paracakton treguesit teknikë dhe ekonomikë - normën e rrjedhës së naftës, ndryshimin e saj me kalimin e kohës, faktorin e rikuperimit të naftës, investimet kapitale, koston kryesore, etj. Përpara shpimit të një depozite, hartohet sistemi i zhvillimit. Në një projekt zhvillimi, mbi bazën e të dhënave të kërkimit dhe operimit provues, krijohen kushtet në të cilat do të shfrytëzohet vendburimi, p.sh., struktura e tij gjeologjike, vetitë e rezervuarit të shkëmbinjve (poroziteti, përshkueshmëria, shkalla e heterogjenitetit), vetitë fizike të lëngut. dhe gazet që ngopin formimin (viskoziteti, dendësia, tretshmëria e gazeve), ngopja e shkëmbinjve nafta, uji dhe gazi, presioni i rezervuarit, temperatura etj. Në bazë të këtyre të dhënave, me ndihmën e llogaritjeve hidrodinamike përcaktohen treguesit teknikë të shfrytëzimit të rezervuarit për opsionet e ndryshme të sistemit të zhvillimit dhe bëhet një vlerësim ekonomik i opsioneve të sistemit. Si rezultat i një krahasimi teknik dhe ekonomik, zgjidhet sistemi optimal i zhvillimit.

Rikuperimi i naftës nga puset kryhet ose me rrjedhje natyrore nën ndikimin e energjisë së rezervuarit, ose duke përdorur një nga disa metoda të mekanizuara të ngritjes së lëngjeve. Zakonisht, në fazën fillestare të zhvillimit të fushës, mbizotëron prodhimi i rrjedhshëm dhe me dobësimin e rrjedhjes, pusi kalon në ngritës artificial. Metodat e mekanizuara përfshijnë: ngritjen e gazit dhe pompimin e thellë (duke përdorur shufra thithëse, pompa centrifugale elektrike zhytëse dhe me vidë).

Zhvillimi i fushave të naftës është një fushë e shkencës në zhvillim intensiv. Zhvillimi i mëtejshëm i tij do të shoqërohet me përdorimin e teknologjive të reja për nxjerrjen e naftës nga nëntoka, metoda të reja për njohjen e natyrës së rrjedhës së proceseve in-situ, menaxhimin e zhvillimit të fushës, përdorimin e metodave të avancuara për planifikimin e kërkimit dhe zhvillimit të depozitave duke marrë në llogarisë të dhëna nga sektorë të lidhur të ekonomisë kombëtare, duke përdorur sisteme të automatizuara të kontrollit për nxjerrjen e mineraleve nga nëntoka, zhvillimin e metodave për llogaritjen e detajuar të strukturës së shtresave dhe natyrën e proceseve që ndodhin në to mbi bazën e modeleve përcaktuese.

Zhvillimi i fushave të naftës shoqërohet me ndërhyrje të konsiderueshme njerëzore në natyrë dhe për këtë arsye kërkon respektim të pakushtëzuar me standardet e vendosura për mbrojtjen e nëntokës dhe mjedisit.

Shpimi i pusit përfundon me hapjen e rezervuarit të naftës, d.m.th. komunikimi i rezervuarit të naftës me pusin. Kjo fazë është shumë e rëndësishme për arsyet e mëposhtme. Përzierja e naftës dhe gazit në formacion është nën presion të lartë, madhësia e së cilës mund të jetë e panjohur paraprakisht. Në një presion që tejkalon presionin e kolonës së lëngshme që mbush pusin, lëngu mund të nxirret nga pusi dhe do të ndodhë rrjedhje e hapur; hyrja e lëngut shpues (në shumicën e rasteve, është një zgjidhje balte) në rezervuarin e naftës bllokon kanalet e tij. , duke dëmtuar rrjedhjen e naftës në pus.

Është e mundur të shmanget rrjedhja duke parashikuar instalimin e pajisjeve speciale në krye të pusit, duke bllokuar gropën e parandaluesve ose duke përdorur një lëng shpëlarës me densitet të lartë.

Parandalimi i depërtimit të tretësirës në rezervuarin e vajit arrihet duke futur përbërës të ndryshëm në tretësirë: përbërës të ngjashëm në vetitë me lëngun e formimit, për shembull, emulsione me bazë vaji.

Meqenëse, pas hapjes së rezervuarit të naftës me shpim, kutia ulet në pus dhe çimentohet, duke bllokuar kështu rezervuarin e naftës, bëhet e nevojshme të rihapni rezervuarin. Kjo arrihet duke gjuajtur nëpër spango në intervalin e formimit me perforatorë të veçantë që kanë ngarkesa me bazë pluhuri. Ato ulen në pus në një litar kabllor nga një shërbim gjeofizik.

Aktualisht, disa metoda të shpimit të pusit janë zotëruar dhe po aplikohen.

Përfshihet shpimi me plumb i puseve. në zbritjen në pus në një litar kabllor të pajisjeve speciale të perforatorëve, në trupin e të cilave janë ndërtuar ngarkesa pluhuri me plumba. Duke marrë një impuls elektrik nga sipërfaqja, ngarkesat shpërthejnë, duke i dhënë plumbave shpejtësi të lartë dhe fuqi të madhe depërtuese. Shkakton shkatërrimin e metalit të kolonës dhe unazës së çimentos. Numri i vrimave në varg dhe vendndodhja e tyre përgjatë trashësisë së formacionit llogariten paraprakisht, kështu që ndonjëherë një varg perforatorësh ulet. Presioni i gazeve djegëse në fuçinë e dhomës mund të arrijë 0,6 ... 0,8 mijë MPa, gjë që siguron prodhimin e perforimeve me diametër deri në 20 mm dhe gjatësi 145 ... 350 mm.Bëhen plumba prej çeliku të aliazhuar dhe janë të veshura me bakër për të reduktuar fërkimin kur lëvizni përgjatë dhomës ose plumbit.

Shpimi i torpedos në parimin e zbatimit është i ngjashëm me plumbin, vetëm pesha e ngarkesës rritet. nga 4 ... 5 deri në 27 vjet dhe boshtet horizontale përdoren në perforator. Diametri i vrimave është 22 mm, thellësia është 100 ... 160 mm, bëhen deri në katër vrima për 1 m të trashësisë së shtresës.

Perforimi kumulativ - formimi i vrimave për shkak të lëvizjes së drejtimit të një rryme inkandeshente që del nga perforatori me një shpejtësi prej 6 ... 8 km / s me një presion prej 0,15 ... 0,3 milion MPa. Në këtë rast, formohet një kanal me një thellësi prej 350 mm dhe një diametër prej 8 ... 14 mm. Trashësia maksimale e tegelit, e ekspozuar nga një perforator kumulativ për lëshim deri në 30 m, silur deri në 1 m, plumb deri në 2,5 m. Sasia e ngarkesës së pluhurit është deri në 50 g.

Perforimi hidro-rërë - formimi i vrimave në kolonë për shkak të veprimit gërryes të përzierjes së lëngut rërë që shpëton me një shpejtësi deri në 300 m / s nga hundët e kalibruar me një presion prej 15 ... 30 MPa.

E zhvilluar në VNII dhe e prodhuar në masë me kodin AP 6M, makina e rërës e ka provuar veten mirë: thellësia e kanaleve në formë dardhe që merr mund të arrijë 1,5 m.

Çekani i shpimit është një pajisje për formimin e një filtri duke shpuar vrima. Për këtë qëllim, përdoret një fuçi me bërthamë shpimi e zhvilluar në VNIIGIS (Oktyabrsky), makina elektrike e së cilës është e lidhur me një stërvitje diamanti. Radiali maksimal është 60 mm, i cili siguron, sipas rezultateve të praktikës së kalimit të shtresës së jashtme, hyrjen në formacion në një thellësi prej jo më shumë se 20 mm. Perforimi ka marrë emrin “kursim”, pasi përjashton dëmtimet e shtyllës dhe unazës së çimentos, të cilat janë të pashmangshme me metodat e plasimit. Perforimi i shpimit ka një saktësi të lartë në formimin e filtrit në intervalin e kërkuar.

Zhvillimi i puseve të naftës është një grup punimesh që kryhen pas shpimit, për të nxitur rrjedhjen e naftës nga formacioni në pus. Fakti është se në procesin e hapjes, siç u përmend më herët, është e mundur që balta e shpimit dhe uji të hyjnë në formacion, i cili bllokon poret e formacionit, zhvendos vajin nga pusi. Prandaj, hyrja spontane e naftës në pus nuk është gjithmonë e mundur. Në raste të tilla, ata i drejtohen një sfide të hyrjes artificiale, e cila konsiston në kryerjen e punimeve speciale.

Kjo metodë përdoret gjerësisht dhe bazohet në faktin e njohur: një kolonë lëngu me densitet të lartë ushtron më shumë presion prapa në formacion. Dëshira për të reduktuar presionin e kundërt për shkak të zhvendosjes nga pusi, për shembull, baltës me një densitet Qg = 2000 kg / m3 me ujë të freskët me një densitet Qb = 1000 kg / m3 çon në një përgjysmim të shpinës. presion mbi formacionin. Metoda është e thjeshtë, ekonomike dhe efektive në rast të bllokimit të formacioneve të dobëta.

Nëse zëvendësimi i tretësirës me ujë nuk sjell rezultate, ata përdorin një ulje të mëtejshme të densitetit: ajri i ngjeshur nga një kompresor futet në fuçi. Në të njëjtën kohë, është e mundur që kolona e lëngshme të shtyhet përsëri në këpucën e tubit, duke ulur kështu presionin e kundërt në formacion në vlera të konsiderueshme.

Në disa raste, mund të jetë efektiv furnizimi me ndërprerje i ajrit nga kompresori dhe lëngu nga njësia e pompimit, duke krijuar pjesë të njëpasnjëshme të ajrit. Numri i pjesëve të tilla të gazit mund të jetë disa, dhe ato, duke u zgjeruar, nxjerrin lëngun nga fuçi.

Për të rritur efikasitetin e zhvendosjes përgjatë gjatësisë së vargut të tubit, vendosen valvola hapëse përmes të cilave ajri i kompresuar hyn në tub menjëherë pas hyrjes në pus dhe fillon të "punojë" d.m.th. për të ngritur lëngun si në unazë ashtu edhe në tub.

Përdoret gjithashtu drejtimi i tubit të një pistoni të veçantë shtupë të pajisur me një valvul kontrolli. Duke lëvizur poshtë, pistoni kalon lëngun përmes vetes, kur ngrihet lart, valvula mbyllet dhe e gjithë kolona e lëngut mbi të detyrohet të ngrihet së bashku me pistonin dhe më pas të hidhet jashtë pusit. Meqenëse kolona e lëngut që ngrihet mund të jetë e madhe (deri në 1000 m), rënia e presionit në formacion mund të jetë e rëndësishme. Pra, nëse pusi mbushet me lëng në kokën e pusit, dhe shtupa mund të ulet në një thellësi prej 1000 m, atëherë presioni do të ulet me sasinë e uljes së kolonës së lëngshme në unazë, nga ku një pjesë e lëngu do të rrjedhë nga tubi. Procesi i fshirjes me shtupë mund të përsëritet shumë herë, gjë që bën të mundur uljen e presionit në formacion në një sasi shumë të madhe.

5 Sistemi PPD

Mënyrat natyrore të shfaqjes së depozitave të naftës janë jetëshkurtër. Procesi i reduktimit të presionit të rezervuarit përshpejtohet me rritjen e prodhimit të lëngjeve nga rezervuari. Dhe më pas, edhe me një lidhje të mirë të depozitave të naftës me qarkun e furnizimit, ndikimin e tij aktiv në depozitë, në mënyrë të pashmangshme fillon shterimi i energjisë së rezervuarit. Kjo shoqërohet me një rënie të gjerë të niveleve dinamike të lëngjeve në puse dhe, rrjedhimisht, një ulje të prodhimit.

Kur organizohet mirëmbajtja e presionit të rezervuarit (RPM), më e vështira nga çështjet teorike dhe ende e pazgjidhur plotësisht është arritja e zhvendosjes maksimale të naftës nga rezervuari me kontroll dhe rregullim efektiv të procesit.

Duhet të kihet parasysh se uji dhe vaji ndryshojnë në karakteristikat e tyre fiziko-kimike: dendësia, viskoziteti, koeficienti i tensionit sipërfaqësor dhe lagështimi. Sa më i madh të jetë diferenca midis treguesve, aq më i vështirë është procesi i zhvendosjes. Mekanizmi i zhvendosjes së vajit nga një mjedis poroz nuk mund të përfaqësohet nga një zhvendosje e thjeshtë e pistonit. Këtu, ka një përzierje të agjentëve, dhe një këputje të një rryme vaji, dhe formimin e rrjedhave të ndara, të alternuara të naftës dhe ujit, dhe filtrim përmes kapilarëve dhe çarjeve, dhe formimin e zonave të ndenjura dhe qorre.

Faktori i rikuperimit të naftës në një fushë, në vlerën maksimale të së cilës duhet të përpiqet teknologu, varet nga të gjithë faktorët e mësipërm. Materialet e grumbulluara deri më sot bëjnë të mundur vlerësimin e ndikimit të secilit prej tyre.

Një vend të rëndësishëm në efikasitetin e procesit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit zë vendosja e puseve në terren. Ato përcaktojnë modelin e përmbytjes së ujit, i cili ndahet në disa lloje.

Përmbytja e ujit në qark përfshin injektimin e ujit në puset e injektimit të vendosura jashtë konturit të jashtëm të kapacitetit naftëmbajtës. Ndërsa kontura mbajtëse e naftës largohet nga puset e injektimit dhe ujitjes së rreshtit të parë të puseve të prodhimit, pjesa e përparme e injektimit transferohet.

Kriteri për mbarëvajtjen normale të procesit është vlera e presionit të rezervuarit në zonën e prodhimit, i cili duhet të priret të rritet ose të stabilizohet.

Përmbytja e ujit në linjë është efektive kur janë të pranishëm faktorët e mëposhtëm:

- madhësia e vogël e depozitës (raporti i sipërfaqes së depozitës me perimetrin e konturit të vajit është 1.5 ... 1.75 km);

- rezervuar homogjen me veti të mira rezervuari në trashësi dhe sipërfaqe;

Puset e injektimit janë të ndara nga kontura naftëmbajtëse në një distancë prej 300 ... 800 m, gjë që do të sigurojë një përparim më të njëtrajtshëm të pjesës së përparme ujore dhe do të parandalojë formimin e gjuhëve përmbytëse;

ekziston një lidhje e mirë hidrodinamike midis zonës së tërheqjes dhe zonës së injektimit.

Disavantazhet e përmbytjes së akuiferit përfshijnë:

1 humbje të mëdha të ujit të injektuar për shkak të rrjedhjeve të tij në anën e kundërt me zonën e injektimit, gjë që çon në konsum shtesë të energjisë;

2 largësia e linjës së injektimit nga zona e nxjerrjes, e cila kërkon konsum të konsiderueshëm të energjisë për të kapërcyer humbjet;

3 reagimi i vonuar i frontit të përzgjedhjes ndaj ndryshimeve të kushteve në linjën e shkarkimit;

4 nevoja për të ndërtuar një numër të madh pusesh injektimi; largësia e puseve të injektimit nga objektivat kryesore të injektimit, e cila rritet gjatë zhvillimit, rrit koston e sistemit.

Përmbytja e ujit brenda konturit përfshin injektimin e ujit direkt në zonën e naftës, organizimin e një ose disa rreshtave të puseve të injektimit në qendër të fushës dhe, për shkak të kësaj, shpërbërjen e rezervuarit në zona të veçanta, të zhvilluara në mënyrë të pavarur. Prerja mund të bëhet në shirita, unaza, etj. Efikasiteti i kësaj metode të përmbytjes së ujit është i dukshëm: efikasiteti i sistemit rritet duke eliminuar rrjedhjen e lëngut, duke iu afruar frontit të injektimit në pjesën e përparme të tërheqjes.

Një shumëllojshmëri e përmbytjeve të ujit brenda konturit janë: zonale, fokale, selektive, bllok.

Përmbytja e ujit në zonë parashikon vendosjen e puseve të injektimit në terren sipas njërës prej skemave. Përmbytja e ujit zakonisht organizohet në një fazë të vonshme të zhvillimit të fushës, kur fillon vërshimi intensiv i ujit dhe metodat e tjera të përmbytjes së ujit nuk arrijnë qëllimin. Puset e injektimit vendosen në një rrjet gjeometrik: pesë, shtatë ose nëntë pika. Në të njëjtën kohë, për një pus injektimi ka një pus prodhimi me sistem pesë pikash, dy me sistem shtatë pikësh dhe tre me sistem nëntë pikësh.

Përmbytja fokale e ujit mund të paraqitet skematikisht në formën e një ose disa puseve të injektimit të vendosura në qendër të rezervuarit dhe një numri të caktuar pusesh prodhimi në periferi. Kjo metodë e përmbytjes së ujit është tipike për depozitat e lokalizuara me sipërfaqe të vogla (thjerrëzat, zonat e ndenjura).

Përmbytja selektive e ujit përdoret për të zhvendosur naftën nga formacione të veçanta, të drenazhuara dobët që janë heterogjene gjatë goditjes. Për zbatimin e tij nevojitet informacion mbi karakteristikat e seksionit, shqetësimet dhe lidhjet e formacionit prodhues me të tjerët. Të dhëna të tilla mund të merren pas një kohe të zhvillimit të rezervuarit, prandaj, vërshimi selektiv i ujit përdoret në një fazë të mëvonshme të zhvillimit.

Përmbytja e bllokut konsiston në prerjen e rezervuarit në pjesë të veçanta dhe përcaktimin e secilit prej tyre me puse injektuese. Puset e prodhimit shpohen brenda çdo blloku, numri dhe rregullimi i të cilave përcaktohet nga llogaritjet. Përmbytja e bllokut lejon që fusha të sillet në zhvillim menjëherë, përpara se të eksplorohet plotësisht dhe, në këtë mënyrë, të zvogëlojë kohën e zhvillimit. Kjo është efektive për depozitat e mëdha.

Disavantazhet ekzistuese të sistemit RPM me injektim të ujit përfshijnë:

1) përmbytje progresive e fushës me një sasi të madhe nafte që nuk është rikuperuar;

2) veti të ulëta larëse të ujit të injektuar në rezervuar;

3) një numër i madh ndërlikimesh të shkaktuara nga rikthimi në formimin e ujërave shtresore të prodhuara së bashku me naftën, të shprehura në formën e shkatërrimit të tubacioneve të ujit, kripëzimit të burimeve të ujit të pijshëm dhe çrregullimeve të ekuilibrit ekologjik.

Përmirësimi i PPD-së është në fushat e mëposhtme:

1) zhvillimi i lëngjeve të reja të procesit ose aditivëve të ujit që përmirësojnë vetitë e tij larëse dhe janë më pak agresive ndaj pajisjeve dhe natyrës;

2) zhvillimi i kontrollit të besueshëm mbi lëvizjen e lëngut në formacion;

3) zhvillimi i një metode për rregullimin e rrjedhave të filtrimit në rezervuar dhe duke përjashtuar formimin e zonave qorre dhe të pazhvilluara.

Mirëmbajtja e presionit të rezervuarit është projektuar në fillim të zhvillimit të shumicës së fushave të naftës.

Aktualisht, disa lloje uji përdoren për qëllime RPM, të cilat përcaktohen nga kushtet lokale. Ky është ujë i ëmbël i nxjerrë nga puse speciale arteziane ose nën kanale, ujë nga lumenj ose burime të tjera ujore të hapura, ujë nga akuiferët që gjenden në seksionin gjeologjik të një fushe, ujë formimi i ndarë nga nafta si rezultat i përgatitjes së tij.

Të gjitha këto ujëra ndryshojnë nga njëri-tjetri në vetitë e tyre fiziko-kimike dhe, për rrjedhojë, në efektivitetin e stimulimit të formimit jo vetëm për të rritur presionin, por edhe për të rritur rikuperimin e naftës.

Uji i formimit në procesin e ndarjes nga vaji përzihet me ujë të freskët, me demulsifikues, si dhe me ujin e procesit të njësive të trajtimit të vajit. Është ky ujë, i quajtur ujërat e zeza, që pompohet në rezervuar. Një tipar karakteristik i ujërave të zeza është përmbajtja e produkteve të naftës (deri në 100 g / l), gazeve hidrokarbure deri në 110 l / m3, grimcave të pezulluara - deri në 100 mg / l.

Një ujë i tillë nuk mund të injektohet në rezervuar pa pastruar standardet e kërkuara, të cilat janë vendosur në bazë të rezultateve të injektimit pilot. Aktualisht, për të reduktuar konsumin e ujit të ëmbël dhe për të shfrytëzuar ujin e prodhuar stratal, trajtimi i ujërave të zeza përdoret gjerësisht për qëllime të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit.

Metoda më e zakonshme e pastrimit është ndarja me gravitet të komponentëve në rezervuarë. Në këtë rast, zbatohet një skemë e mbyllur. Ujërat e zeza me përmbajtje të produkteve të naftës deri në 500 mijë mg / l dhe papastërtitë mekanike deri në 1000 mg / l hyjnë në rezervuarët e sedimentimit nga lart. Shtresa e vajit në krye shërben si një lloj filtri dhe përmirëson cilësinë e pastrimit të ujit nga vaji. Papastërtitë mekanike vendosen dhe, ndërsa grumbullohen, hiqen nga rezervuari.

Nga rezervuari, uji hyn në filtrin e presionit. Pastaj një frenues korrozioni futet në tubacion dhe uji pompohet nga pompat në stacionin e pompimit.

Për akumulimin dhe vendosjen e ujit, përdoren rezervuarë vertikalë çeliku. Veshjet kundër korrozionit aplikohen në sipërfaqen e tyre të brendshme për t'i mbrojtur ato nga efektet e ujërave të formacionit.

6 Funksionimi i puseve të naftës dhe injektimit

Kompleksi teknologjik më i përhapur gjatë operimit në terren në ndërmarrje LLC NGDU "Oktyabrskneft" është prodhimi i naftës nga pompat e shufrave thithëse. Ngritja e detyruar e naftës nga puset duke përdorur njësi pompimi me shufra thithëse është më e gjata në jetëgjatësinë e fushës.

Njësitë moderne të pompimit me shufra thithëse mund të prodhojnë naftë nga një ose dy puse me një thellësi deri në 3500 m me një normë rrjedhjeje të lëngshme nga disa metra kub deri në disa qindra metra kub në ditë. Në fushën Serafimovskoye, 172 puse janë të pajisura me njësi pompimi me shufra thithëse, që përbën 94% të stokut total të puseve prodhuese.

USHGN është një pompë pistoni me një veprim, shufra e së cilës është e lidhur me një kolonë shufrash me një makinë toke - një njësi lëkundëse.

Ky i fundit përfshin një mekanizëm fiksimi që konverton lëvizjen rrotulluese të lëvizësit kryesor në lëvizje reciproke dhe ia jep atë telit të shufrës dhe pistës së pompës. Pajisjet nëntokësore përbëhen nga: tuba, pompë, shufra, pajisje për trajtimin e komplikimeve. Pajisjet tokësore përfshijnë një makinë (roker), pajisje për puset, monifold pune.

Instalimi funksionon si më poshtë. Kur kumarxhi lëviz lart, presioni në cilindrin e pompës zvogëlohet dhe valvula e poshtme (thithëse) ngrihet, duke hapur hyrjen e lëngut (procesi i thithjes). Në të njëjtën kohë, kolona e lëngshme e vendosur sipër pistës shtyp valvulën e sipërme (dërguese) në sedilje, ngrihet lart dhe hidhet nga tubi në monifoldin e punës. Kur kumarxhi lëviz poshtë, valvula e sipërme hapet, valvula e poshtme mbyllet nga presioni i lëngut dhe lëngu në cilindër rrjedh përmes pistës së uritur në tub.

Në LLC NGDU Oktyabrskneft, pajisjet sipërfaqësore të puseve përfaqësohen kryesisht nga njësitë e pompimit të një rreshti normal të tipit SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Instalimet e pompës centrifugale elektrike (ESP) përdoren gjithashtu në terren. Si një makinë e ESP, përdoret një motor elektrik zhytës, i cili ulet në pus së bashku me një pompë në një thellësi të caktuar.

Sipas dizajnit, ESP-të ndahen në tre grupe:

a) pompat e versionit 1 janë të destinuara për funksionimin e puseve të naftës dhe ujit me një përmbajtje të ngurtë deri në 0,1 g / l;

b) pompat e versionit 2 (versioni rezistent ndaj konsumit) janë të destinuara për funksionimin e puseve të ujitur shumë me një përmbajtje të ngurtë deri në 0,5 g / l;

c) pompat e versionit 3 janë të dizajnuara për pompimin e lëngjeve me një vlerë pH prej 5-8,5 dhe një përmbajtje deri në 1,25 g / l të sulfurit të hidrogjenit.

Pajisjet nëntokësore përfshijnë:

a) një pompë centrifugale elektrike, e cila është njësia kryesore e instalimit (ESP);

b) një motor elektrik zhytës (SEM), i cili drejton pompën;

c) një sistem mbrojtës hidraulik që mbron zhytësin nga hyrja e lëngut formues në të dhe përbëhet nga një mbrojtës dhe një kompensues;

d) një kabllo me rrymë që shërben për të furnizuar me energji elektrike motorin zhytës;

e) tub (tub), i cili është një kanal përmes të cilit lëngu i prodhuar rrjedh nga pompa në sipërfaqen e ditës.

Pajisjet tokësore përfshijnë:

a) pajisjet e pusit, të cilat shërbejnë për të drejtuar dhe kontrolluar lëngun që hyn nga pusi dhe për të vulosur grykën dhe kabllon e pusit;

b) një stacion kontrolli motori zhytës që lëshon, monitoron dhe kontrollon funksionimin e ESP;

c) një transformator i projektuar për të rregulluar madhësinë e tensionit të furnizuar në SEM;

d) një rul pezullimi, i cili shërben për të pezulluar dhe drejtuar kabllon në pus gjatë operacioneve të drejtimit dhe ngritjes.

ESP është njësia kryesore e instalimit. Ndryshe nga pompat e pistonit, të cilat japin presionin e lëngut të pompuar përmes lëvizjeve reciproke të pistonit, në pompat centrifugale lëngu i pompuar merr presion mbi tehet e një shtytëse që rrotullohet me shpejtësi. Në këtë rast, energjia kinetike e lëngut në lëvizje shndërrohet në energji të presionit potencial.

Para instalimit të ESP, është e nevojshme të përgatitni pusin për funksionimin e tij. Për ta bërë këtë, ajo lahet, domethënë, pjesa e poshtme pastrohet nga prizat e rërës dhe objektet e mundshme të huaja. Më pas, një shabllon i veçantë ulet dhe ngrihet në vargun e shtresës së jashtme nga koka e pusit në një thellësi që tejkalon thellësinë e uljes së njësisë me 100 - 150 m, diametri i të cilit është pak më i madh se diametri maksimal i njësisë zhytëse. Në të njëjtën kohë, kulla ose direku përqendrohet me kujdes në lidhje me grykën e pusit.

Në pjesën më të madhe, puset e injektimit nuk ndryshojnë në dizajn nga puset e prodhimit. Për më tepër, një numër i caktuar pusesh prodhimi që gjenden në zonën e konturit ujëmbajtës ose pas tij transferohen në kategorinë e puseve të injektimit. Në rast përmbytjesh brenda konturit dhe zonës, kalimi i puseve prodhuese në injektimin e ujit konsiderohet normal.

Projektimet ekzistuese të puseve të injektimit parashikojnë injektimin e ujit përmes tubit, i cili drejtohet me një paketues dhe një spirancë. Mbi hapësirën e ambalazhit duhet të mbushet me një lëng neutral ndaj metalit.

Vrima e poshtme duhet të ketë një filtër me trashësi të mjaftueshme, duke siguruar injektimin e vëllimit të planifikuar të ujit, me një thellësi prej të paktën 20 m për grumbullimin e papastërtive mekanike. Këshillohet përdorimi i filtrave të futur, të cilët mund të ngrihen periodikisht nga puset dhe të pastrohen.

Pajisjet e kokës së pusit të pusit të injektimit janë krijuar për të furnizuar dhe kontrolluar vëllimin e ujit në pus, për të kryer operacione të ndryshme teknologjike të shpëlarjes, zhvillimit, trajtimeve, etj.

Armatura përbëhet nga një fllanxhë e shtresës së jashtme, një kryq që përdoret për komunikimin me hapësirën unazore, një spirale mbi të cilën është pezulluar tubi, një tee për furnizimin e lëngut të injektuar në pus. Qëllimi dhe dizajni i paketuesit dhe spirancës nuk ndryshojnë rrënjësisht nga ato që përdoren për puset rrjedhëse.

7 Sondazhi i pusit

Gjatë funksionimit të puseve, ato hetohen për të monitoruar gjendjen teknike të vargut të prodhimit, funksionimin e pajisjeve, kontrollin e përputhshmërisë së parametrave të puseve me regjimin e vendosur teknologjik dhe marrjen e informacionit të nevojshëm për optimizimin e këtyre regjimeve.

Gjatë ekzaminimit të puseve:

a) kontrollohet gjendja teknike e pusit dhe pajisjeve të instaluara (ngurtësia e gurit të çimentos, kafazit dhe tubit, gjendja e zonës së formimit të gropës së poshtme, ndotja e pusit, rrjedha e pompës, funksionimi i valvulave dhe pajisjeve të tjera të instaluara në thellësi);

b) vlerësohet besueshmëria dhe performanca e njësive të pajisjeve dhe përcaktohet periudha e riparimit të pajisjeve dhe puseve;

c) merr informacionin e nevojshëm për planifikimin e llojeve të ndryshme të punimeve dhe punëve të tjera në puse, si dhe për përcaktimin e efikasitetit teknologjik të këtyre punimeve.

Për të zgjidhur problemet e mësipërme, përdoret një kompleks i llojeve të ndryshme të kërkimit dhe matjeve (matja e prodhimit të naftës, ndërprerja e ujit, faktori i gazit, matja e thellë e temperaturave dhe presionit, matja e thellësisë, dinamometria, regjistrimi i kostove të një agjenti pune. , llogaritja e dështimeve dhe riparimeve të pajisjeve, analiza e mostrave të prodhimit të puseve, etj.).

Llojet, vëllimi dhe shpeshtësia e studimeve dhe matjeve për të kontrolluar funksionimin e pajisjeve për të gjitha metodat e funksionimit të puseve përcaktohen nga departamenti së bashku me organizatat kërkimore dhe ndërmarrjet gjeofizike.

Studimet për monitorimin e funksionimit të puseve të prodhimit duhet të kryhen në përputhje të plotë me rregullat e sigurisë në industrinë e naftës dhe gazit, në përputhje me kërkesat për mbrojtjen e nëntokës dhe të mjedisit.

Baza e studimit të njësisë së pompimit të shufrës thithëse është dinamometria - një metodë e kontrollit operacional mbi funksionimin e pajisjeve nëntokësore dhe baza për vendosjen e mënyrës së saktë teknologjike të funksionimit të njësisë së pompimit.

Thelbi i metodës është që ngarkesa në shufrën e kutisë së mbushjes përcaktohet pa e ngritur pompën në sipërfaqe duke përdorur një dinamograf. Në letër, në formën e një diagrami, ngarkesat regjistrohen gjatë goditjeve lart e poshtë, në varësi të lëvizjes së kërcellit.

Për të përcaktuar distancën nga goja në nivelin dinamik, përdoren metodat e matjes së zërit. Më të zakonshmet janë instalimet e ndryshme ekometrike për puse me presion prej 0,1 MPa. Parimi i funksionimit të këtyre instalimeve është që një puls akustik dërgohet në unazë nga një kërcitje pluhuri. Ky impuls, i reflektuar nga niveli i lëngut, kthehet në gojë, duke vepruar në termofon dhe, pasi shndërrohet dhe përforcohet në elektrik, regjistrohet me një stilolaps në një shirit letre në lëvizje.

Matja e valëve kryhet duke përdorur një tingull jehonë, i cili ju lejon të përcaktoni nivelin dinamik në puse deri në 4000 m të thella me një presion unazor deri në 7.5 MPa. Në gropën e poshtme dhe përgjatë pusit, presioni dhe temperatura maten duke përdorur termometra të thellësisë, të cilët kombinohen në një pajisje.

8 Metoda për rritjen e produktivitetit të pusit

Në puset e naftës dhe gazit, shkalla e rrjedhjes dhe produktiviteti i puseve zvogëlohet me kalimin e kohës. Ky është një proces natyror, pasi ka një rënie graduale të presionit të rezervuarit, energjia e rezervuarit, e cila kërkohet për të ngritur lëngun dhe gazin në sipërfaqe, zvogëlohet.

Produktiviteti i pusit gjithashtu zvogëlohet si rezultat i përkeqësimit të përshkueshmërisë së shkëmbinjve, formimit produktiv për shkak të bllokimit të poreve të tij në zonën e vrimës së poshtme me depozitime rrëshinore, parafinike, grimca mekanike të heqjes së formacionit.

Për të stabilizuar nivelin e prodhimit të naftës dhe gazit, përdoren metoda të ndryshme për të ndikuar në zonën e formimit të gropës së poshtme, të cilat bëjnë të mundur rritjen e rikuperimit të naftës dhe mos uljen e produktivitetit të pusit. Metodat për rritjen e produktivitetit të puseve kur ndikojnë në zonën e formimit të vrimës së poshtme ndahen në kimike, mekanike, termike dhe komplekse.

Me rëndësi vendimtare kur zgjidhni një metodë trajtimi në çdo rast specifik është thellësia e nevojshme e trajtimit të një formacioni produktiv për të rivendosur ose përmirësuar përshkueshmërinë. Prandaj, sipas thellësisë së ndikimit në mjedisin poroz, metodat e stimulimit të pusit mund të ndahen në dy kategori të mëdha: metoda me një rreze të vogël ndikimi dhe metoda me një rreze të madhe ndikimi. Mënyrat kryesore për të përmirësuar lidhjen e formacionit me një pus me një rreze të vogël ndikimi:

a) Përdorimi i lëndëve plasëse. Këto përfshijnë plumb, perforim kumulativ, opsione të ndryshme të silurëve.

Nëse nuk ka lidhje të mjaftueshme midis formacionit dhe gropës së pusit, mund të përsëritet shpimi konvencional me një perforator plumbash. Për të rritur efikasitetin e tij, pusi nuk mbushet me tretësirë ​​balte ose ujë, por me lëngje që nuk ndotin vrimat e krijuara rishtazi.

Me shkëmbinj të fortë dhe të dendur, është e mundur të siluroni formacionin prodhues me një eksploziv të ulur në intervalin e formimit në astar, dhe një siguresë elektrike, e cila hidhet në erë me një kabllo nga koka e pusit. Veshjet janë bërë nga metali asbest ose plastika. Eksplozivët më të përdorur janë nitroglicerina, dinamiti TNT, etj. Një shpërthim mund të krijojë shpella dhe çarje në një shtresë pagese. Kështu, në të njëjtën kohë me përmirësimin e lidhjes së formacionit me pusin, rritet edhe përshkueshmëria e formacionit në zonën me rreze të madhe (krijimi i çarjeve mikro dhe makro, të cilat mund të përhapen në dhjetëra metra).

Siluri me drejtim mund të realizohet duke përdorur një formë të përshtatshme ngarkese të jashtme dhe futje në rrugën e shpërthimit. Në varësi të nevojës, mund të përdoren silurët e veprimit të shpërndarë anësor, të përqendruar anësor dhe vertikal.

Perforatorët me predha shpërthyese krijojnë vrima të rrumbullakëta në kolonë dhe me unazën e çimentos, duke depërtuar në shkëmb dhe, duke shpërthyer, formojnë shpella dhe çarje. Një perforator me ngarkesë në formë përbëhet nga një pajisje, qelizat e së cilës përmbajnë ngarkesa të veprimit të ngarkesës në formë. Çdo qelizë në anën e kundërt të siguresës është e pajisur me një prerje të profilit përkatës. Kështu, produktet e gazta të shpërthimit drejtohen përgjatë boshtit të ngarkesës në formën e një rryme të fuqishme, e cila krijon një kanal në kolonë, çimento dhe shkëmb në drejtimin përkatës.

b) Pastrimi i zonës së pusit dhe shpimit me surfaktantë ose banja me acid. Lëngjet e përdorura në këtë rast përbëhen ose nga një solucion prej 1 5% surfaktantësh të tretur (ose të shpërndarë) në ujë, ose nga një tretësirë ​​me përmbajtje 15%. HCI , të cilit i shtohet 0,5 deri në 2% e një frenuesi korrozioni dhe ndonjëherë 1 deri në 4% e acidit fluorik. Në disa raste, përdoren përbërje të përziera të acideve dhe surfaktantëve. Në mënyrë tipike, pusi shpëlahet me një nga zgjidhjet e sipërpërmendura, pastaj një lëng pune përfshihet në formim në një vëllim prej 0,3 0,7 m 3 për çdo metër të intervalit të shpimit. Për përbërjet acide jepet një ekspozim prej 1-6 orësh, për një surfaktant pa acid, ekspozimi është 24 orë, më pas hiqet tretësira e shpenzuar dhe pusi vihet në punë ose fillon formimi duke përdorur një metodë me një masë të madhe. rrezja e ndikimit.

Përdorimi i solucioneve aktive sipërfaqësore për shpëlarjen e pusit ose pompimin në formacion në një thellësi të cekët siguron depergimin dhe heqjen e grimcave të ngurta dhe filtratit të baltës së shpimit nga pusi dhe nga formacioni, si dhe emulsioni vaj-ujë.

Banjat e acidit pastrohen nga solucioni i argjilës në puse të reja (ose ato që janë riparuar), dhe gjithashtu eliminojnë depozitat e kripës nga uji i formimit të grumbulluar gjatë funksionimit.

c) Rritja e temperaturës në pus në intervalin e formacionit prodhues. Metodat termike. Për të rritur temperaturën, mund të përdorni qarkullimin e lëngut të nxehtë në pus, proceset termokimike, ngrohje elektrike. Kohëzgjatja e ngrohjes së zonës së shpuar të pusit është zakonisht 5-50 orë. Në këtë rast, lëngëzimi i depozitave të hidrokarbureve të ngurta (parafina, rrëshirat, asfaltenet etj.), të cilat më pas hiqen kur pusi vihet në punë. Qarkullimi i lëngjeve të ndezshme në pus realizohet lehtësisht, por në thellësi më shumë se 1000-2000 m. nuk është shumë efektiv për shkak të humbjeve të mëdha të nxehtësisë nga pusi në sedimentet e shkarkimit gjeologjik të ekspozuar.

Ngrohësit elektrikë përdorin një sistem rezistencash elektrike të montuar në një tub, i cili është i instaluar në fund të vargut të tubit. Energjia elektrike furnizohet nga sipërfaqja nëpërmjet një kablloje. Ekzistojnë gjithashtu ngrohës të bazuar në përdorimin e toneve me frekuencë të lartë. Ngrohësit elektrikë mund të vendosen në fund të pusit dhe gjatë funksionimit të tij. Në këtë rast, ndezja dhe ndalimi i ngrohësve kryhet duke ndezur dhe fikur furnizimin me energji elektrike.

Djegësit e gazit përbëhen nga një dhomë tubulare, e ulur në një pus, me dy vargje tubash koncentrikë. Gazrat e djegshëm injektohen përmes tubave me diametër të vogël, ajri primar përmes hapësirës unazore dhe ajri dytësor përmes kolonës. Djegia fillon duke furnizuar energji elektrike përmes një kablloje nga sipërfaqja. Një kabllo tjetër me një termoelement mat temperaturën nga jashtë, e cila nuk duhet të kalojë 300 400 0 С, në mënyrë që të mos dëmtojë vargun e pusit. Temperatura mbahet në nivelin e dëshiruar duke rregulluar në mënyrë të përshtatshme vëllimet e shkarkimit të gazit dhe ajrit.

Trajtimi termokimik bazohet në çlirimin e nxehtësisë në fund të pusit për shkak të një procesi kimik, i cili drejton hidrokarburet e rënda që kanë rënë në zonën e shpimit të pusit, me qëllim heqjen e tyre të mëvonshme. Për ta bërë këtë, përdorni reagimin e një zgjidhjeje 15%. HCI me sode kaustike ( Na OH), alumini dhe magnezi.

Si rezultat i reaksionit të 1 kg hidroksid natriumi me acid klorhidrik, lirohet 2868 kJ nxehtësi. Gjatë reaksionit fitohet një sasi e madhe nxehtësie HCI me alumin (i cili gjeneron 18924 kJ për kg Al ). Megjithatë, kjo prodhon thekon e hidroksidit të aluminit. Al ( Oh ) 3, të cilat janë të afta të mbyllin poret dhe kanalet e rrjedhës në rezervuar. Përdorimi më efektiv i magnezit, i cili, kur reagon me HCI çliron 19259 kJ, dhe klorur magnezi MgCi 2 tretet mirë në ujë.

Mënyrat kryesore për të përmirësuar lidhjen e një formacioni produktiv me një pus me një rreze të madhe ndikimi:

a) Trajtimi acid i zonës së vrimës së poshtme të formacionit prodhues. Këto metoda përdoren kryesisht në rëra me përmbajtje karbonate më shumë se 20% ose me një material çimento që përbëhet nga karbonate kalciumi ose magnezi.

Acidi kryesor i përdorur është H ME Unë ... Ai vepron në mënyrë efektive në karbonatin e kalciumit ose magnezit për të formuar kloride të tretshme dhe lehtësisht të lëvizshme. Acidi klorhidrik është i lirë dhe nuk mungon. Përdoren edhe acide të tjera: acetik, formik etj.Në tretësirat acidike futen edhe aditivë të ndryshëm: frenues korrozioni, aditivë për uljen e tensionit sipërfaqësor, ngadalësim të reaksionit, shpërndarje etj.

Kur një tretësirë ​​acidi injektohet në rezervuar me presione injektimi më të ulëta se presioni i thyerjes, poret në zonën e formimit të vrimës së poshtme ose të çarat dhe mikroçarjet në shkëmbin e rezervuarit pastrohen dhe zgjerohen, duke rivendosur kështu përshkueshmërinë e dëmtuar të zonës së trajtuar, dhe në disa raste edhe duke rritur vlerën e tij fillestare ...

Teknologjia e punës është si më poshtë: pusi pastrohet dhe mbushet me vaj ose ujë (kripë ose i freskët) me një aditiv prej 0,1 0,3% surfaktant. Një zgjidhje acidike përgatitet në sipërfaqe me shtimin e përbërësve të nevojshëm, sekuenca e futjes së të cilave përcaktohet kryesisht sipas të dhënave të kërkimit laboratorik. Një zgjidhje acidike derdhet në tub me një valvul të hapur në unazën e pusit. Kur arrin intervalin e shpimit të pusit, valvula mbyllet dhe tretësira e acidit pompohet nëpër tuba derisa të depërtojë në rezervuar, dhe në fazën e fundit tretësira kalohet me forcë me vaj ose ujë me një aditiv 0,1– 0.3% surfaktant. Rezistoni 1 6 orë (por jo më shumë) për reaksionin acid, pastaj tretësira hiqet. Pusi është vënë në punë. Në të njëjtën kohë, ndryshimi i shkallës së prodhimit monitorohet nga afër për të përcaktuar efektin e trajtimit të kryer.

Ekzistojnë opsione të ndryshme teknologjike për acidizimin, si: të thjeshta, selektive, të përsëritura, të alternuara, me dridhje etj.

b) Thyerje hidraulike e formacionit prodhues në zonën e vrimës së poshtme të pusit. Kjo metodë përdoret në formacione të përfaqësuara nga shkëmbinj të fortë e të dendur me përshkueshmëri të ulët (ranorë, gëlqerorë, dolomite etj. Presioni i thyerjes arrihet duke pompuar lëngun nën presion të lartë në pus. Në këtë rast hapen çarje dhe mikroçarje ekzistuese ose krijohen të reja, të cilat mund të përmirësojnë ndjeshëm lidhjen hidrodinamike midis formacionit dhe pusit.

c) Shpërthimet bërthamore nëntokësore. Shpërthimet janë hetuar eksperimentalisht me rezultate pozitive në formacione të forta, të shtrënguara me përshkueshmëri të ulët. Si rezultat i një shpërthimi bërthamor, rreth pusit të ngarkesës në formacionin prodhues formohet një zgavër, e mbushur me shkëmb të shkatërruar, më pas një zonë dërrmuese dhe pas saj një zonë me një sistem çarjesh dhe mikroçarjesh. Kjo metodë është me interes, veçanërisht për puset e gazit, rrjedha e të cilave mund të rritet me disa dhjetëra herë.

d) Metodat termike. Ato bazohen në rritjen e temperaturës në formimin rreth pusit dhe përdoren në depozita pagash të ngopura me vajra shumë viskoze me përmbajtje të lartë parafine. Këto metoda janë të ngjashme me metodat e rritjes së temperaturës në pus, por kërkojnë më shumë nxehtësi për të ngrohur formacionin brenda një rrezeje prej 2-15 m. një rezervuar me vëllime të kufizuara avulli (injektimi ciklik i avullit) ose një front rrethor i djegie nëntokësore rreth një pusi prodhimi, e përcaktuar nga rrezja e llogaritur në të cilën është e nevojshme të ngrohet rezervuari. Për më tepër, vitet e fundit janë zhvilluar teknologji të ndryshme të reja për të ndikuar në zonën e formimit të gropës së poshtme, bazuar në përdorimin e reagentëve modernë dhe mbetjeve të industrisë kimike.

9 Rutina dhe përpunimi i puseve

Ekzistojnë dy lloje të punimeve të puseve - sipërfaqësore dhe nëntokësore. Riparimi i tokës shoqërohet me rivendosjen e funksionimit të pajisjeve të vendosura në pusin e tubacioneve, njësive të pompimit, valvulave, pajisjeve elektrike, etj.

Riparimi nëntokësor përfshin punën që synon eliminimin e keqfunksionimeve në pajisjet e futura në pus, si dhe rivendosjen ose rritjen e shkallës së rrjedhës së pusit. Riparimet nëntokësore shoqërohen me ngritjen e pajisjeve nga një pus.

Sipas kompleksitetit të operacioneve të kryera, riparimet nëntokësore ndahen në riparime aktuale dhe kapitale.

Nën punimin aktual të një pusi kuptohet një sërë masash teknologjike dhe teknike që synojnë rivendosjen e produktivitetit të tij dhe të kufizuara nga ndikimi në zonën e formimit të vrimës së poshtme dhe pajisjet e vendosura në pus.

Riparimi rutinë përfshin punët e mëposhtme: zëvendësimin e pajisjeve të dështuara, pastrimin e pjesës së poshtme dhe të pusit, rivendosjen e produktivitetit të rezervuarit për shkak të metodave të veçanta të stimulimit (ngrohje, shpëlarje, injektim kimikatesh).

Riparimet aktuale mund të planifikohen parandaluese dhe të kryhen me qëllim të inspektimit parandalues, identifikimit dhe eliminimit të shqetësimeve individuale në funksionimin e pusit, të cilat ende nuk janë shpallur vetë.

Lloji i dytë i riparimit aktual - rikuperimi, i kryer për të eliminuar dështimin - është, në fakt, riparim urgjent. Në praktikë, riparime të tilla mbizotërojnë për arsye të ndryshme, por kryesisht për shkak të teknologjive të papërsosura dhe besueshmërisë së ulët të pajisjeve të përdorura.

Treguesit që karakterizojnë funksionimin e një pusi në kohë janë faktori i funksionimit (KE) dhe periudha e riparimit (MCI). CE është raporti i kohës së punuar nga pusi, për shembull, në vit (TOTR), me periudhën kalendarike (TCAL). MCI është koha mesatare midis dy riparimeve për periudhën e zgjedhur, ose raporti i orëve totale të TOTR të punuara në vit me numrin e riparimeve P gjatë së njëjtës periudhë.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Mënyrat për të rritur CE dhe MFR janë zvogëlimi i numrit të punëve, kohëzgjatja e një pune dhe rritja e kohës së qëndrimit në pus.

Aktualisht, më shumë se 90% e të gjitha punëve kryhen në puse me pompa thithëse dhe më pak se 5% me ESP.

Gjatë riparimit aktual, kryhen operacionet e mëposhtme

1. Transporti - dërgimi i pajisjeve në pus;

2. Përgatitor - përgatitje për riparim;

3. Ulje - ngritja dhe ulja e pajisjeve të naftës;

4. Operacionet për pastrimin e pusit, zëvendësimin e pajisjeve, eliminimin e aksidenteve të vogla;

5. Përfundimtare - çmontimi i pajisjeve dhe përgatitja e saj për transport.

Nëse vlerësojmë kohën e shpenzuar në këto operacione, atëherë mund të shohim se humbja kryesore e kohës është shpenzuar në operacionet e transportit (ato marrin deri në 50% të kohës), prandaj, përpjekjet kryesore të projektuesve duhet të drejtohen në zvogëlimin e koha për transport - duke krijuar makineri dhe montime të aftë për montim, operacione vajtje-ardhje - për shkak të krijimit të makinerive automatike të besueshme për vidhosjen dhe heqjen e tubave dhe shufrave.

Meqenëse mirëmbajtja rutinë e një pusi kërkon qasje në pusin e tij, d.m.th. të shoqëruara me depresion, prandaj, është e nevojshme të përjashtohen rastet e shpërthimit të mundshëm në fillim ose në fund të punës. Kjo arrihet në dy mënyra: e para dhe e përdorur gjerësisht - "vrasja" e pusit, d.m.th. injektimi në formacion dhe pus i një lëngu me një densitet që siguron krijimin e presionit P zab në fund të pusit. tejkalimi i rezervuarit. E dyta është përdorimi i pajisjeve të ndryshme - pajisje ndërprerëse që mbyllin pjesën e poshtme të pusit kur heqin tubin.

Operacionet Run-and-Hop (TROs) zënë pjesën kryesore në bilancin total të kohës së shpenzuar për punimin e pusit. Ato janë të pashmangshme gjatë çdo pune për funksionimin dhe zëvendësimin e pajisjeve, goditjen në vrimën e poshtme, shpëlarjen e fijeve, etj. Procesi i fikjes konsiston në vidhosjen (ose heqjen) në mënyrë alternative të tubit, i cili është një mjet për pezullimin e pajisjeve, një kanal për ngritjen e lëngut të prodhuar dhe furnizimin e lëngjeve të procesit në pus, dhe në disa raste, një mjet për peshkim, pastrim dhe të tjera. punon. Kjo shumëllojshmëri funksionesh e ka bërë tubin një komponent të domosdoshëm të pajisjeve të puseve për çdo metodë funksionimi pa përjashtim.

Punimet e tubave janë monotone, intensive të punës dhe mund të mekanizohen lehtësisht. Përveç operacioneve përgatitore dhe përfundimtare, të cilat kanë specifikat e tyre për mënyra të ndryshme funksionimi, i gjithë procesi i fikjes me tub është i njëjtë për të gjitha llojet e mirëmbajtjes. Veprimet e zbritjes dhe të ngritjes me shufra kryhen njësoj si me gypat, dhe zhvidhosja (vidhosja) e shufrave kryhet me çelës mekanik të shufrës. Në rast bllokimi të pistës në cilindrin e pompës ose shufrat në tuba (depilim), si dhe kur ato thyhen, bëhet e nevojshme ngritja e njëkohshme e tubave dhe shufrave. Procesi kryhet duke hequr në mënyrë alternative tubin dhe shufrën.

Well workover kombinon të gjitha llojet e punës që kërkojnë një kohë të gjatë, përpjekje të mëdha fizike dhe përfshirjen e pajisjeve të shumta shumëfunksionale. Kjo është punë që lidhet me eliminimin e aksidenteve komplekse, si me pajisjet e ulura në pus ashtu edhe me vetë pusin, punën për transferimin e një pusi nga një objekt operimi në tjetrin, punën për të kufizuar ose eliminuar hyrjen e ujit, rritjen e trashësisë së shfrytëzuar. materiali, ndikimi në formimin, anashkalimi i një trungu të ri dhe të tjera.

Duke marrë parasysh specifikat e punës, në repartet e prodhimit të naftës dhe gazit po krijohen punishte të specializuara për punimin e puseve. Pusi i përfshirë në riparim mbetet në stokun operativ, por është i përjashtuar nga stoku operativ.

10 Grumbullimi dhe përgatitja e naftës, gazit dhe ujit

Prodhimi nga puset e naftës dhe gazit nuk është, përkatësisht, naftë dhe gaz i pastër. Uji i formimit, gazi i shoqëruar (nafta), grimcat e ngurta të papastërtive mekanike vijnë nga puset së bashku me naftën.

Uji i prodhuar është një mjedis shumë i mineralizuar me një përmbajtje kripe deri në 300 g / l. Përmbajtja e ujit të formimit në vaj mund të arrijë 80%. Uji mineral shkakton rritje të shkatërrimit gërryes të tubave, rezervuarëve, konsumimit të tubacioneve dhe pajisjeve. Gazi i lidhur (naftës) përdoret si lëndë e parë dhe lëndë djegëse.

Është teknikisht dhe ekonomikisht e mundur që vaji t'i nënshtrohet një përgatitjeje të veçantë përpara se të futet në tubacionin kryesor të naftës, në mënyrë që të çkriposet, të dehidrohet, të degazohet dhe të largohen grimcat e ngurta.

Në fushat e naftës përdoret më shpesh një skemë e centralizuar për mbledhjen dhe trajtimin e naftës (Fig. 2). Grumbullimi i produkteve kryhet nga një grup pusesh në njësitë matëse të automatizuara të grupit (AGZU). Nga çdo pus përmes një tubacioni individual, nafta furnizohet në AGSU së bashku me gazin dhe ujin e formacionit. AGZU regjistron sasinë e saktë të naftës që vjen nga çdo pus, si dhe ndarjen parësore për ndarjen e pjesshme të ujit të formacionit, gazit të naftës dhe papastërtive mekanike me drejtimin e gazit të ndarë përmes një gazsjellësi në një impiant përpunimi të gazit (fabrika e përpunimit të gazit ). Nafta pjesërisht e degraduar dhe pjesërisht e degazuar rrjedh përmes një koke grumbullimi në një pikë qendrore grumbullimi (CPF). Zakonisht, një CPF është rregulluar në një fushë nafte.

Impiantet e trajtimit të naftës dhe ujit janë të përqendruara në CPF. Të gjitha operacionet teknologjike për përgatitjen e vajit kryhen në impiantin e trajtimit të vajit. Kompleti i kësaj pajisje quhet njësia komplekse e trajtimit të vajit UKPN. .

Figura 2. - Skema e grumbullimit dhe përgatitjes së prodhimit të puseve në fushën e naftës:

1 pus nafte;

2 njësi matëse të automatizuara grupore (AGZU);

3 stacion pompimi përforcues (BPS);

4 njësia e trajtimit të ujit të formacionit;

5 njësi për trajtimin e vajit;

6 stacion kompresor gazi;

7 7 pikë qendrore grumbullimi për naftë, gaz dhe ujë;

8 parku i rezervuarit

Vaji i dehidratuar, i demineralizuar dhe i degazuar, pas përfundimit të kontrollit përfundimtar, futet në depozitat e naftës komerciale dhe më pas në stacionin e pompimit kryesor të naftësjellësit kryesor.

Dehidratimi i vajit pengohet nga fakti që vaji dhe uji formojnë emulsione të qëndrueshme ujë në vaj. Në këtë rast, uji shpërndahet në mjedisin e vajit në pika të vogla, duke formuar një emulsion të qëndrueshëm. Prandaj, për dehidratimin dhe shkripëzimin e vajit, është e nevojshme të ndahen këto pika të vogla uji prej tij dhe të hiqet uji nga vaji. Për dehidratimin dhe shkripëzimin e vajit, përdoren proceset e mëposhtme teknologjike:

- sedimenti i gravitetit të naftës,

- llum vaji të nxehtë,

- metodat termokimike,

- shkripëzimi elektrik dhe dehidratimi elektrik i vajit.

Procesi i vendosjes së gravitetit është më i thjeshtë në aspektin teknologjik. Në këtë rast, rezervuarët mbushen me vaj dhe mbahen për një kohë të caktuar (48 orë ose më shumë). Gjatë ekspozimit ndodhin proceset e koagulimit të pikave të ujit, dhe pikat më të mëdha dhe më të rënda të ujit nën veprimin e gravitetit (gravitetit) vendosen në fund dhe grumbullohen në formën e një shtrese uji të prodhuar.

Megjithatë, procesi gravitacional i llumit të vajit të ftohtë është një metodë joefektive dhe e pamjaftueshme efektive e dehidrimit të vajit. Llumi i nxehtë i vajit të ujitur është më efikas, kur, për shkak të nxehjes paraprake të vajit në një temperaturë prej 50-70 ° C, proceset e koagulimit të pikave të ujit lehtësohen shumë dhe dehidratimi i vajit gjatë llumit përshpejtohet. Disavantazhi i metodave të heqjes së ujit nga graviteti është efikasiteti i tij i ulët.

Metodat më efektive janë kimike, termokimike, si dhe dehidratimi dhe demineralizimi elektrik. Në metodat kimike, substanca të veçanta të quajtura demulsifikues futen në vajin e ujitur. Surfaktantët përdoren si demulsifikues. Ato i shtohen përbërjes së vajit në sasi të vogla nga 5 10 deri në 50 60 g për 1 ton vaj. Rezultatet më të mira tregohen nga të ashtuquajturit surfaktantë jojonikë, të cilët nuk dekompozohen në anione dhe katione në vaj.

Demulsifikuesit absorbohen në ndërfaqen vaj-ujë dhe zëvendësojnë ose zëvendësojnë emulsifikuesit natyrorë aktivë sipërfaqësorë që përmbahen në lëng. Për më tepër, filmi i formuar në sipërfaqen e pikave të ujit është i brishtë, gjë që shënon bashkimin e pikave të vogla në ato të mëdha, d.m.th. procesi i bashkimit. Pika të mëdha lagështie vendosen lehtësisht në fund të rezervuarit. Efikasiteti dhe shkalla e dehidrimit kimik rritet ndjeshëm me ngrohjen e vajit, d.m.th. me metoda termokimike, duke ulur viskozitetin e vajit gjatë ngrohjes dhe duke lehtësuar procesin e bashkimit të pikave të ujit.

Heqja e përmbajtjes së mbetur të ujit arrihet duke përdorur metoda elektrike të dehidrimit dhe shkripëzimit. Dehidratimi elektrik dhe shkripëzimi elektrik i vajit shoqërohen me kalimin e vajit nëpër dehidratues elektrikë të veçantë, ku vaji kalon ndërmjet elektrodave, duke krijuar një fushë elektrike të tensionit të lartë (20-30 kV). Për të rritur shkallën e dehidrimit elektrik, vaji nxehet paraprakisht në një temperaturë prej 50-70 ° C. Gjatë ruajtjes së një vaji të tillë në rezervuarë, gjatë transportimit të tij përmes tubacioneve dhe në tanke me hekurudhë, një pjesë e konsiderueshme e hidrokarbureve humbet për shkak të avullimit. Hidrokarburet e lehta janë lëndë të para dhe lëndë djegëse të vlefshme (benzinat e lehta). Prandaj, para furnizimit me naftë, prej tij nxirren hidrokarbure të lehta me valë të ulët. Ky operacion teknologjik quhet stabilizimi i naftës. Për të stabilizuar vajin, ai i nënshtrohet korrigjimit ose ndarjes së nxehtë. Më e thjeshta dhe më e përdorura në përgatitjen e vajit në terren është ndarja e nxehtë, e kryer në një njësi të posaçme stabilizimi. Në ndarjen e nxehtë, vaji nxehet paraprakisht në ngrohës të veçantë dhe futet në një ndarës, zakonisht horizontal. Në ndarës, vaji nxehet në 40 deri në 80 ° C dhe prej tij avullohen në mënyrë aktive hidrokarburet e lehta, të cilat thithen nga kompresori dhe dërgohen përmes njësisë së ftohjes në tubacionin e gazit grumbullues.

Së bashku me ujin e pastruar të formacionit, uji i freskët derdhet në formacione prodhuese për të ruajtur presionin e formimit, i marrë nga dy burime: nëntokësore (puset arteziane) dhe trupat ujorë të hapur (lumenjtë). Uji nëntokësor i prodhuar nga puset artezian karakterizohet nga një shkallë e lartë pastërtie dhe, në shumë raste, nuk kërkon pastrim të thellë përpara injektimit në rezervuarë. Në të njëjtën kohë, uji i rezervuarëve të hapur është i ndotur ndjeshëm me grimca balte, përbërje hekuri, mikroorganizma dhe kërkon pastrim shtesë. Aktualisht përdoren dy lloje të marrjes së ujit nga rezervuarët e hapur: nën kanal dhe të hapur. Me metodën nën kanal, uji merret nën fundin e lumit "nën kanal". Për ta bërë këtë, shpohen puse me një thellësi 20-30 m dhe një diametër prej 300 mm në fushën e përmbytjes së lumit. Këto puse kalojnë domosdoshmërisht përmes një shtrese toke ranore. Pusi është i përforcuar me tubat e shtresës së jashtme me vrima në fole dhe tubat e marrjes së ujit me një diametër prej 200 mm janë ulur në to. Në secilin rast, fitohen dy enë komunikuese "lum-pus", të ndara nga një filtër natyror (një shtresë toke ranore). Uji nga lumi rrjedh nëpër rërë dhe grumbullohet në një pus. Fluksi i ujit nga pusi detyrohet nga një pompë vakum ose një pompë ngritëse uji dhe futet në një stacion pompimi grupor (SPS). Me metodën e hapur, uji pompohet nga lumi me ndihmën e pompave dhe futet në një impiant për trajtimin e ujit, ku kalon një cikël pastrimi dhe futet në një rezervuar kullimi. Në gropë, me ndihmën e reagentëve bashkues, grimcat e papastërtive mekanike dhe përbërjet e hekurit hiqen në sediment. Pastrimi përfundimtar i ujit bëhet në filtra, ku si materiale filtruese përdoret rëra e pastër ose qymyr i imët.

11 Siguria, puna dhe mbrojtja e mjedisit

Ndërmarrjet e furnizimit me produkte të naftës kryejnë operacione për ruajtjen, furnizimin dhe marrjen e produkteve të naftës, shumë prej të cilave janë toksike, avullohen mirë, mund të elektrizohen, zjarri dhe shpërthyes. Kur punoni në ndërmarrjet e industrisë, rreziqet kryesore të mëposhtme janë të mundshme: shfaqja e zjarrit dhe shpërthimit kur pajisjet e procesit ose tubacionet janë nën presion, si dhe kur shkelen rregullat për funksionimin dhe riparimin e tyre të sigurt; helmimi i punëtorëve për shkak të toksicitetit të shumë produkteve të naftës dhe avujve të tyre, veçanërisht benzinës me plumb; lëndimi i punëtorëve nga pjesët rrotulluese dhe lëvizëse të pompave, kompresorëve dhe mekanizmave të tjerë në mungesë ose mosfunksionim të gardhit; goditje elektrike në rast të shkeljes së izolimit të pjesëve të gjalla të pajisjeve elektrike, dështimit të tokëzimit, mospërdorimit të pajisjeve mbrojtëse personale; rritje ose ulje e temperaturës së sipërfaqes së pajisjeve ose ajrit në zonën e punës; niveli i rritur i dridhjeve; ndriçimi i pamjaftueshëm i zonës së punës; mundësia e rënies gjatë servisimit të pajisjeve të vendosura në një lartësi. Gjatë servisimit të pajisjes dhe kryerjes së riparimit të saj, ndalohet: përdorimi i zjarrit të hapur për ngrohjen e produkteve të naftës, pajisjet e ngrohjes, etj.; funksionimi i pajisjeve të dëmtuara; funksionimi dhe riparimi i pajisjeve, tubacioneve dhe pajisjeve në kundërshtim me rregullat e sigurisë, në prani të rrjedhjeve të produkteve të naftës përmes rrjedhjeve në nyje dhe vula ose si rezultat i konsumimit të metaleve; përdorimi i çdo levash (lerë, tuba, etj.) për hapjen dhe mbylljen e valvulave; riparimi i pajisjeve elektrike që nuk janë shkëputur nga rrjeti elektrik; pastrimi i pajisjeve dhe pjesëve të makinerive me lëngje të ndezshme të ndezshme; punojnë pa pajisje dhe kominoshe të përshtatshme mbrojtëse personale. Nëse derdhen produkte të naftës, zona e derdhjes duhet të mbulohet me rërë dhe më pas të largohet në një vend të sigurt. Nëse është e nevojshme, hiqni tokën e ndotur me produkte të naftës. Në ambientet ku ka ndodhur derdhja, degazimi kryhet me dikloraminë (tretësirë ​​3% në ujë) ose zbardhues në formë zhavorri (një pjesë e zbardhuesit të thatë për dy deri në pesë pjesë ujë). Degazohet me zbardhues të thatë për të shmangur ndezjen. Ndalohet pirja e duhanit në territorin dhe në ambientet e prodhimit të ndërmarrjes, me përjashtim të vendeve të përcaktuara posaçërisht (në marrëveshje me zjarrfikësit), ku vendosen tabelat "Zona për pirjen e duhanit". Hyrja në hidrantët e zjarrit dhe burimet e tjera të furnizimit me ujë duhet të jenë gjithmonë të lira për kalimin e papenguar të kamionëve të zjarrit.

Në dimër, është e nevojshme: të pastrohet nga bora dhe akulli, të spërkatet me rërë për të parandaluar rrëshqitjen: dyshemetë, shkallët, vendkalimet, trotuaret, shtigjet dhe rrugët; hiqni menjëherë akulloret dhe koret e akullit të krijuara në pajisje, çatitë e ndërtesave, strukturat metalike.

Në fillim, personi nuk mendoi për atë që është e mbushur me prodhim intensiv të naftës dhe gazit. Gjëja kryesore ishte t'i pomponim sa më shumë që të ishte e mundur. Dhe kështu bënë. Në fillim u duk se vaji u sjell vetëm përfitime njerëzve, por gradualisht u bë e qartë se përdorimi i tij ka një anë negative. Ndotja nga nafta krijon një situatë të re ekologjike, e cila çon në një ndryshim të thellë ose transformim të plotë të burimeve natyrore dhe mikroflorës së tyre. Ndotja e tokës me naftë çon në një rritje të mprehtë të vlerës së raportit karbon-azot. Ky raport përkeqëson regjimin e azotit të dherave dhe prish ushqimin rrënjësor të bimëve. Toka vetëpastrohet shumë ngadalë nga biodegradimi i vajit. Për shkak të kësaj, disa organizata duhet të rikultivojnë tokën pas ndotjes.

Një nga mënyrat më premtuese për mbrojtjen e mjedisit nga ndotja është krijimi i një automatizimi gjithëpërfshirës të proceseve të prodhimit, transportit dhe ruajtjes së naftës. Më parë, për shembull, fushat nuk dinin se si të transportonin naftën dhe gazin e lidhur së bashku përmes të njëjtit sistem tubacioni. Për këtë qëllim u ndërtuan komunikime speciale të naftës dhe gazit me një numër të madh objektesh të shpërndara në territore të gjera. Fushat përbëheshin nga qindra objekte dhe në çdo rajon nafte ato ndërtoheshin në mënyrën e vet, kjo nuk i lejonte të lidheshin me një sistem të vetëm telekomandimi. Natyrisht, me këtë teknologji të nxjerrjes dhe transportit, shumë produkte humbën për shkak të avullimit dhe rrjedhjes. Duke përdorur energjinë e nëntokës dhe të pompave të thella, specialistët arritën të siguronin furnizimin me naftë nga pusi në pikat qendrore të grumbullimit të naftës pa operacione të ndërmjetme teknologjike. Numri i objekteve tregtare është ulur 12-15 herë.

Në zonat e zhvillimit, veçanërisht gjatë ndërtimit të tubacioneve, rrugëve të përkohshme, linjave të energjisë elektrike, vendeve për vendbanimet e ardhshme, ekuilibri natyror i të gjitha ekosistemeve është i shqetësuar. Ndryshime të tilla po ndikojnë në mjedis.

Burimet kryesore të ndotjes së ujërave nëntokësore dhe nëntokësore në zonat e prodhimit të naftës janë derdhja e ujërave të ndotura industriale në trupat ujorë sipërfaqësorë dhe kanalizimet. Ndotja ndodh edhe: gjatë derdhjeve të ujërave të zeza industriale; në rast të prishjes së tubit të ujit; kur rrjedhjet sipërfaqësore nga fushat e naftës futen në ujërat sipërfaqësore; me peritoks ujërash shumë të mineralizuar të horizonteve të thella në horizontet e ujërave të ëmbla, për shkak të rrjedhjeve në puset e injektimit dhe prodhimit.

Në industrinë e naftës, kimikate të ndryshme përdoren gjerësisht në procese të ndryshme teknologjike. Të gjithë reagentët, nëse lëshohen në mjedis, kanë një ndikim negativ. Shkaqet kryesore të ndotjes së mjedisit gjatë injektimit të kimikateve të ndryshme në rezervuar janë faktorët e mëposhtëm: rrjedhjet e sistemeve dhe pajisjeve dhe shkelja e masave të sigurisë gjatë operacioneve teknologjike.

Në aktivitetet mjedisore në ndërmarrje, përveç fushave tradicionale të monitorimit të gjendjes së mjedisit, përdorimit racional të ujit dhe burimeve të tokës së rikuperuar, mbrojtjes së pellgut ajror, riparimit dhe zëvendësimit të seksioneve emergjente të rrjeteve të grumbullimit të naftës, tubacioneve të ujit, tanket, teknologjitë më të fundit për mbrojtjen e mjedisit po futen në mënyrë aktive.

BIBLIOGRAFI

1. Akulshin A. I. Operacioni i fushave të naftës dhe gazit M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Libër referimi për prodhimin e naftës. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Llogaritjet në prodhimin e naftës. M.,: Nedra, 1979.

4. Udhëzime për mbrojtjen e punës për punëtorët e departamentit të prodhimit të naftës dhe gazit. Ufa, 1998.

5.Mishchenko I. T. Llogaritjet në prodhimin e naftës. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Funksionimi i puseve të naftës dhe gazit. M., Nedra, 1978.

7. Rregullat e sigurisë në industrinë e naftës dhe gazit. M., Nedra, 1974

8. Materiali i prodhimit të OOO NGDU Oktyabrskneft. 2009 2010.

9. Libër referimi mbi pajisjet e fushës së naftës. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Ekonomia, organizimi dhe planifikimi i prodhimit në ndërmarrjet e industrisë së naftës dhe gazit M., Nedra, 1990.

Agjencia Federale për Arsimin

Institucion arsimor shtetëror i profesionalizmit të lartë

Arsimi

“UFA STATE OIL TECHNICAL

UNIVERSITET"

Departamenti i "Pajisjeve të Fushës së Naftës dhe Gazit"

praktikë trajnimi

Student i grupit MPZ - 02 - 01 A.Ya. Islamgulov

Udhëheqësi i praktikës nga R.R. Safiullin

departamenti Ph.D. profesor asistent

Karakteristikat e përgjithshme të ndërmarrjes

Departamenti i prodhimit të fushës së naftës Aksakovneft u formua në vitin 1955 në lidhje me zbulimin e pusit nr. 3 të fushës së naftës Shkapovskoye nga ekuipazhi i shpuar i kryepunëtorit I.Z. Poyarkov më 23 nëntor (Figura 1).

Figura 1 - Pusi nr. 3

NPU "Aksakovneft" që në fillim të veprimtarisë së saj i përkiste besimit "Bashneft" me vendndodhje në Ufa, i cili u riorganizua në shoqërinë aksionare të naftës "Bashneft".

Në bilancin e NGDU janë 15 depozita. Rezervat e mbetura të rikuperueshme në 01.01.2004 arrijnë në 22.358 milion ton (pa përfshirë rritjen e rezervave në 2004). Me vëllimet aktuale të prodhimit të naftës, sigurimi i rezervave është 21 vjet. Aktualisht, shpimet eksploruese po kryhen në 2 zona: Afanasyevskaya dhe Lisovskaya.

Fushat e OOO NGDU Aksakovneft janë paraqitur në Figurën 2.

Që nga fillimi i zhvillimit janë prodhuar 229,937 tonë naftë. Plani për prodhimin e naftës në vitin 2004 po përmbushet me 100.2%, janë prodhuar 2 mijë tonë naftë mbi planin.

Figura 2 - Harta e përgjithshme e depozitave

Janë vënë në punë 21 puse të reja, me 20 të planifikuara. Nafta e prodhuar nga puset e reja është 31,768 tonë me planin 27,000 tonë, shkalla e prodhimit të puseve të reja është 9,5 ton/ditë, ndërsa plani është 7,8 ton/ditë.

Janë vënë në punë 6 puse të reja injektimi, krahasuar me 6 të planifikuar.

Nga pasiviteti janë vënë në funksion 26 puse kundrejt planit të 26.

Periudha e përfundimit të pusit në standardin prej 17 ditësh ishte 7.7 ditë.

Grumbulluar 39754 mijë m3 gaz shoqërues, duke përfshirë 422 mijë m3 tej planit. Niveli i shfrytëzimit të burimeve shoqëruese të gazit të naftës është 96.3%, ndërsa plani është 95.1%.

Vëmendja kryesore i kushtohet futjes së pajisjeve të reja dhe teknologjive të avancuara, rritjes së rikuperimit të naftës dhe efikasitetit të masave gjeologjike dhe teknike (Figura 3).

Në sajë të teknologjive të reja për rikuperim të shtuar të naftës, janë prodhuar 348 tonë dhe gjatë periudhës së kaluar të vitit është kryer një punë e madhe për kryerjen e masave gjeologjike dhe teknike. Pra, me planin e 467 u kryen 467 ngjarje. Efikasiteti është 113.8 mijë ton.

Efikasiteti specifik me planin 243.3 t/metër. do të arrijë në 243.7 t/masë.

Figura 3 - Teknologjia për rritjen e injektivitetit të një pusi injeksion duke përdorur teknologjinë duke përdorur një njësi tubash me mbështjellje.

Një nga fazat e riorganizimit të ANK Bashneft ishte bashkimi në korrik të vitit të kaluar i ekipit të fabrikës së përpunimit të gazit Shkapovsky në OOO NGDU Aksakovneft. Në vitin 2004 janë përpunuar 39 milionë e 208 mijë metër kub gaz naftë shoqërues kundrejt planit prej 34 milionë e 712 mijë metër kub, mbipërmbushja arriti në 4496 mijë metër kub ose + 13% ndaj planit.

LLC NGDU Aksakovneft është një ndërmarrje me pajisje dhe teknologji shumë të zhvilluar për prodhimin e naftës dhe infrastrukturën rajonale e vendosur në pjesën jugperëndimore të Republikës së Bashkortostanit në adresën Priyutovo, rr. Vokzalnaya 13. Kjo është një ndërmarrje moderne shumë e zhvilluar - një nënndarje e shoqatës Bashneft me pajisje dhe teknologji të avancuar për prodhimin dhe trajtimin e naftës.

Qëllimi kryesor është fitimi dhe plotësimi i nevojave sociale për mallrat dhe shërbimet e prodhuara prej tij. Aktivitetet kryesore janë:

Prodhimi dhe përgatitja e naftës dhe gazit;

Rregullimi, riparimi dhe rinovimi i puseve:

Riparimi dhe ndërtimi i autostradave;

Ofrimi i shërbimeve me pagesë për popullatën;

Prodhimi i mallrave të konsumit;

Rregullimi, funksionimi dhe riparimi i objekteve të fushës së naftës dhe objekteve sociale;

Shërbime transporti, shërbime të pajisjeve speciale;

Prodhimi dhe shitja e avullit dhe ujit;

Trajnimi dhe zhvillimi profesional i personelit;

Kryerja e një politike të vetme ekonomike, çmimore, teknike dhe mjedisore me Shoqërinë;

Kompania i kryen aktivitetet e saj në bazë të legjislacionit aktual të Federatës Ruse dhe Republikës së Bashkortostanit, Kartës, vendimeve të organeve drejtuese të Kompanisë dhe marrëveshjeve të lidhura.

Kapitali i autorizuar i Shoqërisë, lëvizja e tij pasqyrohet në bilancin e zyrës së JSOC Bashneft.

MINISTRIA E ARSIMIT DHE SHKENCËS

FEDERATA RUSE

AGJENCIA FEDERALE E ARSIMIT

GOUVPO "UNIVERSITETI SHTETËROR I UDMURTSK"
FAKULTETI I VAFIT

Departamenti "Zhvillimi dhe funksionimi i fushave të naftës dhe gazit"

në praktikën e dytë të prodhimit
përmbajtja
1. Hyrje ……………………………………………………………………………… .3

2. Karakteristikat e depozitës ……………………………………………………… 4

3. Objektet e zhvillimit dhe karakteristikat e tyre ……………………………………… 5

4. Vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese …………………………… 11

5. Vetitë fizike të lëngut formues (vaj, gaz, ujë) ………… 12

6. Treguesit e zhvillimit të rezervuarit (formimi prodhues) …………………… 17

7. Diagrami i instalimit të një pompe me shufër thithëse të pusit (USSHN) ………… .... 18

8. Pompat e shufrave thithëse të vrimës, elementët e tyre …………………………………… 19

9. Lidhje me fileto për tuba dhe

shufra thithëse ………………………………………………………… 22

10. Diagrami i instalimit të një pompe centrifugale elektrike (ESP) ………………… 25

11. Mënyra teknologjike e funksionimit të USSHN në konstante

12. Mënyra teknologjike e funksionimit të USSHN në mënyrë periodike

lëngu pompues ................................................... .. ...................................... 27

13. Mënyra teknologjike e funksionimit të ESP ……………………………………… .28

14. Pajisjet për hulumtimin e funksionimit të pompave të shpimit ..................... 29

15. Rezultatet e studimit të funksionimit të USSHN …………………………………… ..37

16. Projektimi i ankorave me rërë gazi ………………………………………………………………………

17. Pajisjet për luftimin e depozitimeve të dyllit në

pajisje nëntokësore ………………………………………………… .39

18. Diagrami i një njësie matëse në grup .......................................... ................................ 40

19. Diagrami i stacionit të pompës përforcuese ……………………………………………………………………… .41

20. Automatizimi i funksionimit të njësive të pompimit të puseve ................................................... ... 42

21. Përgjegjësitë funksionale të operatorit për prodhimin e naftës dhe gazit …… .43

22. Sigurimi i kërkesave për mbrojtjen e punës gjatë mirëmbajtjes

prodhimi i puseve ………………………………………………… 44

23. Dokumentacioni raportues në ekipin e prodhimit të naftës ……………………… .47

24. Struktura e ndërmarrjes së prodhimit të naftës dhe gazit …………………………… 49

25. Kërkesat për mbrojtjen e mjedisit gjatë prodhimit të naftës ………… .50

26. Treguesit e performancës tekniko-ekonomike të NJQHP ……………… 51

Lista e literaturës së përdorur …………………………………………… 53

1. HYRJE

Kam pasur një stazh në OAO Udmurtneft në departamentin e prodhimit të naftës dhe gazit Votkinsk në fushën Mishkinskoye në një ekip të prodhimit të naftës dhe gazit. Ai mbante pozicionin e operatorit të prodhimit të naftës dhe gazit me 4 gradë.

Më caktuan në një operator d/n të klasës së 5-të, nën drejtimin e të cilit bëra praktikën time. Gjatë praktikës sime, kalova në konferenca për sigurinë teknike dhe sigurinë elektrike, kalova devijime, ku shikoja punën e IC dhe GZU, punoja në kompjuter, ku bëra një version elektronik të skemave të ndryshme.

Kam përshtypje të mira nga praktika. Së pari, përgjegjësi u sigurua që të merrja sa më shumë informacion për detyrat e një operatori për prodhimin e naftës dhe gazit: i dha udhëzime operatorit të caktuar për mua, pas 3 javësh praktikë, kreu një provim mbi njohuritë që unë. kishte fituar. Së dyti, dëshira e vetë operatorëve për të folur për punën e tyre.

Pothuajse çdo ditë isha në punë të ndryshme. Nuk jam zhgënjyer në profesionin që kam zgjedhur dhe më vjen mirë që studioj në këtë specialitet të veçantë.

^ 2. KARAKTERISTIKAT E DEPOZITËS

Fusha e naftës Mishkinskoye u zbulua në vitin 1966 dhe ndodhet në kufirin e rretheve Votkinsky dhe Sharkansky në veri të qytetit të Votkinsk.

Zona e depozitimit ndodhet në pellgun e lumit Kama dhe zë pellgjet ujëmbledhëse të lumenjve Votka dhe Siva. Lartësitë absolute të relievit variojnë nga 140 - 180 m në jug, në 180 - 250 m në veri. Zona e fushës Mishkinskoye është 70% e zënë nga pyjet halore, pjesa tjetër është e zënë nga toka bujqësore.

Klima e rajonit është e butë kontinentale, me dimër të gjatë. Temperatura mesatare vjetore është + 2С, ngricat në janar - shkurt ndonjëherë arrijnë -40С. Thellësia mesatare e ngrirjes së tokës është 1.2 m, trashësia e mbulesës së borës është 60 - 80 cm.

Marrja e ujit për mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit ndodhet në lumin Siva. Burimi i furnizimit me energji elektrike - Nënstacioni 220/110/35/6 kV "Siva". Trajtimi i naftës kryhet në Mishkinsky CKPN që ndodhet në territorin e fushës.

Struktura Mishkin është e ndërlikuar nga dy kupola: ajo perëndimore - Votkinskiy dhe ajo lindore - Cherepanovskiy.
^ 3. OBJEKTET E ZHVILLIMIT DHE KARAKTERISTIKAT E TYRE

Në fushën Mishkinskoye, shfaqjet e naftës u regjistruan në shkëmbinjtë e skenës Tournaisian dhe mbi horizontin Yasnaya Polyana (shtresat Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Karboniferi i Poshtëm, në fazën Bashkiriane dhe horizonti Vereiskiy (shtresat B-II, B-III) të Fazës së Moskës të Karboniferit të Mesëm.

Përmbajtja e naftës dhe gazit të seksionit u studiua duke përdorur mostra bërthamore, mostra anësore të tokës, analiza të të dhënave nga studimet gjeofizike në terren, prerjet e gazit dhe rezultatet e testimit të puseve për prurje.

Shtresa turneziane

Në sedimentet Tournaisian, u zbuluan tre depozita nafte, të kufizuara në tre struktura: kupolat perëndimore dhe lindore të ngritjeve Votkinsk dhe Cherepanovsk. Një shtresë naftëmbajtëse industriale me gurë gëlqerorë porozë-shpellarë në çatinë e horizontit Cheretsky me një trashësi deri në 36 m. Pjesa më e lartë e rezervuarit të naftës u gjet në ngritjen Votkinsk, në pusin nr. 180 në një lartësi. prej 1334 m. Një vendburim i vogël u gjet në zonën prej 184 pusesh me lartësinë më të lartë prej 1357 m.

Pjerrësia e sipërfaqes OWC vihet re (nga pusi nr. 189 në pusin nr. 183) të kupolës së Votkinsk-ut Perëndimor brenda 2 - 2,5 m. Prandaj, OWC u miratua në një lartësi prej 1356 - 1354 m. Lartësia e Depozita e naftës në kupolën West Votkinsk është 32 m, dimensionet e saj janë rreth 8x5 km.

Në kupolën Vostochno-Votkinskiy, pozicioni mesatar i OWC merret në mënyrë konvencionale rreth 1358 m. Lartësia e depozitimit në këtë kube në zonën e pusit nr. 184 është rreth 5 m, dimensionet e saj janë 3x1.5 km.

Në ngritjen Cherepanovskoe, OWC merret në mënyrë konvencionale në 1370 m. Lartësia e depozitës së naftës të kësaj ngritjeje është 4.5 m, dimensionet e saj janë rreth 4.5x2 km. Prania e ndërshtresave të dendura të gjurmuara në një zonë të madhe dhe marrja e mostrave të puseve afër kubeve 211, 190, 191 dëshmojnë strukturën me shtresa-masive të tokës.

Shfaqjet e naftës të horizontit Kizilovsky u gjetën në pjesën e poshtme të tij në një shtresë gëlqeroresh të imët poroz. Rezultatet e testimit tregojnë vetitë e dobëta të rezervuarit të horizontit Kizilovsky.

OWC e depozitës kizilov merret në mënyrë konvencionale në nivelin 1330.4 - 1330 m.

Superhorizonti Yasnaya Polyanskiy

Në Yasnaya Polyana sipër horizontit, shfaqjet e naftës janë të kufizuara në shtresat e gurëve ranorë porozë dhe gurëve të aluminit të horizontit Tula dhe Bobrikov.

Ekzistojnë tre shtresa poroze në horizontin Bobrikovskiy. Rrjedha tregtare e naftës nga rezervuari Bb-III është marrë në pusin nr.211 dhe nafta dhe uji nga pusi nr.190.

Në të gjitha puset u gjurmua rezervuari Bb-II, i cili depërtoi në Karboniferin e Poshtëm dhe vetëm në pusin nr.191 u zëvendësua nga shkëmbinj të papërshkueshëm.

Trashësia e rezervuarit Bb-II varion nga 0 në 2 m dhe e Bb-I nga 0,8 në 2,5 m. Nga rezervuari Bb-I, rrjedhjet e naftës tregtare u morën në pusin nr.189 së bashku me rezervuarët e tjerë.

Në horizontin Tula, kapaciteti tregtar naftëmbajtës është vendosur në tre shtresa Tl-0, Tl-I, Tl-II. Në horizontin mbi Yasnaya Polyana, depozitat e naftës janë të kufizuara në strukturat: kupolat e Votkinskut Perëndimor dhe Lindor dhe ngritja e Cherepetsk. Trashësia e parëndësishme e shtresave të papërshkueshme që ndajnë shtresat naftëmbajtëse të mbi-horizontit Yasnaya Polyana, dhe shpesh lidhjet e shtresave të depërtueshme me njëra-tjetrën dhe ndryshueshmëria e tyre litologjike, sugjerojnë një lloj shtrese depozitimesh me një OWC të vetme për të gjitha shtresat e Ngritja e Votkinsk dhe veçmas për shtresat Cherepanovskiy.

OWC e ngritjes Cherepanovskiy për formacionet Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 është marrë në fund të formacionit Tl-II, i cili dha vaj anhidrik në pusin nr. 187 në një lartësi prej 1327,5 m.

Skena Bashkiriane

Shfaqjet e naftës në depozitat e fazës Bashkiriane u gjetën në të gjitha puset që hapnin vendburimet e naftës dhe karakterizoheshin nga bërthama. Për më tepër, shfaqjet e vajit janë të vendosura në pjesën e sipërme, më të dendur të seksionit. Trashësia e ndërshtresave efektive varion brenda një diapazoni të gjerë nga 0,4 në 12,2 m Në disa puse, gjatë testimit të prurjeve, ato nuk janë marrë ose janë marrë pas trajtimit me acid klorhidrik të pjesës së poshtme. Luhatjet e konsiderueshme në vlerat e prurjeve sugjerojnë një strukturë komplekse të rezervuarit si në madhësi ashtu edhe në sipërfaqe. Prania e ritmeve të konsiderueshme të prodhimit ndoshta tregon praninë e vugave të mëdha ose frakturave në rezervuar. Pjesa më e lartë e naftës nga ngritja e Votkinsk u gjet në pusin nr.211 në një lartësi prej 1006,6 m. Lartësia e depozitës është rreth 38 metra, madhësia e depozitës është brenda 16x8 km. OWC merret në mënyrë konvencionale në 1044 m.

Z Alezi i naftës i ngritjes Cherepanovskoye është studiuar mjaftueshëm. Ajo është e ndarë nga depozitimi i ngritjes së Votkinsk nga një zonë e përkeqësimit të vetive të rezervuarit të shkëmbinjve karbonat. OWC e ngritjes Cherepanovskoye u miratua në një lartësi prej 1044 m.

Horizonti i vërtetë

Në horizontin e Verey-t gjenden kryesisht dy shtresa nafte, të ndara nga shtresa balte dhe gëlqerorë argjilë. Trashësia e gëlqerorëve efektivë të ngopur me vaj B-III varion nga 0,6 deri në 6,8 m (pusi Nr. 201). Shenja më e ulët nga e cila është marrë vaji anhidrik është 1042,8 metra (pusi nr. 214). Shenja më e lartë e rezervuarit B-III është 990 m. OWC është marrë në 1042 m. Lartësia e rezervuarit brenda OWC-së së pranuar - 1042 metra është rreth 52 m. Përmasat e tij brenda konturit të jashtëm janë rreth 25x12 km. Trashësia e pjesës efektive të rezervuarit varion nga 1.2 në 6.4 m.

Pjesa më e lartë e rezervuarit B-II është depërtuar në pusin nr.211. OWC është marrë në 1040 m. Lartësia e depozitimit brenda OWC-së së pranuar është 104 m dhe është e barabartë me rreth 50 m. Madhësia e depozitimit brenda kontura e jashtme e kapacitetit naftëmbajtës është rreth 25x12 km. Depozitimet e naftës të formacioneve B-II dhe B-III të tipit rezervuar.

Pjesa efektive e formacionit B-I nuk gjurmohet në të gjitha puset. Rezultatet e testimit tregojnë përshkueshmëri të ulët të rezervuarit dhe vendndodhja komplekse e ndryshimeve poroze në zonën e fushës e ndërlikon vlerësimin e perspektivave të mundshme të naftës të rezervuarit B-I.

^ 4. VETITË MBLEDHJESORE TË FORMACIONEVE PRODUKTIVE
Shtresa turneziane

Skena Tournaisian përfaqësohet nga shkëmbinj karbonatikë - gëlqerorë të horizontit Cherepetian dhe Kizilovsky. Puset përmbajnë nga 1 (pusi nr. 212) deri në 29 (pusi nr. 187) ndërshtresa poroze. Trashësia e varieteteve poroze të dalluara varion nga 0,2 në 25,2 m. Trashësia totale e rezervuarëve të horizontit Cheretskiy në pjesën e studiuar varion nga 10,8 (pusi nr. 207) deri në 39,2 m (pusi nr. 193). Pothuajse në të gjitha puset në pjesën e sipërme të skenës Tournaisian, dallohen ndërshtresa, si rregull, kjo është një shtresë e vetme me trashësi rreth 2 m, por në disa puse (195, 196), një numër më i madh i shtresave të holla poroze. shfaqen, numri i të cilave arrin në 8. Trashësia totale e rezervuarit të Kizelovsky rritet në këtë rast deri në 6.8 m.
Superhorizonti Yasnaya Polyanskiy

Depozitat e superhorizontit Yasnaya Polyana përfaqësohen nga alternimi i gurëve ranorë, gurëve të aluminit dhe argjilave të horizontit Bobrikov dhe Tula. Në horizontin Bobrikovski dallohen shtretërit ranor Bb-II dhe Bb-I, dhe në horizontin Tula Tl-0, Tl-I, Tl-II. Këto shtresa mund të gjurmohen në të gjithë zonën e fushës Mishkinskoye. Trashësia totale e rezervuarit të horizontit Bobrikovsky dhe Tula varion nga 7,4 m (pusi nr. 188) deri në 24,8 m (pusi nr. 199).
Skena Bashkiriane

Përfaqësohet nga një alternim i gëlqerorëve të dendur dhe poroz-përshkueshëm. Gëlqerorët nuk janë argjilë. Parametri relativ i reduktuar Jnj varion nga 0,88 në ndërshtresat e dendura në 0,12 - 0,14 në varietetet shumë poroze. Një ndryshim i tillë në Jnj tregon për një shpellor të konsiderueshëm të gëlqerorëve. Numri i shtresave poroze në puse sipas zonës varion nga 5 (pusi nr. 255) në 33 (pusi nr. 189). Trashësia e varieteteve poroze të dalluara varion nga 0,2 deri në 21,0 m. Trashësia totale e rezervuarëve të Bashkirianit varion nga 6,8 m (pus 205) deri në 45,5 m (pus 201).
Horizonti i vërtetë

Depozitimet e Verey përfaqësohen nga alternimi i alternuarve dhe shkëmbinjve karbonatikë. Formimi prodhues është i kufizuar në depozitat karbonate poroze dhe të depërtueshme. Ka dy shtresa B-III dhe B-II.

Trashësia totale e rezervuarit të horizontit Vereiskiy varion nga 4.0 (pusi nr. 198) në 16.0 m (pusi nr. 201). Trashësia e një shtrese të veçantë të depërtueshme varion në zonë nga 0,4 në 6,4 m.
Të dhëna përmbledhëse mbi vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese

^ 5. VETITË FIZIKE TË LËNGIT FORMUES

(VAJ, GAZ, UJI)
VAJ
Horizonti i vërtetë

Nga analiza e mostrave të gropave rezulton se vajrat e horizontit Vereya janë të rënda, shumë viskoze, vlera e densitetit të vajit në kushtet e rezervuarit është në intervalin 0,8717 - 0,8874 g / cm 3 dhe mesatarisht është 0,8798 g / cm 3. Viskoziteti i vajit në kushtet e rezervuarit varion nga 12.65 në 26.4 SP, dhe në llogaritjet është marrë 18.4 SP.

Vlera mesatare e presionit të ngopjes supozohet të jetë 89.9 atm. Vaji i horizontit Vereya është i ngopur dobët me gaz, raporti gaz-vaj është 18.8 m 3 / t.

Sipas rezultateve të analizës së mostrave sipërfaqësore të vajit, u vërtetua: dendësia e vajit është 0,8963 g / cm 3; mostrat e vajit të horizontit Vereiskiy përmbajnë 3,07% squfur, sasia e rrëshirave silikogel varion nga 13,8 në 21% dhe mesatarisht 15,6%. Përmbajtja e asfaltinës është në intervalin 1,7 - 8,5% (vlera mesatare 4,6%), dhe përmbajtja e parafinës 2,64 - 4,8% (vlera mesatare 3,6%).
Skena Bashkiriane

Të dhënat e analizës tregojnë se vaji i fazës Bashkirian është më i lehtë se vajrat e shtresave të tjera të fushës Mishkinskoye, dendësia e vajit në kushtet e rezervuarit është 0.8641 g / cm 3. Viskoziteti i vajit është më i ulët se në horizontin Vereya dhe përcaktohet në 10.3 cp. Presioni i ngopjes për fazën Bashkirian duhet të merret i barabartë me 107 atm. Raporti gaz-naftë për rezervuarin është 24.7 m 3 / t. Rezultatet e analizës tregojnë se dendësia mesatare e vajit është 0.8920 g / cm 3. Përmbajtja e squfurit në vajin e fazës Bashkirian varion nga 22.4 në 3.63% dhe është mesatarisht 13.01%. Sasia e rrëshirave silikogel varion nga 11,6% në 18,7% dhe mesatarisht 14,47%. Përmbajtja e asfaltinës është në intervalin 3,6 - 6,4% (mesatarisht 4,51%), dhe përmbajtja e parafinës 2,7 - 4,8% (mesatarisht 3,97%).
Superhorizonti Yasnaya Polyanskiy

Vaji i horizontit Tula është i rëndë, graviteti specifik 0,9 g / cm 3, viskoziteti i lartë 34,2 cp. Faktori i gazit është 12.2 m 3 / t, presioni i ngopjes së vajit me gaz është 101.5 atm., i cili është për shkak të përmbajtjes së lartë të azotit në gaz deri në 63.8 përqind në vëllim.

Mostrat sipërfaqësore të vajit nga superhorizonti Yasnaya Polyana u morën nga 8 puse. Dendësia e vajit sipas rezultateve të analizës së mostrave sipërfaqësore është 0,9045 g / cm 3. Përmbajtja e squfurit  3,35%, përmbajtja e asfaltinit  5,5%, përmbajtja e parafinës  4,51%.
Shtresa turneziane

Viskoziteti i vajit në kushtet e rezervuarit ishte 73.2 cp. Dendësia e vajit është 0,9139 g / cm 3. Faktori i gazit 7,0 m 3 / t. faktori i volumit 1.01. Mostrat sipërfaqësore të vajit të fazës Tournaisian janë marrë nga 8 puse. Dendësia mesatare e vajit është 0,9224 g / cm 3. Rritja e përmbajtjes së rrëshirave silikogel është 17,4 - 36,6% (mesatarisht 22,6%). Përmbajtja e asfalteneve dhe parafinës është mesatarisht përkatësisht 4,39% dhe 3,47%.
^ GAZI I SHOQËRUAR

Gazi shoqërues përmban një sasi të shtuar të azotit. Për fazën Tournaisian, vlera mesatare e saj është 93.54%, për superhorizontin Yasnaya Polyana - 67.2%, për fazën Bashkirian - 44.4%, për horizontin Vereian - 37.7%. Një përmbajtje e tillë e azotit, si dhe faktorët e ulët të gazit, bëjnë të mundur përdorimin e gazit shoqërues si lëndë djegëse, vetëm për nevojat e ndërmarrjeve industriale.

Për sa i përket përmbajtjes së heliumit në gazin e lakut të Yasnaya Polyanskiy (0,042%) mbi horizont dhe fazën Cheretskiy (0,071%), është me interes industrial, por për shkak të faktorëve të ulët të gazit, d.m.th. prodhimi i vogël i heliumit, përfitimi i prodhimit të tij vihet në dyshim. Përmbajtja e heliumit në gazin shoqërues të horizontit Vereian dhe fazës Bashkirian është, përkatësisht, 0.0265% dhe 0.006%.
^ UJI FORMIMIT
Horizonti i vërtetë

Bollëku i ujit i shtresave në pjesën e sipërme të horizontit Vereisky praktikisht nuk është studiuar. Shllira e rezervuarit ka një dendësi prej 1,181 g / cm 3, kripësia e parë është 70, ato përmbajnë B - 781 mg / l, J - 14 mg / l dhe В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Përbërja e gazit të tretur në ujë dominohet ashpër nga azoti - 81%, metani - 13%, etani - 3,0%, më i rëndë - 0,3%.
Skena Bashkiriane

Ujërat e depozitave të Bashkirianit kanë një përbërje të ngjashme jon-kripë dhe mineralizim dhe metamorfizim pak më të ulët se ujërat e komplekseve më të larta dhe të poshtme. Mineralizimi i ujërave të depozitave të Bashkirit nuk kalon 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg nuk kalon 3.7; SO 4 / Cl nuk kalon 0,28; përmbajtja e mg/l brom 587 - 606; J ÷ 10,6-12,7; B 2 O 3 28-39; kalium - 1100; stroncium - 400; litium - 4.0.
Yasnopolyansky mbi horizont

Ato karakterizohen nga mineralizim i lartë, metamorfizimi, mungesa e asfalteneve, përmbajtja e lartë e bromit dhe jodit, jo më shumë se 50 mg/l. Përmbajtja e parëndësishme e sulfateve shërben si një korrelativ për të dalluar ujërat e kompleksit Yasnaya Polyana nga ujërat e komplekseve më të larta dhe të poshtme.

Ngopja mesatare e gazit të ujërave të formimit të sedimenteve Yasnaya Polyana është 0,32 - 0,33 g / l. Përbërja e gazit është azoti, përmbajtja e hidrokarbureve është rreth 3 - 3,5%, argoni - 0,466%, helium - 0,069%. Gazi i degazimit të kontaktit përbëhet nga azoti 63,8%, metani 7,1%, etani 7,9%, propani 12,1%.
Shtresa turneziane

Mineralizimi i ujërave të fazës Tournaisian është 279.2 g/l; S - 68; SO 4 / Cl - 100-0,32; B - 728 mg / l; J - 13 mg / l; В 2 О 3 - 169 mg / l. Uji i sedimenteve Tournaisian ndryshon ndjeshëm nga ujërat e sedimenteve Yasnaya Polyana, gjë që tregon izolimin e akuiferëve të horizontit.

Ujërat e skenës Tournaisian janë shumë të mineralizuara. Ato karakterizohen nga një përmbajtje e lartë e kalciumit prej 19%, raporti ekuivalent Cl-Na/Mg është më i lartë se 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Përmbajtja e bromit 552-706 mg/l; jod 11-14 mg / l; NH 4 79-89 mg / l; В 2 О 3 39-84 mg / l; kalium 1100 mg / l; stroncium 4300 mg / l;
Vetitë fizike dhe kimike të naftës në kushte rezervuari

Vetitë fizike dhe kimike të gazit

Vetitë fiziko-kimike të ujërave të formimit

^ 6. TREGUESIT E ZHVILLIMIT TË DEPOZITAVE

(formimi prodhues)

Kjo "Skemë teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" vërteton opsionin optimal për zhvillimin e mëtejshëm të fushës.
Puna u krye në përputhje me termat e referencës së OJSC "Surgutneftegas" dhe dokumentet rregullatore të miratuara.

Prezantimi

2. Analiza e strukturës së stokut të pusit.
3. Karakteristikat gjeologjike të vendburimit.
4. Modeli gjeologjik dhe teknologjik i terrenit.
5. Arsyetimi gjeologjik dhe në terren i opsioneve të zhvillimit.
6. Treguesit teknologjikë të opsioneve të zhvillimit.
7. Rezervat e naftës dhe gazit të tretur.
8. Masat paraprake të sigurisë për operatorët e prodhimit të naftës dhe gazit.
9. Mënyra teknologjike e funksionimit të puseve të prodhimit.
10. Prodhimi i naftës nga instalimet elektrike zhytëse.
11. Prodhimi i naftës duke përdorur pompat e shufrave thithëse të puseve.

Skedarët: 1 skedar

AGJENCIA FEDERALE E ARSIMIT

Institucion arsimor shtetëror i arsimit të lartë profesional

"Universiteti Shtetëror i Naftës dhe Gazit Tyumen"

Departamenti i Zhvillimit dhe Operimit të Vendburimeve të Naftës

në praktikën e parë të prodhimit

nga "" 20 në "" 200

në ndërmarrje

Studenti

grupet НР-09-1 specialitete

“Zhvillimi dhe funksionimi i naftës dhe

fushat e gazit",

specializimi: "Zhvillimi i fushave të naftës"

Nga ndërmarrja

(pozicioni) F.I.O.

Vlerësimi i mbrojtjes:

Kogalym, 2012

Prezantimi

1. Informacion i përgjithshëm për depozitën.

2. Analiza e strukturës së stokut të pusit.

3. Karakteristikat gjeologjike të vendburimit.

4. Modeli gjeologjik dhe teknologjik i terrenit.

5. Arsyetimi gjeologjik dhe në terren i opsioneve të zhvillimit.

6. Treguesit teknologjikë të opsioneve të zhvillimit.

7. Rezervat e naftës dhe gazit të tretur.

8. Masat paraprake të sigurisë për operatorët e prodhimit të naftës dhe gazit.

9. Mënyra teknologjike e funksionimit të puseve të prodhimit.

10. Prodhimi i naftës nga instalimet elektrike zhytëse.

11. Prodhimi i naftës duke përdorur pompat e shufrave thithëse të puseve.

PREZANTIMI

Administrativisht, fusha Zapadno-Chigorinskoye ndodhet në rajonin Surgut të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të rajonit Tyumen.

Fusha ndodhet në territorin e tre zonave të licencës, përdoruesi i nëntokës së të cilave është OJSC “Surgutneftegas”:

• Zona e licencës Chigorinsky (licenca KhMN nr. 00684, lëshuar më 03.12.1997, data e skadimit
  vlefshmëria e licencës 31.12.2040),
• Zona e licencës Ai-Pimskiy (licenca KhMN nr. 00560, lëshuar më 29/09/1993, data e skadimit
  vlefshmëria e licencës 31.12.2055),
• Zona e licencës Zapadno-Ai-Pimsky (licenca KhMN nr. 00812, lëshuar më 04.06.1998, afati
  skadimi i licencës më 31.12.2055),

Largësia nga vendbanimi - vendbanimi më i afërt. Nizhnesortymsky - 60 km. Largësia nga qyteti i Surgut - 263 km.

Fusha u zbulua në vitin 1998 dhe u hodh në prodhim pilot në 2003 në bazë të "Skemës Teknologjike për Zhvillimin Pilot" të hartuar nga TO "SurgutNIPIneft" (protokolli i Okrug Autonome TKR Khanty-Mansi nr. 259, datë 06.12.2001).

Për shkak të ritmeve më të larta të zhvillimit të fushës në dy vitet e para të funksionimit (2003-2004), vëllimet aktuale të prodhimit të naftës tejkaluan nivelet e projektimit. Për të rregulluar treguesit teknologjikë të zhvillimit në 2005, TO "SurgutNIPIneft" përpiloi një "Analizë të zhvillimit të fushës West Chigorinskoye" (protokolli TO CKR Rosnedra për Khanty-Mansi Autonome Okrug Nr. 630, datë 27.04.2005). .

Ky dokument projekti "Skema teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" u hartua në 2006 në përputhje me vendimin e Qendrës së Mirëmbajtjes së Komisionit Qendror Rosnedra për Okrug Autonome Khanty-Mansi (Protokolli nr. 630, datë 04/ 27/2005).

Gjatë periudhës së zhvillimit pilot të fushës Zapadno-Chigorinskoye:

Struktura gjeologjike e qartësuar dhe vetitë e rezervuarit
objekti kryesor operativ i NPP-së dhe,

• Rezervat e naftës u llogaritën dhe u miratuan nga Komiteti Shtetëror i Rezervave të Rosnedra (Procesverbali Nr.
  03.11.2006),
• vlerësohet efikasiteti i sistemit të zhvillimit të zbatuar.

Kjo "Skemë teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" vërteton opsionin optimal për zhvillimin e mëtejshëm të fushës.

Puna u krye në përputhje me termat e referencës së OJSC "Surgutneftegas" dhe dokumentet rregullatore të miratuara.

1. INFORMACION I PËRGJITHSHËM RRETH DEPOZITËS

Vendndodhja administrative dhe gjeografike. Fusha Zapadno-Chigorinskoye ndahet në territorin e tre zonave të licencës: zona e licencës Ai-Pimsky (pjesa verilindore e fushës), zona e licencës West Ai-Pimsky (pjesa qendrore) dhe zona e licencës Chigorinsky (pjesa juglindore, Fig. 1.1). .

Administrativisht, depozita ndodhet në rrethin Surgut të Qarkut Autonom Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen. Vendbanimi më i afërt është vendbanimi Nizhnesortymskiy, i vendosur 60 km në veri-lindje të fushës. Qendra e rajonit të Surgut është qyteti i Surgut, i vendosur 263 km në jug-lindje të fushës. Në aspektin fizik dhe gjeografik, ai kufizohet në provincën e moçaleve të Surgut të vendit fizik dhe gjeografik të Siberisë Perëndimore. Fusha ndodhet në zonën e operimit të OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nizhnesortymsk-neft".

Klima është kontinentale. Dimri është i gjatë, i ashpër dhe me borë. Temperatura mesatare e muajit më të ftohtë, janari është -21,4 ° С. Trashësia e mbulesës së borës arrin deri në 60-75 cm Kohëzgjatja e periudhës me ngrica të vazhdueshme është 164 ditë. Vera është e shkurtër (50-60 ditë), mesatarisht e ngrohtë dhe me vranësira, me ngrica të shpeshta. Temperatura mesatare e muajit më të ngrohtë (korrik) është + 16,8 ° С, me një maksimum absolut + 34 ° С. Në përgjithësi, klima e rajonit është tipike për zonën e taigës.

Hidrografia. Fusha ndodhet në interfluencën e lumenjve Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. Për nga natyra e regjimit ujor, lumenjtë i përkasin llojit të lumenjve me përmbytje pranverë-verë dhe përmbytje në stinën e ngrohtë. Faza kryesore e regjimit ujor është përmbytja, e cila, në disa vite, përbën deri në 90% të rrjedhjes vjetore. Fillon në dekadën e tretë të prillit dhe përfundon në qershor. Zona të rëndësishme janë moçalore (60,1%). Mbivendosja e territorit të zonës së punës është 17.2%. Së bashku me liqenet e vegjël në territorin e depozitimit, ka edhe të mëdhenj: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatilor.

Tokat. Sipërfaqet automorfe mbizotërohen nga podzolet illuviale feruginoze dhe humuse. Ndër llojet e tokave me moçal, dallohen tokat torfe, torfe dhe torfe në tokat e larta, si dhe tokat torfe-humus-gle. Fushat e përmbytura të lumenjve dominohen nga toka të përmbytura me torfe-humus-gley dhe toka të përmbytura me podzolizim të dobët.

Bimësia. Sipas zonimit gjeobotanik të Siberisë Perëndimore (Ilyina dhe Makhno, 1976), territori i depozitimit ndodhet në nënzonën veriore të taigës.

Struktura e peizazhit të territorit dominohet nga moçalet e llojeve të ndryshme (60,1% e sipërfaqes), kryesisht kreshta-kreshtë dhe liqenore-kreshtë-gropë, si dhe moçalje fushore-kodrinore. Pyjet me pisha dhe thupër janë të kufizuara në zonat afër luginës (mbulesa pyjore - 17.3%). Në përmbytjet dhe luginat e lumenjve, mbizotërojnë pyjet me thupër dhe kedri-pisha (rreth 5.4%).

Bota e kafshëve. Sipas zonimit zoogjeografik të rajonit Tyumen (Gashev, 2000), fusha Zapadno-Chigorinskoye ndodhet brenda provincës zoogjeografike Surgut. Fauna përfaqësohet nga fauna e biotopeve të liqenit (muskrat, lepurin e bardhë, shpendët ujorë: rosat e lumenjve dhe lumenjtë), në biotopet pyjore ka përfaqësues të gjahut malësor (papushkë e zezë, kërpudha e drurit, lajthia), si dhe ketra. , chipmunks.

Përdorimi i tokës dhe zonat e mbrojtura posaçërisht. Në territorin e fushës Zapadno-Chigorinskoye ka territore me një status të veçantë të menaxhimit të natyrës - zona të mbrojtjes së ujit, plantacione kedri, toka stërgjyshore (Fig. 1.1).

Zonat e mbrojtjes së ujit janë të vendosura përgjatë lumenjve dhe rreth liqeneve me gjerësi nga 100 deri në 500 m, duke zënë 5132 hektarë (rreth 45% të sipërfaqes fushore). Masivë të veçantë përgjatë shtretërve të lumenjve janë plantacione kedri - 172 hektarë (1.5%).

Me Dekret të Shefit të Administratës së Rajonit të Surgut nr. 124, datë 30.11.1994 dhe me vendim të komisionit të rrethit në administratën rurale të Sytominsk të rajonit të Surgut, toka stërgjyshore nr. 12C u nda në territorin e depozitë, ku 4 familje (12 persona) nga radhët e popujve indigjenë kryejnë veprimtari ekonomike North - Khanty (familjet e Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Marrëveshjet ekonomike janë lidhur midis OJSC “Surgutneftegas” dhe krerëve të trojeve stërgjyshore, duke parashikuar një sërë masash sociale dhe ekonomike.

Aktiviteti ekonomik në zonat e mbrojtjes së ujit përcaktohet me Dekretin e Qeverisë së Federatës Ruse Nr. 1404, datë 23.11.1996 "Rregulloret për zonat e mbrojtjes së ujit të trupave ujorë dhe zonat e tyre të mbrojtjes bregdetare", RD 5753490-028-2002 "Rregulloret mbi mbrojtja e mjedisit në projektimin dhe prodhimin e puseve të kërkimit dhe eksplorimit të punës të OJSC "Surgutneftegas" të vendosura në zonat e mbrojtjes së ujit të trupave ujorë të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk "; stenda kedri - sipas Kodit Pyjor të Federatës Ruse Nr. 22-FZ, datë 29.01.1997; trojet stërgjyshore - me Vendim të Kryetarit të Administratës së Rajonit të Surgut nr.124 nga ZOL 1.1994.

Infrastruktura industriale. Fusha e naftës Zapadno-Chigorinskoye ndodhet në zonën e operimeve të Nizhnesortymskneft NGDU, e cila ka një infrastrukturë të zhvilluar prodhimi: një objekt grumbullimi dhe trajtimi të naftës, stacione pompimi përforcues, një sistem presioni dhe tubacionesh nafte, tubacione gazi, një. rrjeti rrugor, një sistem furnizimi me energji elektrike dhe bazat e shërbimit të prodhimit.

Deri në përfundimin e punimeve, në terren u ndërtuan: 11 puseta; Sistemi i grumbullimit të naftës dhe gazit me një gjatësi prej 26.1 km:

• një stacion pompimi përforcues me një kapacitet projektues 10.0 mijë m / ditë, nga gryka
  shkarkim i ri paraprak i ujërave të formacionit, me kapacitet 10.0 mijë m3/ditë.
  Shfrytëzimi i kapaciteteve me 01.01.2006 ishte 12%;
• tubacion nafte për transportin e jashtëm të naftës nga fusha West Chigorinskoye
  deri në pikën e futjes në tubacionin e naftës nga fusha Bittemskoye, 15.0 km e gjatë;

stacion pompimi grumbullues me kapacitet 7.2 mijë m 3 / ditë. Shfrytëzimi i kapaciteteve me 01.01.2006 ishte 44%;

Katër puse uji janë shpuar në zonën e SPS në malin Cenomanian
ombrellë e pajisur me njësi pompimi zhytëse me presion të lartë, përmes
në të cilën injektohet uji;

Sistemi i tubacioneve të ujit me presion të lartë 18,55 km i gjatë;
trafo trafo PS 35/6;

• linja e tensionit të lartë VL-35kV nga PS110 e fushës Bittemskoye në Perëndim
  Fusha no-Chigorinskoye, 15,8 km e gjatë;
• autostradë me asfaltobeton nga BPS Perendim
  Fusha Chigorinskoye para lidhjes në korridor nga fusha Bittemskoye "rreth
  13.5 km i gjatë;

Afrohet me shkurret me gjatësi 26.15 km.

Sistemi i grumbullimit të gazit në fushë nuk është i zhvilluar mirë. Një termocentral me turbina me gaz u ndërtua në fushën Bittemskoye që ndodhet brenda 20 km. Shkalla e shfrytëzimit të gazit me 01.01.2006 ishte 2,76%.

Objekti më i afërt i trajtimit të naftës është Alekhinsky CPF, i vendosur 95.8 km nga fusha. Dorëzimi i naftës në sistemin Transneft kryhet në PS Zapadny Surgut.

Energjia elektrike furnizohet nga sistemi Tyumenenergo. Burimi kryesor i furnizimit me energji elektrike për fushën Zapadno-Chigorinskoye është nënstacioni 35/6 kV Bit-temskaya (2x25 MB A).

Furnizimi me energji elektrike i objekteve në terren të fushës Zapadno-Chigorinskoye kryhet nga SS 35/6 kV (2x6.3 MB A) Nr. 252, i vendosur në zonën e zonës teknologjike të stacionit të pompimit përforcues.

Gjatë zhvillimit të fushës, materialet dhe pajisjet furnizohen nga qyteti i Surgut, i cili ka një kryqëzim të madh hekurudhor, port lumor dhe aeroport, të aftë për të pritur avionë të transportit të pasagjerëve dhe të rëndë.

Fshati më i afërt Nizhne-Sortymsky është i pajisur me burime të kualifikuara të punës. Në NGDU "Nizhnesortymskneft" është zhvilluar një sistem i departamenteve dhe shërbimeve të riparimit.

2. ANALIZA E STRUKTURËS SË FONDIT TË PUSEVE.

Që nga 1 janari 2006, bilanci i ndërmarrjes ka 147 puse, duke përfshirë puse prodhimi - 109, injeksion - 33, kontrolli - 1, marrjen e ujit - 4. Karakteristikat e stokut të puseve janë dhënë në tabelë. 2.1

Në objektin AC12, ka 129 puse prodhimi dhe injektimi, duke përfshirë 96 puse prodhimi dhe 33 puse injektimi (nga të cilat 12 janë duke u zhvilluar për naftë).

Ka 13 puse kërkimore të braktisura në rezervuarët AS11 dhe YUSo.

Shtojcat grafike tregojnë harta të gjendjes aktuale të zhvillimit të objektit AC12. Për objektin në tërësi, produktiviteti i puseve të treguar në hartë korrespondon me raportet e NGDU, hartat e secilës prej shtresave tregojnë produktivitetin e vlerësuar të marrë si rezultat i llogaritjeve të modelit.

Gjendja e fondit është e kënaqshme. Ka 2 puse në stokun e pusit boshe (2% e stokut të pusit).

Në Dhjetor 2005, 100 puse prodhimi ishin në funksionim me një normë mesatare të rrjedhës së naftës prej 13.9 t / ditë, një presion mesatar i vrimës së poshtme prej 12.8 MPa. Punojnë 21 puse injektimi.Injektiviteti mesatar i puseve të injektimit është 152 m 3/ditë, me një presion mesatar në krye të pusit 14.9 MPa.

Gama e normave të prodhimit të naftës (nga 0.1 në 63.1 t / ditë) për fazën fillestare të zhvillimit është shumë e madhe. Për të identifikuar arsyet kryesore për produktivitetin e pabarabartë të puseve, u krye një analizë multivariate e informacionit gjeologjik dhe në terren, varësitë më informuese tregohen në Fig. 4.3.1. Nga të dhënat e dhëna rezulton: