Rapport om olje- och gasfält. Allmänna egenskaper och organisationsstruktur för ooo ngdu "aksakoveft": rapport om pedagogisk praxis. Drift av olje- och injektionsbrunnar

Arbets Beskrivning

Grunden för den ekonomiska potentialen i Okha-regionen är bränsle- och energikomplexet. Dess basföretag är olje- och gasproduktionsavdelningen Okhaneftegaz, som är en del av strukturen för OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
NGDU Okhaneftegaz-företagets historia började med utvecklingen av Okha-fältet 1923. Från 1923 till 1928 utvecklades Okha-fyndigheten av Japan under ett koncessionsavtal. Från 1928 till 1944 utfördes utforskning och utveckling av fältet gemensamt av Sakhalinneft Trust (bildad 1927) och den japanska koncessionshavaren

Introduktion. Allmän information om företaget
2
1.
Teoretisk del
3

1.1. Företagsstruktur
3

4

1.3. Klassificering av metoder för förbättrad oljeutvinning
6

1.4. Vattenöversvämningssystem och villkor för deras användning
9

1.5. Undersökning av injektionsbrunnar
13

1.6. Underjordisk reparation av injektionsbrunnar, typer och skäl för reparation
14
2.
Arbetssäkerhet vid vattenöversvämning
15
3.
Miljöskydd när det används för reservoartrycksupprätthållande av avloppsvatten
16

Slutsats. Hur man bestämmer effektiviteten av tillämpningen av RPM-metoder
18

Bibliografi
19

Filer: 1 fil

Ryska federationens federala byrå för utbildning och vetenskap

Utbyggnad och drift av olje- och gasfält

(namn på specialitet)

(efternamn, namn, patronym för eleven)

Korrespondensavdelning sjätte kursen.

kod 130503.

i kvalifikation (praktik) praktik

på ______________________________ _____________________________

(Företagsnamn)

Praktikansvarig från filialen

Praktikledare från företaget

____________________ ___________________________

(position) (signatur) (agerar)

Kommissionens beslut från "______" ____________________ 2010.

erkänn att rapporten

utförs och skyddas med betyget "____________________________"

kommissionsledamöter

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(position) (signatur) (agerar)

Introduktion

Allmän information om företaget.

Grunden för den ekonomiska potentialen i Okha-regionen är bränsle- och energikomplexet. Dess basföretag är olje- och gasproduktionsavdelningen Okhaneftegaz, som är en del av strukturen för OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

NGDU Okhaneftegaz-företagets historia började med utvecklingen av Okha-fältet 1923. Från 1923 till 1928 utvecklades Okha-fyndigheten av Japan under ett koncessionsavtal. Från 1928 till 1944 utfördes utforskning och utveckling av fältet gemensamt av Sakhalinneft Trust (bildad 1927) och den japanska koncessionshavaren.

1944 avslutades avtalet med Japan, och sedan dess har utvecklingen av Okhinskoye-fältet fortsatt av Sakhalinneft-föreningen, och Okhinsky-oljefältet har inkluderats i olika divisioner under olika år:

1944-1955 - Okha oljefält (i utvecklingen av Central Okha-fältet);

1955-1958 - Okha utvidgade oljefält, som är en del av Ekhabineft Oilfield Directorate (i utvecklingen av Central Okha, Severnaya Okha, Nekrasovka, Yuzhnaya Okha, Kolendo fields - fram till 1965);

1968-1971 - Oilfield Administration Okhaneft (i utvecklingen av fälten Central Okha, Yuzhnaya Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (i utvecklingen av fälten Central Okha, North Okha, South Okha);

1979-1981 - Grundläggande företag i Sakhaneftegazdobycha Production Association, som är en del av Sakhalinmorneftegaz All-Union Industrial Association (i utvecklingen av fälten Central Okha, Severnaya Okha, Yuzhnaya Okha);

1981-1988 - NGDU Seveneftegaz (samma fält utvecklas). NGDU Okhaneftegaz verkar på 17 olje- och gasfält i Okha-regionen.

1988 omvandlades PO Okhaneftegazdobycha och VPO Sakhalinmorneftegaz till PA Sakhalinmorneftegaz och NGDU Severneftegaz - till NGDU Okhaneftegaz, som återigen inkluderar Kolendofältet. Vid gamla oljefält, som ligger på land, har införandet av hydraulisk sprickteknik börjat, vilket gör det möjligt att öka brunnsproduktionstakten.

1. Teoretisk del

Allmän information om depositionen. Tungorfältet upptäcktes 1958, 28 km söder om staden Okhi. I orografiska termer är det antiklinala vecket beläget vid gränserna för två morfologiska zoner: den östra, upplyfta, uttryckt i form av meridianryggen på östra Sakhalin-ryggen, och den västra, representerad av mer milda och låga reliefformer. De maximala absoluta höjderna i den östra delen når 120 meter. Falsens båge motsvarar en låg reliefzon med absoluta märken som inte överstiger 30-40 m.

Distriktets hydrografiska nätverk är dåligt utvecklat. Det bör noteras att det finns två lokala dräneringsbassänger - Tungor och Odoptu sjöar, som har en tektonisk natur. Ett antal små bäckar och floder rinner genom området. Deras dalar är sumpiga, vattenflödet är ojämnt. Byn Tungor ligger i omedelbar närhet av fyndigheten, som är ansluten till staden Okha via en 28 km lång väg.

Klimatet i regionen är kallt, vintern är lång, snötäcket faller i november och varar till maj. Tyfoner ger snöstormar på vintern och kraftiga regn på sommaren. Vinden når 30m/s. Sommaren är kort och regnig. Den genomsnittliga årstemperaturen är 2,5.

Stratigrafi. Sektionen av avlagringarna i Tungorskoye-fältet representeras av fruktansvärda sandiga bergarter från neogenåldern. Komplexet av formationer som avslöjas av de djupaste brunnarna är uppdelat (från botten till toppen) i Daginskaya-, Okobykayskaya- och Nutovskaya-formationerna.

Daginskaya svit. Den maximala penetrerade tjockleken i brunn nr 25 är 1040m. Gränsen mellan Dagin- och Okobykai-formationerna dras längs toppen av XXI-horisonten. Daginsky-avlagringarna är indelade i horisonterna XXI - XXVI.

De består huvudsakligen av sand och sandstenar av ljusgrå, grå, ojämnt korniga, siltig-leriga stenar.

Mudstones är mörkgrå till svarta, spruckna, finfördelade, på toppen - sandig-siltig, glimmerhaltig, innehåller förkolnade växtrester. Bergarterna kännetecknas av en hög halt av kiseldioxid.

Okobykayskaya formation. Gränsen mellan avlagringarna av Nutovskaya- och Okobykayskaya-formationerna dras konventionellt längst ner i det tredje lagret. Tjockleken på sviten når 1400m. Klastiska bergarter representeras av sand, leror och deras mellanliggande och cementerade varianter. Den övre halvan av formationssektionen kännetecknas av sedimentationsstabilitet, vilket framträder vid analys av tjocklekar. Den allestädes närvarande diskontinuiteten för strata III - XII, skarpa substitutioner av litologiska sidor komplicerar den lokala korrelationen mellan sektionen av individuella brunnar, förutbestämmer konventionaliteten i kontakten mellan Nutov- och Okobykai-avlagringarna.

Sand och sandsten är grå, ljusgrå, finkornig, lerig-siltig med småsten och grus. Siltstenar och siltstenar är ljusa och mörkgråa, leriga sandiga. Lera och lersten är mörkgrå, sandig, siltig och sprucken. Det ler-sandiga komplexet i Nedre Okobykayskaya-skiktet inkluderar de viktigaste olje- och gasfyndigheterna.

Nutovskaya svit. Det är fördelat över hela området, i krönet av vecket är de mellersta Nutovsky-klipporna exponerade. Den totala kapaciteten är över 1000m. Om det i den nedre delen av sektionen är möjligt att spåra individuella sandiga lager (III, II, I, M), så exponeras ett kontinuerligt sandigt komplex med tunna lerlager ovanför. Sandiga stenar är grå, ljusgrå, spröd, finkornig och ojämnkornig med spridda småsten och grus. Leror är mörkgrå, sandig-siltig, siltig med inneslutningar av förkolnade växtrester.

Tektonik. Tungor-vecket är en del av Ekhabinsky antikliniska zon som ligger i den nordöstra extrema delen av ön.

Inom den antiklinala zonen har nio antiklinala strukturer identifierats, grupperade i två antiklinala grenar - Okha och East Ekhabinsky.

Tungor-antiklinen ligger i den nedre änden av den östra Ekhabinsky-zonen och skiljer sig från andra veck i ett antal strukturella särdrag. Det skiljer sig från närliggande strukturer - Vostochno-Ekhabinskaya i öster och Ekhabinskaya, angränsande från norr, genom en liten sättning, lägre kontrast och frånvaron av diskontinuiteter. Enligt de pliocenavlagringar som utvecklats på ytan är vecket en meridianslående brakyantiklin.

Längs toppen av horisonten XX sträcker sig vecket i meridionalriktningen, dess vingar är nästan symmetriska. Infallsvinklarna för stenar på den västra vingen varierar inom 8-9 grader, på den östra - mer branta och når 12-14. Sänkningen av stenar i sydlig riktning är svagt sluttande, i en vinkel på 3-4, på den norra perklinjen finns en böjningsförtjockning av isohypsum och en brantare nedgång av gångjärnet (infallsvinkel 6 -7).

Oljebärande förmåga. 1958 fastställde borrhålsupptäckaren den kommersiella oljebärande kapaciteten för XX-horisonten. 1961 upptäcktes en oljefyndighet av XX-horisonten under testning av brunn nr 28. Vid det här laget har produktiviteten för tre oljehorisonter (XXI, XX och XX) och tio gashorisonter bevisats i Tungorfältet. I sektionen av Tungorfältet finns det ett brett utbud av produktivitet och iakttagande av vertikal zonindelning i fördelningen av fyndigheter: uppför sektionen ersätts oljefyndigheter med gaskondensat, sedan rent gas. Morfologin hos de naturliga reservoarerna i Tungorfältet är av en avskyvärd form, respektive fällor av olje- och gasavlagringar kommer att tillhöra formationen välvda och de flesta av dem är delvis litologiskt avskärmade.

1.3. Klassificering av metoder för förbättrad oljeutvinning

Användningen av metoder för att upprätthålla reservoartryck under utvecklingen av oljeavlagringar (vattenöversvämning i kretslopp och i kretslopp, injicering av gas eller luft i förhöjda delar av reservoaren) tillåter den mest rationella användningen av naturlig reservoarenergi och fyller på den, avsevärt minska utvecklingstiden för fyndigheter på grund av mer intensiv oljeuttag. Och ändå förblir saldot av restreserver på de fält som befinner sig i slutskedet av utvecklingen mycket hög, i vissa fall uppgående till 50-70%.

För närvarande är ett stort antal förbättrade metoder för oljeutvinning kända och implementerade. De skiljer sig åt i metoden för att påverka de produktiva formationerna, arten av interaktionen mellan arbetsmedlet som injiceras i formationen och vätskan som mättar formationen och typen av energi som införs i formationen. Alla metoder för förbättrad oljeutvinning kan delas in i hydrodynamiska, fysikalisk-kemiska och termiska.

Hydrodynamiska metoder för förbättrad oljeutvinning.

Vid tillämpning av dessa metoder ändras inte systemet för avstånd mellan produktions- och injektionsbrunnar och ytterligare energikällor som införs i formationen från ytan för att ersätta kvarvarande olja används inte. Hydrodynamiska metoder för förbättrad oljeutvinning fungerar inom det implementerade utvecklingssystemet, oftare under vattenöversvämning av oljereservoarer, och syftar till att ytterligare intensifiera naturliga oljeutvinningsprocesser. Hydrodynamiska metoder inkluderar cyklisk vattenöversvämning, variabla filtreringsflöden och påtvingat vätskeuttag.

Cyklisk vattenöversvämning. Metoden är baserad på en periodisk förändring av reservoardriftsläget genom att stoppa och återuppta vatteninjektion och uttag, på grund av vilka kapillära och hydrodynamiska krafter utnyttjas mer fullt ut.

Detta underlättar införandet av vatten i de reservoarzoner som tidigare inte var täckta av påverkan. Cyklisk vattenöversvämning är effektiv på fält där konventionell vattenöversvämning används, särskilt i hydrofila reservoarer, som kapillärt bättre håller kvar vattnet som har invaderat dem. I heterogena formationer är effektiviteten av cyklisk vattenöversvämning högre än konventionell vattenöversvämning. Detta beror på det faktum att under förhållanden med vattenöversvämning av en heterogen formation är den kvarvarande oljemättnaden i formationens regioner med de sämsta reservoaregenskaperna betydligt högre än den för den huvudsakliga översvämmade delen av formationen. Med en tryckökning bidrar de elastiska krafterna i formationen och vätskan till att vatten förs in i de områden av formationen med de sämsta reservoaregenskaperna, medan kapillärkrafter håller kvar vattnet som trängt in i formationen med en efterföljande minskning av bildningstrycket.

Metoden för att ändra riktningen för filtreringsflöden. I processen med vattenöversvämning av oljereservoarer, särskilt heterogena, enligt traditionella scheman, bildas gradvis ett tryckfält och typen av filtreringsflöden i dem, där enskilda delar av reservoaren inte täcks av den aktiva processen för oljeförskjutning med vatten. För att involvera stagnerande zoner i reservoaren som inte täcks av vattenöversvämning under utveckling, är det nödvändigt att ändra den allmänna hydrodynamiska situationen i den, vilket uppnås genom att omfördela vattenuttag och injektion genom brunnarna. Som ett resultat av förändringar i produktionen (injektion) ändras tryckgradienternas riktning och storlek, vilket gör att de områden som tidigare inte var täckta av vattenöversvämningar påverkas av högre tryckgradienter, och olja förskjuts från dem till de översvämmade, strömmande del av reservoarerna, vilket ökar oljeutvinningen. Vid implementering av metoden, tillsammans med en förändring av produktion och injektion, praktiseras periodisk avstängning av enskilda brunnar eller grupper av produktions- och injektionsbrunnar.

Ministeriet för utbildning och vetenskap i Ryska federationen och Republiken Tatarstan

Almetyevsk State Oil Institute

Avdelning "Utveckling och drift

olje- och gasfält"

Rapportera

Studerande Abunagimov Rustam Rinatovich grupp 68-15 W

Fakulteten för olje- och gasspecialiteter 13503.65

Om pedagogisk praktik, godkänd i JSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

( företag, NGDU)

Praktikplats OJSC "Bashneft"

NGDU "Oktyabrskneft"

Praktikledare

från Institutionen för RIENGM Chekmaeva R.R.

(tjänst, fullständigt namn)

Almetjevsk

INLEDNING 3

1 NGDU:s produktions- och organisationsstruktur. 4

2. Geologiska och fysiska egenskaper hos föremål. åtta

3. Borrning av brunnar. tretton

4. Utbyggnad av oljefält. 15

5. PPD-system. nitton

6. Drift av olje- och injektionsbrunnar. 22

7. Välundersökning. 25

8. Metoder för att öka brunnsproduktiviteten. 26

9. Rutin- och kapitalreparationer av brunnar. trettio

10. Insamling och beredning av olja, gas och vatten. 33

11. Säkerhet, arbetskraft och miljöskydd. 36

REFERENSER 39

INTRODUKTION

Denna praktik genomfördes av mig på Oktyabrsknefts olje- och gasproduktionsavdelning. Under loppet av min praktik bekantade jag mig med metoderna för oljeproduktion, metoder för att förbättra oljeutvinningen, reservoartryckhållningssystemet, såväl som brunnsproduktionssystemet under villkoren för denna olje- och gasproduktionsavdelning.

NGDU Oktyabrskneft är ett olje- och gasproduktionsföretag. Grunden för NGDU:s verksamhet är utvinning av olja, gas, bitumen, sötvatten och mineralvatten, deras transporter med olika typer av transporter, i vissa fall bearbetning och försäljning.

NGDU Oktyabrskneft är en stor underavdelning av OJSC Bashneft. På grund av den höga graden av prospektering (mer än 82%) av Bashkortostans territorium fortsätter företaget att utföra prospekteringsarbete, både på republikens territorium och i andra regioner. År 2009 avslutades den årliga planen för prospekteringsborrning på mer än 10 tusen meter, 10 brunnar färdigställdes, industriella oljeflöden erhölls i 6 brunnar (effektivitet 60%), 2 nya oljefält upptäcktes, ökningen av utvinningsbara reserver på industrikategorier var 1,3 miljoner ton Bolaget bedriver seismisk prospektering, djupprospekteringsborrningar, geokemiska studier och tematiska arbeten inom området geologisk prospektering. Oljeproduktionen kommer att öka på grund av de fält som utvecklas av företaget, såsom Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye och andra fält. En ökning av oljeproduktionen förväntas på grund av en ökning av volymen av geologiska och tekniska åtgärder: att borra nya brunnar, optimera vätskeproduktion, överföra brunnar till andra anläggningar, utföra hydraulisk sprickbildning, skapa nya vattenöversvämningscentra, minska lediga brunnar och utöka användningen av beprövade mycket effektiva metoder för att öka oljeutvinningen.

NGDU "Oktyabrskneft" är cirka två dussin verkstäder och underavdelningar av huvud- och hjälpproduktionen och sfären för sociala tjänster. Avdelningen har: ett eget utbildningscenter, Teknikens hus, en underordnad växthusgård, ett rekreationscenter, ett tandvårds- och sjukvårdscenter, etc.

På senare tid har oljemän arbetat mycket med miljöfrågor: saltvattenkällor återställs, floder renas och oljad mark återvinns.

I praktiken gick vi ofta för att kringgå brunnar, under vilka jag behärskade handlingarna hos en operatör för olje- och gasproduktion direkt under arbetsförhållanden. En viktig aspekt av praktiken var konsolideringen av tidigare studerade teoretiska kunskaper i praktiken.

1 NGDU:s produktions- och organisationsstruktur

NGDU "Oktyabrskneft" ligger i floden. p. Serafimovskiy Tuymazinsky-regionen, Republiken Bashkortostan. De tillverkade produkterna, enligt företagets huvudsakliga verksamhet, är kommersiell olja.

Med typen av ledningsstruktur hänvisar NGDU Oktyabrskneft till en linjärt funktionell ledningsstruktur som har mindre brister och i allmänhet är optimal för detta företag. År 2009 var antalet av detta företag cirka 1750 personer.

NGDU Oktyabrskneft är ett komplext system av strukturer och divisioner som säkerställer oavbruten oljeproduktion. Ett diagram över strukturen för NGDU Oktyabrskneft visas i figur 1.

Ledningen utförs av chefen för NGDU, som alla tjänster, avdelningar och verkstäder är underställda. Han styr all verksamhet i företaget på grundval av enhet. Rättigheterna och skyldigheterna för varje avdelning av biträdande chefen, liksom personalen på apparaten, är åtskilda av särskilda bestämmelser.

Den första biträdande chefen är chefsingenjören, han utför produktion och teknisk ledning av teamet, tillsammans med direktören bär det fulla ansvaret för företagets effektivitet.

Chefsingenjören ansvarar för:

1) Produktions- och teknisk avdelning (PTO), vars huvuduppgift är att bestämma den rationella tekniken och tekniken för olje- och gasproduktion, införandet av ny utrustning och avancerad teknik.

2) Tjänsten för chefsmekanikern (SGM) sköter NGDU:s mekaniker-reparationstjänst.

3) Tjänsten för Chief Power Engineer (SGZ) är engagerad i organisationen av tillförlitlig och säker drift av värme- och kraftverk, införandet av nya, mer pålitliga, ekonomiska elektriska enheter och strömförsörjningssystem.

4) Institutionen för industrisäkerhet och arbetarskydd (OSB och TB) vars huvuduppgift är att organisera arbetet för att skapa säkra arbetsförhållanden.

Geologiska avdelningen rapporterar till chefsgeologen. Institutionen är engagerad i en detaljerad studie av fältet, redogör för förflyttningen av olje- och gasreserver, ytterligare utforskning av enskilda områden, införandet av tekniska system och utvecklingsprojekt och att hitta sätt att intensifiera utvecklingen.

Figur 1 Organisationsstruktur för NGDU "Oktyabrskneft"

Den ekonomiska planeringsavdelningen (PEO) är underställd NGDU:s chefekonom. Avdelningens huvuduppgift är att organisera avdelningens arbete, analysera företagets arbete och identifiera sätt att öka effektiviteten i produktionen. Institutionen för arbete och löner (arbete och lön) är engagerad i att förbättra organisationen av arbetskraft och produktionsledning, införa progressiva former och lönesystem, materiella incitament för att ytterligare öka arbetsproduktiviteten.

Tjänsten för logistik och utrustningsinköp (SMTO och KO) är underställd NGDU:s biträdande chef för allmänna frågor. Huvuduppgiften är att förse NGDU:s underavdelningar med alla typer av material och resurser.

Biträdande chef för ekonomiska frågor är chefsekonomen, som samordnar och kontrollerar verksamheten vid alla ekonomiska tjänster och avdelningar.

Avdelningen för det automatiserade styrsystemet (OASU) är avsedd för automatiserad styrning. Den interagerar med företagsledningssystem, som betjänas av klusterberäknings- och informationscentraler (CVC och KIVC).

Produktionen vid NGDU är uppdelad i huvud- och hjälpmedel. I huvudproduktionen ingår verkstäder som är direkt involverade i produktionen av huvudprodukter.

Dessa inkluderar TsDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Dessa butiker utför följande funktioner: föra olja och gas till botten genom att använda reservoarenergi; lyfta olja till dagytan, samla in, övervaka, mäta produktionsvolymen, komplex beredning av olja för att göra den säljbar.

Strukturen för hjälpproduktion inkluderar de divisioner av företaget som säkerställer en oavbruten drift av butikerna i huvudproduktionen. Verksamheten för hjälpproduktion inkluderar: reparation av utrustning, brunnar, anordningar och mekanismer; tillhandahållande av produktionsanläggningar med el, vatten och andra nödvändiga material; tillhandahållande av informationstjänster till butikerna i huvudproduktionen. Alla dessa uppgifter utförs av workshops som ingår i NGDU:s struktur: TsAPP; CAC; TsNIPR; CPKRS; PREO; transportbutik.

CPF, oljeberedning och pumpverkstad, mottagning av den producerade trefasvätskan (olja, gas, vatten) från oljefältet, beredning (uppdelning i faser), olje- och vattenmätning, oljeleverans till rörledningsledningen och formationsvatten till verkstaden för underhåll av reservoartrycket, för användning i reservoarunderhållssystemet.

Verkstad för underhåll av reservoartryck (RPM) - vatteninjektion i produktiva formationer.

Verkstad för underjordisk och överarbetning av brunnar (PRS-sektion) som utför rutinmässig överarbetning av brunnar, utför geologiska tekniska åtgärder för att påverka bottenhålsbildningszonen.

Well workover section (CDW) - well workover, geologiska tekniska åtgärder som syftar till att intensifiera oljeproduktionen, öka oljeutvinningen, öka injektionsbrunnarnas injektivitet.

Rullande reparationsverkstad för elektrisk utrustning och strömförsörjning (PRTSE och E) - tillhandahåller strömförsörjning till NGDU-anläggningar, utför planerade förebyggande reparationer och förebyggande tester av elektrisk utrustning, apparater och elektriska nätverk.

Verkstad för produktionsautomation och ångförsörjning (CAPP) - levererar processvatten och värmeenergi (ånga) till underavdelningarna av NGDU och tredjepartskonsumenter.

Bygg- och monteringsverkstad (SMC) - arrangemang av prospektering, drift och driftsatta brunnar, kapitalreparationer av oljeproduktionsanläggningar och sociala och kulturella anläggningar, underhåll och planerat förebyggande underhåll av instrumentering, automation och telemekanik vid NGDU-anläggningar.

Oilfield Research and Production Workshop (TsNIPR) - utförandet av hydrodynamiska studier av brunnar och reservoarer, inspektion av färskvattenreservoarer, bestämning av luftföroreningar i NGDU:s verksamhetsområde, laboratoriestudier av den producerade vätskan, bestämning av kvaliteten på behandlat och avloppsvatten vid UPTP, analys av de fysikalisk-kemiska egenskaperna hos petroleumgas ...

Workshop för rostskyddsbeläggningar och översyn av rörledningar och strukturer (DAC och KRTS). Verkstadsfunktioner: invändig rengöring av tankar, översyn av tankar och värmeväxlare, rostskyddsbeläggning av tankar och tankar, demontering av utrustning och strukturer, läggning av rörledningar vid GPMT (flexibla polymermetallrör), övervakning av svetsfogarnas tillstånd och mätning av väggen tjocklek på rörledningar, tankar, provtagare och tankar (defektoskopi), reparation av pumpande kompressorrör, leverans av dem till team av workover och workover.

Workshop av flexibla polymer-metallrör (TsGPMT) - produktion av flexibla polymer-metallrör för oljeuppsamling och reservoartryckhållningssystem, för transport av mycket vattnad olja och mycket aggressivt avloppsvatten, produktion av konsumentvaror.

Den övervägda strukturen för NGDU "Oktyabrskneft" gör det möjligt för företaget att lösa alla uppgifter som tilldelats det, att effektivt använda material- och arbetsresurser, därför är det tillrådligt att göra sig av med sin produktionskapacitet.

2 Geologiska och fysiska egenskaper hos föremål

Oljefältet Serafimovskoye ligger i den nordvästra delen av Bashkortostan, i Tuimazinsky-regionen. Direkt nordväst om det ligger det stora oljefältet Tuimazinskoye och söderut Troitskoye och Stakhanovskoye.

Inom insättningens gränser finns r.p. Serafimovsky, som grundades den 31 december 1952. Det är hem för huvuddelen av de arbetare som leder utvecklingen och driften av detta område. På fältets territorium finns asfaltvägar och motorvägar som förbinder oljefältsanläggningarna med städerna Oktyabrsky och Belebey, med järnvägsstationerna Tuimazy, Urussu och Kandra.

Fältet utvecklas av OOO NGDU Oktyabrskneft, som ligger i bosättningen Serafimovsky, och borrningen av brunnar utförs av BurKan. Produktionen av oljekällor efter primär behandling från oljeuppsamlingsparken genom pumpstationen Subkhankulovo pumpas genom rörledningen till oljeraffinaderierna i Ufa. Associerad gas förbrukas av Tuimazinsky-gasbearbetningsanläggningen, som delvis används för lokala behov och transporteras genom en gasledning till Ufa. Vattenförsörjningen sker från den centrala vattenledningen, som matar vatten från underkanalens brunnar i Usenfloden.

Klimatet i regionen är kontinentalt. Den kännetecknas av frostiga vintrar med temperaturer upp till 45 0 C i januari och ganska varma somrar med temperaturer upp till + 35 0 C i juli. Den genomsnittliga årstemperaturen är +3 0 C. Den genomsnittliga årliga nederbörden är cirka 500 mm. Nederbörd förekommer främst under höst- och vintersäsongen.

Från mineraler, förutom olja, finns kalksten, lera, sand. Dessa material används av lokalbefolkningen för konstruktion och hushållsbehov. Dessutom används lera av speciell kvalitet för beredning av lera för att borra brunnar.

Orografiskt sett är fyndighetens område en kuperad platå. De lägsta höjderna är begränsade till älvdalarna, är ca + 100m, de högsta absoluta höjderna på vattendelare når +350m. Som regel är de södra sluttningarna av vattendelaren branta och bildar uddehöjder, väl exponerade, medan de norra sluttningarna är mjuka, torvbevuxna och ofta täckta av skog.

Det hydrografiska nätverket i regionen är väl utvecklat, men det finns inga stora floder. Den huvudsakliga vattenvägen i regionen är floden. Ik. Dess bifloder söder om fyndigheten. är floderna Kidash och Uyazy Tamak. Floden rinner inom fyndigheten. Bishinda, som är en vänster biflod till floden. Ussen flödar utanför fältet. I södra delen av fyndigheten observeras grundvattenutflöden i form av källor.

Prekambriska, Bavlinskij-, Devon-, kol-, Perm-, kvartära, Riphean- och Vendianska avlagringar deltar i den geologiska strukturen av Serafimovskoye-fyndigheten.

Serafimovskoye-fältet är flerskiktigt. Den huvudsakliga produktiva horisonten är det sandiga lagret D jag Pashi horisont. Kommersiellt oljeförande sandiga formationer: C- VI 1 , MED- VI 2 , Bobrikovsky-horisonten, kolhaltig medlem av Kizelovsky-horisonten på Tournaisian-stadiet, karbonatmedlemmar av Famennian-stadiet, sandigt lager D 3 kynovsky horisont, sandigt lager D II Mullinsky horisont, sandiga lager D III och D IV av den gamla Oskal-horisonten.

Det genomsnittliga djupet av den Bobrikovska horisonten är 1250 m, Tournaisian-etappen är 1320 m, Famennian-etappen är 1560 m, D-skiktet jag -1690m, lager D II - 1700m, säng D III - 1715 m, lager D IV - 1730 m.

Tektoniskt är Serafimovskaya Brakha antiklinal struktur belägen i den sydöstra delen av Almetyevskaya-toppet av tatarbågen och utgör tillsammans med Baltaevskaya-strukturen Serafimovsko Baltaevsky-svallningen. Banvallens totala längd når 100 km, och dess bredd sträcker sig från 26 km i väster till 17 km i öster. I de centrala och nordöstra delarna av Serafimovsko-Baltaevsky-dyningen är Serafimovskoe-höjningen belägen, skisserad i den sydvästra delen av stratoizozypsum minus 1560m, och i den nordöstra delen av minus 1570m. Höjningen mäter 12X4 km och sträcker sig från sydväst till nordost.

Det bör noteras att bågarna av strukturer i karbon och perm på Leonidovskoe och Serafimovskoe upphöjningar sammanfaller med dess position i devoniska sedimenten.

Enligt geofysiska data representeras skiktet huvudsakligen av tre typer av stenar: lerstenar, siltstenar och sandstenar.

Devoniska fyndigheterna är de viktigaste på fältet. Det mest utbredda vad gäller yta och tjocklek är lager D jag ... Dess tjocklek når 19,6 m. Den representeras av kvarts och finkornig sandsten.

Horisont D II tillhör sandstenarna i Mullinovsky-horisonten. Den representeras av mellanskikt av siltstenar och lerstenar, men huvudsakligen finkornig kvartssandsten råder. Dess kapacitet sträcker sig från 19 - 33 meter.

Horizon D-lager III representeras av dåligt sorterade finkorniga kvartssandstenar. Deras kapacitet är mycket liten och sträcker sig från 1-3 meter. Avlagringarna i denna horisont är strukturellt litologiskt små i storlek.

Horizon D-lager IV - representeras av finkornig, på vissa ställen grus, kvartssandsten. Deras tjocklek är 8 meter, och på vissa ställen 8 till 12 meter. De innehåller 10 avlagringar av strukturell typ.

Den totala tjockleken på reservoarerna i enhet D är 28 - 35 m, och den oljemättade tjockleken av skikten är 25,4 m.

De huvudsakliga egenskaperna för horisonterna visas i tabell 1.

Tabell 1 Huvudkaraktäristika för horisonter

Formationsoljan i Tournaisian-stadiet skiljer sig mycket från oljorna i devoniska avlagringarna. Mättnadstrycket för olja med gas är 2,66 MPa. I devoniska avlagringarna är detta värde lika med 9 9,75 MPa, vilket är mer än tre gånger högre än i Tournaisian-stadiet. Oljans densitet i reservoarförhållanden är 886 kg / m3. Mer information om egenskaperna hos olja finns i tabellerna 2 och 3.

Tabell 2 Oljans fysikaliska egenskaper

Tabell 3 Oljans kemiska sammansättning

Egenskaperna för producerat vatten visas i tabell 4.

Tabell 4 Egenskaper för producerat vatten

Gassammansättningen visas i tabell 5.

Tabell 5 Gasegenskaper

3 Borrning av brunnarna.

Ett olje- eller gasfält borras under ett utvecklings- eller prospekteringsprojekt. Den geologiska avdelningen på brunnsborrningskontoret, vägledd av projektet, slog bort punkterna på marken av topografen, som kommer att vara brunnarna i detta fält.

För att tekniskt kompetent utföra borrningsprocessen är det nödvändigt att känna till de grundläggande fysiska och mekaniska egenskaperna hos bergarter som påverkar borrningsprocessen (elastiska och plastiska egenskaper, styrka, hårdhet och nötningsförmåga). Detta uppnås genom att borra prospekteringsbrunnar från vilka en bergskärning (kärna) erhålls. Prover av kärna och sticklingar skickas till den geologiska avdelningen som utför sin fullständiga undersökning.

Brunnsborrningsteknik är ett komplex av sekventiellt utförda operationer som syftar till att uppnå ett specifikt mål. Det är tydligt att all teknisk operation endast kan utföras med användning av nödvändig utrustning. Låt oss överväga sekvensen av operationer under brunnskonstruktion. Brunnskonstruktion förstås som hela cykeln av brunnskonstruktion från början av alla förberedande operationer till demontering av utrustning.

Förberedande arbete omfattar planering av området, installation av fundament för en oljerigg och annan utrustning, utläggning av teknisk kommunikation, el- och telefonledningar. Mängden förberedande arbete bestäms av lättnad, klimat och geografisk zon, ekologisk situation.

Installation, placering av borriggutrustning på beredningsplatsen och dess rörledningar. För närvarande i oljeindustrin praktiseras blockmontering i stor utsträckning, konstruktion av stora block monteras på fabriker och levereras till installationsplatsen. Detta förenklar och påskyndar installationen. Installationen av varje nod slutar med att testa den i arbetsläge.

Brunnsborrning är en gradvis fördjupning i jordytan till oljereservoaren med förstärkning av brunnarnas väggar. Brunnsborrning börjar med att man lägger ett 2,4 m djupt hål, i vilket en mejsel sänks ned, skruvas fast i en fyrkant som är upphängd i ett tackelsystem i borrtårnet. Borrning börjar med att ge roterande rörelse till fyrkanten, och därför till borrkronan, med hjälp av rotorn. När det går djupare ner i berget sänks biten tillsammans med fyrkanten med hjälp av en vinsch. Sticklingen avlägsnas genom spolvätska, som pumpas till borrkronan genom en svivel och en ihålig fyrkant.

Efter att brunnen har fördjupats med längden på en kvadrat, lyfts den ut ur brunnen och ett borrrör installeras mellan den och borrkronan.

Under fördjupningsprocessen är förstörelsen av brunnarnas väggar möjlig, därför måste de förstärkas (höljes) med vissa intervall. Detta görs med hjälp av speciellt sänkta höljesrör, och brunnsstrukturen blir avtrappad. Upptill utförs borrning med en borr med stor diameter, sedan en mindre osv.

Antalet etapper bestäms av brunnens djup och stenarnas egenskaper. Brunnskonstruktion förstås som ett system av foderrör med olika diametrar, som sänks ner i brunnen till olika djup. För olika regioner är utformningen av oljekällor olika och bestäms av följande krav:

- motverkan mot krafterna från stentrycket, strävar efter att förstöra brunnen;

- bevarande av den specificerade diametern på stammen över hela dess längd;

- Isolering av horisonter som förekommer i brunnsektionen som innehåller medel med olika kemisk sammansättning och uteslutning av blandning av dem;

- förmågan att starta och använda olika utrustningar;

- möjligheten till långvarig kontakt med kemiskt aggressiva medier och motståndskraft mot höga tryck och temperaturer.

Gas-, injektions-, piezometriska brunnar konstrueras vid fälten, vars utformning liknar oljans.

De individuella delarna av brunnsstrukturen har följande syften:

1 Riktningen förhindrar erosion av de övre okonsoliderade bergarna av borrvätskan vid borrning av brunnen.

2 Ledaren ger isolering av de akviferer som används för att dricka; vattentillgång.

3 En mellansträng körs för att isolera förlorade cirkulationszoner, överlappa produktiva horisonter med onormala tryck.

4 Produktionssträngen ger isolering av alla skikt som förekommer i fältet, kör utrustning och drift av brunnen.

Beroende på antalet fodersträngar kan brunnsstrukturen vara enkelsträngad, dubbelsträngad, etc.

Brunnens nedre hål, dess filter, är huvudelementet i strängen, eftersom det ger direkt kommunikation med oljereservoaren, dränering av formationsvätskan inom specificerade gränser och påverkan på behållaren för att intensifiera och reglera dess drift .

Ansiktsdesign bestäms av bergets egenskaper. Så i mekaniskt stabila bergarter (sandstenar) kan ett öppet ansikte utföras. Det ger full kommunikation med reservoaren och tas som standard, och indikatorn för kommunikationseffektiviteten, koefficienten för hydrodynamisk perfektion, tas som en enhet. Nackdelen med denna design är omöjligheten av selektiv öppning av enskilda mellanskikt, om några, därför har öppna ytor fått begränsad användning.

Kända bottenhålskonstruktioner med separat körda, prefabricerade filter till ett helt exponerat, oskyddat lager. Det ringformiga utrymmet mellan botten av höljet och toppen av skärmen är tätat. Öppningarna i filtret är gjorda runda eller slitslika, bredd 0,8 ... 1,5 mm, längd 50 ... 80 mm. Ibland sänks filter i form av två rör, vars hålrum är fyllt med sorterat grus. Dessa filter kan bytas så fort de blir smutsiga.

De mest använda filtren är de som bildas i den överlappande oljereservoaren och det cementerade produktionshöljet. De förenklar öppningstekniken, gör det möjligt att på ett tillförlitligt sätt isolera enskilda lager och agera på dem, men dessa filter har också ett antal nackdelar.

4 Utbyggnad av oljefält .

Utvecklingen av ett oljefält förstås som implementeringen av processen att flytta vätska (olja, vatten) och gas i lager till produktionsbrunnar. Styrning av flödet av vätska och gas uppnås genom att placera olje-, injektions- och kontrollbrunnar i fältet, antalet och proceduren för att sätta dem i drift, brunnarnas driftläge och balansen i reservoarenergi. Utvecklingssystemet som används för en viss fyndighet förutbestämmer tekniska och ekonomiska indikatorer - oljeflödeshastighet, dess förändring över tiden, oljeutvinningsfaktor, kapitalinvesteringar, prime cost, etc. Innan en fyndighet borras, utformas utvecklingssystemet. I ett utvecklingsprojekt, på basis av prospekterings- och försöksdata, fastställs villkor under vilka fyndigheten kommer att exploateras, dvs dess geologiska struktur, reservoaregenskaper hos bergarter (porositet, permeabilitet, grad av heterogenitet), vätskans fysikaliska egenskaper och gaser som mättar formationen (viskositet, densitet, löslighet av gaser), mättnad av bergarter olja, vatten och gas, reservoartryck, temperatur etc. Baserat på dessa data, med hjälp av hydrodynamiska beräkningar, upprättas de tekniska indikatorerna för reservoarexploatering för olika utvecklingssystemalternativ och en ekonomisk bedömning av systemalternativen görs. Som ett resultat av en teknisk och ekonomisk jämförelse väljs det optimala utvecklingssystemet.

Oljeutvinning från brunnar utförs antingen genom naturlig strömning under påverkan av reservoarenergi, eller genom att använda en av flera mekaniserade metoder för vätskelyft. Vanligtvis, i det inledande skedet av fältutveckling, dominerar strömmande produktion, och när flödet försvagas, växlas brunnen till artificiell lyftning. De mekaniserade metoderna inkluderar: gaslyft och djuppumpning (med sugstång, nedsänkbara elektriska centrifugal- och skruvpumpar).

Utvecklingen av oljefält är ett intensivt växande vetenskapsområde. Dess vidare utveckling kommer att vara förknippad med användningen av ny teknik för att utvinna olja från undergrunden, nya metoder för att känna igen arten av flödet av in-situ processer, hantera fältutveckling, använda avancerade metoder för att planera prospektering och utveckling av fyndigheter som tar hänsyn till redogöra för data från relaterade sektorer av den nationella ekonomin, med hjälp av automatiserade kontrollsystem för att utvinna mineraler från undergrunden, utveckling av metoder för detaljerad redovisning av skiktens struktur och arten av de processer som förekommer i dem på basis av deterministiska modeller.

Utbyggnaden av oljefält är förknippad med betydande mänskliga ingrepp i naturen och kräver därför ovillkorlig efterlevnad av etablerade standarder för skydd av undergrund och miljö.

Brunnsborrning avslutas med öppningen av oljereservoaren, d.v.s. kommunikation mellan oljereservoaren och brunnen. Detta steg är mycket viktigt av följande skäl. Olje- och gasblandningen i formationen är under högt tryck, vars storlek kan vara okänd på förhand. Vid ett tryck som överstiger trycket från vätskekolonnen som fyller brunnen kan vätska sprutas ut från borrhålet och öppna forsningar kommer att inträffa; inträngning av borrvätska (i de flesta fall en lerlösning) i oljereservoaren täpper till dess kanaler, vilket försämrar flödet av olja in i brunnen.

Det är möjligt att undvika sprutning genom att sörja för installation av speciella anordningar vid brunnshuvudet, blockering av borrhålet i skyddsanordningar eller genom att använda en spolvätska med hög densitet.

Förhindrande av inträngning av lösningen i oljebehållaren uppnås genom att införa olika komponenter i lösningen: komponenter som i egenskaper liknar formationsvätskan, till exempel oljebaserade emulsioner.

Eftersom, efter öppning av oljereservoaren genom borrning, höljet sänks ned i brunnen och cementeras, och därigenom blockerar oljebehållaren, blir det nödvändigt att öppna behållaren igen. Detta uppnås genom att man skjuter igenom strängen i formningsintervallet med speciella perforatorer med pulverbaserade laddningar. De sänks ner i borrhålet på en kabellina av en geofysisk tjänst.

För närvarande har flera metoder för brunnsperforering bemästrats och tillämpas.

Kulperforering av brunnar ingår. i nedgången i borrhålet på ett kabelrep av speciella anordningar av perforatorer, i vars kropp pulverladdningar med kulor är byggda. När de tar emot en elektrisk impuls från ytan exploderar laddningarna, vilket ger kulorna hög hastighet och hög penetrerande kraft. Det orsakar förstörelse av pelarmetallen och cementringen. Antalet hål i strängen och deras placering längs tjockleken av formationen beräknas i förväg, så ibland sänks en sträng av perforatorer. Trycket på de brinnande gaserna i kammarens cylinder kan nå 0,6 ... 0,8 tusen MPa, vilket säkerställer produktionen av perforeringar med en diameter på upp till 20 mm och en längd på 145 ... 350 mm. Kulor är gjorda av legerat stål och är belagda med koppar för att minska friktionen när man rör sig längs kammaren eller bly.

Torpedperforering enligt principen om genomförande liknar kulan, bara laddningens vikt ökar. från 4 ... 5 till 27 år och horisontella axlar används i perforatorn. Hålens diameter är 22 mm, djupet är 100 ... 160 mm, upp till fyra hål görs per 1 m av skikttjockleken.

Kumulativ perforering - bildandet av hål på grund av den riktade rörelsen av en glödstråle som flyr från perforatorn med en hastighet av 6 ... 8 km / s med ett tryck på 0,15 ... 0,3 miljoner MPa. I detta fall bildas en kanal med ett djup på 350 mm och en diameter på 8 ... 14 mm. Den maximala tjockleken på sömmen, exponerad av en kumulativ perforator per lansering upp till 30 m, torped upp till 1 m, kula upp till 2,5 m. Mängden pulverladdning är upp till 50 g.

Hydro-sandblästring perforering - bildandet av hål i kolonnen på grund av den slipande verkan av sand-vätskeblandningen som strömmar ut med en hastighet på upp till 300 m / s från kalibrerade munstycken med ett tryck på 15 ... 30 MPa.

Utvecklad vid VNII och massproducerad under koden AP 6M, har sandblästringsmaskinen visat sig väl: djupet på de päronformade kanalerna som den tar emot kan nå 1,5 m.

Borrhammare är en anordning för att bilda ett filter genom att borra hål. För detta ändamål används en borrkärntrumma utvecklad vid VNIIGIS (Oktyabrsky), vars elektriska drivning är ansluten till en diamantborr. Den maximala radialen är 60 mm, vilket ger, enligt resultaten av praktiken att passera höljet, inträdet i formationen till ett djup av högst 20 mm. Perforering har fått namnet "sparande", eftersom det utesluter skador på pelaren och cementringen, som är oundvikliga med sprängningsmetoder. Borrperforering har en hög precision i bildandet av filtret i det erforderliga intervallet.

Utvecklingen av oljekällor är en uppsättning arbeten som utförs efter borrning, för att inducera flödet av olja från formationen in i brunnen. Faktum är att under öppningsprocessen, som tidigare nämnts, är det möjligt för borrslam och vatten att komma in i formationen, vilket täpper till formationens porer, förskjuter olja från brunnen. Därför är spontant oljeinflöde i brunnen inte alltid möjligt. I sådana fall tar de till en konstgjord inflödesutmaning, som består i att utföra specialarbeten.

Denna metod är allmänt använd och är baserad på det välkända faktum: en kolonn av vätska med hög densitet utövar mer mottryck på formationen. Önskan att minska mottrycket på grund av förskjutningen från borrhålet, till exempel av lera med en densitet på Qg = 2000 kg / m3 med färskvatten med en densitet på Qb = 1000 kg / m3 leder till en halvering av baksidan tryck på formationen. Metoden är enkel, ekonomisk och effektiv vid svag formationstoppning.

Om ersättningen av lösningen med vatten inte ger resultat, tar de till en ytterligare minskning av densiteten: luft komprimerad av en kompressor matas in i fatet. Samtidigt är det möjligt att trycka tillbaka vätskekolonnen till slangskon och på så sätt minska mottrycket på formationen till betydande värden.

I vissa fall kan det vara effektivt att intermittent tillföra luft genom kompressorn och vätska från pumpenheten, vilket skapar på varandra följande luftdelar. Antalet sådana portioner av gas kan vara flera, och de expanderar och sprutar ut vätska från fatet.

För att öka effektiviteten av förskjutningen längs slangsträngens längd installeras öppningsventiler genom vilka tryckluft kommer in i slangen omedelbart efter att den kommer in i brunnen och börjar "fungera" d.v.s. för att lyfta vätska både i ringen och i slangen.

Används också för driften av slangen till en speciell svabbkolv utrustad med en backventil. När den rör sig nedåt passerar kolven vätska genom sig själv, när den stiger uppåt stänger ventilen och hela vätskekolonnen ovanför den tvingas stiga tillsammans med kolven och kastas sedan ut ur brunnen. Eftersom vätskepelaren som lyfts kan vara stor (upp till 1000 m), kan tryckfallet på formationen vara betydande. Så om brunnen är fylld med vätska till brunnshuvudet och pinnen kan sänkas till ett djup av 1000 m, kommer trycket att minska med mängden av minskningen i vätskekolonnen i ringen, varifrån en del av vätska kommer att flöda från slangen. Svabningsprocessen kan upprepas många gånger, vilket gör det möjligt att minska trycket på formationen med mycket stor mängd.

5 PPD-system

Naturliga uppkomstsätt av oljefyndigheter är kortlivade. Processen att reducera reservoartrycket accelererar när produktionen av vätskor från reservoaren ökar. Och sedan, även med en bra anslutning av oljeavlagringar med försörjningskretsen, dess aktiva inflytande på avsättningen, börjar utarmningen av reservoarenergi oundvikligen. Detta åtföljs av en utbredd minskning av dynamiska vätskenivåer i brunnarna och följaktligen en minskning av produktionen.

När man organiserar upprätthållandet av reservoartrycket (RPM), är den svåraste av de teoretiska frågorna och fortfarande inte helt löst att uppnå maximal förskjutning av olja från reservoaren med effektiv kontroll och reglering av processen.

Man bör komma ihåg att vatten och olja skiljer sig åt i sina fysikalisk-kemiska egenskaper: densitet, viskositet, ytspänningskoefficient och vätbarhet. Ju större skillnaden är mellan indikatorerna, desto svårare är förskjutningsprocessen. Mekanismen för oljeförskjutning från ett poröst medium kan inte representeras av en enkel kolvförskjutning. Här sker en blandning av medel, och en bristning av en oljestråle, och bildandet av separata, alternerande flöden av olja och vatten, och filtrering genom kapillärer och sprickor, och bildandet av stillastående och återvändsgrändszoner.

Oljeutvinningsfaktorn för ett fält, till det maximala värdet som teknologen bör sträva efter, beror på alla ovanstående faktorer. Materialet som ackumulerats hittills gör det möjligt att bedöma effekten av var och en av dem.

En betydande plats i effektiviteten av reservoartryckupprätthållandeprocessen upptas av placeringen av brunnar i fältet. De definierar vattenöversvämningsmönstret, som är uppdelat i flera typer.

Vattenöversvämning i kretslopp innebär insprutning av vatten i injektionsbrunnar som är belägna utanför den yttre konturen av oljebärande kapacitet. När den oljeförande konturen rör sig bort från injektionsbrunnarna och vattning av den första raden av produktionsbrunnar, överförs injektionsfronten.

Kriteriet för det normala genomförandet av processen är värdet på reservoartrycket i produktionszonen, som bör tendera att öka eller stabiliseras.

Inline vattenöversvämning är effektiv när följande faktorer är närvarande:

- avsättningens liten storlek (förhållandet mellan avsättningens yta och omkretsen av den oljebärande konturen är 1,5 ... 1,75 km);

- homogen reservoar med goda reservoaregenskaper i tjocklek och area;

Injektionsbrunnar är åtskilda från den oljeförande konturen på ett avstånd av 300 ... 800 m, vilket kommer att säkerställa en mer enhetlig framryckning av vattenfronten och förhindra bildandet av översvämningstungor;

det finns en god hydrodynamisk koppling mellan uttagszonen och insprutningszonen.

Nackdelarna med översvämning av akvifer inkluderar:

1 stora förluster av injicerat vatten på grund av dess läckor till sidan motsatt injektionsområdet, vilket leder till ytterligare energiförbrukning;

2 Insprutningsledningens avstånd från extraktionszonen, vilket kräver betydande energiförbrukning för att övervinna förluster;

3 fördröjd reaktion av valfronten på förändringar i förhållandena på utloppsledningen;

4 behovet av att konstruera ett stort antal injektionsbrunnar; Injektionsbrunnarnas avstånd från de huvudsakliga injektionsmålen, vilket ökar under utvecklingen, ökar kostnaderna för systemet.

Intrakonturvattenöversvämning involverar injektion av vatten direkt i oljezonen, organisering av en eller flera rader av injektionsbrunnar i mitten av fältet och, på grund av detta, nedbrytning av reservoaren i separata områden, utvecklade oberoende. Skärning kan göras i remsor, ringar etc. Effektiviteten hos denna vattenöversvämningsmetod är uppenbar: effektiviteten hos systemet ökar genom att eliminera utflödet av vätska, närmar sig insprutningsfronten till uttagsfronten.

En mängd olika vattenöversvämningar inom konturen är: areal, fokal, selektiv, block.

Areal vattenöversvämning möjliggör placering av injektionsbrunnar i fältet enligt ett av schemana. Områdesvattenöversvämningar organiseras vanligtvis i ett sent skede av fältutvecklingen, när intensiva vattenöversvämningar börjar och andra vattenöversvämningsmetoder inte når målet.Injektionsbrunnar placeras på ett geometriskt rutnät: fem, sju eller nio punkter. Samtidigt finns det för en injektionsbrunn en produktionsbrunn med ett fempunktssystem, två med ett sjupunktssystem och tre med ett niopunktssystem.

Fokal vattenöversvämning kan schematiskt representeras i form av en eller flera injektionsbrunnar placerade i reservoarens centrum och ett visst antal produktionsbrunnar i periferin. Denna metod för vattenöversvämning är typisk för små områden, lokaliserade avlagringar (linser, stillastående zoner).

Selektiv vattenöversvämning används för att ersätta olja från separata, dåligt dränerade formationer som är heterogena under strejken. För dess tillämpning behövs information om sektionens egenskaper, störningar och kopplingar av den produktiva formationen med andra. Sådana data kan erhållas efter en tid av reservoarutveckling, därför används selektiv vattenöversvämning i ett senare utvecklingsstadium.

Blocköversvämning består i att skära reservoaren i separata delar och avgränsa var och en av dem med injektionsbrunnar. Produktionsbrunnar borras inuti varje block, vars antal och arrangemang bestäms genom beräkningar. Blocköversvämning gör att fältet kan tas i utveckling omedelbart innan det är helt utforskat och därmed minska utvecklingstiden. Detta är effektivt för stora insättningar.

De befintliga nackdelarna med RPM-systemet genom vatteninjektion inkluderar:

1) progressiv översvämning av fältet med en stor mängd olja som inte har återvunnits;

2) låga tvättegenskaper hos vatten som injiceras i behållaren;

3) ett stort antal komplikationer orsakade av återgången till bildandet av skiktvatten producerat tillsammans med olja, uttryckt i form av förstörelse av vattenledningar, försaltning av dricksvattenkällor och störningar i den ekologiska balansen.

Förbättring av PPD är inom följande områden:

1) utveckling av nya processvätskor eller tillsatser till vatten som förbättrar dess tvättegenskaper och är mindre aggressiva mot utrustning och natur;

2) utveckling av tillförlitlig kontroll över vätskans rörelse i formationen;

3) utveckling av en metod för att reglera filtreringsflöden i reservoaren och utesluta bildandet av återvändsgränd och outvecklade zoner.

Reservoartrycksupprätthållandet är designat i början av utvecklingen av de flesta oljefält.

För närvarande används flera typer av vatten för RPM-ändamål, vilka bestäms av lokala förhållanden. Detta är sötvatten som utvinns från speciella artesiska brunnar eller brunnar under kanalen, vatten från floder eller andra öppna vattenkällor, vatten från akviferer som finns i den geologiska delen av ett fält, formationsvatten som separerats från olja som ett resultat av dess beredning.

Alla dessa vatten skiljer sig från varandra i sina fysikalisk-kemiska egenskaper och därför i effektiviteten av att stimulera formationen inte bara för att öka trycket utan också för att öka oljeutvinningen.

Formationsvatten i processen för separation från olja blandas med färskvatten, med demulgeringsmedel, såväl som med processvatten från oljebehandlingsenheter. Det är detta vatten, kallat avloppsvatten, som pumpas in i reservoaren. En karakteristisk egenskap hos avloppsvatten är innehållet av oljeprodukter (upp till 100 g / l), kolvätegaser upp till 110 l / m3, suspenderade partiklar - upp till 100 mg / l.

Sådant vatten kan inte injiceras i reservoaren utan att städa upp till de erforderliga standarderna, som fastställs baserat på resultaten av pilotinjektionen. För närvarande, för att minska förbrukningen av färskvatten och utnyttja det producerade stratalvattnet, används avloppsvattenrening i stor utsträckning för att underhålla reservoartrycket.

Den vanligaste rengöringsmetoden är gravitationsseparation av komponenter i tankar. I detta fall tillämpas ett slutet system. Avloppsvatten med ett innehåll av oljeprodukter upp till 500 tusen mg / l och mekaniska föroreningar upp till 1000 mg / l kommer in i sedimenteringstankarna ovanifrån. Oljeskiktet i toppen fungerar som ett slags filter och förbättrar kvaliteten på vattenrening från olja. Mekaniska föroreningar sätter sig och avlägsnas från reservoaren när de ackumuleras.

Från behållaren kommer vatten in i tryckfiltret. Sedan matas en korrosionsinhibitor in i rörledningen, och vattnet pumpas ut med pumpar till pumpstationen.

För ackumulering och sedimentering av vatten används vertikala ståltankar. Anti-korrosionsbeläggningar appliceras på deras inre yta för att skydda dem från effekterna av bildningsvatten.

6 Drift av olje- och injektionsbrunnar

Det mest utbredda tekniska komplexet under fältdrift på företaget LLC NGDU "Oktyabrskneft" är oljeproduktion med sugstångspumpar. Tvångslyftning av olja från brunnar med sugstångspumpenheter är den längsta i fältets livslängd.

Moderna sugstångspumpenheter kan producera olja från en eller två brunnar med ett djup på upp till 3500 m med ett vätskeflöde från flera kubikmeter till flera hundra kubikmeter per dag. På Serafimovskoyefältet är 172 brunnar utrustade med pumpenheter med sugstav, vilket är 94 % av det totala lagret av producerande brunnar.

USHGN är en enkelverkande kolvpump, vars stång är förbunden med en kolumn av stavar med en markdrivning - en vippenhet.

Den senare inkluderar en vevmekanism som omvandlar drivmotorns rotationsrörelse till fram- och återgående rörelse och överför den till stavsträngen och pumpkolven. Den underjordiska utrustningen består av: slangar, pump, stavar, anordningar för att hantera komplikationer. Markutrustning inkluderar en drivning (vippa), brunnshuvudutrustning, arbetsmunstycke.

Installationen fungerar enligt följande. När kolven rör sig uppåt, minskar trycket i pumpcylindern och den nedre (sug)ventilen stiger, vilket öppnar åtkomsten av vätska (sugprocess). Samtidigt pressar vätskekolonnen ovanför kolven den övre (tillförsel) ventilen till sätet, reser sig upp och kastas ut ur slangen in i arbetsmunstycket. När kolven rör sig nedåt öppnas den övre ventilen, den nedre ventilen stängs av vätsketryck och vätskan i cylindern strömmar genom den ihåliga kolven in i slangen.

I LLC NGDU Oktyabrskneft representeras ytutrustning av brunnar huvudsakligen av pumpenheter av normal radtyp SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Elektriska centrifugalpumpsinstallationer (ESP) används också på fältet. Som drivning av ESP:n används en dränkbar elmotor, som sänks ner i brunnen tillsammans med en pump till ett givet djup.

Genom designen är ESP:er indelade i tre grupper:

a) pumpar av version 1 är avsedda för drift av olje- och vattenavskurna brunnar med en torrsubstanshalt på upp till 0,1 g / l;

b) pumpar av version 2 (nötningsbeständig version) är avsedda för drift av kraftigt vattnade brunnar med en torrhalt på upp till 0,5 g / l;

c) pumpar av version 3 är designade för att pumpa vätska med ett pH-värde på 5-8,5 och en halt på upp till 1,25 g / l svavelväte.

Underjordisk utrustning inkluderar:

a) en elektrisk centrifugalpump, som är huvudenheten i installationen (ESP);

b) en nedsänkbar elektrisk motor (SEM), som driver pumpen;

c) ett hydrauliskt skyddssystem som skyddar nedsänkningen från inträngning av formationsvätska i den och består av ett skydd och en kompensator;

d) en strömförande kabel som tjänar till att mata elektricitet till den dränkbara motorn;

e) slang (slang), som är en kanal genom vilken den producerade vätskan strömmar från pumpen till dagytan.

Markutrustning inkluderar:

a) brunnshuvudutrustning, som tjänar till att styra och kontrollera den inkommande vätskan från brunnen och för att täta brunnshuvudet och kabeln;

b) en styrstation för dränkbar motor som startar, övervakar och kontrollerar driften av ESP;

c) en transformator utformad för att reglera storleken på spänningen som tillförs SEM;

d) en upphängningsrulle som tjänar till att hänga upp och rikta kabeln in i brunnen under körning och lyftning.

ESP är huvudenheten i installationen. Till skillnad från kolvpumpar, som ger trycket från den pumpade vätskan genom kolvens fram- och återgående rörelser, i centrifugalpumpar mottar den pumpade vätskan tryck på bladen på ett snabbt roterande pumphjul. I detta fall omvandlas den rörliga vätskans kinetiska energi till potentiell tryckenergi.

Innan du installerar ESP är det nödvändigt att förbereda brunnen för dess drift. För att göra detta tvättas den, det vill säga botten rengörs från sandpluggar och eventuella främmande föremål. Sedan sänks och höjs en speciell mall i höljessträngen från brunnshuvudet till ett djup som överstiger enhetens sänkningsdjup med 100 - 150 m, vars diameter är något större än den nedsänkbara enhetens maximala diameter. Samtidigt centreras tornet eller masten noggrant i förhållande till brunnshuvudet.

För det mesta skiljer sig injektionsbrunnar inte i design från produktionsbrunnar. Dessutom överförs ett visst antal produktionsbrunnar som befinner sig i zonen av den vattenförande konturen eller bakom den till kategorin injektionsbrunnar. Vid intrakontur- och områdesöversvämning anses överföring av produktionsbrunnar till vatteninjektion som normal.

De befintliga konstruktionerna av injektionsbrunnar tillhandahåller vatteninjektion genom slangen, som körs med en packare och ett ankare. Ovanför packningsutrymmet ska fyllas med en vätska som är neutral mot metall.

Bottenhålet måste ha ett filter med tillräcklig tjocklek, som säkerställer insprutningen av den planerade volymen vatten, med ett djup på minst 20 m för ackumulering av mekaniska föroreningar. Det är lämpligt att använda insatsfilter, som regelbundet kan lyftas upp från brunnarna och rengöras.

Injektionsbrunnens brunnshuvudbeslag är utformade för att tillföra och kontrollera vattenvolymen in i brunnen, för att utföra olika tekniska operationer av spolning, utveckling, behandlingar, etc.

Ankaret består av en höljesfläns, ett kors som används för kommunikation med det ringformiga utrymmet, en spole på vilken slangen är upphängd, ett T-stycke för att tillföra den injicerade vätskan till brunnen. Syftet och utformningen av packaren och ankaret skiljer sig inte i grunden från de som används för strömmande brunnar.

7 Brunnsundersökning

Under driften av brunnar undersöks de för att övervaka produktionssträngens tekniska tillstånd, driften av utrustning, kontrollera att brunnarnas parametrar överensstämmer med den etablerade tekniska regimen och få information som är nödvändig för att optimera dessa regimer.

När du undersöker brunnar:

a) brunnens och den installerade utrustningens tekniska skick kontrolleras (täthet hos cementsten, hölje och slangar, tillståndet för bottenhålsbildningszonen, förorening av brunnhålet, pumpflöde, drift av ventiler och andra anordningar installerade på djupet);

b) utrustningsenheternas tillförlitlighet och prestanda bedöms och översynsperioden för utrustningen och brunnarna bestäms;

c) erhålla den information som behövs för att planera olika typer av överarbete och annat arbete i brunnar, samt för att fastställa den tekniska effektiviteten av dessa arbeten.

För att lösa ovanstående uppgifter används ett komplex av olika typer av forskning och mätningar (mätning av oljeproduktion, vattenavbrott, gasfaktor, djupmätningar av temperaturer och tryck, djupmätningar, dynamometri, registrering av kostnaderna för ett arbetsmedel , redovisning av utrustningsfel och reparationer, analys av brunnsproduktionsprover, etc. .).

Typerna, volymen och frekvensen av studier och mätningar för att styra driften av utrustning för alla metoder för brunnsdrift fastställs av institutionen tillsammans med forskningsorganisationer och geofysiska företag.

Studier för att övervaka driften av produktionsbrunnar måste utföras i full överensstämmelse med säkerhetsreglerna inom olje- och gasindustrin, i enlighet med kraven för skydd av undergrund och miljö.

Grunden för studien av sugstångspumpenheten är dynamometri - en metod för operativ kontroll över driften av underjordisk utrustning och grunden för att fastställa det korrekta tekniska driftsättet för pumpenheten.

Kärnan i metoden är att belastningen på packboxstången bestäms utan att pumpen lyfts upp till ytan med hjälp av en dynamograf. På papper, i form av ett diagram, registreras lasterna under upp- och nedslag, beroende på skaftets rörelse.

För att bestämma avståndet från munnen till den dynamiska nivån används ljudmätningsmetoder. Vanligast är olika ekometriska installationer för brunnar med ett tryck på 0,1 MPa. Funktionsprincipen för dessa anläggningar är att en akustisk puls sänds in i ringen från ett pulverknaster. Denna impuls, som reflekteras från vätskenivån, återvänder till munnen, verkar på termofonen, och efter att ha omvandlats och förstärkts till en elektrisk, registreras den av en penna på ett rörligt pappersband.

Vågmätning utförs med hjälp av ett ekolod, som låter dig bestämma den dynamiska nivån i brunnar upp till 4000 m djupa vid ett ringformigt tryck på upp till 7,5 MPa. I borrhålet och längs med borrhålet mäts tryck och temperatur med hjälp av djuptermometrar, som är kombinerade i en enhet.

8 Metoder för att öka brunnsproduktiviteten

I olje- och gaskällor minskar brunnarnas flödeshastighet och produktivitet med tiden. Detta är en naturlig process, eftersom det sker en gradvis minskning av reservoartrycket, minskar energin i reservoaren, som krävs för att lyfta vätska och gas till ytan.

Brunnsproduktiviteten minskar också som ett resultat av försämringen av stenarnas permeabilitet, den produktiva formationen på grund av igensättningen av dess porer i bottenhålszonen med hartsartade, paraffiniska avlagringar, mekaniska partiklar från formationen.

För att stabilisera nivån på olje- och gasproduktionen används olika metoder för att påverka bottenhålsbildningszonen, vilket gör det möjligt att öka oljeutvinningen och inte minska brunnsproduktiviteten. Metoder för att öka produktiviteten hos brunnar vid påverkan av bottenhålsbildningszonen är indelade i kemiska, mekaniska, termiska och komplexa.

Av avgörande betydelse vid val av behandlingsmetod i varje specifikt fall är det nödvändiga behandlingsdjupet för en produktiv formation för att återställa eller förbättra permeabiliteten. Därför kan metoderna för brunnsstimulering delas in i två stora kategorier, beroende på djupet av påverkan på det porösa mediet: metoder med liten påverkansradie och metoder med stor påverkansradie. De viktigaste sätten att förbättra anslutningen av formationen med en brunn med en liten anslagsradie:

a) Användning av sprängämnen. Dessa inkluderar kula, kumulativ perforering, olika torpedalternativ.

Om det inte finns tillräcklig anslutning mellan formationen och borrhålet kan konventionell perforering med en kulperforator upprepas. För att öka dess effektivitet fylls brunnen inte med lerlösning eller vatten, utan med vätskor som inte förorenar de nyskapade perforeringarna.

Med hårda och täta bergarter är det möjligt att torpedera den produktiva formationen med ett sprängämne som sänks ner i intervallet för formationen i linersen, och en elektrisk säkring, som sprängs med en kabel från brunnshuvudet. Linersen är gjorda av asbestmetall eller plast. De vanligaste sprängämnena är nitroglycerin, TNT-dynamit etc. En explosion kan skapa grottor och sprickor i ett löneskikt. Således, samtidigt som formationens anslutning till brunnen förbättras, ökar också permeabiliteten för formationen i zonen med en stor radie (skapandet av mikro- och makrosprickor, som kan spridas över tiotals meter).

Riktningstorpedering kan åstadkommas genom att använda en lämplig extern laddningsform och insatser i sprängbanan. Beroende på behovet kan torpeder med lateral spridd verkan, lateral koncentrerad och vertikal verkan användas.

Perforatorer med explosiva projektiler skapar runda hål i pelaren och med cementringen, som tränger in i berget och, exploderar, bildar grottor och sprickor. En perforator med formad laddning består av en anordning, vars celler innehåller laddningar med formad laddningsverkan. Varje cell på motsatt sida av säkringen är utrustad med en urtagning av motsvarande profil. Således riktas de gasformiga produkterna från explosionen längs laddningens axel i form av en kraftfull stråle, som skapar en kanal i kolonnen, cement och berg i motsvarande riktning.

b) Rengöring av borrhålet och perforeringszonen med ytaktiva ämnen eller syrabad. De vätskor som används i detta fall består antingen av en lösning av 1 5 % ytaktiva ämnen lösta (eller dispergerade) i vatten, eller av en lösning med en halt av 15 % HCI Till vilken tillsätts 0,5 till 2 % av en korrosionsinhibitor och ibland 1 till 4 % fluorvätesyra. I vissa fall används blandade sammansättningar av syror och ytaktiva ämnen. Vanligtvis spolas brunnen med en av de ovan nämnda lösningarna, sedan ingår en arbetsvätska i formationen i en volym av 0,3 0,7 m 3 för varje meter av perforeringsintervallet. För sura kompositioner ges en exponering på 1-6 timmar, för ett ytaktivt ämne utan syra är exponeringen 24 timmar, sedan avlägsnas den förbrukade lösningen och brunnen tas i drift eller så startas bildningen med en metod med stor inflytanderadie.

Användningen av ytaktiva lösningar för att spola brunnen eller pumpa in i formationen på ett grunt djup säkerställer despergering och avlägsnande av fasta partiklar och borrslamfiltrat från borrhålet och från formationen, såväl som olje-vattenemulsion.

Syrabad rengörs från lerlösning i nya brunnar (eller de som har renoverats) och eliminerar även saltavlagringar från formationsvatten som ackumulerats under drift.

c) Ökning av temperaturen i borrhålet i intervallet för den produktiva formationen. Termiska metoder. För att öka temperaturen kan du använda cirkulationen av varm vätska i brunnen, termokemiska processer, elektriska värmare. Uppvärmningen av brunnens perforerade zon är vanligtvis 5-50 timmar. I detta fall flytande av avlagringar av fasta kolväten (paraffin, hartser, asfaltener, etc.), som sedan avlägsnas när brunnen tas i drift. Cirkulationen av brandfarliga vätskor i brunnen är lätt att realisera, men på djup på mer än 1000-2000 m. den är inte särskilt effektiv på grund av stora värmeförluster från brunnen in i sedimenten av det exponerade geologiska utsläppet.

Elektriska värmare använder ett system av elektriska motstånd monterade i ett rör, som är installerat i änden av rörsträngen. Elkraft tillförs från ytan via en kabel. Det finns också värmare baserade på användningen av högfrekventa toner. Elektriska värmare kan placeras i botten av brunnen och under dess drift. I detta fall utförs start och stopp av värmarna genom att slå på och stänga av strömförsörjningen.

Gasbrännare består av en rörformad kammare, nedsänkt i en brunn, med två koncentriska rörsträngar. Brännbara gaser injiceras genom rör med liten diameter, primärluft genom det ringformiga utrymmet och sekundärluft genom kolonnen. Förbränningen initieras genom att tillföra elektrisk energi genom en kabel från ytan. En annan kabel med ett termoelement mäter temperaturen från utsidan, som inte bör överstiga 300 400 0 С, för att inte skada brunnssträngen. Temperaturen hålls på önskad nivå genom att på lämpligt sätt justera gas- och luftutsläppsvolymerna.

Termokemisk behandling bygger på att värme frigörs i botten av brunnen på grund av en kemisk process, som rätar ut tunga kolväten som fallit ut i brunnens perforeringszon, i syfte att sedan avlägsna dem. För att göra detta, använd reaktionen av en 15% lösning HCI med kaustiksoda ( Na OH), aluminium och magnesium.

Som ett resultat av reaktionen av 1 kg natriumhydroxid med saltsyra frigörs 2868 kJ värme. En stor mängd värme erhålls under reaktionen HCI med aluminium (som genererar 18924 kJ per kg Al ). Detta ger emellertid flingor av aluminiumhydroxid. Al ( ÅH ) 3, som kan täppa igen porer och flödeskanaler i behållaren. Den mest effektiva användningen av magnesium, som, när den reageras med HCI släpper 19259 kJ och magnesiumklorid MgCi 2 löser sig väl i vatten.

De viktigaste sätten att förbättra anslutningen för en produktiv formation med en brunn med en stor anslagsradie:

a) Syrabehandling av den produktiva formationens bottenhålszon. Dessa metoder används främst i sand med en karbonathalt på mer än 20 % eller med ett cementartat material bestående av kalcium- eller magnesiumkarbonater.

Den huvudsakliga syran som används är H MED jag ... Det verkar effektivt på kalcium- eller magnesiumkarbonat för att bilda lösliga och lätt borttagbara klorider. Saltsyra är billigt och inte en bristvara. Andra syror används också: ättiksyra, myrsyra etc. Olika tillsatser införs också i sura lösningar: korrosionsinhibitorer, tillsatser för att minska ytspänningen, bromsa reaktionen, dispergera m.m.

När en sur lösning injiceras i reservoaren vid insprutningstryck som är lägre än spricktrycket, rengörs och expanderas porerna i bottenhålsbildningszonen eller sprickor och mikrosprickor i reservoarberget, vilket återställer den försämrade permeabiliteten i den behandlade zonen, och i vissa fall ökar till och med dess initiala värde ...

Arbetstekniken är som följer: brunnen rengörs och fylls med olja eller vatten (salt eller färskt) med en tillsats av 0,1 0,3% ytaktivt ämne. En sur lösning bereds på ytan med tillsats av de nödvändiga komponenterna, vars införande sekvens fastställs huvudsakligen enligt laboratorieforskningsdata. En sur lösning pumpas in i slangen med en öppen ventil på brunns ringform. När den når brunnens perforeringsintervall stängs ventilen och syralösningen pumpas genom rören tills den tränger in i reservoaren, och i det sista steget tvingas lösningen igenom med olja eller vatten med en tillsats på 0,1– 0,3 % ytaktivt ämne. Tål 1 6 timmar (men inte mer) för sur reaktion, sedan avlägsnas lösningen. Brunnen tas i drift. Samtidigt övervakas förändringen i produktionshastigheten noga för att fastställa effekten av den utförda behandlingen.

Det finns olika tekniska alternativ för surgöring, såsom: enkel, selektiv, upprepad, alternerande, med vibration, etc.

b) Hydraulisk sprickbildning av den produktiva formationen i brunnens bottenhålszon. Denna metod används i formationer representerade av hårda, täta bergarter med låg permeabilitet (sandsten, kalksten, dolomit etc. Spricktrycket uppnås genom att pumpa in vätska under högt tryck in i brunnen. I detta fall öppnas befintliga sprickor och mikrosprickor resp. nya skapas, vilket avsevärt kan förbättra den hydrodynamiska kopplingen mellan formationen och brunnen.

c) Underjordiska kärnvapenexplosioner. Explosioner har experimentellt undersökts med positiva resultat i hårda, täta formationer med låg permeabilitet. Som ett resultat av en kärnvapenexplosion bildas en hålighet runt laddningsbrunnen i den produktiva formationen, fylld med förstört berg, sedan en krosszon och bakom den en zon med ett system av sprickor och mikrosprickor. Denna metod är av intresse, särskilt för gasbrunnar, vars flödeshastighet således kan ökas med flera tiotals gånger.

d) Termiska metoder. De är baserade på temperaturökningen i formationen runt brunnen och används i löneavlagringar mättade med högviskösa oljor med hög paraffinhalt. Dessa metoder liknar metoderna för att öka temperaturen i borrhålet, men kräver mer värme för att värma upp formationen inom en radie av 2-15 m. en reservoar med begränsade volymer av ånga (cyklisk ånginjektion) eller en cirkulär front av underjordisk förbränning runt en produktionsbrunn, bestäms av den beräknade radien till vilken det är nödvändigt att värma reservoaren. Under de senaste åren har dessutom olika nya teknologier utvecklats för att påverka bottenhålsbildningszonen, baserat på användningen av moderna reagenser och kemisk industriavfall.

9 Rutin och genomarbetning av brunnar

Det finns två typer av brunnsarbetning - yta och under jord. Markreparation är förknippad med återställandet av funktionsdugligheten hos utrustningen som är placerad vid brunnshuvudet för rörledningar, pumpenheter, ventiler, elektrisk utrustning, etc.

Underjordisk reparation inkluderar arbete som syftar till att eliminera funktionsfel i utrustning som körs in i brunnen, samt att återställa eller öka brunnens flödeshastighet. Underjordiska reparationer är förknippade med att lyfta utrustning från en brunn.

Beroende på komplexiteten i de utförda operationerna delas underjordiska reparationer in i nuvarande och kapitalreparationer.

Under pågående överarbetning av en brunn förstås en uppsättning tekniska och tekniska åtgärder som syftar till att återställa dess produktivitet, och som begränsas av påverkan på bottenhålsformationszonen och utrustningen i brunnen.

Rutinmässig reparation inkluderar följande arbeten: byte av trasig utrustning, rengöring av botten och borrhålet, återställande av reservoarproduktiviteten på grund av separata stimuleringsmetoder (uppvärmning, spolning, injektion av kemikalier).

Pågående reparationer kan planeras förebyggande och utföras i syfte att förebygga inspektion, identifiering och eliminering av enskilda störningar i brunnsdriften, som ännu inte meddelat sig själva.

Den andra typen av aktuell reparation - återställning, utförd för att eliminera felet - är i själva verket en nödreparation. I praktiken råder sådana reparationer på grund av olika skäl, men främst på grund av ofullkomlig teknik och låg tillförlitlighet hos den använda utrustningen.

De indikatorer som kännetecknar driften av en brunn i tid är driftsfaktorn (KE) och översynsperioden (MCI). CE är förhållandet mellan den arbetade tiden av brunnen, till exempel per år (TOTR), och kalenderperioden (TCAL). MCI är den genomsnittliga tiden mellan två reparationer för den valda perioden, eller förhållandet mellan totala TOTR-timmar per år och antalet reparationer P under samma period.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR/R;

Sätten att öka CE och MFR är att minska antalet workovers, varaktigheten av en workover och en ökning av väluppehållstiden.

För närvarande utförs mer än 90 % av alla omarbetningar på brunnar med sugstavspumpar och mindre än 5 % med ESP.

Under pågående reparation utförs följande operationer

1. Transport - leverans av utrustning till brunnen;

2. Förberedande - förberedelse för reparation;

3. Sänkning - lyft och sänkning av oljeutrustning;

4. Operationer för rengöring av brunnen, byte av utrustning, eliminering av mindre olyckor;

5. Final - demontering av utrustningen och förberedelse för transport.

Om vi ​​uppskattar tiden som spenderas på dessa operationer kan vi se att den största tidsförlusten går åt till transportoperationer (de tar upp till 50 % av tiden), därför bör designers huvudinsatser riktas mot att minska tid för transport - genom att skapa monteringsförmåga maskiner och sammanställningar , tur och retur - på grund av skapandet av pålitliga automatiska maskiner för att skruva och skruva av rör och stänger.

Eftersom rutinunderhåll av en brunn kräver tillgång till dess brunn, dvs. i samband med trycksänkning, därför är det nödvändigt att utesluta fall av eventuellt sprutande i början eller slutet av arbetet. Detta uppnås på två sätt: det första och allmänt använda - "döda" brunnen, d.v.s. injektion i formationen och brunnen av en vätska med en densitet som säkerställer skapandet av tryck P zab i botten av brunnen. överstiger reservoaren. Den andra är användningen av olika anordningar - avskärningsanordningar som stänger av botten av brunnen när man lyfter slangen.

Run-and-hop operationer (TRO) upptar huvuddelen av den totala balansen av tid som spenderas på brunnsarbete. De är oundvikliga under allt arbete med att köra och byta utrustning, stötar på bottenhålet, spolsträngar etc. Utlösningsprocessen består av att växelvis skruva (eller skruva loss) slangen, som är ett sätt att hänga upp utrustning, en kanal för att lyfta den producerade vätskan och tillföra processvätskor till brunnen, och i vissa fall ett verktyg för fiske, rengöring och annat Arbetar. Denna mångfald av funktioner har gjort rör till en oumbärlig komponent i brunnsutrustning för alla arbetssätt utan undantag.

Slangoperationer är monotona, arbetsintensiva och kan lätt mekaniseras. Förutom de förberedande och slutliga operationerna, som har sina egna särdrag för olika driftsätt, är hela processen för utlösning med slang densamma för alla typer av underhåll. Nedstignings- och lyftoperationer med stängerna utförs på samma sätt som med rör, och avskruvningen (skruvningen) av stängerna utförs med en mekanisk stångnyckel. Vid fastklämning av kolven i pumpcylindern eller stängerna i slangen (vaxning), såväl som när de går sönder, blir det nödvändigt att samtidigt lyfta rören och stavarna. Processen utförs genom att växelvis skruva loss röret och stången.

Well workover kombinerar alla typer av arbete som kräver lång tid, stor fysisk ansträngning och inblandning av många multifunktionella utrustningar. Detta är arbete relaterat till eliminering av komplexa olyckor, både med utrustning nedsänkt i brunnen och med själva brunnen, arbete med att överföra en brunn från ett driftobjekt till ett annat, arbete för att begränsa eller eliminera vatteninflöde, öka tjockleken på det exploaterade material, påverkan på bildningen, sidospårning av en ny stam och annat.

Med hänsyn till detaljerna i arbetet skapas specialiserade verkstäder för överarbetning av brunnar i olje- och gasproduktionsavdelningarna. Den brunn som ingår i översynen finns kvar i driftbeståndet, men exkluderas från driftbeståndet.

10 Insamling och beredning av olja, gas och vatten

Produktion från olje- och gaskällor är inte ren olja respektive gas. Formationsvatten, tillhörande (olje)gas, fasta partiklar av mekaniska föroreningar kommer från brunnar tillsammans med olja.

Producerat vatten är ett högmineraliserat medium med en salthalt på upp till 300 g/l. Innehållet av formationsvatten i olja kan nå 80%. Mineralvatten orsakar ökad korrosiv förstörelse av rör, reservoarer, slitage på rörledningar och utrustning. Associerad (petroleum) gas används som råvara och bränsle.

Det är tekniskt och ekonomiskt möjligt att utsätta olja för en speciell förberedelse innan den matas in i huvudoljeledningen för att avsalta den, dehydratisera den, avgasa den och ta bort fasta partiklar.

I oljefält används oftast ett centraliserat system för insamling och behandling av olja (Fig. 2). Insamlingen av produkter utförs från en grupp av brunnar till automatiserade gruppmätenheter (AGZU). Från varje brunn genom en individuell rörledning tillförs olja till AGSU tillsammans med gas och formationsvatten. AGZU registrerar den exakta mängden olja som kommer från varje brunn, såväl som primär separation för partiell separation av formationsvatten, oljegas och mekaniska föroreningar med riktningen för den separerade gasen genom en gasledning till en gasbearbetningsanläggning (gasbearbetningsanläggning). ). Delvis avvattnad och delvis avgasad olja strömmar genom ett samlingsrör till en central uppsamlingspunkt (CPF). Vanligtvis är en CPF anordnad vid ett oljefält.

Olje- och vattenreningsverk är koncentrerade till CPF. All teknisk verksamhet för oljeberedning utförs vid oljereningsverket. Uppsättningen av denna utrustning kallas UKPN komplex oljebehandlingsenhet. .

Figur 2. - Schema för insamling och beredning av brunnsproduktion i oljefältet:

1 oljekälla;

2 automatiserade gruppmätenheter (AGZU);

3 boosterpumpstation (BPS);

4 formation vattenbehandling enhet;

5 oljebehandlingsenhet;

6 gaskompressorstation;

7 7central uppsamlingsplats för olja, gas och vatten;

8 reservoar Park

Dehydratiserad, avmineraliserad och avgasad olja, efter slutförandet av den slutliga kontrollen, kommer in i tankarna med kommersiell olja och sedan till huvudpumpstationen för huvudoljeledningen.

Uttorkning av olja hindras av att olja och vatten bildar stabila vatten-i-olja-emulsioner. I detta fall dispergeras vatten i oljemediet till små droppar, vilket bildar en stabil emulsion. Därför, för uttorkning och avsaltning av olja, är det nödvändigt att separera dessa små vattendroppar från den och ta bort vatten från oljan. För uttorkning och avsaltning av olja används följande tekniska processer:

- gravitationssediment av olja,

- hett oljeslam,

- termokemiska metoder,

- elektrisk avsaltning och elektrisk uttorkning av olja.

Processen för gravitationssättning är den enklaste när det gäller teknik. I detta fall fylls tankarna med olja och hålls under en viss tid (48 timmar eller mer). Under exponeringen sker processerna för koagulering av vattendroppar, och större och tyngre vattendroppar under inverkan av gravitationen (gravitationen) sätter sig på botten och ackumuleras i form av ett lager av producerat vatten.

Emellertid är gravitationsprocessen för kallt oljeslam en ineffektiv och otillräckligt effektiv metod för oljeuttorkning. Det varma slammet av vattnad olja är mer effektivt när, på grund av förvärmning av olja till en temperatur på 50–70 ° C, processerna för koagulering av vattendroppar underlättas avsevärt och uttorkningen av olja under slam accelereras. Nackdelen med gravitationsavvattningsmetoder är dess låga effektivitet.

Mer effektiva metoder är kemiska, termokemiska, såväl som elektrisk uttorkning och avmineralisering. I kemiska metoder införs speciella ämnen som kallas demulgeringsmedel i den vattnade oljan. Ytaktiva ämnen används som demulgeringsmedel. De läggs till sammansättningen av olja i små mängder från 5 10 till 50 60 g per 1 ton olja. De bästa resultaten visar de så kallade nonjoniska ytaktiva medlen, som inte sönderdelas till anjoner och katjoner i olja.

Demulgeringsmedel adsorberas vid gränsytan mellan olja och vatten och ersätter eller ersätter ytaktiva naturliga emulgeringsmedel som finns i vätskan. Dessutom är filmen som bildas på ytan av vattendroppar bräcklig, vilket markerar sammansmältningen av små droppar till stora, dvs. koalescensprocess. Stora droppar fukt lägger sig lätt på botten av tanken. Effektiviteten och hastigheten för kemisk uttorkning ökas avsevärt genom att värma upp oljan, d.v.s. med termokemiska metoder, genom att minska oljans viskositet under uppvärmning och underlätta processen för sammansmältning av vattendroppar.

Avlägsnande av restvatteninnehållet uppnås med hjälp av elektriska metoder för uttorkning och avsaltning. Elektrisk uttorkning och elektrisk avsaltning av olja är förknippade med att olja passerar genom speciella elektriska dehydratorer, där olja passerar mellan elektroderna och skapar ett elektriskt högspänningsfält (20-30 kV). För att öka hastigheten på elektrisk uttorkning förvärms oljan till en temperatur på 50–70 ° C. Under lagring av sådan olja i tankar, under dess transport genom rörledningar och i tankar på järnväg, förloras en betydande del av kolvätena på grund av avdunstning. Lätta kolväten är värdefulla råvaror och bränslen (lätta bensin). Därför, innan olja levereras, utvinns lätta lågkokande kolväten från den. Denna tekniska operation kallas oljestabilisering. För att stabilisera oljan utsätts den för rektifiering eller varmseparering. Den enklaste och mest använda vid fältberedning av olja är varmseparering, utförd på en speciell stabiliseringsenhet. Vid varmseparering förvärms olja i speciella värmare och matas till en separator, vanligtvis horisontell. I separatorn värms olja till 40 till 80 ° C och lätta kolväten avdunstas aktivt från den, som sugs av kompressorn och skickas genom kylenheten till uppsamlingsgasledningen.

Tillsammans med renat formationsvatten pumpas färskvatten in i produktiva formationer för att upprätthålla formationstrycket, erhållet från två källor: underjordiska (artesiska brunnar) och öppna vattendrag (floder). Grundvattnet som produceras från artesiska brunnar kännetecknas av en hög renhetsgrad och kräver i många fall ingen djuprening innan det injiceras i reservoarer. Samtidigt är vattnet i öppna reservoarer avsevärt förorenat med lerpartiklar, järnföreningar, mikroorganismer och kräver ytterligare rening. För närvarande används två typer av vattenintag från öppna reservoarer: under-kanal och öppen. Med underkanalmetoden tas vatten under flodens botten "under kanalen". För att göra detta borras brunnar med ett djup på 20-30 m och en diameter på 300 mm i flodslätten. Dessa brunnar passerar nödvändigtvis genom ett lager av sandjord. Brunnen är förstärkt med höljesrör med hål på ekrarna och vattenintagsrör med en diameter på 200 mm sänks ner i dem. I varje fall erhålls två kommunicerande kärl "flodbrunn", åtskilda av ett naturligt filter (ett lager av sandjord). Vatten från floden rinner genom sanden och samlas i en brunn. Inflödet av vatten från brunnen tvingas fram av en vakuumpump eller en vattenlyftpump och matas till en klusterpumpstation (SPS). Med den öppna metoden pumpas vatten ut ur ån med hjälp av pumpar och matas till ett vattenreningsverk, där det genomgår en reningscykel och kommer in i en sedimenteringstank. I sumpen, med hjälp av koalescer-reagens, avlägsnas partiklar av mekaniska föroreningar och järnföreningar i sedimentet. Den slutliga vattenreningen sker i filter, där ren sand eller fint kol används som filtreringsmaterial.

11 Säkerhet, arbetskraft och miljöskydd

Oljeproduktförsörjningsföretag utför operationer för lagring, leverans och mottagning av oljeprodukter, av vilka många är giftiga, avdunstar väl, kan vara elektrifierade, brand- och explosiva. När du arbetar på industrins företag är följande huvudsakliga faror möjliga: förekomsten av brand och explosion när processutrustningen eller rörledningarna är trycklösa, såväl som när reglerna för säker drift och reparation överträds; förgiftning av arbetare på grund av toxiciteten hos många petroleumprodukter och deras ångor, särskilt blyhaltig bensin; skada på arbetare genom roterande och rörliga delar av pumpar, kompressorer och andra mekanismer i frånvaro eller felfunktion av stängslet; elektrisk stöt i händelse av brott mot isolering av strömförande delar av elektrisk utrustning, jordfel, utebliven användning av personlig skyddsutrustning; ökad eller minskad yttemperatur på utrustning eller luft i arbetsområdet; ökad vibrationsnivå; otillräcklig belysning av arbetsområdet; möjligheten att falla vid service på utrustning placerad på höjd. När du servar utrustningen och utför dess reparation är det förbjudet: användning av öppen eld för uppvärmning av oljeprodukter, värmebeslag etc .; drift av felaktig utrustning; drift och reparation av utrustning, rörledningar och kopplingar i strid med säkerhetsföreskrifter, i närvaro av läckor av oljeprodukter genom läckor i leder och tätningar eller som ett resultat av metallslitage; användningen av alla spakar (kofot, rör, etc.) för att öppna och stänga ventiler; reparation av elektrisk utrustning som inte är bortkopplad från elnätet; rengöring av utrustning och maskindelar med brandfarliga brandfarliga vätskor; arbeta utan lämplig personlig skyddsutrustning och overall. Om oljeprodukter spills bör området för utsläppet täckas med sand och sedan flyttas till en säker plats. Ta vid behov bort jord som är förorenad med oljeprodukter. I lokalerna där utsläppet inträffade utförs avgasning med dikloramin (3 % lösning i vatten) eller blekmedel i form av välling (en del torr blekmedel för två till fem delar vatten). Avgasa med torr blekmedel för att undvika antändning. Rökning på territoriet och i företagets produktionslokaler är förbjudet med undantag för särskilt utsedda platser (i överenskommelse med brandkåren), där skyltarna "Rökområde" är uppsatta. Ingångar till brandposter och andra vattenförsörjningskällor ska alltid vara fria för obehindrad framkomlighet av brandbilar.

På vintern är det nödvändigt att: rengöra från snö och is, strö med sand för att förhindra att halka: golv, trappor, korsningar, trottoarer, gångvägar och vägar; ta omedelbart bort istappar och isskorpor som bildats på utrustning, tak på byggnader, metallkonstruktioner.

Först tänkte personen inte på vad som är kantat av intensiv olje- och gasproduktion. Huvudsaken var att pumpa ut dem så mycket som möjligt. Och så gjorde de. Först verkade det som att olja bara ger människor fördelar, men gradvis blev det tydligt att dess användning har en baksida. Oljeföroreningar skapar en ny ekologisk situation, som leder till en djupgående förändring eller deras fullständiga omvandling av naturresurser och deras mikroflora. Markföroreningar med olja leder till en kraftig ökning av värdet på kol-kväveförhållandet. Detta förhållande förvärrar jordens kväveregimen och stör växternas rotnäring. Jorden är självrengörande mycket långsamt genom biologisk nedbrytning av olja. På grund av detta måste vissa organisationer återbearbeta marken efter föroreningar.

Ett av de mest lovande sätten att skydda miljön från föroreningar är skapandet av en omfattande automatisering av processerna för oljeproduktion, transport och lagring. Tidigare visste fälten till exempel inte hur de skulle transportera olja och tillhörande gas tillsammans genom samma rörledningssystem. För detta ändamål byggdes speciella olje- och gaskommunikationer med ett stort antal anläggningar utspridda över stora territorier. Fälten bestod av hundratals föremål, och i varje oljeregion byggdes de på sitt eget sätt, detta gjorde att de inte kunde kopplas till ett enda fjärrkontrollsystem. Naturligtvis, med denna teknik för utvinning och transport, gick mycket produkt förlorad på grund av avdunstning och läckage. Med hjälp av energin från underjorden och djupa pumpar lyckades specialisterna säkerställa tillförseln av olja från brunnen till de centrala oljeuppsamlingspunkterna utan mellanliggande tekniska operationer. Antalet kommersiella anläggningar minskade 12-15 gånger.

I utvecklingsområden, särskilt under byggandet av rörledningar, tillfälliga vägar, kraftledningar, platser för framtida bosättningar, störs den naturliga balansen i alla ekosystem. Sådana förändringar påverkar miljön.

De främsta källorna till förorening av grund- och underjordsvatten i oljeproduktionsområden är utsläpp av industriavloppsvatten till ytvattenförekomster och avlopp. Föroreningar förekommer också: vid spill av industriavloppsvatten; vid vattenledningsbrott; när ytavrinning från oljefält kommer ut i ytvatten; med peritoks av mycket mineraliserat vatten från djupa horisonter till sötvattenshorisonter, på grund av läckage i injektions- och produktionsbrunnar.

Inom oljeindustrin används olika kemikalier i stor utsträckning i olika tekniska processer. Alla reagenser, om de släpps ut i miljön, har en negativ inverkan. De främsta orsakerna till miljöföroreningar vid injicering av olika kemikalier i reservoaren är följande faktorer: läckage av system och utrustning och brott mot säkerhetsåtgärder under teknisk verksamhet.

I miljöaktiviteter på företaget, förutom traditionella områden för övervakning av miljöns tillstånd, rationell användning av vatten och återvunna markresurser, skydd av luftbassängen, översyn och byte av nödsektioner av oljeinsamlingsnätverk, vattenledningar, tankar, den senaste tekniken för miljöskydd införs aktivt.

BIBLIOGRAFI

1. Akulshin A. I. Drift av olje- och gasfält M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Uppslagsbok om oljeproduktion. M., Nedra, 1974.

3.Istomin A.Z., Yurchuk A.M. Beräkningar i oljeproduktion. M.,: Nedra, 1979.

4. Instruktioner om arbetarskydd för arbetare vid olje- och gasproduktionsavdelningen. Ufa, 1998.

5.Mishchenko I. T. Beräkningar i oljeproduktion. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Drift av olje- och gaskällor. M., Nedra, 1978.

7. Säkerhetsregler inom olje- och gasindustrin. M., Nedra, 1974

8. Produktionsmaterial av OOO NGDU Oktyabrskneft. 2009 2010.

9. Referensbok om oljefältsutrustning. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Ekonomi, organisation och planering av produktionen vid företagen inom olje- och gasindustrin M., Nedra, 1990.

Federal Agency for Education

Statlig läroanstalt för högre yrkesverksamma

Utbildning

"UFA STATE OIL TECHNICAL

UNIVERSITET "

Institutionen för "Oil and Gas Field Equipment"

träningspraktik

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

Övningsledare från R.R. Safiullin

avdelning Ph.D. assisterande professor

Allmänna egenskaper hos företaget

Aksakovnefts produktionsavdelning för oljefält bildades 1955 i samband med upptäckten av brunn nr. 3 på oljefältet Shkapovskoye av den borrade besättningen på arbetsledaren I.Z. Pojarkov den 23 november (Figur 1).

Bild 1 - Brunn nr 3

Från början av sin verksamhet tillhörde NPU "Aksakovneft" trusten "Bashneft" belägen i Ufa, som omorganiserades till aktiebolaget "Bashneft",

Det finns 15 insättningar på NGDU:s balansräkning. Återvinningsbara restreserver per 01.01.2004 uppgår till 22,358 miljoner ton (exklusive ökningen av reserver 2004). Med nuvarande volymer av oljeproduktion är tillhandahållandet av reserver 21 år. För närvarande utförs undersökningsborrningar i 2 områden: Afanasyevskaya och Lisovskaya.

Fälten för OOO NGDU Aksakovneft visas i figur 2.

Sedan utvecklingens början har 229 937 ton olja producerats. Planen för oljeproduktion 2004 uppfylls med 100,2 %, 2 tusen ton olja har producerats utöver planen.

Figur 2 - Översiktskarta över fyndigheter

21 nya brunnar togs i drift, varav de planerade 20. Olja producerad från nya brunnar är 31 768 ton med planen på 27 000 ton, produktionshastigheten för nya brunnar är 9,5 ton / dag, medan planen är 7,8 ton / dag.

6 nya injektionsbrunnar togs i drift, jämfört med de planerade 6.

Utan aktivitet togs 26 brunnar i drift mot planen på 26.

Brunnens färdigställandeperiod vid standarden 17 dagar var 7,7 dagar.

Samlade in 39754 tusen m3 tillhörande gas, inklusive 422 tusen m3 utöver planen. Utnyttjandegraden av tillhörande petroleumgasresurser är 96,3 %, medan planen är 95,1 %.

Den största uppmärksamheten ägnas åt införandet av ny utrustning och avancerad teknik, ökad oljeutvinning och effektiviteten av geologiska och tekniska åtgärder (Figur 3).

Tack vare ny teknik för ökad oljeutvinning producerades 348 ton. Under den senaste perioden av året har ett stort arbete utförts för att utföra geologiska och tekniska åtgärder. Så, med planen på 467, genomfördes 467 händelser. Verkningsgraden är 113,8 tusen ton.

Specifik effektivitet med planen på 243,3 t / meter. kommer att uppgå till 243,7 t/mått.

Figur 3 - Teknik för att öka injektionsbrunnens injektionsförmåga med hjälp av tekniken som använder en lindad slangenhet.

Ett av stegen i omorganisationen av ANK Bashneft var anslutningen i juli förra året av teamet från Shkapovsky-gasbearbetningsanläggningen till OOO NGDU Aksakovneft. Under 2004 behandlades 39 miljoner 208 tusen kubikmeter tillhörande petroleumgas mot planen på 34 miljoner 712 tusen kubikmeter, överutnyttjandet uppgick till 4496 tusen kubikmeter eller + 13% av planen.

LLC NGDU Aksakovneft är ett företag med högutvecklad utrustning och teknik för oljeproduktion och regional infrastruktur beläget i den sydvästra delen av Republiken Bashkortostan på adressen Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Detta är ett modernt högutvecklat företag - en underavdelning av Bashneft-föreningen med avancerad utrustning och teknik för oljeproduktion och -behandling.

Huvudmålet är att göra vinst och möta sociala behov av varor och tjänster som produceras av honom. Huvudaktiviteterna är:

Produktion och beredning av olja och gas;

Arrangemang, översyn och översyn av brunnar:

Reparation och konstruktion av motorvägar;

Tillhandahållande av betaltjänster till befolkningen;

Produktion av konsumentvaror;

Arrangemang, drift och reparation av oljefältsanläggningar och sociala anläggningar;

Transporttjänster, tjänster av specialutrustning;

Produktion och försäljning av ånga och vatten;

Utbildning och professionell utveckling av personal;

Att genomföra en enda ekonomisk, prissättnings-, teknisk och miljömässig policy med företaget;

Företaget bedriver sin verksamhet på grundval av den nuvarande lagstiftningen i Ryska federationen och Republiken Bashkortostan, stadgan, beslut från företagets styrande organ och ingångna avtal.

Bolagets auktoriserade kapital, dess rörelse återspeglas i balansräkningen för JSOC Bashnefts kontor.

UTBILDNINGSMINISTERIET OCH VETENSKAP

RYSKA FEDERATIONEN

FEDERAL UTBILDNINGSMYNDIGHET

GOUVPO "UDMURTSK STATE UNIVERSITY"
OLJEFAKULTET

Avdelningen "Utbyggnad och drift av olje- och gasfält"

på den andra produktionsmetoden
Innehåll
1. Inledning ………………………………………………………………………… .3

2. Depositionens egenskaper ………………………………………………… 4

3. Utvecklingsobjekt och deras egenskaper ………………………………… 5

4. Reservoaregenskaper hos produktiva formationer ………………………… 11

5. Fysiska egenskaper hos formationsvätska (olja, gas, vatten) ………… 12

6. Indikatorer för reservoarutveckling (produktiv bildning) ………………… 17

7. Installationsschema för en borrhålspump med sugstång (USSHN) ………… .... 18

8. Sugstångspumpar i hålet, deras element ………………………………… 19

9. Gängade anslutningar för slangar och

sugstavar ………………………………………………………… ... 22

10. Installationsschema för en elektrisk centrifugalpump (ESP) ……………… 25

11. Teknologiskt driftsätt för USSHN vid konstant

12. Teknologiskt driftsätt för USSHN med jämna mellanrum

pumpande vätska ........................................................... .................................................. 27

13. Teknologiskt driftsätt för ESP ………………………………… .28

14. Anordningar för att undersöka driften av borrhålspumpar ........................... 29

15. Resultat av studien av driften av USSHN ……………………………… ..37

16. Utformning av gas-sandankare ……………………………………………… .38

17. Anordningar för att bekämpa vaxavlagringar i

underjordisk utrustning ……………………………………………… .39

18. Diagram över en gruppmätenhet ........................................ ................................... 40

19. Booster pump station diagram ……………………………………………………………………… .41

20. Automatisering av drift av borrhålspumpenheter ......................................... ... 42

21. Operatörens funktionella ansvar för olje- och gasproduktion …… .43

22. Säkerställa krav på arbetarskydd vid underhåll

producerande brunnar ………………………………………………………… ... 44

23. Rapporteringsdokumentation i oljeproduktionsteamet ………………………… .47

24. Strukturen för olje- och gasproduktionsföretaget ……………………… ... 49

25. Krav på miljöskydd vid oljeproduktion ………… .50

26. Tekniska och ekonomiska resultatindikatorer för NGDU ………… 51

Lista över begagnad litteratur ………………………………………… ... 53

1. INTRODUKTION

Jag hade en praktikplats på OAO Udmurtneft i Votkinsks olje- och gasproduktionsavdelning på Mishkinskoyefältet i ett olje- och gasproduktionsteam. Han innehade positionen som en operatör för olje- och gasproduktion i fyra grader.

Jag tilldelades en d/n-operatör i 5:e klass, under vars ledning jag gjorde min praktik. Under min praktik gick jag igenom genomgångar om teknisk säkerhet och elsäkerhet, gick omvägar, där jag tittade på IC:s och GZU:s arbete, arbetade på en dator, där jag gjorde en elektronisk version av olika scheman.

Jag har goda intryck från praktiken. För det första såg förmannen till att jag fick så mycket information som möjligt om uppgifterna för en operatör för olje- och gasproduktion: han gav instruktioner till den operatör som tilldelats mig, efter 3 veckors praktik genomförde han en examen om kunskapen I hade förvärvat. För det andra, önskan från operatörerna själva att prata om sitt arbete.

Nästan varje dag var jag på olika jobb. Jag blev inte besviken på mitt valda yrke och jag är glad att jag studerar inom just denna specialitet.

^ 2. EGENSKAPER PÅ DEpositionen

Oljefältet Mishkinskoye upptäcktes 1966 och ligger på gränsen till distrikten Votkinsky och Sharkansky norr om staden Votkinsk.

Deponeringsområdet ligger i Kama-flodbassängen och upptar vattendelarna för floderna Votka och Siva. De absoluta höjderna av reliefen varierar från 140 - 180 m i söder, till 180 - 250 m i norr. Området för Mishkinskoye-fältet är 70% ockuperat av barrskogar, resten är ockuperat av jordbruksmark.

Klimatet i regionen är tempererat kontinentalt, med långa vintrar. Den genomsnittliga årstemperaturen är + 2С, frost i januari - februari når ibland -40С. Det genomsnittliga djupet för jordfrysning är 1,2 m, tjockleken på snötäcket är 60 - 80 cm.

Vattenintaget för underhåll av reservoartrycket ligger vid Sivaälven. Strömförsörjningskälla - transformatorstation 220/110/35/6 kV "Siva". Oljebehandling utförs vid Mishkinsky CKPN som ligger på fältets territorium.

Mishkin-strukturen kompliceras av två kupoler: den västra - Votkinskiy och den östra - Cherepanovskiy.
^ 3. UTVECKLINGSMÅL OCH DERAS EGENSKAPER

På Mishkinskoye-fältet registrerades oljeshower i klipporna på Tournaisian-scenen och Yasnaya Polyana över horisonten (lager Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), det nedre karbonet, i det bashkiriska stadiet och Vereiskiy-horisonten (skikten B-II, B-III) i Moskvastadiet av det mellersta karbonet.

Olje- och gasinnehållet i sektionen studerades med hjälp av härdprover, laterala jordprover, analys av data från geofysiska fältstudier, gasloggning och resultat av brunnstester för inflöde.

Tournaisian nivå

I de Tournaisian sedimenten upptäcktes tre oljefyndigheter, begränsade till tre strukturer: de västra och östra kupolerna av Votkinsk- och Cherepanovsklyftarna. Ett industriellt oljebärande lager av porös-cavernösa kalkstenar i taket av Cheretsky-horisonten med en tjocklek på upp till 36 m. Den högsta delen av oljereservoaren hittades vid Votkinsk-höjningen, i brunn nr 180 på en höjd på 1334 m. En liten fyndighet hittades i området med 184 brunnar med den högsta höjden på 1 357 m. ...

Lutningen av OWC-ytan noteras (från brunn nr. 189 till brunn nr. 183) av West Votkinsk-kupolen inom 2 - 2,5 m. Därför antogs OWC på en höjd av 1356 - 1354 m. Höjden på oljefyndigheten på West Votkinsk-kupolen är 32 m, dess dimensioner är cirka 8x5 km.

På Vostochno-Votkinskiy-kupolen tas den genomsnittliga positionen för OWC normalt runt 1358 m. Höjden på avsättningen på denna kupol i området för brunn nr 184 är cirka 5 m, dess dimensioner är 3x1,5 km.

På Cherepanovskoe-höjningen tas OWC konventionellt på 1370 m. Höjden på oljeavlagringen för denna höjning är 4,5 m, dess dimensioner är cirka 4,5x2 km. Närvaron av täta mellanskikt spårade över ett stort område och provtagning av kupolnära brunnar 211, 190, 191 bevisar jordens skiktade massiva struktur.

Oljeshower av Kizilovsky-horisonten hittades i dess nedre del i ett lager av fint porösa kalkstenar. Testresultat indikerar dåliga reservoaregenskaper hos Kizilovsky-horisonten.

OWC för kizilovfyndigheten tas konventionellt på nivån 1330,4 - 1330 m.

Yasnaya Polyanskiy superhorisont

I Yasnaya Polyana ovanför horisonten är oljeshower begränsade till lager av porösa sandstenar och siltstenar från Tula- och Bobrikov-horisonten.

Det finns tre porösa lager i Bobrikovskiy-horisonten. Kommersiellt oljeflöde från Bb-III-reservoaren erhölls i brunn nr 211 och olja och vatten från brunn nr 190.

Bb-II-reservoaren spårades i alla brunnar, som trängde in i Nedre karbon och endast i brunn nr 191 ersattes av ogenomträngliga bergarter.

Tjockleken på Bb-II-reservoaren varierar från 0 till 2 m, och Bb-I från 0,8 till 2,5 m. Från Bb-I-reservoaren erhölls kommersiella oljeflöden i brunn nr 189 tillsammans med andra reservoarer.

I Tula-horisonten är kommersiell oljebärande kapacitet etablerad i tre lager Tl-0, Tl-I, Tl-II. I Yasnaya Polyana över horisonten är oljefyndigheter begränsade till strukturerna: västra och östra Votkinsk-kupolerna och Cherepetsk-höjningen. Den obetydliga tjockleken av ogenomträngliga skikt som skiljer de oljebärande skikten av Yasnaya Polyana över horisonten, och ofta kopplingarna av permeabla skikt med varandra och deras litologiska variation, tyder på en skiktad typ av avlagringar med en enda OWC för alla skikt av Votkinsk upplyft och separat för Cherepanovskiy lager.

OWC för Cherepanovskiy-höjningen för Tula-formationerna Tl-I, Tl-II, Tl-0 tas på botten av Tl-II-formationen, vilket gav vattenfri olja i brunn nr 187 på en höjd av 1327,5 m.

Bashkiriska scenen

Oljeshower i fyndigheter från det bashkiriska stadiet hittades i alla brunnar som öppnade oljefyndigheter och kännetecknades av kärna. Dessutom finns oljeutställningar i den övre, tätare delen av sektionen. Tjockleken på de effektiva mellanskikten varierar inom ett brett intervall från 0,4 till 12,2 m. I vissa brunnar, vid testning av inflöden, erhölls de inte eller erhölls efter saltsyrabehandling av botten. Betydande fluktuationer i inflödenas värden tyder på en komplex struktur av reservoaren både i storlek och yta. Förekomsten av betydande produktionshastigheter indikerar sannolikt förekomsten av stora sprickor eller sprickor i reservoaren. Den högsta delen av oljan från Votkinskhöjningen hittades i brunn nr 211 på en höjd av 1006,6 m. Fyndighetens höjd är cirka 38 meter, fyndighetens storlek är inom 16x8 km. OWC tas normalt på 1044 m.

Z Oljealez från Cherepanovskoye-höjningen har inte studerats tillräckligt. Det är separerat från avsättningen av Votkinsk-höjningen av en zon av försämring av reservoaregenskaperna hos karbonatstenar. OWC för Cherepanovskoye-höjningen antogs på en höjd av 1044 m.

Verey horisont

I Vereyhorisonten finns det huvudsakligen två oljelager, åtskilda av lager av lerstenar och lerhaltiga kalkstenar. Tjockleken på effektiva oljemättade kalkstenar B-III sträcker sig från 0,6 till 6,8 m (brunn nr 201). Det lägsta märket från vilket vattenfri olja erhölls är 1042,8 meter (brunn nr 214). Det högsta märket för B-III-reservoaren är 990 m. OWC är taget på 1042 m. Reservoarens höjd inom den accepterade OWC - 1042 meter är ca 52 m. Dess dimensioner inom den yttre konturen är ca 25x12 km. Tjockleken på den effektiva delen av reservoaren sträcker sig från 1,2 till 6,4 m.

Den högsta delen av B-II reservoaren penetrerades i brunn nr 211. OWC togs på 1040 m. Höjden på fyndigheten inom den accepterade OWC är 104 m och är lika med ca 50 m. Storleken på fyndigheten inom den yttre konturen av oljebärande kapacitet är ca 25x12 km. Oljeavlagringar från formationerna B-II och B-III av reservoartyp.

Den effektiva delen av B-I-formationen spåras inte i alla brunnar. Testresultat indikerar låg reservoarpermeabilitet, och den komplexa placeringen av porösa skillnader i fältområdet komplicerar bedömningen av de möjliga oljeutsikterna för B-I reservoaren.

^ 4. SAMLAREGENSKAPER HOS PRODUKTIVA FORMATIONER
Tournaisian nivå

Tournaisian scenen representeras av karbonatstenar - kalkstenar från Cherepetian och Kizilovskys horisonter. Brunnarna innehåller från 1 (brunn nr 212) till 29 (brunn nr 187) porösa mellanskikt. Tjockleken på de utmärkande porösa varianterna varierar från 0,2 till 25,2 m. Den totala tjockleken på reservoarerna i Cheretskiy-horisonten i den studerade delen sträcker sig från 10,8 (brunn nr 207) till 39,2 m (brunn nr 193). I nästan alla brunnar i toppen av Tournaisian-stadiet urskiljs mellanskikt, som regel är detta ett enda skikt med en tjocklek på cirka 2 m, men i vissa brunnar (195, 196), ett större antal tunna porösa mellanskikt visas, vars antal når 8. Den totala tjockleken av Kizelovsky-reservoaren ökar i detta fall upp till 6,8 m.
Yasnaya Polyanskiy superhorisont

Avlagringar av Yasnaya Polyanas superhorisont representeras av omväxlande sandstenar, siltstenar och leror från Bobrikov- och Tula-horisonterna. I Bobrikovsky-horisonten urskiljs sandstensbäddar Bb-II och Bb-I, och i Tula-horisonten Tl-0, Tl-I, Tl-II. Dessa skikt kan spåras över hela området av Mishkinskoye-fältet. Den totala reservoartjockleken för horisonterna Bobrikovsky och Tula sträcker sig från 7,4 m (brunn nr 188) till 24,8 m (brunn nr 199).
Bashkiriska scenen

Det representeras av en växling av täta och porösa permeabla kalkstenar. Kalkstenar är inte leriga. Den reducerade relativa parametern Jnj varierar från 0,88 i täta mellanskikt till 0,12 - 0,14 i högporösa varianter. En sådan förändring i Jnj indikerar en betydande kavernöshet av kalkstenar. Antalet porösa mellanskikt i brunnar per område varierar från 5 (brunn nr 255) till 33 (brunn nr 189). Tjockleken på de utmärkande porösa varianterna sträcker sig från 0,2 till 21,0 m. Den totala tjockleken på de bashkiriska reservoarerna varierar från 6,8 m (brunn 205) till 45,5 m (brunn 201).
Verey horisont

Vereyavlagringar representeras av alternerande siltstenar och karbonatstenar. Den produktiva formationen är begränsad till porösa och permeabla karbonatavlagringar. Det finns två lager B-III och B-II.

Den totala reservoartjockleken för Vereiskiy-horisonten varierar från 4,0 (brunn nr 198) till 16,0 m (brunn nr 201). Tjockleken på ett separat permeabelt lager varierar över området från 0,4 till 6,4 m.
Sammanfattande data om reservoaregenskaper hos produktiva formationer

^ 5. FYSIKALISKA EGENSKAPER HOS FORMATIONSVÄTSKA

(OLJA, GAS, VATTEN)
OLJA
Verey horisont

Av analysen av prover i borrhålet följer att oljorna i Vereya-horisonten är tunga, mycket viskösa, värdet på oljedensiteten i reservoarförhållanden ligger i intervallet 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 och är i genomsnitt 0,8798 g/cm 3 3. Oljans viskositet under reservoarförhållanden sträcker sig från 12,65 till 26,4 SP, och 18,4 SP togs i beräkningarna.

Medelvärdet för mättnadstrycket antas vara 89,9 atm. Oljan i Vereya-horisonten är dåligt mättad med gas, gas-oljeförhållandet är 18,8 m 3 / t.

Enligt resultaten av analysen av ytprover av olja fastställdes: oljedensiteten är 0,8963 g / cm 3; oljeproverna från Vereiskiy horisonten innehåller 3,07 % svavel, mängden silikogelhartser varierar från 13,8 till 21 % och är i genomsnitt 15,6 %. Asfaltenhalten ligger i intervallet 1,7 - 8,5 % (medelvärde 4,6 %) och paraffinhalten 2,64 - 4,8 % (medelvärde 3,6 %).
Bashkiriska scenen

Analysdata visar att oljan från Bashkirian-stadiet är lättare än oljorna från andra lager av Mishkinskoye-fältet, oljedensiteten under reservoarförhållanden är 0,8641 g / cm 3. Oljans viskositet är lägre än i Vereya-horisonten och bestäms till 10,3 cp. Mättnadstrycket för det bashkiriska stadiet bör tas lika med 107 atm. Gas-oljeförhållandet för reservoaren är 24,7 m 3 / t. Analysresultaten visar att den genomsnittliga oljedensiteten är 0,8920 g/cm 3. Svavelhalten i olja i det bashkiriska stadiet varierar från 22,4 till 3,63 % och är i genomsnitt 13,01 %. Mängden silikogelhartser varierar från 11,6 % till 18,7 % och är i genomsnitt 14,47 %. Asfaltenhalten ligger i intervallet 3,6 - 6,4 % (genomsnitt 4,51 %) och paraffinhalten 2,7 - 4,8 % (genomsnitt 3,97 %).
Yasnaya Polyanskiy superhorisont

Oljan i Tula-horisonten är tung, specifik vikt 0,9 g/cm 3, högviskositet 34,2 cp. Gasfaktorn är 12,2 m 3 / t, oljemättnadstrycket med gas är 101,5 atm., vilket beror på den höga kvävehalten i gasen upp till 63,8 volymprocent.

Ytoljeprover från Yasnaya Polyanas superhorisont togs från 8 brunnar. Oljans densitet enligt resultaten av analysen av ytprover är 0,9045 g/cm 3. Svavelhalt  3,35 %, asfaltenhalt  5,5 %, paraffinhalt  4,51 %.
Tournaisian nivå

Oljeviskositeten i reservoarförhållanden var 73,2 cp. Oljans densitet är 0,9139 g/cm3. Gasfaktor 7,0 m 3 / t. volymfaktor 1,01. Ytoljeprover från Tournaisian-stadiet togs från 8 brunnar. Den genomsnittliga densiteten av olja är 0,9224 g/cm 3. Den ökade halten av silikogelhartser 17,4 - 36,6% (genomsnitt 22,6%). Halten asfaltener och paraffin är i genomsnitt 4,39 % respektive 3,47 %.
^ ASSORCIERAD GAS

Den associerade gasen innehåller en ökad mängd kväve. För Tournaisian etappen är dess genomsnittliga värde 93,54%, för Yasnaya Polyana superhorizon - 67,2%, för Bashkirian scenen - 44,4%, för Vereian horisonten - 37,7%. En sådan kvävehalt, såväl som låga gasfaktorer, gör det möjligt att använda tillhörande gas som bränsle, endast för industriföretagens behov.

När det gäller heliumhalten i slinggasen i Yasnaya Polyanskiy (0,042 %) ovanför horisonten och Cheretskiy-stadiet (0,071 %) är den av industriellt intresse, men på grund av låga gasfaktorer, d.v.s. liten produktion av helium ifrågasätts lönsamheten av dess produktion. Halten av helium i den associerade gasen i Vereian-horisonten och Bashkirian-stadiet är 0,0265 % respektive 0,006 %.
^ BILDANDE VATTEN
Verey horisont

Vattenmängden i lagren i den övre delen av Vereisky-horisonten har praktiskt taget inte studerats. Reservoarsaltlösningar har en densitet på 1,181 g / cm 3, den första salthalten är 70, de innehåller B - 781 mg / l, J - 14 mg / l och В 2 О 2 - 69,4 mg / l. Sammansättningen av vattenlöst gas domineras kraftigt av kväve - 81%, metan - 13%, etan - 3,0%, tyngre - 0,3%.
Bashkiriska scenen

Vattnet i de bashkiriska avlagringarna har en liknande jonsaltsammansättning och något lägre mineralisering och metamorfisering än vattnet i de högre och lägre komplexen. Mineralisering av vatten i Bashkiravlagringar överstiger inte 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg överstiger inte 3,7; SO 4 / Cl inte överstiger 0,28; innehållet av mg / l brom 587 - 606; J÷ 10,6-12,7; B2O3 28-39; kalium - 1100; strontium - 400; litium - 4,0.
Yasnopolyansky ovanför horisonten

De kännetecknas av hög mineralisering, metamorfisering, frånvaro av asfaltener, höga halter av brom och jod, som inte överstiger 50 mg / l. Det obetydliga innehållet av sulfater fungerar som ett korrelativ för att skilja vattnet i Yasnaya Polyana-komplexet från vattnet i de högre och lägre komplexen.

Den genomsnittliga gasmättnaden i bildningsvattnet i Yasnaya Polyana-sedimenten är 0,32 - 0,33 g / l. Gasens sammansättning är kväve, innehållet av kolväten är cirka 3 - 3,5%, argon - 0,466%, helium - 0,069%. Kontaktavgasningsgas består av kväve 63,8 %, metan 7,1 %, etan 7,9 %, propan 12,1 %.
Tournaisian nivå

Mineralisering av vatten i Tournaisian-stadiet är 279,2 g / l; S - 68; SO4/Cl - 100-0,32; B - 728 mg/l; J - 13 mg/l; В 2 О 3 - 169 mg/l. Vattnet i de Tournaisian sedimenten skiljer sig kraftigt från vattnet i Yasnaya Polyana-sedimenten, vilket indikerar isoleringen av horisontens akviferer.

Vattnet i Tournaisian scenen är mycket mineraliserat. De kännetecknas av hög kalciumhalt på 19%, ekvivalent Cl-Na / Mg-förhållande är högre än 3; SO4/Cl - 100-0,12 * 0,25. Bromhalt 552-706 mg/l; jod 11-14 mg/l; NH4 79-89 mg/l; В 2 О 3 39-84 mg/l; kalium 1100 mg/l; strontium 4300 mg/l;
Fysikaliska och kemiska egenskaper hos olja i reservoarförhållanden

Gasens fysikaliska och kemiska egenskaper

Fysikalisk-kemiska egenskaper hos formationsvatten

^ 6. INDIKATORER PÅ UTVECKLING AV INSTÄLLNINGAR

(produktiv formation)

Detta "teknologiska schema för utveckling av Zapadno-Chigorinskoye-fältet" underbygger det optimala alternativet för vidareutveckling av fältet.
Arbetet utfördes i enlighet med referensvillkoren för OJSC "Surgutneftegas" och godkända regulatoriska dokument.

Introduktion

2. Analys av strukturen hos brunnstocken.
3. Geologiska egenskaper hos fyndigheten.
4. Geologisk och teknisk modell av fältet.
5. Geologiskt och fältunderbyggande av utvecklingsmöjligheter.
6. Tekniska indikatorer på utvecklingsmöjligheter.
7. Reserver av olja och löst gas.
8. Säkerhet för olje- och gasoperatörer.
9. Teknologiskt driftsätt för produktionsbrunnar.
10. Oljeproduktion genom nedsänkbara elektriska installationer.
11. Oljeproduktion med borrhålspumpar för sugstavar.

Filer: 1 fil

FEDERAL UTBILDNINGSMYNDIGHET

Statens läroanstalt för högre yrkesutbildning

"Tyumen State Oil and Gas University"

Institutionen för utveckling och drift av oljefält

på den första produktionsmetoden

från "" 20 till "" 200

på företaget

Studerande

grupper НР-09-1 specialiteter

"Utveckling och drift av olja och

gasfält",

specialisering: "Utbyggnad av oljefält"

Från företaget

(position) F.I.O.

Skyddsklass:

Kogalym, 2012

Introduktion

1. Allmän information om depositionen.

2. Analys av strukturen hos brunnstocken.

3. Geologiska egenskaper hos fyndigheten.

4. Geologisk och teknisk modell av fältet.

5. Geologiskt och fältunderbyggande av utvecklingsmöjligheter.

6. Tekniska indikatorer på utvecklingsmöjligheter.

7. Reserver av olja och löst gas.

8. Säkerhetsföreskrifter för olje- och gasproduktionsoperatörer.

9. Teknologiskt driftsätt för produktionsbrunnar.

10. Oljeproduktion genom nedsänkbara elektriska installationer.

11. Oljeproduktion med borrhålspumpar för sugstavar.

INTRODUKTION

Administrativt sett ligger Zapadno-Chigorinskoye-fältet i Surgut-regionen i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug i Tyumen-regionen.

Fältet är beläget på territoriet för tre licensområden, vars underjordsanvändare är OJSC "Surgutneftegas":

• Chigorinsky licensområde (licens KhMN nr. 00684, utfärdat den 03.12.1997, utgångsdatum
  licensens giltighetstid 31.12.2040),
• Ai-Pimskiy licensområde (licens KhMN nr. 00560, utfärdat 1993-09-29, utgångsdatum
  licensens giltighetstid 31.12.2055),
• Zapadno-Ai-Pimsky licensområde (licens KhMN nr. 00812, utfärdat den 04.06.1998, giltighetstid
  licensens utgång den 31.12.2055),

Avstånd till närmaste bebyggelse - bebyggelse. Nizhnesortymsky - 60 km. Avstånd till staden Surgut - 263 km.

Fältet upptäcktes 1998 och sattes i pilotproduktion 2003 på grundval av "Technological Scheme for Pilot Development" som utarbetats av TO "SurgutNIPIneft" (protokoll från TKR KhMAO nr 259 daterat 06.12.2001).

På grund av den högre utbyggnadstakten under de två första verksamhetsåren (2003-2004) översteg de faktiska volymerna av oljeproduktion designnivåerna. För att justera de tekniska indikatorerna för utvecklingen 2005 sammanställde TO "SurgutNIPIneft" en "Analys av utvecklingen av West Chigorinskoye-fältet" (protokoll TILL CKR Rosnedra för Khanty-Mansi autonoma okrug nr 630 daterad 2005-04-27) .

Detta projektdokument "Teknologiskt schema för utvecklingen av Zapadno-Chigorinskoye-fältet" utarbetades 2006 i enlighet med beslutet från underhållscentret för Rosnedras centralkommission för Khanty-Mansi autonoma okrug (protokoll nr 630 daterat 04/04) 27/2005).

Under perioden med pilotutveckling av Zapadno-Chigorinskoye-fältet:

Förtydligade geologisk struktur och reservoaregenskaper
kärnkraftverkets huvudsakliga operativa anläggning och,

• oljereserver beräknades och godkändes av State Reserve Committee of Rosnedra (protokoll nr.
  03.11.2006),
• effektiviteten i det implementerade utvecklingssystemet uppskattas.

Detta "teknologiska schema för utveckling av Zapadno-Chigorinskoye-fältet" underbygger det optimala alternativet för vidareutveckling av fältet.

Arbetet utfördes i enlighet med referensvillkoren för OJSC "Surgutneftegas" och godkända regulatoriska dokument.

1. ALLMÄN INFORMATION OM DEpositionen

Administrativt och geografiskt läge. Zapadno-Chigorinskoye-fältet är tilldelat territorium för tre licensområden: Ai-Pimsky licensområde (nordöstra delen av fältet), West Ai-Pimsky licensområde (central del) och Chigorinsky licensområde (sydöstra delen, fig. 1.1). .

Administrativt sett är fyndigheten belägen i Surgut-distriktet i Khanty-Mansiysk autonoma distrikt i Tyumen-regionen. Den närmaste bosättningen är bosättningen Nizhnesortymskiy, som ligger 60 km nordost om fältet. Centrum i Surgut-regionen är staden Surgut, som ligger 263 km sydost om fältet. I fysiska och geografiska termer är det begränsat till Surgut mosseprovinsen i det västsibiriska fysiska och geografiska landet. Fältet är beläget i operationsområdet för OJSC "Surgutneftegas", NGDU "Nizhnesortymsk-neft".

Klimatet är kontinentalt. Vintern är lång, sträng och snörik. Medeltemperaturen för den kallaste månaden, januari, är -21,4 ° С. Tjockleken på snötäcket är upp till 60-75 cm Varaktigheten av perioden med ihållande frost är 164 dagar. Sommaren är kort (50-60 dagar), måttligt varm och molnig, med frekventa frost. Medeltemperaturen för den varmaste månaden (juli) är + 16,8 ° С, med ett absolut maximum på + 34 ° С. I allmänhet är klimatet i regionen typiskt för taigazonen.

Sjömätning. Fältet ligger i flödet av floderna Nimatuma, Yumayakha, Totymayun. På grund av vattenregimens natur tillhör floderna typen av floder med vår-sommar översvämningar och översvämningar under den varma årstiden. Huvudfasen av vattenregimen är översvämningen, som vissa år står för upp till 90 % av den årliga avrinningen. Det börjar i det tredje decenniet av april och slutar i juni. Betydande områden är sumpiga (60,1%). Överlappningen av arbetsområdets territorium är 17,2 %. Tillsammans med små sjöar finns det också stora sjöar på fyndighetens territorium: Vochikilor, Vontirya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkultunglor, Vochkultunglor, Otinepatylor.

Jordar. De automorfa ytorna domineras av ferruginösa illuviala och humus illuviala podzoler. Bland de mossiga jordarterna finns torv-, torv- och torvjordar på höga torvmarker samt torv-humus-gley-jordar. Flodslätterna domineras av flodslätter med torv-humus-gley och svagt podzoliserade översvämningsslätter.

Vegetation. Enligt den geobotaniska zonindelningen av västra Sibirien (Ilyina och Makhno, 1976) är avsättningsområdet beläget i den norra taiga-underzonen.

Landskapsstrukturen i territoriet domineras av myrar av olika slag (60,1 % av arean), huvudsakligen ås-ihåliga och sjö-ås-ihåliga, samt platt-kuperade myrar. Tall- och tall-björkskogar är begränsade till dalnära områden (skogstäckning - 17,3%). I översvämningsslätterna och älvdalarna råder tallbjörk- och cedertrallskogar (ca 5,4 %).

Djurens värld. Enligt den zoogeografiska zonindelningen av Tyumen-regionen (Gashev, 2000) ligger Zapadno-Chigorinskoye-fältet i Surgut-zoogeografiska provinsen. Faunan representeras av faunan av lakustrin-myrbiotoper (bisamråtta, vit hare, vattenfåglar: dykning och flodänder), i skogsbiotoper finns representanter för höglandsvilt (orre, skogstorre, hasselorre) samt ekorrar. , jordekorrar.

Markanvändning och särskilt skyddade områden. På Zapadno-Chigorinskoye-fältets territorium finns det territorier med en speciell status för naturförvaltning - vattenskyddszoner, cederplantager, förfäders land (Fig. 1.1).

Vattenskyddszoner tilldelas längs floder och runt sjöar med en bredd på 100 till 500 m, upptar 5132 hektar (cirka 45% av åkerytan). Separata massiv längs flodbäddarna är cederplantager - 172 hektar (1,5%).

Genom dekret från chefen för administrationen av Surgut-regionen nr 124 av den 30.11.1994 och beslutet av distriktskommissionen i Sytominsk landsbygdsförvaltning i Surgut-regionen tilldelades fäderneslandet nr 12C på territoriet för insättning, där 4 familjer (12 personer) bland ursprungsbefolkningen utför ekonomiska aktiviteter norr - Khanty (familjer av Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). Ekonomiska överenskommelser har slutits mellan OJSC "Surgutneftegas" och cheferna för fäderneslandet, som innehåller en uppsättning sociala och ekonomiska åtgärder.

Ekonomisk verksamhet i vattenskyddszoner bestäms av Ryska federationens regerings dekret nr 1404 av 23.11.1996 "Föreskrifter om vattenskyddszoner för vattenförekomster och deras kustskyddszoner", RD 5753490-028-2002 "Föreskrifter om miljöskydd vid utformning och produktion av enskilda prospekterings- och prospekteringsbrunnar av OJSC "Surgutneftegas" belägna i vattenskyddszoner i vattenområdena i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug "; cederträstativ - enligt Ryska federationens skogskod nr 22-FZ daterad 01.29.1997; förfäders land - genom resolutionen från chefen för administrationen av Surgut-regionen nr 124 från ZOL 1.1994.

Industriell infrastruktur. Zapadno-Chigorinskoye oljefält är beläget i driftområdet för Nizhneseortymskneft NGDU, som har en utvecklad industriell infrastruktur: oljeuppsamlings- och beredningspunkt, boosterpumpstationer, ett system med tryck- och oljeledningar mellan fält, gasledningar, ett nätverk av motorvägar, ett kraftförsörjningssystem och produktionsservicebaser.

När arbetet var slutfört byggdes följande på fältet: 11 brunnsplattor; olje- och gasuppsamlingssystem med en längd på 26,1 km:

• en boosterpumpstation med en designkapacitet på 10,0 tusen m / dag, från munnen
  ny preliminär utsläpp av formationsvatten, med en kapacitet på 10,0 tusen m3 / dag.
  Kapacitetsutnyttjandet per 01.01.2006 var 12 %;
• oljeledning för extern transport av olja från West Chigorinskoye-fältet
  till punkten för införande i oljeledningen från Bittemskoyefältet, 15,0 km långt;

klusterpumpstation med en kapacitet på 7,2 tusen m 3 / dag. Kapacitetsutnyttjandet uppgick den 01.01.2006 till 44 %;

Fyra vattenbrunnar borrades i SPS-området i berget Cenomanian
paraply utrustad med högtryckssänkbara pumpenheter, genom
i vilket vatten injiceras;

Högtrycksvattenledningssystem 18,55 km långt;
transformatorstation PS 35/6;

• högspänningsledning VL-35kV från PS110 från Bittemskoye-fältet till väst
  no-Chigorinskoye-fältet, 15,8 km långt;
• motorväg med asfaltbetongbeläggning från BPS Väst
  Chigorinskoye-fältet innan anslutning till korridoren från Bittemskoye-fältet "ca
  13,5 km lång;

Närmar sig buskarna med en längd på 26,15 km.

Gasuppsamlingssystemet på fältet är inte väl utvecklat. Ett gasturbinkraftverk byggdes vid Bittemskoyefältet inom 20 km. Gasutnyttjandegraden den 1 januari 2006 var 2,76 %.

Den närmaste oljebehandlingsanläggningen är Alekhinsky CPF, som ligger 95,8 km från fältet. Oljeleverans till Transneft-systemet utförs vid Zapadny Surgut PS.

El levereras från Tyumenenergo-systemet. Huvudkällan för strömförsörjning för Zapadno-Chigorinskoye-fältet är 35/6 kV Bit-temskaya-transformatorstationen (2x25 MB A).

Strömförsörjning till anläggningarna på plats i Zapadno-Chigorinskoye-fältet utförs från SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) nr 252, belägen i området för den tekniska platsen för boosterpumpstationen.

Under utvecklingen av fältet levereras material och utrustning från staden Surgut, som har en stor järnvägsknut, flodhamn och flygplats, som kan ta emot passagerar- och tunga transportflygplan.

Den närmaste byn Nizhne-Sortymsky är försedd med kvalificerade arbetskraftsresurser. På NGDU "Nizhnesortymskneft" utvecklas ett system med reparationsavdelningar och tjänster.

2. ANALYS AV BRUNNSFONDENS STRUKTUR.

Från och med 01.01.2006 har företagets balans 147 brunnar, inklusive produktionsbrunnar - 109, injektion - 33, kontroll - 1, vattenintag - 4. Karakteristiken för brunnbeståndet ges i tabell. 2.1

Vid AC12-anläggningen finns 129 produktions- och injektionsbrunnar, inklusive 96 produktions- och 33 injektionsbrunnar (varav 12 är under utveckling för olja).

Det finns 13 övergivna prospekteringsbrunnar i AS11- och YUSo-reservoarerna.

De grafiska bilagorna visar kartor över det aktuella utvecklingsläget för AC12-objektet. För objektet som helhet motsvarar produktiviteten för brunnarna som anges på kartan rapporterna från NGDU, kartorna över vart och ett av lagren visar den uppskattade produktiviteten som erhålls som ett resultat av modellberäkningar.

Fondens tillstånd är tillfredsställande. Det finns 2 brunnar i den lediga brunnstocken (2 % av brunnsstocken).

I december 2005 var 100 produktionsbrunnar i drift med ett genomsnittligt oljeflöde på 13,9 t/dag, ett genomsnittligt bottenhålstryck på 12,8 MPa. Det finns 21 operativa injektionsbrunnar.Den genomsnittliga injektiviteten för injektionsbrunnar är 152 m 3 / dag, med ett genomsnittligt brunnshuvudtryck på 14,9 MPa.

Utbudet av oljeproduktionshastigheter (från 0,1 till 63,1 ton / dag) för det inledande utvecklingsskedet är mycket stort. För att identifiera huvudorsakerna till brunnarnas ojämlika produktivitet utfördes en multivariat analys av geologisk information och fältinformation, de mest informativa beroenden visas i fig. 4.3.1. Av de givna uppgifterna följer: