1 البيانات الأولية

1.1 موجز عن الخصائص الجيولوجية والميدانية للحقل

يشمل التركيب الجيولوجي لرواسب بخارى رواسب العصر الديفوني والكربوني والعصر البرمي والرباعي.

من الناحية التكتونية، يقع الحقل على المنحدر الشمالي لقوس التتار الجنوبي. من الغرب يحدها حوض ألتونينو-شوناك الضيق والعميق، الذي يفصل الجزء الموحد من القبة الجنوبية عن انتفاخ أكتاش-نوفو-إلخوفسكي. على طول سطح الطابق السفلي البلوري، لوحظ هبوط تدريجي منخفض السعة في الاتجاهين الشمالي والشمالي الشرقي. على هذه الخلفية، تم تحديد سلسلة من كتل الطابق السفلي الضيقة نسبيًا والمرتفعة والممتدة في الاتجاهين الطولي وتحت الجوفي وما يرتبط بها من أحواض تشبه الخطاف.

إن موقع منطقة الرواسب في المناطق القريبة من حوض نيجنكامسك لنظام كاما كينيل يحدد مسبقًا تغييرًا ملحوظًا في الخطط الهيكلية للرواسب الديفونية العليا والكربونية السفلى. في قسم التسلسل الرسوبي الديفوني، فإنها تتوافق مع المدرجات والأحواض المحددة بشكل ضعيف من الناحية الهيكلية. تمتلك الرواسب المغطاة مخططًا هيكليًا أكثر تعقيدًا، والذي يتميز بمناطق تشبه الانتفاخ واضحة وممتدة خطيًا، ومعقدة بسبب الارتفاعات المحلية من الدرجة الثالثة. جنبا إلى جنب مع ميزات الخطة الهيكلية الموروثة، تظهر التكوينات الرسوبية الجديدة المحلية في شكل هياكل الشعاب المرجانية من العصر الفراسني-الفاميني العلوي والهياكل المحيطة المرتبطة بها - مرتفعات ناليموفسكو العليا وجنوب ناليموفسكوي. تصل اتساع هذه الهياكل على طول الجزء العلوي من المرحلة التورنيزية إلى 65-70 مترًا. في الأساس، فإن العناصر المحلية المميزة لحقل بخارى هي ارتفاعات منخفضة السعة من الدرجة الثالثة. داخل منطقة الحقل، يكون سطح مرحلة تورنيزي معقدًا من خلال مناطق شق "القناة"، التي تم تحديدها بناءً على نتائج أعمال CDP التفصيلية في منطقة زينسكي لمجموعة المسح السيزمي 9/96، والتي تم تأكيدها بشكل أساسي من خلال الحفر الفعلي في عام 1997. -2000.

كان أساس الإنشاءات الهيكلية هو نتائج العمل التفصيلي لـ CDP الذي قامت به مجموعة المسح الزلزالي لبخارى 9/96 في منطقة زينسكي.

وفقًا لقسم حقل بخارى، تم تحديد محتوى نفطي متفاوت الكثافة لعدد من الآفاق في العصر الديفوني العلوي والعصر الكربوني السفلي.

من الإنتاج الميداني رواسب هائلة لآفاق باشيسكي وكينوفسكي وبوبريكوفسكي وخزانات كربونات لآفاق سيميلوكسكي وبوريسكي وزافولجسكي ومرحلة تورنيزي. تم التعرف على إجمالي 47 مكمناً نفطياً، ذات أحجام مختلفة ومستويات حاملة للنفط. يتم التحكم فيها عن طريق الرفعات المحلية الفردية أو مجموعة من الهياكل. تنحصر التراكمات الصناعية للنفط في أفق الباشي في طبقات مفهرسة (من الأسفل إلى الأعلى) مثل D1 -c وD1 -b وD1 -a، المكونة من الحجارة الرملية وأحجار الغرين. تعتبر الطبقات D 1 -a، D 1 -b ككائن واحد - D 1 -a + b، لأنها تندمج في 20٪ من الآبار أو تحتوي على جسور طينية رقيقة بسماكة 0.8-1.2 متر الطبقة D 1 - هي تتميز كمنشأة مستقلة مع VNK الخاصة بها.

يتم تمثيل D 1 -c بأحجار رملية دقيقة الحبيبات ومصنفة جيدًا، وتقع في الجزء السفلي من أفق باشي على عمق 1741.6 م، وترتبط بشكل واضح وفقًا لمواد نظم المعلومات الجغرافية، وهي منفصلة عن تكوين D 1 -a + b. بواسطة جسر سماكة 4.6 م من النوع الخزان - مسامي . المحتوى الزيتي للتكوين D 1 -v محدود في المنطقة. ويرتبط برواسبتين فقط في أقصى الجنوب وواحدة في الجزء الأوسط من الحقل. تم إنشاء القدرة الحاملة للنفط في 13 بئراً اعتماداً على مواد نظم المعلومات الجغرافية، وتم اختبار 10 منها، وتتراوح معدلات تدفق النفط فيها من 0.3 إلى 22.1 طن/يوم. ويتراوح سمك التكوين المشبع بالزيت من 0.6 إلى 2.8 متر. ويرتكز الخزان D 1 -v بشكل رئيسي على مياه القاع. وفي العديد من الآبار، تم اكتشاف OWC المباشر؛ وتم رسم الخطوط الحاملة للنفط باستخدام متوسط ​​قيم ارتفاعات OWC للآبار، مع الأخذ في الاعتبار فتحات التثقيب السفلية.

الخزان D1 -a+b هو خزان مشبع بالنفط تم تطويره على نطاق واسع، تم اكتشافه في 40% من الآبار من إجمالي الصندوق المحفور في العصر الديفوني. يتراوح سمك التكوين المشبع بالزيت الفعال من 0.8 إلى 2.4 متر.

وفي المجمل، تم تحديد 13 رواسب نفطية، تقتصر على الارتفاعات الزلزالية من الدرجة الثالثة. الودائع صغيرة الحجم والارتفاع. وتم اكتشاف سبعة منها بواسطة بئر واحد فقط. نوع الودائع - طبقات القوس. تم اكتشاف OWC في 38% من الآبار التي تم فيها تشبع النفط. في هذا الصدد، تم رسم الخطوط الحاملة للنفط في 3 رواسب وفقًا لموضع التلامس بين الماء والنفط، والذي تم تحديده من خلال نظام المعلومات الجغرافية ونتائج أخذ العينات، وفي الباقي فقط وفقًا للارتفاع المطلق لقاعدة النفط السفلي. طبقة مشبعة. ويلاحظ هبوط الهياكل في الاتجاه الشمالي. تتغير الارتفاعات المطلقة لـ OWC، والتي يتم من خلالها رسم معالم الرواسب، من الجنوب إلى الشمال من -1496 إلى -1508.7 م. معالم الرواسب في منطقة الآبار 736، 785، 788، 790 و. 793a خضعت لتغييرات وفقًا لبيانات NVSP MOV. تغير مخزون النفط في منطقة البئر 790 (مصعد Verkhne-Nalimovskoye) بشكل حاد من الاتجاه تحت سطح البحر وفقًا لنتائج المسوحات الزلزالية إلى الشمال الشرقي وفقًا لنتائج NVSP MOV. انخفض حجم الودائع إلى النصف. تغير مخزون النفط في منطقة البئر 736 اتجاهه من الشمال الغربي إلى الشمال الشرقي، وزاد حجمه قليلاً. في الرواسب النفطية المحصورة في مصعد شرق بخارى (مساحة البئر 793أ) وفي منطقة البئر 788، التي لم تتم الموافقة على احتياطيات النفط منها من قبل لجنة احتياطيات الدولة في الاتحاد الروسي، المنطقة الحاملة للنفط تضاعفت. يقتصر المخزون النفطي في منطقة البئر 785 من الشمال الغربي على خط الاضطراب التكتوني الذي حدده NVSP، والذي تم بعده اكتشاف خطأ يبلغ 5 أمتار رأسياً. الإيداع محدود بخط خطأ، وهو في هذه الحالة عبارة عن شاشة. انخفض حجم الودائع بمقدار 4 مرات. ولذلك، وبعد تنفيذ العمل الذي اقترحه المؤلفون لإدارة شبكة الملامح الزلزالية في بعض مناطق الحقل، وإعادة معالجة جميع مواد المسح الزلزالي المتاحة، وإجراء إعادة تسطيح منخفضة الكثافة للمسح الزلزالي في الآبار المقترحة في فصل استكشافي إضافي، من الضروري توضيح الاحتياطي النفطي للحقل وفقاً للنتائج التي تم الحصول عليها.

ويبلغ سمك رواسب أفق باشي في المتوسط ​​22.8 م، والفعال المشبع بالنفط 1.9 م، وهو ما ينعكس بالتالي في معامل الرملية - 0.071، ومعامل الرملية للجزء المشبع بالنفط 0.631. معامل التجزئة هو 4.067.

في أعلى القسم، على عمق 1734.2 مترًا، توجد رواسب إنتاجية لأفق كينوفسكي، محصورة في الطبقة D 0 -v. يتم تمثيل الخزان بشكل أساسي بالأحجار الغرينية، وفي كثير من الأحيان بالأحجار الرملية ذات الحبيبات الدقيقة والكوارتز. نوع الخزان مسامي.

تم تطوير طبقة D 0 -v في جميع أنحاء المنطقة. وبناءً عليه تم تحديد وتحديد 11 مكمناً نفطياً، وهي تتداخل بشكل أساسي من حيث المكامن في المكامن الباشية. وفي 25 بئراً تم حفرها في 9 رواسب، تم اختبار التكوين المشبع بالنفط D 0 -v. تتراوح معدلات تدفق الزيت التي يتم الحصول عليها أثناء الاختبار من 1.3 إلى 19.2 طن/يوم. نوع الودائع - قبو الطبقات. تم اكتشاف OWC في 14 بئراً. تم رسم الخطوط الحاملة للزيت بناءً على نتائج أخذ العينات وفقًا لعلامات قياس الضغط الخاصة بفتحات التثقيب السفلية التي تم الحصول على النفط منها. في أربع رواسب، يتم أخذ موضع الخطوط الحاملة للنفط على طول قاعدة الطبقة السفلية المشبعة بالزيت.

يتراوح السماكة الإجمالية لأفق كينوفسكي من 13.8 إلى 23.6 مترًا، بمتوسط ​​19.3 مترًا، وعدد الطبقات البينية 1-4، ومعامل التشريح 1.852. يتراوح السماكة الفعالة الكلية المشبعة بالزيت للطبقات البينية ما بين 0.6 – 0.62 م، والمتوسط ​​2.2 م، كما بلغ معامل الرملية 0.712. سمك الطبقة غير المنفذة بين الطبقات المشبعة بالزيت صغير - 0.6-1.4 م.

1.2 خصائص الخزان للآفاق الإنتاجية

تتكون رواسب آفاق باشي وكينوف من المرحلة الفراسنية من العصر الديفوني العلوي من أحجار الغرين والأحجار الرملية. وقد تميزت بالنواة في 10 آبار (70 عينة).

الحجر الرملي عبارة عن كوارتز أحادي المعدن، ذو حبيبات دقيقة. حبيبات الكوارتز شبه مستديرة، والحبوب مرتبة بشكل جيد، والتعبئة متوسطة، وكثيفة في المناطق. وفقًا للتحليل الحبيبي، فإن الأحجار الرملية تكون ذات حبيبات دقيقة (50.1% - 80.8%) مع خليط صغير من الجزء البساميتي المتوسط ​​(0 - 10.3%)، شديدة الغرينية، طينية (2.7 - 7.1%). يتراوح محتوى الجير من 0.1 إلى 3٪.

الأسمنت عبارة عن كوارتز ثانوي، الذي يشكل حواف التجديد، ومادة طينية كربونية، التي تشكل التلامس، وفي بعض المناطق، أسمنت من النوع المسامي. تتراوح مسامية الحجر الرملي من 12.9 - 20.4%، النفاذية 118.3 - 644.5*10 -3 ميكرومتر2.

أحجار الغرين عبارة عن كوارتز في التركيب مع فرز جيد للحبوب. وفقًا للتركيبة الحبيبية: حبيبات خشنة (43.6-63.7%)، متوسطة ورملية للغاية (11.2-44.7%)، طينية قليلاً (2.2-5.3%) مع خليط صغير من جزء الطمي المتوسط ​​والناعم (1.5-8.1%) ). نوع الأسمنت متجدد وملامس ومسام. تتراوح مسامية أحجار الغرين حسب اللب من 15 إلى 21.2٪، والنفاذية - من 9.6 إلى 109.9 * 10 -3 ميكرومتر 2.

إن مسامية خزانات رواسب الباشي، المحددة من نظام المعلومات الجغرافية (47 بئراً) واللب (3 آبار - 33 تحديداً)، هي نفسها تقريباً: 19.7% و20.5%، والتشبع بالزيت 71.9 و81.6% على التوالي. تختلف معلمات النفاذية التي يتم تحديدها من خلال تسجيل الآبار ونتائج الدراسات الأساسية والهيدروديناميكية؛ ويتم عرض البيانات في الجدول 1.2.1. بالنسبة للتصميم، تم أخذ متوسط ​​القيمة من نتائج تسجيل الآبار على أنها الأكثر تمثيلاً (46 بئرًا - 151 تحديدًا)، وهو ما يعادل 0.13 ميكرومتر2. القيم القياسية لمعاملات المسامية والتشبع بالزيت والنفاذية للخزانات الهائلة في عصري باشي وكينوف متطابقة وهي على التوالي: 0.115 و 0.55 و 0.013 ميكرومتر 2.

المجمعات ذات قدرة عالية ونفاذية عالية. نوع الخزان - مسامي.

تتميز رواسب الباشي بمحتوى رمل منخفض بشكل عام (0.071)، وفي الجزء المشبع بالنفط - 0.631. تتم الإشارة إلى عدم تجانس الكائن من خلال القيمة العالية إلى حد ما لتشريحه، والتي تساوي 4.067. ويبلغ السماكة الكلية للأفق في المتوسط ​​22.8 م، والسمك الإجمالي المشبع بالزيت 1.9 م. وتشير القيمة المتوسطة العالية للسمك الفعال (10.7 م) إلى وجود جزء مشبع بالماء بشكل كبير في الطبقات ذات الماء السفلي.

إن غطاء رواسب رواسب الباشي عبارة عن أحجار طينية من عصر كينوفسكي بسمك يتراوح من 2 إلى 6 أمتار.

تتميز خصائص الخزان في رواسب كينوف بالبيانات الأساسية ونتائج تسجيل الآبار والدراسات الهيدروديناميكية. وفقًا للأول فهي أعلى، ووفقًا للمواد الأكثر تمثيلاً، وفقًا للدراسات الجيوفيزيائية، تتميز الخزانات بالقيم التالية: المسامية - 19.6٪، التشبع بالزيت - 74.3٪، النفاذية - 0.126 ميكرومتر2، مبينة في الجدول 1.2 .1. من حيث خصائص الترشيح بالسعة، يتم تصنيفها على أنها ذات قدرة عالية، ونفاذية عالية. نوع الخزان - مسامي.

ويبلغ متوسط ​​السماكة الإجمالية لرواسب كينوفسكي 19.3 م، ومتوسط ​​السماكة المشبعة بالزيت 2.2 م، والسماكة الفعالة 3.0 م. وتتميز الخزانات بعدم التجانس العالي - التشريح 1.852، ومحتوى الرمال العالي - 0.712. غطاء رواسب كينوف عبارة عن طين من نفس العمر يصل سمكه إلى 10 أمتار.

1.3 الخواص الفيزيائية والكيميائية لسوائل التكوين

تم إجراء دراسة الخواص الفيزيائية والكيميائية للزيوت في ظروف المكامن والسطح باستخدام عينات المكامن في TatNIPIneft وفي المختبر التحليلي التابع لـ TGRU. تم أخذ العينات بواسطة أجهزة أخذ العينات العميقة من النوع PD-3 وتم فحصها في تركيبات UIPN-2 وASM-300 وفقًا للطرق المقبولة عمومًا. تم تحديد لزوجة الزيت بواسطة مقياس اللزوجة VVDU (مقياس اللزوجة عالي الضغط العالمي) والنوع الشعري VPZh. تم تحديد كثافة الزيت المنفصل باستخدام طريقة البيكنوميتريك. تم تحليل تركيبة النفط والغاز بعد تفريغ عينة زيت المكمن مرة واحدة باستخدام الكروماتوجرافيا مثل LKhM-8M، Khrom-5. يتم تقديم جميع بيانات البحث وفقًا لـ RD-153-39-007-96 "اللوائح الخاصة بإعداد وثائق التصميم التكنولوجية لتطوير حقول النفط والغاز والنفط".

في المجمل، تم تحليل ما يلي بالنسبة لحقل بخارى: عينات الخزان - 39، العينات السطحية - 37 عينة. ونظرًا لنقص البيانات حول المرحلة التورنيسية والأفق البوريجي، تم استخدام المعلمات المتوسطة لحقلي قديروفسكوي وروماشكينسكوي، على التوالي.

يتم عرض الخصائص الفيزيائية والكيميائية للسوائل في الجدول

الجدول 1: الخصائص الفيزيائية والكيميائية

اسم	الأفق الباشيسكي
	عدد المفحوصين	يتراوح
			التغييرات	معنى
ضغط تشبع الغاز، MPa
التفريغ، م3/ر
التفريغ، كسور الوحدات.
الكثافة كجم / م 3
اللزوجة، ميغا باسكال*s
المياه المنتجة
استمرار الجدول 1
بما في ذلك كبريتيد الهيدروجين، م3/طن
اللزوجة، ميغا باسكال*s
إجمالي التمعدن، جم/لتر
الكثافة كجم / م 3
أفق كينوفسكي
ضغط تشبع الغاز، MPa
التفريغ، م3/ر
معامل الحجم في طلقة واحدة
التفريغ، كسور الوحدات.
الكثافة كجم / م 3
اللزوجة، ميغا باسكال*s
معامل الحجم عند التفاضل
التفريغ في ظل ظروف التشغيل، جزء من الوحدات.
بما في ذلك كبريتيد الهيدروجين، م3/طن
معامل الحجم، كسور الوحدات.
اللزوجة، ميغا باسكال*s
إجمالي التمعدن، جم/لتر
الكثافة كجم / م 3
أفق بورجسكي
ضغط تشبع الغاز، MPa
التفريغ، م3/ر
معامل الحجم في طلقة واحدة
التفريغ، كسور الوحدات.
الكثافة كجم / م 3
اللزوجة، ميغا باسكال*s
معامل الحجم عند التفاضل
التفريغ في ظل ظروف التشغيل، جزء من الوحدات.
المياه المنتجة
بما في ذلك كبريتيد الهيدروجين، م3/طن
معامل الحجم، كسور الوحدات.
اللزوجة، ميغا باسكال*s
إجمالي التمعدن، جم/لتر
الكثافة كجم / م 3
المرحلة التورنيزية
ضغط تشبع الغاز، MPa
التفريغ، م3/ر
معامل الحجم في طلقة واحدة
التفريغ، كسور الوحدات.
الكثافة كجم / م 3
اللزوجة، ميغا باسكال*s
معامل الحجم عند التفاضل
التفريغ في ظل ظروف التشغيل، جزء من الوحدات.
استمرار الجدول 1
المياه المنتجة
بما في ذلك كبريتيد الهيدروجين، م3/طن
معامل الحجم، كسور الوحدات.
اللزوجة، ميغا باسكال*s
إجمالي التمعدن، جم/لتر
الكثافة كجم / م 3
أفق بوبريكوفسكي
ضغط تشبع الغاز، MPa
التفريغ، م3/ر
معامل الحجم في طلقة واحدة
التفريغ، كسور الوحدات.
الكثافة كجم / م 3
اللزوجة، ميغا باسكال*s
معامل الحجم عند التفاضل
التفريغ في ظل ظروف التشغيل، جزء من الوحدات.
المياه المنتجة
بما في ذلك كبريتيد الهيدروجين، م3/طن
معامل الحجم، كسور الوحدات.
اللزوجة، ميغا باسكال*s
إجمالي التمعدن، جم/لتر
الكثافة كجم / م 3

1.4 موجز عن الخصائص التقنية والتشغيلية تمويل

آبار

الودائع الديفونية للودائع.

يتم تحديد مخزون الآبار للأفق D 0 + D 1، المنصوص عليه في مشروع الإنتاج التجريبي والوثائق الإضافية، بمبلغ 85 وحدة، بما في ذلك الإنتاج - 18، التقييم - 6، الاستكشاف - 61. كثافة الشبكة هي 16 هكتار / بئر.

في الواقع، اعتبارًا من 1 يناير 2004، تم حفر 79 بئرًا، منها 18 بئرًا للإنتاج، و55 بئرًا للتنقيب، و6 بئرًا للتقييم.

وفي نهاية عام 2004 بلغ المخزون الإنتاجي للمنشأة 28 بئراً.

خلال عام 2004، حدثت التغييرات التالية في مخزون الإنتاج: تم تشغيل بئر جديد (رقم 793أ) من المخزون البيزومتري للنفط.

وفي 1 يناير 2005، بلغ المخزون التشغيلي 25 بئراً. وفي عام 2004، توقف تشغيل بئر واحد (رقم 750) من المخزون الحالي، وتم تشغيل 4 آبار (رقم 785، 792، 794، 1027).

هناك 3 آبار في المخزون غير النشط: جميع الآبار الثلاثة في انتظار ORS.

تظهر ديناميكيات صندوق التعدين أدناه:

الجدول بالحجم الكامل

	عدد الآبار
	اعتبارًا من 1 يناير 2004	اعتبارًا من 1 يناير 2005
1. صندوق التعدين
بما في ذلك: الخط
2. الصندوق النشط
بما في ذلك: الخط
3. الصندوق الخامل
4. في الإتقان

يمكن تتبع ديناميكيات متوسط ​​​​معدل التدفق اليومي لبئر واحد يعمل في الجدول:

الجدول 2 متوسط ​​معدل التدفق اليومي للبئر.

	اعتبارًا من 1 يناير 2004	اعتبارًا من 1 يناير 2005
طريقة التشغيل
متوسط معدل التدفق 1 بئر، طن/يوم
استمرار الجدول 2

وفي نهاية عام 2004، بلغ مخزون الحقن للمنشأة بئرًا واحدًا.

فيما يلي ديناميكيات مخزون بئر الحقن اعتبارًا من 1 يناير 2005:

الجدول بالحجم الكامل

	عدد الآبار
	اعتبارًا من 1 يناير 2004	اعتبارًا من 1 يناير 2005
صندوق الحقن بأكمله
أ) الآبار تحت الحقن
ب) الصندوق الخامل
ج) عمال النفط
د) البيزومتري
ه) في الإتقان

المخزون الحالي من آبار الحقن هو بئر واحد (رقم 1009).

آبار أخرى.

اعتبارًا من 1 يناير 2005، بلغ مخزون الآبار البيزومترية 12 بئرًا. في السنة المشمولة بالتقرير، تم نقل البئر رقم 1038 من صندوق المراقبة إلى هذا الصندوق، ودخل بئر واحد إلى الإنتاج من الصندوق البيزومتري.

ويبلغ عدد الآبار المهجورة في نهاية العام المشمول بالتقرير 25 بئراً وهو نفس عدد الآبار في العام الماضي.

اعتبارًا من 1 يناير 2005، لم تعد هناك آبار في المخزون المتجمد.

وكان من المقرر أن يصل إنتاج النفط لعام 2004 على طول خطي D0 وD1 لحقل بخارى إلى 27.934 ألف طن، لكن تم إنتاج 28.768 ألف طن فعلياً. وبلغ معدل الإنتاج في المنشأة 1.45% من الاحتياطيات الأولية القابلة للاسترداد و1.65% من الاحتياطيات الحالية القابلة للاسترداد.

في السنة المشمولة بالتقرير، تم تشغيل بئر نفط جديد، مما أدى إلى إنتاج 0.271 ألف طن من النفط. وبلغ متوسط ​​معدل تدفق النفط في البئر الجديد 1.6 طن/يوم.

في عام 2004، تم إنتاج ما يلي: SRP - 13.769 طنًا من النفط (47.9%)، ESP - 14.999 (52.1%) منذ بداية التطوير اعتبارًا من 1 يناير 2005، 269.547 ألف طن من النفط أو 13.6% من الإنتاج الأولي. تم اختيار الاحتياطيات القابلة للاسترداد

وبسبب تشغيل 4 آبار من عدم النشاط تم إنتاج 0.932 ألف طن من النفط. وكان متوسط ​​معدل إنتاج النفط لبئر واحد تم تشغيله من عدم النشاط 1.3 طن/يوم، وللإنتاج السائل - 8.6 طن/يوم.

حقن الماء عام 2003 بلغ الحقن التكنولوجي 29.186 ألف م3. وتم تعويض سحب السوائل السنوي في ظروف المكمن عن طريق الحقن التكنولوجي بنسبة 14.2%.

بشكل عام، على طول الأفق D 0 + D 1، اعتبارًا من 1 يناير 2005، يعمل 25 بئرًا بالمياه، وجميع الآبار مغمورة بمياه التكوين.

وفقاً لدرجة قطع المياه للمنتجات المنتجة، يتم توزيع مخزون المياه المقطوعة من الآبار في الجدول 4.

الجدول 4: قطع المياه عن المنتجات المنتجة.

حالة ضغط الخزان.

اعتبارًا من 1 يناير 2005، بلغ ضغط الخزان في الموقع بمنطقة الاستخراج 163.1 ضغط جوي، مقارنة بـ 164.2 ضغط جوي في العام الماضي.

ودائع بوبريكوفسكي للودائع.

في عام 1997، تم تطوير رواسب أفق بوبريكوفسكي.

يتم تحديد مخزون الآبار لأفق بوبريكوفسكي، المنصوص عليه في مشروع الإنتاج التجريبي والوثائق الإضافية، بمبلغ 25 وحدة، بما في ذلك الإنتاج - 20، الاحتياطي - 1، التقييم - 2، الاستكشاف - 2.

كثافة الشبكة 16.0 هكتار / قدم مربع.

في الواقع، اعتبارًا من 1 يناير 2005، تم حفر 17 بئرًا، منها 13 بئرًا للإنتاج، و2 للتنقيب، و2 للتقييم.

وفي نهاية عام 2004 بلغ المخزون الإنتاجي للمنشأة 23 بئراً.

وفي 1 يناير 2005، بلغ المخزون التشغيلي 23 بئراً. وفي عام 2004 تم إخراج بئرين من الخمول (رقم 1022، 1029). لا توجد آبار في المخزون غير النشط.

تظهر ديناميكيات صندوق التعدين في الجدول 5.

الجدول بالحجم الكامل: ديناميات مخزون التعدين.

	عدد الآبار
	اعتبارًا من 1 يناير 2004	اعتبارًا من 1 يناير 2005
1. صندوق التعدين
ومنها: الخط
تكملة للجدول 5
2. الصندوق النشط
بما في ذلك: الخط
الصندوق الخامل
في التنمية

يمكن تتبع ديناميكيات متوسط ​​معدل التدفق اليومي لبئر واحد عامل في الجدول 6.

الجدول 6 متوسط ​​معدل التدفق اليومي للبئر النشط.

إرسال عملك الجيد في قاعدة المعرفة أمر بسيط. استخدم النموذج أدناه

سيكون الطلاب وطلاب الدراسات العليا والعلماء الشباب الذين يستخدمون قاعدة المعرفة في دراساتهم وعملهم ممتنين جدًا لك.

تم النشر على http://allbest.ru/

وزارة التعليم والعلوم في جمهورية تتارستان

معهد ألميتيفسك الحكومي للنفط

قسم التطوير والتشغيلحقول النفط والغاز"

تقرير

وفقًا للممارسة التعليمية التي جرت في NGDU "Leninogorskneft"، ميدان التدريب، NGDU "Elkhovneft"

مكان التدريب: ألميتيفسك

رئيس الممارسة من قسم RiENGM

ألميتيفسك 2012

معتملُّك

مقدمة

1. معايير وأسس تحديد المرافق التشغيلية

2. أنظمة التطوير حقول النفط

3. وضع الآبار حسب منطقة الإيداع

4. الخصائص الجيولوجية والفيزيائية للأشياء

5. حفر الآبار

6. نظام PPD

7. تشغيل آبار النفط والحقن

8. البحث الجيد

9. طرق زيادة إنتاجية الآبار

10. الإصلاحات الحالية والكبيرة للآبار

11. جمع وتحضير النفط والغاز والمياه

12. السلامة الصناعية في مؤسسات النفط والغاز

فهرس

مقدمة

تم إنشاء صندوق إنتاج النفط والغاز Almetyevneft في 1 أكتوبر 1952 على أساس حقل النفط Minnibaevo التابع لصندوق Bugulmaneft التابع لشركة Tatneft PA. وفي عام 1954 تم تحويلها إلى قسم حقول النفط، وفي عام 1970 إلى قسم إنتاج النفط والغاز في ألميتيفنفت "قسم إنتاج النفط والغاز في ألميتيفنفت - الحديثة". مؤسسة صناعيةمع ستة حقول نفط مؤتمتة بشكل شامل، وقاعدة إصلاح قوية وميكنة للغاية، ووحدات إنتاج مساعدة ومساعدة، وشبكة واسعة من المرافق الاجتماعية والثقافية والمجتمعية ومرافق البيع بالتجزئة ومرافق الإنتاج.

تضم الإدارة اليوم:

6 ورش إنتاج النفط والغاز.

ورشتان لتحضير وضخ الزيت المعقد؛

ورشة استلام وتسليم النفط؛

ورشة صيانة ضغط الخزان؛

10 ورش إنتاج مساعدة؛

دائرة الإسكان والمرافق.

تمتلك إدارة Almetyevneft ورشة عمل رياضية وترفيهية، وهي مسؤولة عن معسكر يونوست الصحي وقاعدة كاما للصيادين.

تقوم NGDU Almetyevneft بتطوير الأجزاء الوسطى والشمالية الغربية من حقل Romashkinskoye.

تنظيم عمليات الإنتاج في NGDU Almetyevneft:

OPPD" قسم الحفاظ على ضغط الخزان وتعزيز استخلاص النفط تتمثل المهمة الرئيسية في تطوير وتنظيم تنفيذ التدابير التي تهدف إلى تحقيق خطة ضخ سائل العملية إلى الخزان، وزيادة كفاءة استخدام مخزون بئر الحقن والمعدات الأخرى التابعة للمؤسسة. نظام التحكم في حركة المرور؛ مراقبة التنفيذ في الوقت المناسب للتدابير الرامية إلى زيادة تكوينات استخراج النفط، والسيطرة على تنفيذ التدابير البيئية أثناء تشغيل مرافق صيانة ضغط الخزان.

تضمن CITS تنفيذ الخطط اليومية والشهرية لإنتاج النفط والغاز، وتنظيم ومراقبة تنفيذ المهام اليومية، والتحليل اليومي لحالة الإنتاج، والتنظيم على مدار الساعة ومراقبة العمل في جميع الأهداف، والتنسيق مع الإنتاج المساعد.

TODNIRP - القسم التكنولوجي لإنتاج النفط وتطوير الإنتاج، المهمة الرئيسية: وضع خطط طويلة الأجل وسنوية وربع سنوية وشهرية لإنتاج النفط، وتشغيل الآبار، والإصلاحات الجوفية والرئيسية للآبار والآبار لإنتاج النفط الآلي.

OKPC - ضمان إصلاحات الآبار عالية الجودة بدءًا من كتابة خطط العمل وحتى إكمال الإصلاحات، وتطوير التدابير التنظيمية والفنية التي تهدف إلى زيادة كفاءة إصلاحات الآبار، ومراقبة الامتثال للعملية التكنولوجية أثناء إصلاحات الآبار، وإدخال تقنيات ومواد جديدة.

OOSS - يمارس قسم تنظيم بناء الآبار السيطرة على الانتهاء من أعمال بناء الآبار في الوقت المناسب، بشرط عدم تجاوز حد التكلفة.

خدمة SPSN لاستلام وتسليم الزيت. تتمثل المهمة الرئيسية لاستلام تسليم النفط في تنظيم استلام النفط من أقسام OAO Tatneft وتسليمه في مراكز القياس المتكاملة إلى نظام خطوط أنابيب النفط الرئيسية لشركة AK Transneft.

SPbiOT - خدمة السلامة الصناعية وحماية العمال (المهمة الرئيسية هي ضمان السلامة الصناعية وحماية العمال في أقسام الإدارة وتنظيم وتنسيق العمل في هذا الاتجاه. القسم الفني - يدير تنفيذ وتشغيل المعدات الجديدة والتكنولوجيا المتقدمة في مرافق NGDU.

قسم OMTSKO للإمدادات المادية والفنية وتكوين المعدات. يتولى إدارة الشركة لعملية الدعم المادي والفني للإنتاج.

قسم كبير مهندسي الطاقة - يوفر الإدارة الفنية والمنهجية لخدمة إدارة الطاقة، ويطور ويتحكم في تنفيذ تدابير التشغيل الرشيد لمعدات الطاقة والتدفئة.

قسم الميكانيكا الرئيسي. وتتمثل المهمة الرئيسية في توفير التوجيه الفني والمنهجي لخدمة الإصلاح الميكانيكي وضمان التشغيل الرشيد للمعدات.

قسم كبير التقنيين. وتتمثل المهمة الرئيسية في تنظيم تنفيذ خطط تحضير وضخ النفط وإنتاج جزء واسع منه والتدابير الرامية إلى تحسين الجودة وتقليل خسائر النفط المعالج.

TORNiGM هو قسم تكنولوجي لتطوير حقول النفط والغاز. المهمة الرئيسية للقسم هي تنفيذ واعتماد المخططات التكنولوجية ومشاريع التطوير الميداني.

القسم الجيولوجي. المهمة الرئيسية للقسم الجيولوجي هي إجراء دراسة تفصيلية لحقول النفط والغاز خلال فترة حفرها مع آبار الإنتاج والحقن.

MGS - خدمة المسح والجيوديسيا. تتمثل المهمة الرئيسية لـ MGS في التنفيذ في الوقت المناسب وبجودة عالية لمجموعة معقدة من أعمال المسح المنصوص عليها في المتطلبات التنظيمية، بما يكفي لضمان حسن سير العمل المتعلق باستخدام باطن الأرض، والاستخراج الأكثر اكتمالًا للاحتياطيات المعدنية من باطن الأرض، وضمان الدورة التكنولوجية لأعمال التعدين والبناء والتركيب، وكذلك للتنبؤ بالمواقف الخطيرة عند القيام بمثل هذا العمل.

OVP - قسم الإنتاج المساعد. وتتمثل المهمة الرئيسية للقسم في دراسة المشاكل الاجتماعية لتنظيم العمل والحياة وبقية العمال، وتطوير البرامج الاجتماعية، وتنظيم تنفيذها ومراقبة التقدم المحرز في تنفيذها.

SOI هي خدمة معالجة المعلومات. وتتمثل المهمة الرئيسية في تنفيذ وضمان الأداء الفعال لنظام معلومات NGDU، وجمع المعلومات الأولية، وتسليم نتائج الحساب في الوقت المناسب للمستهلكين.

POOM - قسم الإنتاج لتطوير الحقول. وتتمثل المهمة الرئيسية في وضع تدابير للتشغيل في الوقت المناسب للمرافق قيد الإنشاء والخطط الحالية والمستقبلية لبناء رأس المال.

OER و P - قسم الحسابات والتنبؤات الاقتصادية. وتتمثل المهمة الرئيسية في تنظيم وتحسين الحسابات والمبررات للتنبؤ والتحليل التشغيلي للأنشطة المالية للإدارة وحسابات ومبررات الخطة المالية للأقسام الهيكلية المستقلة.

OH&ZP - قسم تنظيم العمل والأجور. وتتمثل المهمة الرئيسية في تهيئة الظروف لنشاط العمل التقدمي والفعال من خلال تطوير وتنفيذ أشكال متقدمة من تنظيم العمل.

OKS - قسم إنشاءات رأس المال. تتمثل المهمة الرئيسية للإدارة في وضع خطط حالية وطويلة الأجل لبناء رأس المال للإسكان الحضري والمرافق المدنية، بتمويل من OAO Tatneft ومصادر التمويل الأخرى، ومراقبة التقدم المحرز في بناء وتمويل المرافق المشيدة، والتأكد من التكليف في الوقت المناسب للمرافق المكتملة.

قسم تسجيل الممتلكات - المهمة الرئيسية للقسم هي تمثيل NGDU Almetyevneft في قضايا تسجيل الدولة لحقوق الملكية وعند إبرام المعاملات (الإيجار والشراء والبيع) مع الممتلكات، وكذلك المحاسبة والمراقبة وتحليل كفاءة استخدام الممتلكات المملوكة لشركة OGDU Almetyevneft ووضع مقترحات لتحسينها.

PSO - قسم التصميم والتقدير. وتتمثل المهمة الرئيسية في إصدار وثائق التصميم والتقدير في الوقت المناسب إلى "العميل" وفقًا للتدابير التي تم تطويرها للتشغيل في الوقت المناسب. المرافق قيد الإنشاء، والخطط الحالية والمستقبلية لبناء مرافق جديدة، وإعادة بناء المرافق القائمة باستخدام مواردنا الخاصة.

TsDNG - ورش إنتاج النفط والغاز. المهمة الرئيسية هي ضمان تطوير حقول النفط والغاز.

TSPP - ورشة صيانة ضغط الخزان. وتتمثل المهمة الرئيسية في الحفاظ على ضغط الخزان في مواقع التطوير.

TsKPPN - ورشة عمل للتحضير المعقد وضخ النفط. وتتمثل المهمة الرئيسية في استلام النفط من CDNG إلى مزارع الخزانات، وفصل النفط عن مستودعات السلع الأساسية، وإنتاج جزء كبير من الهيدروكربونات الخفيفة، وتسليم النفط المعالج.

TsKPRS - ورشة عمل لإصلاح الآبار الرأسمالية والجوفية. وتتمثل المهمة الرئيسية في الاستبدال في الوقت المناسب وبجودة عالية لمحطات الطرد المركزي الكهربائية الفاشلة والمعدات الموجودة تحت الأرض.

PRTSGNO هو ورشة تصليح وإصلاح معدات ضخ الآبار العميقة. وتتمثل المهمة الرئيسية في إجراء إصلاحات ومراجعات العقص.

TsPSN - ورشة استقبال وتسليم الزيت. المهمة الرئيسية هي الدعم التنظيمي والفني لعمليات قبول وتسليم النفط، وضمان موثوقية المحاسبة ومراقبة جودة النفط.

PRTSEiE - ورشة إصلاح ودرفلة المعدات الكهربائية وإمدادات الطاقة.

وتتمثل المهمة الرئيسية في ضمان التشغيل الموثوق والاقتصادي والآمن للتركيبات الكهربائية، وإجراء إصلاحات المعدات الكهربائية في جميع أقسام NGDU.

CHP - محطة الحرارة والطاقة. تتمثل المهمة الرئيسية لورشة العمل في الإمداد الرشيد دون انقطاع بالحرارة والطاقة لمرافق NGDU وOJSC Tatneft بأقل التكاليف ومنع فقدان الطاقة.

PRTSEO - ورشة درفلة وإصلاح المعدات التشغيلية. تتمثل المهمة الرئيسية لورشة العمل في ضمان التشغيل الموثوق وغير المنقطع لمعدات حقول النفط.

DAC - ورشة أتمتة الإنتاج. وتتمثل المهمة الرئيسية في الحفاظ على وضمان التشغيل الموثوق للأجهزة.

AUTT-1 - قسم النقل التكنولوجي في ألميتيفسك. تتمثل المهمة الرئيسية لـ AUTT-1 في تقديم خدمات نقل عالية الجودة وفي الوقت المناسب وأداء العمل بمعدات خاصة للمؤسسات والمنظمات والأقسام الهيكلية لـ NGDU من أجل ضمان تحقيق الأهداف المخططة لإنتاج النفط والغاز وبناء النفط و آبار الغاز.

TsAKZO - ورشة عمل لحماية المعدات من التآكل. تتمثل المهمة الرئيسية للورشة في زيادة عمر خدمة معدات حقول النفط من خلال استخدام تقنيات الحماية من التآكل.

SOC - ورشة عمل الرياضة واللياقة البدنية في NGDU "AN". تتمثل المهمة الرئيسية لورشة العمل في توفير الظروف اللازمة لتحسين الصحة والنمو البدني الشامل لموظفي NGDU "AN" وأفراد أسرهم.

مركز الترفيه "الشباب". المهمة الرئيسية هي ضمان الراحة لعمال NGDU وأسرهم.

المستودع المركزي. تشمل مهام المستودع ما يلي: استلام ومعالجة وتخزين وتحرير الأصول المادية والمعدات.

UKK - مركز الدورات التدريبية. المهمة الرئيسية هي: التدريب وإعادة التدريب والتدريب المتقدم للعمال وتدريب رؤساء العمال واحتياطياتهم.

1. معايير ومبادئ تحديد المرافق التشغيلية

يعد تطوير الحقول متعددة الطبقات التي تحتوي على أنواع مختلفة من السوائل الهيدروكربونية (النفط والغاز ومكثفات الغاز والمياه) مشكلة تحسين معقدة، ويحدد الحل المناسب لها مدى كفاءة وعقلانية استغلال باطن الأرض. يتم لعب الدور الحاسم في حل هذه المشكلة من خلال درجة استكشاف المجال، أي توافر معلومات موثوقة فيما يتعلق بتكوين الرواسب، والخصائص الجيولوجية والفيزيائية للتكوينات الإنتاجية، وأنظمتها الطبيعية، وخصائصها الفيزيائية والكيميائية وخصائصها. تكوين مكونات المواد الخام الهيدروكربونية.

تتيح الدرجة العالية من المعرفة إمكانية تقليل مخاطر الخطأ عند اختيار الكائنات التشغيلية، وتشكيل المخطط الأكثر عقلانية لاختيارها. في الوقت نفسه، من الواضح أن درجة عالية من المعرفة هي سمة من سمات الحقول المحفورة: هنا تم بالفعل تشكيل القرارات المتعلقة بتخصيص مرافق الإنتاج، ولا يمكن تعديلها إلا. وبالتالي فإن القضية الأكثر إلحاحا هي تحديد الكائنات التشغيلية في المرحلة الأولى من التطوير. كقاعدة عامة، كمية المعلومات الأولية للتصميم في هذه المرحلة محدودة للغاية. في هذا الصدد، يعد اختيار العدد الأمثل للكائنات مهمة غامضة. ومع توفر معلومات جديدة، قد يزيد عددهم بشكل كبير أو ينخفض ​​بشكل كبير. يمكن أن تؤثر هذه التغييرات بشكل كبير على الكفاءة التكنولوجية والاقتصادية للمشروع.

حاليًا، نظرًا لتحسن المعدات التقنية للحقول، هناك ميل لمراعاة عدد أكبر من المعلمات والمعايير عند دمج عدة طبقات في منشأة إنتاج واحدة. المعيار الرئيسي لتحديد الأهداف التشغيلية بشكل صحيح هو عقلانية مؤشرات التنمية.

لذلك، جرت مؤخرًا محاولات لمراعاة المعايير الكمية المتعلقة بالسمات الجيولوجية لبنية الآفاق المختلفة عند تحديد الأشياء التشغيلية.

يمكن استخدام خطأ التنبؤ بالوظيفة كمعيار اختيار.

إن معيار اختيار أنماط تشغيل التصميم للآبار هو الحد الأدنى من ضغط قاع البئر المطلوب لتدفق البئر؛ ضغط تشبع الغاز لزيت المكمن؛ الحد الأدنى من الضغط المطلوب للتشغيل العادي لمضخة الآبار العميقة الطاردة أو المكبسة؛ الحد الأقصى لمعدل التدفق المسموح به للبئر (أو الحد الأقصى لمعدل التدفق المحدد لكل متر من سمك التكوين).

قد لا تكون جميع هذه المعايير مقبولة دائمًا.

على العكس من ذلك، بالنسبة للصخور الضعيفة جدًا وغير المستقرة، فإن جميع المعايير المحددة لضغوط قاع البئر قد يتبين أنها غير ضرورية، حيث لا يمكن تحقيقها نتيجة للحد من معدل التدفق.

ومع ذلك، فإن هذا المطلب الأساسي لا يمكن أن يكون المعيار الوحيد لعقلانية التنمية.

ومن الواضح أن هناك علاقات معينة بين هذه الكميات يمكن أن تكون بمثابة معايير تحدد شروط الجدوى والربحية الاقتصادية لحفر آبار إضافية.

قد تكون تكلفة إنتاج النفط الإضافي أحد المعايير المحتملة لجدوى حفر الآبار الاحتياطية، والتي يجب ألا تتجاوز حدًا معينًا - حد التكلفة المربحة، اعتمادًا على جودة النفط المنتج، وموقع الإيداع، إلخ.

كمعيار رئيسي، كما هو الحال في حالة الخزان المستمر، سنأخذ تكلفة النفط المنتج بشكل إضافي من خلال الآبار الاحتياطية. معيار قابليتها للتطبيق هو معامل فورييه Fo: حيث Yak هو نصف قطر كفاف العرض أو الحد الخارجي للتكوين (الذي يميز حجم التكوين). كمعيار للانتقال من نظام الغاز المذاب إلى النظام المختلط لإزاحة الزيت المكربن ​​بالماء، يتم مساواة ضغوط قاع البئر عند معدلات تدفق ثابتة أو مساواة معدلات التدفق عند ضغوط ثابتة مأخوذة من السلسلة i-th من صيغ تداخل السوائل غير القابلة للضغط للتشغيل المتزامن للسلسلة عند مقارنتها بالقيم المقابلة التي تم الحصول عليها عن طريق حساب تشغيل هذه السلسلة في وضع الغاز المذاب.

يجب أن تكون طريقة الحساب دقيقة بما فيه الكفاية، ويجب اعتماد معايير معينة لها.

يمكن أن يكون هذا المعيار، على سبيل المثال، مقارنة المؤشرات المحسوبة وفقًا لهذا المخطط ومعيارًا أكثر دقة (متعدد الأبعاد).

المعيار الموضوعي لكفاية النموذج هو معيار الاتفاق.

معايير التطبيق الفعال للطرق

وتشمل معايير تطبيق الطريقة، إلى حد ما، المؤشرات الفنية والاقتصادية لاستخدام الطريقة بناءً على تعميم الخبرة المكتسبة سابقًا في استخدام الطريقة في مختلف الظروف الجيولوجية والفيزيائية.

تم تحديد المعايير الجيولوجية والفيزيائية لتطبيق الأساليب الجديدة لزيادة استخلاص النفط بناءً على تحليل العديد من الدراسات النظرية والمخبرية والميدانية التي أجراها مؤلفون محليون وأجانب على حد سواء، وهي موضحة في الجدول.

يتم اختيار الودائع من خلال تحليلها وفقًا لمعايير تطبيق كل طريقة.

في أحد المجالات، يتبين أنه من الممكن التوصية بطريقتين أو أكثر، ولا تسمح معايير تطبيق الأساليب والشروط والقيود الإضافية باختيار طريقة تأثير واحدة للمجال؛ .

مبررات طريقة تعزيز استخلاص النفط أثناء الغمر بالمياه بناءً على معايير قابلية تطبيق الطرق.

من خلال الإشارة إلى حصة الماء في الحجم الإجمالي للسائل المتدفق والذي تحتفظ به الصخور أثناء تدفقها العكسي من خلال المعامل e، نحصل على المعيار الرئيسي لفعالية العمل الدوري.

يتم تحديد البيانات المحددة بناءً على نتائج الدراسات المخبرية على نماذج مكامن متشابهة فيزيائيًا فيما يتعلق بظروف جسم معين (باستخدام عينات صخرية حقيقية وزيت مكمن وتخضع لمعايير التشابه أثناء عملية النمذجة).

2. أنظمة تطوير حقول النفط

حقول النفط والغاز هي تراكمات من الهيدروكربونات في القشرة الأرضية، محصورة في واحد أو أكثر من الهياكل الجيولوجية المحلية، أي. المباني الواقعة بالقرب من نفس الموقع الجغرافي. الرواسب هي تراكم محلي طبيعي منفرد للنفط في طبقة واحدة أو أكثر من طبقات الخزان المترابطة، أي في الصخور القادرة على احتواء النفط وإطلاقه أثناء التطوير.

عادة ما توجد الرواسب الهيدروكربونية الموجودة في الحقول في طبقات أو كتل صخرية لها توزيعات مختلفة تحت الأرض، وغالبًا ما تكون ذات خصائص جيولوجية وفيزيائية مختلفة. في كثير من الحالات، يتم فصل التكوينات الفردية الحاملة للنفط والغاز بسماكات كبيرة من الصخور غير المنفذة أو توجد فقط في مناطق معينة من الحقل.

يتم تطوير مثل هذه التكوينات المعزولة أو ذات الخصائص المختلفة بواسطة مجموعات مختلفة من الآبار، وأحيانًا باستخدام تقنيات مختلفة. إن حجم الحقول وطبيعتها المتعددة الطبقات ذات الخصائص السعوية للخزانات تحدد عمومًا حجم وكثافة احتياطيات النفط، وبالاشتراك مع عمق حدوثها، تحدد اختيار نظام التطوير وطرق إنتاج النفط.

يجب أن يطلق على نظام تطوير حقول النفط اسم مجموعة من الحلول الهندسية المترابطة التي تحدد أهداف التطوير؛ تسلسل ووتيرة الحفر والتطوير؛ وجود تأثير على التكوينات من أجل استخراج النفط والغاز منها؛ عدد ونسبة وموقع آبار الحقن والإنتاج؛ عدد الآبار الاحتياطية وإدارة تطوير الحقول وحماية باطن الأرض و بيئة. إن بناء نظام تطوير ميداني يعني إيجاد وتنفيذ مجموعة الحلول الهندسية المذكورة أعلاه.

يجب أن يلبي نظام تطوير الحقل متطلبات الحد الأقصى لاستخراج النفط أو الغاز من باطن الأرض أقصر وقت ممكنبأقل تكلفة.

ويحدد مشروع التطوير عدد وموقع آبار الإنتاج والحقن، ومستوى إنتاج النفط والغاز، وطرق الحفاظ على ضغط المكامن، وما إلى ذلك.

يتم تطوير رواسب النفط أو الغاز الفردية من خلال نظام آبار الإنتاج والحقن الذي يضمن استخراج النفط أو الغاز من الخزان. يحدد مجمع جميع الأنشطة التي تضمن تطوير الوديعة نظام التطوير.

العناصر الرئيسية لنظام تطوير الخزان هي: طريقة التأثير على التكوين، ووضع آبار الإنتاج والحقن، ووتيرة وترتيب حفر آبار الإنتاج والحقن.

أهم عناصر نظام التطوير هي طرق التأثير على التكوين، حيث أنه بالاعتماد عليها سيتم حل القضايا الأخرى المتعلقة بتطوير الخزان.

لزيادة كفاءة الأنظمة الطبيعية للرواسب وضمان التنمية الأكثر عقلانية، من الضروري استخدام أساليب مختلفة للتأثير على الخزان. قد تشمل هذه الأساليب أنواعًا مختلفة من الغمر بالمياه، وحقن الغاز في غطاء الغاز أو في الجزء الزيتي من المكمن، والمعالجات بحمض الهيدروكلوريك، والتكسير الهيدروليكي وعدد من التدابير الأخرى التي تهدف إلى الحفاظ على ضغط المكمن وزيادة إنتاجية البئر.

حاليًا، دون الحفاظ على ضغط المكمن، يتم تطوير إما رواسب ذات نظام طبيعي نشط، قادرة على الحفاظ على الضغط طوال فترة التطوير بأكملها والحصول على عامل استخلاص نهائي مرتفع للنفط، أو حقول ذات احتياطيات صغيرة، حيث يتم تنظيم العمل للحفاظ على الضغط ليس مجديا اقتصاديا.

3. وضع الآبار حسب منطقة الإيداع

يشير وضع الآبار إلى شبكة التنسيب والمسافات بين الآبار (كثافة الشبكة)، ووتيرة وترتيب وضع الآبار قيد التشغيل. تنقسم أنظمة التطوير إلى ما يلي: مع وضع الآبار على شبكة موحدة ومع وضع الآبار على شبكة غير مستوية (بشكل رئيسي في صفوف).

تتميز أنظمة التطوير ذات وضع البئر على شبكة موحدة: بشكل الشبكة؛ بواسطة كثافة الشبكة حسب معدل تشغيل الآبار؛ وفقًا للترتيب الذي يتم به تشغيل الآبار بالنسبة لبعضها البعض والعناصر الهيكلية للرواسب. تتشكل الشبكات على شكل مربع ومثلث (سداسي). مع الشبكة المثلثة، يتم وضع آبار أكثر بنسبة 15.5% على المنطقة مقارنة بالشبكة المربعة في حالة وجود مسافات متساوية بين الآبار. تخطيط مواقع الآبار في منطقة واعدة أو حاملة للنفط والغاز وتسلسل حفرها، مما يوفر حلاً موثوقًا وفعالاً لمشاكل الاستكشاف الجيولوجي في ظروف جيولوجية محددة.

أنظمة وضع الآبار الأساسية:

الثلاثي

وضع كل بئر جديد في قمة المثلث، وفي القمتين الأخريين توجد آبار محفورة بالفعل.

جرس

وضع الآبار في صفوف متتالية حول البئر الاكتشافي عند نفس العلامات الضغطية للأفق الإنتاجي الأساسي.

حساب تعريفي

وضع الآبار عند علامات ضغط مختلفة على طول مقطع جانبي (خط) يعبر هيكل أو منطقة الرواسب في اتجاه معين، وذلك للحصول على مقطع جيولوجي جانبي.

في الممارسة العملية، في ظل ظروف معينة، يتم استخدام أنظمة وضع الآبار المدمجة، والتي تتكون من مجموعات مختلفة من الأنظمة الأساسية أو تعديلاتها (على سبيل المثال، نظام التشكيل الجانبي المتعرج).

في كثير من الأحيان، يتم استخدام مجموعات من أنظمة وضع الآبار في استكشاف الحقول التي تحتوي على رواسب من مختلف الأنواع والأحجام والتي يتم استكشافها بواسطة شبكات آبار مستقلة.

مع الأساليب الحديثة للتنقيب والاستكشاف، يتم أيضًا اختيار أنظمة وضع الآبار على أساس الحلول التي يتم الحصول عليها من خلال تحليل النماذج الرياضية المقابلة لتراكمات النفط والغاز الصناعية.

4. الخصائص الجيولوجية والفيزيائية للأشياء

يقع حقل روماشكينسكوي على بعد 70 كم غرب مدينة ألميتيفسك. تم اكتشافه عام 1948، وتم تطويره منذ عام 1952. يقتصر الجزء القريب من القوس على قمة ألميتييفسكايا لقوس التتار بحجم 65 × 75 كم، بسبب العديد من الارتفاعات المحلية. الودائع متعددة الطبقات. يرتبط محتوى النفط الصناعي الرئيسي بالطبقات الشاسعة من العصر الديفوني الأوسط والأعلى والكربوني الأوسط (أفق بوبريكوفسكي)؛ توجد رواسب أصغر في خزانات الكربونات في العصر الديفوني العلوي والكربوني السفلي والوسطى. تم اكتشاف أكثر من 200 رواسب نفطية. يقع المستودع الرئيسي الذي يبلغ ارتفاعه 50 مترًا في أفق باشي. وتتمثل الخزانات بأحجار رملية كوارتزية يتراوح سمكها الإجمالي من عدة إلى 50 م، ومتوسط ​​سمك مشبع بالنفط 10-15 م. مسامية الحجر الرملي 15-26%، والنفاذية 40-2000 م. زيت بتركيبة نفثينيك-برافين، الكثافة 796-820 كجم/م3، محتوى S 1.5-2.1%، البارافين 2.6-5.4%. تكوين الغاز المصاحب (%): CH 4 30-40، C 2 H 6 + أعلى 27-55. يرتبط خزان أفق كينوف في العصر الديفوني العلوي (سمك الخزانات الرملية يصل إلى 9 أمتار، ومتوسط ​​​​سمك مشبع بالنفط 3.2 متر) مرتبط هيدروديناميكيًا برواسب باشي. تقتصر الرواسب المتبقية في الرواسب الصخرية (الكربونية السفلى) على الخزانات الرملية والحجرية ذات سمك إجمالي يصل إلى 18 مترًا. نظام الرواسب هو ضغط الماء وضغط الماء المرن. يتم تطوير الرواسب الرئيسية من خلال الحفاظ على ضغط الخزان (الفيضانات داخل الدائرة والمحيطية) باستخدام طريقة ميكانيكية. مركز الإنتاج هو ألميتيفسك.

تعد منطقة Minnibaevskaya إحدى المناطق المركزية في هذا المجال. بدأت المنطقة في التطوير الصناعي في عام 1952. تم نقل آبار الحقن الأولى لصف القطع Almetyevsko-Minnibaevsky إلى حقن المياه في عام 1954. وتعد هذه اليوم واحدة من أكثر المناطق تطوراً في حقل Romashkinskoye.

تم النشر على http://allbest.ru/

تم النشر على http://allbest.ru/

حقل روماشكينسكوي:

المربعات: 1 - بيريزوفسكايا، 2 - شمال ألمتيفسكايا، 3 - ألميتيفسكايا، 4 - مينيبايفسكايا، 5 - زاي كاراتايسكايا، 6 - كواكباشسكايا، 7 - تاشليارسكايا، 8 - تشيشمينسكايا، 9 - ألكيفسكايا، 10 - شرق سوديفسكايا، 11 - عبد الرحمنوفسكايا، 12 - يوجنو روماشكينسكايا، 13 - غرب لينينوجورسكايا، 14 - بافلوفسكايا، 15 - زيلينوجورسكايا، 16 شرقًا - لينينوجورسكايا، 17 - أزناكاييفسكايا، 18 - خولموفسكايا، 19 كاراكالينسكايا، 20 - يوزنايا، 21 - سارمانوفسكايا؛

حقل نوفو-إلخوفسكوي؛

حقل بافلينسكوي

أ - حدود الودائع.

ب - حدود المنطقة.

5. بحفر الآبار

حفر الآبار هو عملية إنشاء فتحة منجم أسطوانية موجهة في الأرض، قطرها "D" لا يكاد يذكر مقارنة بطولها على طول العمود "H"، دون وصول الإنسان إلى الوجه. بداية البئر على سطح الأرض تسمى بالفم، وقاع البئر يسمى القاع، وتشكل جدران البئر جذعها.

وبناء على طريقة التأثير على الصخور يتم التمييز بين الحفر الميكانيكي وغير الميكانيكي. أثناء الحفر الميكانيكي تؤثر أداة الحفر على الصخر بشكل مباشر فتدمره، وأثناء الحفر غير الميكانيكي يحدث التدمير دون اتصال مباشر بالصخر من مصدر الارتطام به. الطرق غير الميكانيكية (الهيدروليكية والحرارية والكهروفيزيائية) قيد التطوير ولا تستخدم حاليًا لحفر آبار النفط والغاز.

تنقسم طرق الحفر الميكانيكية إلى تأثير ودوار.

أثناء الحفر الصدمي، يتم تدمير الصخور بواسطة لقمة 1 معلقة على حبل (الشكل 3). تشتمل أداة الحفر أيضًا على قضيب ضرب 2 وقفل حبل 3. وهو معلق على حبل 4، والذي يتم إلقاؤه فوق كتلة 5 مثبتة على سارية (غير موضحة). يتم توفير الحركة الترددية لأداة الحفر بواسطة جهاز الحفر 6.

تم النشر على http://allbest.ru/

تم النشر على http://allbest.ru/

أرز. 3. مخطط الحفر الصدمي:

1 - بت؛ 2 - قضيب الصدمة. 3 - قفل الحبل 4 - حبل؛ 5 - كتلة؛ 6- جهاز الحفر.

ومع تعمق البئر، يطول الحبل. يتم ضمان أسطوانة البئر عن طريق تدوير لقمة الحفر أثناء التشغيل.

لتنظيف وجه الصخور المدمرة، تتم إزالة أداة الحفر بشكل دوري من البئر، ويتم إنزال أداة الحفر فيها، على غرار دلو طويل مع صمام في الأسفل. عندما يتم غمر النازح في خليط من السائل (التشكيل أو الصب من الأعلى) وجزيئات الصخور المحفورة، يفتح الصمام ويمتلئ النافل بهذا الخليط. عندما يتم رفع النازح، يغلق الصمام ويرفع الخليط إلى الأعلى.

وبعد الانتهاء من تنظيف القاع، يتم إنزال أداة الحفر إلى البئر مرة أخرى ويستمر الحفر.

أرز. 2. تصنيف طرق حفر آبار النفط والغاز

لتجنب انهيار جدران البئر، يتم إنزال أنبوب غلاف فيه، ويزداد طوله مع تعمق القاع.

حاليًا، لا يتم استخدام الحفر بالصدمة في بلدنا عند حفر آبار النفط والغاز.

يتم إنشاء آبار النفط والغاز باستخدام طريقة الحفر الدوار. بهذه الطريقة، لا يتم سحق الصخور عن طريق الصدمات، ولكن يتم تدميرها بواسطة لقمة دوارة، والتي تخضع لحمل محوري. يتم نقل عزم الدوران إلى لقمة الحفر أو من السطح من الدوار (الدوار) من خلال سلسلة أنبوب الحفر (الحفر الدوار) أو من محرك أسفل البئر (مثقاب توربيني، مثقاب كهربائي، محرك لولبي) مثبت مباشرة فوق لقمة الحفر. الحفار التوربيني هو توربين هيدروليكي يتم دفعه إلى الدوران عن طريق سائل التنظيف الذي يتم حقنه في البئر. المثقاب الكهربائي عبارة عن محرك كهربائي محمي من اختراق السوائل، ويتم توفير الطاقة له عبر كابل من السطح. المحرك اللولبي هو نوع من الآلات الهيدروليكية الموجودة في قاع البئر حيث يتم استخدام آلية لولبية لتحويل طاقة تدفق سائل التنظيف إلى طاقة ميكانيكية للحركة الدورانية.

واستناداً إلى طبيعة تدمير الصخور في القاع، يتم التمييز بين الحفر المستمر والحفر الأساسي. أثناء الحفر المستمر، يحدث تدمير الصخور على كامل منطقة الوجه. يتضمن الحفر الأساسي تدمير الصخور على طول الحلقة فقط من أجل استخراج النواة - وهي عينة أسطوانية من الصخور بطول البئر بالكامل أو جزء منه.

6. نظام بي بي دي

صيانة ضغط المكامن هي عملية الحفاظ الطبيعي أو الاصطناعي على الضغط في الطبقات المنتجة من المكامن النفطية بالقيمة الأولية أو المصممة بهدف تحقيق معدلات عالية من إنتاج النفط وزيادة درجة استخلاصه. يمكن الحفاظ على ضغط الخزان أثناء تطوير رواسب النفط بسبب ضغط الماء النشط الطبيعي أو نظام ضغط الماء المرن، ونظام ضغط الماء الاصطناعي الذي تم إنشاؤه نتيجة لحقن الماء في طبقات الخزان أثناء الفيضانات المحيطية أو المحيطية. وكذلك أثناء الفيضانات داخل الدائرة. حسب الظروف الجيولوجية و المؤشرات الاقتصاديةتختار التطورات طريقة أو أخرى للحفاظ على ضغط الخزان أو مزيجًا منها.

يعد الحفاظ على ضغط الخزان باستخدام طريقة الفيضان داخل الدائرة هو الأكثر فعالية واقتصادية، خاصة بالنسبة لرواسب النفط ذات المساحة الكبيرة. يتم إنشاؤه عن طريق طرق الفيضانات البؤرية أو الانتقائية أو المحورية المتدرجة أو المساحية العازلة أو الانتقائية. عند الحفاظ على ضغط الخزان في الجزء الزيتي من الرواسب، يتم ضخ الماء أو خليط الماء والغاز بدون إضافات أو مع إضافات مختلفة من خلال آبار الحقن لتحسين خصائص الإزاحة. إذا كان لرواسب النفط سقف واضح، فسيتم حقن الغاز أو الهواء فيه للحفاظ على ضغط الخزان، ونتيجة لذلك يتم إنشاء ضغط غطاء الغاز الاصطناعي. عند حساب عمليات الحقن، يتم تحديد تخطيط آبار الحقن، والحجم الإجمالي للحقن، وحقن آبار الحقن، وعددها وضغط الحقن. يتم تحديد تخطيط لآبار الحقن الذي يوفر الاتصال الأكثر فعالية بين مناطق الحقن والاستخراج والإزاحة المنتظمة للنفط عن طريق الماء.

خلال الفيضانات المساحية، اعتمادا على البنية الجيولوجيةيتم استخدام ترتيبات رواسب النفط ومرحلة تطورها، في الخط، و4 نقاط، و7 نقاط وغيرها من ترتيبات آبار الحقن والإنتاج للحفاظ على ضغط المكمن. قد يُسمح بالانحرافات في وضع الآبار على طول الشبكة الهندسية الصحيحة إذا تم تنفيذ غمر المنطقة بالإضافة إلى نظام الغمر المائي المطبق مسبقًا، مع مراعاة فعاليته وبنيته الجيولوجية وحالة تطور طبقات الخزان. ويعتمد الحجم الإجمالي للعامل المحقون على استخلاص المائع المصمم من المكمن، وعلى الضغط على خط الحقن، وفي أغلب الأحيان، على المكمن والخصائص المرنة للتكوينات. يعتمد عدد آبار الحقن ذات حجم الحقن المعروف على قدرة الامتصاص لكل بئر عند ضغط حقن معين. ويتم تحديد القدرة الاستيعابية لآبار الحقن من خلال معامل الحقن، كما يتم تحديد إنتاجية بئر النفط من خلال معامل الإنتاجية. يعتمد الحد الأقصى لضغط التفريغ على نوع معدات الضخ الموجودة. يتم تحديد عدد آبار الحقن لكل رواسب نفطية بنسبة الحجم المحدد من حقن الماء يوميًا إلى القدرة الاستيعابية لبئر واحد. يتم الحكم على فعالية عملية الغمر بالمياه من خلال الزيادة في إنتاج النفط الحالي من الآبار الموجودة. أدى استخدام صيانة ضغط الخزان إلى زيادة حادة في معدل استخلاص النفط، وتقليل وقت تطوير رواسب النفط، وضمان ارتفاع عوامل استخلاص النفط النهائية.

7. تشغيل آبار النفط والحقن

SSHNU عبارة عن مجموعة من المعدات لاستخراج السائل ميكانيكيًا من خلال الآبار باستخدام مضخة قضيبية مدفوعة بآلة ضخ.

أرز. 4. وحدة الوحدة الوطنية:

1 - آلة هزاز. 2 - قضيب مصقول. 3 - عمود من القضبان. 4 - الغلاف. 5 - أنابيب المضخة والضاغط. 6 - اسطوانة المضخة. 7 - مضخة المكبس. 8 - صمام التفريغ. 9- صمام الشفط.

يتم إنزال المضخة القضيبية (الشكل 4) في البئر أسفل مستوى السائل. وتتكون من اسطوانة ومكبس متصل بقضيب وصمامات شفط وتفريغ. يتم إنزال أسطوانة المضخة القضيبية غير المُدخلة على سلسلة الأنابيب، ويتم إنزال المكبس على سلسلة القضيب داخل الأنبوب؛ يتم إنزال أسطوانة المضخة القضيبية مع المكبس الموجود على القضبان وتثبيتها بدعامة قفل مثبتة في نهاية الأنبوب أو على العبوة؛ يتم إنزال المضخة القضيبية ذات القطر الكبير بالكامل على سلسلة أنابيب ويتم توصيلها بسلسلة القضيب من خلال جهاز اقتران. هناك أيضًا: مضخات قضيبية بأسطوانة متحركة ومكبس ثابت، بمرحلتي ضغط، بأسطوانتين وكباسات، بغرفة مفرغة، إلخ. يتم توصيل القضبان في عمود باستخدام أدوات التوصيل. طول القضيب 8-10 م وقطره 12.7-28.6 ملم. تُستخدم أيضًا قضبان مجوفة غير معدنية أو أعمدة متواصلة من القضبان التي تُجرح أثناء رفعها على الأسطوانة. يصل طول العمود إلى 2500 م، ولطول يزيد عن 1000 م، يتم عمل العمود من القضبان على مراحل، مع زيادة القطر نحو الأعلى لتقليل الوزن وتحقيق قوة متساوية.

تقوم آلة الضخ بتحويل دوران عمود المحرك إلى حركة ترددية، تنتقل إلى عمود القضيب من خلال تعليق مرن وقضيب مصقول. يتم استخدام كرنك التروس الميكانيكي بشكل أساسي، المتوازن وغير المتوازن، وكذلك آلات الضخ البرجية والهيدروليكية. الحد الأقصى لطول السكتة الدماغية لنقطة تعليق القضيب هو 1-6 م، والحد الأقصى للحمل هو 1-20 طن، وتكرار الضربات في الدقيقة من 5 إلى 15. يستخدمون محركات كهربائية، وفي كثير من الأحيان تعمل بالغاز (زيت الغاز من البئر ) بقوة تصل إلى 100 كيلو واط. تقوم آلة الضخ بتحويل دوران عمود المحرك إلى حركة ترددية تنتقل إلى عمود القضيب من خلال تعليق مرن (حبل، سلسلة) وقضيب مصقول. يتم استخدام كرنك التروس الميكانيكي بشكل أساسي، المتوازن وغير المتوازن، وكذلك آلات الضخ البرجية والهيدروليكية. الحد الأقصى لطول شوط نقطة تعليق القضيب هو 1-6 م (أبراج تصل إلى 12 م)، والحد الأقصى للحمل هو 1-20 طن، وتكرار الضربات في الدقيقة من 5 إلى 15. يستخدمون الكهرباء، وفي كثير من الأحيان الغاز محركات بقوة تصل إلى 100 كيلو واط.

توفر محطة التحكم الخاصة بوحدة الضخ بقضيب المصاصة التشغيل، والتركيب، والحماية من التحميل الزائد، بالإضافة إلى التشغيل الدوري. معدات اختياريهوحدة ضخ قضيب المصاصة: مرساة لمنع حركة الطرف السفلي للأنبوب؛ بطانة - عمود من الأنابيب ذات القطر الصغير (25-40 مم) أسفل المضخة لإزالة الماء؛ مثبتات الغاز والرمل لحماية المضخة من الغاز الحر والشوائب الميكانيكية الكاشطة؛ واقيات القضبان (البوليمر أو ذات البكرات) لتقليل تآكل الأنابيب ووصلات القضبان في الآبار المائلة؛ كاشطات قضيبية لإزالة رواسب البارافين من أنابيب الأنابيب؛ مخطط ديناميكي يوضح اعتماد الحمل على حركة نقطة تعليق القضيب، للتشخيص الفني لمكونات وحدة ضخ قضيب المصاصة.

يتم إمداد منتجات الآبار (النفط والماء والمحلول الملحي) إلى السطح من خلال الأنابيب أو الغلاف أو القضبان المجوفة. الإنتاجية مع الضخ المستمر تصل إلى 300 م 3 / يوم؛ ولمعدلات تدفق أقل، يتم استخدام إنتاج الزيت بشكل دوري.

وحدة ضخ الطرد المركزي الكهربائية عبارة عن مجموعة من المعدات لاستخراج السائل ميكانيكيًا من خلال الآبار باستخدام مضخة طرد مركزي متصلة مباشرة بمحرك كهربائي غاطس. يستخدم في استخراج النفط والمياه، بما في ذلك المحاليل الملحية. تشتمل وحدة ضخ الطرد المركزي الكهربائية لآبار النفط (الشكل 5) على مضخة طرد مركزي ذات 50-600 مرحلة؛ محرك كهربائي غير متزامن مملوء بزيت عازل خاص؛ واقي يحمي تجويف المحرك الكهربائي من دخول وسائط التكوين؛ خط كابل يربط المحرك الكهربائي بالمحول ومحطة التحكم. تحتوي مرحلة مضخة الطرد المركزي على ريشة توجيه مع دافعة (الشكل 6).

أرز. 5. وحدة الضخ الطاردة المركزية الكهربائية:

1 - محرك كهربائي. 2 - حامي. 3 - مضخة الطرد المركزي. 4 - كابل؛ 5 - تجهيزات رأس البئر. 6 - محول. 7 - محطة التحكم. 8 - الاستشعار.

يتم تشديد دوارات التوجيه في غلاف مضخة أسطواني، ويتم تأمين الدفاعات بمفتاح على عمود معلق على دعامة محورية ويدور في الدعامات الشعاعية النهائية والمتوسطة. يتم صب الأجزاء من الحديد الزهر الخاص والبرونز والسبائك المقاومة للتآكل والتآكل ومواد البوليمر. لتقليل دخول الغاز الحر إلى المضخة، يتم تركيب فاصل غاز الجاذبية أو الطرد المركزي أمامها.

يتكون المحرك الكهربائي من الجزء الثابت الذي يحتوي على مبيت أسطواني مع حزم فولاذية كهربائية مضغوطة، في الأخاديد التي يوجد فيها اللف، ودوار معلق على الدعامة المحورية مع عبوات فولاذية مثبتة على العمود، حيث توجد عجلة سنجابية قصيرة الدائرة يقع نوع اللف. توجد الدعامات الشعاعية بين الحزم.

يحتوي الحامي على ختم العمود، وهو نظام لتعويض التمدد الحراري للزيت، وفي بعض الحالات ختم هيدروليكي بسائل ذو كثافة أعلى من وسط قاع البئر ومحايد بالنسبة له ولزيت المحرك الكهربائي.

يحتوي الكبل المسطح أو الدائري المدرع ثلاثي النواة ذو المقطع العرضي الكبير على مدخل مغلق في المحرك الكهربائي ويربط الأخير من خلال محول بمحطة التحكم. تقوم المحطة بالتحكم والمراقبة والحماية الكهربائية لوحدة الضخ بالطرد المركزي الكهربائية من الدوائر القصيرة والأحمال الزائدة وانقطاع التيار الكهربائي وانخفاض مقاومة العزل. يقوم المحول بتحويل جهد الشبكة إلى جهد تشغيل وله خطوة ضبط لتحديد وضع التشغيل. تُستخدم محولات التردد أيضًا لضبط سرعة دوران وحدة ضخ الطرد المركزي الكهربائية وأجهزة استشعار الضغط ودرجة الحرارة للمحرك الكهربائي، والتي تنقل إشارة حول انحراف هذه المعلمات عن القيم الآمنة عبر كابل الطاقة أو قلب الإشارة.

يبلغ طول وحدة الضخ الطاردة المركزية الكهربائية 25-30 م. وعندما يزيد طول المضخة الطاردة المركزية والمحرك الكهربائي عن 5-8 م (حسب القطر)، فإنهما يتكونان من أقسام منفصلة لسهولة النقل والتركيب. يتم تركيب وحدة الضخ الكهربائية بالطرد المركزي في وضع عمودي مباشرة أثناء عملية النزول إلى البئر. ترتبط أجسام الأقسام بالفلنجات، والأعمدة بواسطة وصلات محززة. يتم خفض التثبيت إلى عمق محدد مسبقًا على أنابيب الأنابيب المعلقة من تجهيزات رأس البئر مع إدخال خط كابل محكم الغلق في البئر. يتم ربط خط الكابل بأنابيب المضخة والضاغط من الخارج بأحزمة. عندما تعمل وحدة الضخ بالطرد المركزي الكهربائية، يتم إمداد المنتج إلى السطح من خلال أنابيب المضخة والضاغط. الأقل استخدامًا هي وحدات الضخ الكهربائية بالطرد المركزي بدون أنابيب مع جهاز تعبئة، وتعليق بحبل كابل وإمداد المنتج من خلال الغلاف. تتراوح إنتاجية وحدة ضخ الطرد المركزي الكهربائية لآبار النفط من 15-20 إلى 1400-2000 م3/يوم، الضغط حتى 2500-3000 م3، قوة المحرك الكهربائي حتى 500 كيلو وات، الجهد حتى 2000 فولت، درجة حرارة الماء متوسط ​​الضخ يصل إلى 180 درجة مئوية، والضغط يصل إلى 25 ميجا باسكال.

وحدة ضخ كهربائية بالطرد المركزي للمياه تحتوي على محرك كهربائي مملوء بالماء ومضخة ذات 5-50 مرحلة. تصل إنتاجيتها إلى 3000 م3/يوم، الضغط حتى 1500 م، قوة المحرك الكهربائي حتى 700 كيلو وات، الجهد 3000 فولت، درجة حرارة الماء حتى 40 درجة مئوية.

8. اختبار جيد

اختبار الآبار عبارة عن مجموعة من الطرق لتحديد المعالم الرئيسية للتكوينات والآبار الحاملة للنفط والغاز باستخدام أدوات عميقة الجذور؛ يتم نقل المعلومات عبر قناة اتصال عميقة.

والغرض من الدراسة هو الحصول على بيانات لوضع المشاريع والسيطرة على التطوير الميداني. هناك طرق جيوفيزيائية، هيدروديناميكية، غازية هيدروديناميكية، بالإضافة إلى قياس التدفق، وقياس الضوضاء، وما إلى ذلك. الدراسات الهيدروديناميكيةتحديد المعلمات التي تميز مساحات كبيرة نسبيًا من طبقات الخزان المدروسة، وكذلك الخصائص التكنولوجية للآبار، وتوضيح التركيب الجيولوجي للخزان، وتحديد الاتصال الهيدروديناميكي بين الطبقات والآبار، وما إلى ذلك.

باستخدام قياس الديون في تشغيل آبار الحقن والإنتاج، يتم تحديد فترات تدفق السوائل إلى قيعان الآبار، ويتم تحديد معدلات تدفق الطبقات الفردية، والنفاذية، والتوصيل الكهرضغطي، ومراقبة حالة الغلاف، وحلقة الآبار، وما إلى ذلك. خلال الدراسات المتعمقة، يتم استخدام أجهزة قياس الضغط، ومقاييس الحرارة، ومقاييس التدفق، ومقاييس مستوى الصوت، وأدوات قاع البئر المعقدة لقياس الضغط ودرجة الحرارة ومعدل التدفق والمحتوى المائي للسوائل. بالنسبة للبحث الهيدروديناميكي العميق، يتم استخدام مختبر إلكتروني ميداني تلقائي.

9. طرق زيادة إنتاجية الآبار

يمكن زيادة معدلات تدفق آبار الغاز ذات الأقطار نفسها وظروف تشغيل التكوين وضغط التكوين عن طريق تقليل مقاومة الترشيح عندما يتحرك الغاز في منطقة قاع التكوين. وهذا ممكن بسبب تكون القنوات والتجاويف والشقوق فيها، مما يقلل من محتوى الجزيئات الصلبة والسوائل في القنوات المسامية.

الطرق التالية للتأثير على منطقة تكوين قاع البئر معروفة.

1) الفيزيائية والكيميائية: معالجة حمض الهيدروكلوريك (HAT)؛ المعالجة بالأحماض الحرارية (TAT)؛ العلاج بالمواد الخافضة للتوتر السطحي (السطحي) ؛ تجفيف منطقة قاع البئر بالغاز المجفف الجاف؛

2) الميكانيكية: نسف. التكسير الهيدروليكي (التكسير)؛ ثقب الرمل المائي (GPP) ؛ انفجار نووي؛

3) مجتمعة: التكسير الهيدروليكي + SKO؛ جي بي بي + سكو.

يعتمد اختيار طريقة التأثير على منطقة قاع الآبار على التركيب الحجري والمعدني للصخور والمواد الأسمنتية للصخور الحاملة للغاز، وضغط ودرجة حرارة الغاز وصخور التكوين، وسمك الأفق الإنتاجي، و عدم تجانس التكوين على طول القسم.

تعطي المعالجة بحمض الهيدروكلوريك والحمض الحراري لمناطق قاع الآبار نتائج جيدة في صخور الكربونات منخفضة النفاذية (الحجر الجيري والدولوميت) والأحجار الرملية بمادة كربونات الأسمنت. في الأحجار الرملية التي تحتوي على مواد طينية، تكون المعالجة بأحماض الهيدروكلوريك والهيدروفلوريك (ما يسمى بحمض الطين) فعالة.

تعتمد المعالجة بحمض الهيدروكلوريك على قدرة حمض الهيدروكلوريك على إذابة صخور الكربونات.

اعتمادًا على ظروف الخزان، يتم استخدام حمض الهيدروكلوريك بنسبة 8-15% عمليًا. يتم توفير حمض الهيدروكلوريك الصناعي من قبل المصانع في شكل مركز، ويتم تخفيفه بالماء إلى التركيز المطلوب.

أرز. 7. مخطط المعالجة الحمضية.

للحد من تآكل المعدات المعدنية في عملية SKO، يتم استخدام مواد تسمى مثبطات التآكل، والتي تشمل الفورمالين (CH 2 O)، Unikol PB-5، I-1-A مع اليوروتروبين، وكذلك السلفونول، DS-RAS، ديسولفان 4411، تم تحييد الاتصال الأسود.

تتم إزالة منتجات التفاعل الحمضي مع الصخور من التكوين أثناء تطوير البئر. لتسهيل هذه العملية، تتم إضافة المكثفات إلى الحمض لتقليل التوتر السطحي لمنتجات التفاعل - NCPs، والكحولات، وإعداد DS وغيرها من المواد الخافضة للتوتر السطحي.

ترتيب إضافة الكواشف المختلفة إلى الحمض عند تحضيره للحقن في البئر هو كما يلي: الماء - المثبطات - المثبتات (حمض الأسيتيك والهيدروفلوريك) - حمض الهيدروكلوريك التقني - كلوريد الباريوم - المكثف.

يتم حقن الحمض في البئر بحجم 0.5-0.7 إلى 3-4 م3 لكل 1 م من طول المرشح باستخدام وحدات خاصة، على سبيل المثال Azinmash-30، مثبتة على مركبة KrAZ-219، وكذلك وحدات الأسمنت. تسا- 300، تسا-320م، 2AN-500. يجب ألا يتجاوز وقت التفاعل الحمضي من نهاية الحقن 6-8 ساعات. ويتم تحديد النتائج بناءً على بيانات اختبار البئر بعد العلاج. تعتبر المعالجة ناجحة إذا انخفض المعامل C وزاد معدل تدفق البئر عند نفس التراجع في التكوين. عادةً ما يتم استخدام الطوربيد والتكسير الهيدروليكي والثقب الرملي المائي والتفجيرات النووية في التكوينات المكونة من صخور قوية وكثيفة ذات نفاذية ومسامية منخفضة، ولكن ضغط خزان مرتفع.

إن جوهر التكسير الهيدروليكي هو خلق ضغط مرتفع في قاع الآبار، والذي من شأنه أن يتجاوز ضغط الصخور المحلية بمقدار يعتمد على خصائص قوة الصخور. مع مثل هذه الزيادة في الضغط في التكوين، تتشكل الشقوق أو تتوسع تلك الموجودة مسبقًا، مما يؤدي إلى زيادة كبيرة في نفاذية التكوين. يتم إصلاح الشقوق الناتجة بالرمال الخشنة.

أرز. 8. مخطط التكسير الهيدروليكي:

1 - التكوين الإنتاجي. 2 - الأنابيب. 3 - سلسلة الإنتاج؛ 4 - باكر

ويعتمد ضغط التكسير الهيدروليكي واتجاه وحجم الشقوق الناتجة على ضغط الصخور، أي ضغط الصخور المغطاة، وطبيعة ومعايير التكسير الطبيعي للصخور الحاملة للغاز، وكذلك حجم ضغط المكمن. في عملية التكسير الهيدروليكي، يجب تهيئة الظروف التي تظهر فيها الشقوق وتصبح ثابتة في التكوين. يجب أن تكون معدلات حقن مائع الكسر بحيث يتجاوز الحجم المحقون حقنة التكوين الذي يتم تكسيره هيدروليكيًا. ويعتمد معدل الحقن المطلوب على لزوجة مائع التكسير ومعلمات المنطقة القريبة من حفرة البئر. ويترتب على ذلك أنه في الصخور منخفضة النفاذية، يمكن أن يحدث التكسير الهيدروليكي بمعدلات حقن منخفضة نسبيًا باستخدام سوائل منخفضة اللزوجة. في الصخور ذات النفاذية العالية، من الضروري استخدام سوائل التكسير عالية اللزوجة أو زيادة معدلات الحقن بشكل كبير.

إنتاجية آبار النفط

10. الإصلاحات الحالية والكبيرة للآبار

أثناء تشغيل الآبار عن طريق النافورة أو الضاغط أو طرق الضخ، يتم انتهاك تشغيلها، وهو ما يتم التعبير عنه بانخفاض تدريجي أو حاد في معدل التدفق، وأحيانًا حتى في التوقف الكامل لإمدادات السوائل. يتضمن العمل على استعادة وضع التشغيل التكنولوجي المحدد للبئر رفع المعدات الموجودة تحت الأرض لاستبدالها أو إصلاحها، وتنظيف البئر من سدادة الرمل باستخدام أداة تنظيف أو تنظيف، وإزالة قضبان المصاصة المكسورة أو غير المفككة وغيرها من العمليات.

تنقسم جميع أعمال الإصلاح، حسب طبيعتها وتعقيدها، إلى إصلاحات حالية وكبيرة للآبار.

تشمل الإصلاحات الحالية الأعمال التالية:

الصيانة الوقائية المجدولة.

فحص المعدات تحت الأرض.

استكشاف أخطاء المعدات الموجودة تحت الأرض وإصلاحها.

استبدال مضخة البئر (PTsEN أو ShSN).

تغيير طريقة التشغيل والتحويل من PCEN إلى ShSN أو العكس وغيرها.

تنظيف الأنابيب من البارافين أو الأملاح.

استبدال الأنابيب التقليدية بالأنابيب المغلفة (الأنابيب المزججة).

تغيير عمق التعليق لوحدة الضخ.

رفع معدات قاع البئر قبل وضع البئر في النفتالين.

إصلاحات خاصة تحت الأرض فيما يتعلق بدراسات الأفق الإنتاجي.

بعض أنواع الإصلاحات الطارئة، مثل المكبس المحشور أو القضبان المكسورة أو سلك الكاشطة المكسور أو الكابل الكهربائي.

يتم تنفيذ أعمال الإصلاح المدرجة، بالإضافة إلى عدد من الأعمال الأخرى، من قبل فرق إصلاح الآبار تحت الأرض المنظمة في المؤسسة المنتجة للنفط. يشمل إصلاح الآبار أعمال الإصلاح التي تتطلب استخدام معدات أكثر تعقيدًا، بما في ذلك استخدام منصات الحفر. وتشمل الإصلاحات الرئيسية، على وجه الخصوص، الأعمال التالية:

القضاء على الحوادث المعقدة المرتبطة بكسر القضبان والأنابيب والكابلات وتشكيل الأختام في البئر.

تصحيح المخالفات في أعمدة الغلاف.

عزل مياه التكوين.

العمل على فتح التكوين وتطوير الآبار تمهيداً للانتقال إلى أفق آخر.

حفر الجذع الثاني.

حفر سدادات رملية كثيفة في الأسفل.

التكسير الهيدروليكي.

معالجة الآبار بحمض الهيدروكلوريك.

تركيب أعمدة مؤقتة - "عوامات" وغسل وتركيب الفلاتر وإزالة الأنابيب العالقة والتعبئة وانهيار أعمدة التغليف.

عمليات ترك الآبار.

عند إجراء إصلاحات تحت الأرض للآبار العميقة، يتم استخدام أبراج الإنتاج والصواري، الثابتة أو المتحركة، المصممة لتعليق نظام السفر، ودعم وزن سلسلة من الأنابيب أو القضبان أثناء أعمال الإصلاح التي تتم في البئر.

يتم استخدام الأبراج الثابتة والصواري بشكل غير عقلاني للغاية، لأن... يتم تنفيذ أعمال الإصلاح في كل بئر لبضعة أيام فقط في السنة؛ وبقية الوقت تكون هذه الهياكل غير نشطة. لذلك، يُنصح باستخدام المصاعد التي تحمل الصواري الخاصة بها أثناء الإصلاحات تحت الأرض. قاعدة النقل الخاصة بهم هي الجرارات والسيارات.

المصعد عبارة عن ونش ميكانيكي مثبت على جرار أو مركبة أو إطار منفصل. في الحالة الأولى، يتم تشغيل الونش من محرك الجر للجرار أو السيارة، وفي الحالات الأخرى من محرك احتراق داخلي مستقل أو محرك كهربائي.

الوحدة، على عكس المصعد، مجهزة ببرج وآلية لرفعه وخفضه.

11. جمع وتحضير النفط والغاز والمياه

تجميع النفط والغاز في الحقول هو تحضير النفط والغاز والمياه بجودة تسمح بنقلها إلى المستهلكين. ويتم ذلك من خلال مجموعة من المعدات وخطوط الأنابيب المصممة لتجميع منتجات الآبار الفردية ونقلها إلى نقطة معالجة النفط والغاز والمياه المركزية (CPS).

وثائق مماثلة

تطوير الحقول النفطية. معدات وتكنولوجيا إنتاج النفط. التشغيل المتدفق للآبار وإصلاحاتها تحت الأرض والإصلاحات الكبرى. جمع وتحضير النفط في الحقل. احتياطات السلامة عند أداء العمل على خدمة الآبار والمعدات.

تقرير الممارسة، تمت إضافته في 23/10/2011


معلومات عامةحول كائن الصيد. الظروف الجغرافية والاقتصادية والبنية الجيولوجية للودائع. تنظيم وإنتاج عمليات الحفر. طرق زيادة إنتاجية الآبار. الإصلاحات الحالية والكبيرة لآبار النفط والغاز.

تقرير الممارسة، تمت إضافته في 22/10/2012


دراسة العمليات التكنولوجية لحفر آبار النفط والغاز باستخدام مثال NGDU Almetyevneft. الخصائص الجيولوجية والفيزيائية للأشياء وتطوير حقول النفط. طرق زيادة إنتاجية الآبار. احتياطات السلامة.

تقرير الممارسة، تمت إضافته في 20/03/2012


القضاء على تسربات النفط والغاز والمياه عند حفر الآبار. طرق فتح تكوين إنتاجي. معدات الآبار التي يتم تشغيلها بواسطة ESP. جمع وإعداد ونقل منتجات الآبار. مراحل تجهيز المياه لغمر خزانات النفط.

تمت إضافة الدورة التدريبية في 07/07/2015


تاريخ موجز لتطور أعمال النفط والغاز. مفهوم والغرض من الآبار. الخصائص الجيولوجية والحقلية للتكوينات الإنتاجية. أساسيات تطوير حقول النفط والغاز وتشغيلها. النظر في طرق تعزيز استخلاص النفط.

تقرير الممارسة، تمت إضافته في 23/09/2014


طرق البحث والتنقيب عن حقول النفط والغاز. مراحل أعمال التنقيب والاستكشاف. تصنيف رواسب النفط والغاز. مشاكل البحث عن النفط والغاز واستكشافهما وحفر الآبار. مبررات تخطيط الآبار الاستكشافية.

تمت إضافة الدورة التدريبية في 19/06/2011


الخصائص الفيزيائيةوحقول النفط والغاز. مراحل وأنواع العمل الجيولوجي. حفر آبار النفط والغاز وتشغيلها. أنواع طاقة الخزان. طرق تطوير رواسب النفط والغاز. التجميع الميداني وتحضير النفط والغاز.

الملخص، تمت إضافته في 14/07/2011


مفهوم رواسب النفط وأنواعه الرئيسية. مصادر طاقة الخزان. ضغط الخزان. تدفق السوائل إلى البئر. شروط وجود أوضاع تطوير الحقول النفطية: ضغط الماء، المرن، غطاء الغاز، الغاز المذاب.

تمت إضافة العرض بتاريخ 29/08/2015


الخصائص العامةالرواسب والخصائص الكيميائية والفيزيائية للنفط. حالات وأسباب وأنواع الدفق. مميزات تشغيل الآبار بمضخات الآبار العميقة. طرق تعزيز استخلاص النفط. التكنولوجيا والمعدات اللازمة لحفر الآبار.

تقرير الممارسة، تمت إضافته في 28/10/2011


الطرق الأولية والثانوية والثالثية لتطوير حقول النفط والغاز وجوهرها وخصائصها. حسنا وأنواعه. الحفر الاتجاهي (الأفقي). الانحراف الاصطناعي للآبار. حفر الآبار للنفط والغاز.

طالب مجموعات 10-1 3 ب

كلية النفط والغازالتخصصات 130503.65

بواسطة الممارسة التعليمية الأولىعقدت في NGDU "ألميتيفنفت", NGDU ياماشنفت، أرض اختبار NGDU "Elkhovneft".

مكان التدريب ألميتيفسك.

بداية الممارسة 2.04.2012 نهاية الممارسة 20.04.2012

رئيس الممارسة

من قسم RiENGM Nadyrshin R.F.

ألميتيفسك، 2012

مقدمة ........................................................................................... 3

الخصائص الأساسية لخزانات النفط والغاز ........... 4

الخصائص الجيولوجية للودائع….…11

معدات وتكنولوجيا إنتاج النفط ........................... 13

التشغيل الانسيابي للآبار ..................................... 13

تشغيل الآبار بالمضخات المصاصة ........... 16

تشغيل الآبار بالمضخات الكهربية الطاردة المركزية والمسمار اللولبية …………………………………………………………………………………………………………………..21

العمليات الأساسية التي تتم عند خدمة الآبار الآلية ........................................ 30

الإصلاحات الجوفية والكبيرة للآبار ........................... 32

طرق التأثير على الجزء القريب من البئر من التكوين ............ ..34

4. جمع وتحضير النفط في الحقول ........................40

5. تنظيم دورة في الدقيقة في مرافق الصيد ............ 45

6. خصائص مختصرة لأنواع العمل في مجال صيانة وإصلاح خطوط الأنابيب .......................... 48

7. تدابير السلامة عند أداء أعمال الصيانة وإصلاح الآبار ........................... 50

المراجع …………………………………………………………………………………………………………..

مقدمة

الممارسة التمهيدية هي المرحلة الأولى من التدريب. يساعدك على التعرف على مهنتك قبل البدء بدراسة المواد الخاصة. تمت هذه الممارسة في شركات إنتاج النفط والغاز Yamashneft وAlmetyevneft وأرض التدريب Elkhovneft. وكانت الأهداف الرئيسية لهذه الممارسة هي:

تعريف الطلاب بعمليات حفر آبار النفط والغاز وإنتاج النفط والغاز وتطوير الحقول النفطية.

التعرف على المعدات الرئيسية المستخدمة في حفر وتشغيل آبار النفط والغاز.

التعرف على الرابط الرئيسي لصناعة إنتاج النفط – حقل النفط وأنشطته الإنتاجية والاقتصادية.

الحصول على بعض المعرفة العملية التي تساهم في استيعاب المواد النظرية بشكل أفضل في عملية التدريب الإضافي في التخصص.

اكتساب الخبرة الأولى في التواصل ضمن فريق الإنتاج.

خلال الممارسة التعليمية، قمنا بزيارة وتعرفنا على ترتيب GZNU-6، BPS-1، وكذلك مع مجموعة من الآبار المخصصة لإنتاج الطاقة الكهربائية. أيضًا، كانت أهداف زيارتنا هي "GZNU، DNS-61، KNS-121 NGDU Almetyevneft"، بالإضافة إلى ذلك، قمنا بزيارة منصة حفر وآلات صيانة الآبار وقطاعات التدريب التابعة لشركة NGDU Elkhovneft لإصلاح المعدات وإقامة المسابقات بين الموظفين.

وزارة التعليم والعلوم

الاتحاد الروسي

الوكالة الفيدرالية للتعليم

جوفبو "جامعة ولاية أودمورت"
كلية البترول

قسم تطوير وتشغيل حقول النفط والغاز

للممارسة الصناعية الثانية
محتوى
1. مقدمة ………………………………………………………………………….3

2. خصائص الوديعة ……………………………………………… 4

3. الكائنات التطويرية وخصائصها................................................5

4. الخواص المكمنية للتكوينات الإنتاجية ...........................11

5. الخواص الفيزيائية لسائل التكوين (النفط، الغاز، الماء) ............... 12

6. مؤشرات تطور المكمن (التكوين الإنتاجي) ............... 17

7. رسم تخطيطي لتركيب مضخة قضيبية في قاع البئر (USSHN) ............... 18

8. المضخات ذات المصاصة في قاع البئر وعناصرها………………………… 19

9. التوصيلات الملولبة لأنابيب ضاغط المضخة و

قضبان المصاصة …………………………………………………… 22

10. رسم تخطيطي لتركيب مضخة طرد مركزي كهربائية (ESP) .......................... 25

11. وضع التشغيل التكنولوجي لـ USSHN ثابت

12. وضع التشغيل التكنولوجي لـ USSHN بشكل دوري

ضخ السائل ........................................... .................... .............................. .......27

13. الوضع التكنولوجي لتشغيل ESP ……………………………….28

14. أدوات دراسة تشغيل مضخات الآبار ............... 29

15. نتائج دراسة عمل USSHN .......................... 37

16. تصميم مراسي الغاز والرمل ............................................ 38

17. أجهزة مكافحة ترسبات البارافين فيها

معدات تحت الأرض.................................................................................39

18. مخطط تركيب العدادات الجماعية ........................................ 40

19. نظام DNS …………………………………………………………….41

20. أتمتة تشغيل منشآت مضخة البئر .......................... 42

21. المسؤوليات الوظيفية لمشغل إنتاج النفط والغاز…….43

22. التأكد من متطلبات سلامة العمال أثناء الصيانة

آبار الإنتاج …………………………………………………………………………………….44

23. توثيق التقارير في فريق إنتاج النفط………………….47

24. هيكل مؤسسة إنتاج النفط والغاز .......................... 49

25. متطلبات حماية البيئة أثناء إنتاج النفط ............50

26. المؤشرات الفنية والاقتصادية لأنشطة NGDU .......................... 51

قائمة المراجع ………………………………………………….53

1 المقدمة

لقد قمت بتدريب داخلي في OJSC Udmurtneft NGDU Votkinsk في حقل Mishkinskoye في فريق إنتاج النفط والغاز. شغل منصب مشغل إنتاج النفط والغاز من الفئة الرابعة.

تم تعييني كمشغل من الفئة الخامسة، وأجريت تدريبي تحت إشرافه. خلال فترة التدريب، تلقيت تعليمات حول السلامة الكهربائية والسلامة الكهربائية، وقمت بجولات ميدانية، حيث لاحظت تشغيل النظام الكهربائي ونظام التحكم في الغاز، وعملت على جهاز كمبيوتر، حيث قمت بتجميع نسخة إلكترونية من الدوائر المختلفة.

كان لدي انطباعات جيدة من هذه الممارسة. أولاً، تأكد المعلم من حصولي على أكبر قدر ممكن من المعلومات حول مسؤوليات مشغل إنتاج النفط والغاز: أعطى التعليمات للمشغل المعين لي، وبعد 3 أسابيع من التدريب، أجرى اختبارًا للمعرفة التي أمتلكها. قد اكتسبت. ثانيا، رغبة المشغلين أنفسهم في التحدث عن عملهم.

كنت كل يوم تقريبًا في وظائف مختلفة. لم أشعر بخيبة أمل في مهنتي المختارة وأنا سعيد لأنني أدرس في هذا التخصص.

^ 2. خصائص الوديعة

تم اكتشاف حقل ميشكينسكوي النفطي عام 1966 ويقع على حدود مقاطعتي فوتكينسك وشاركانسكي شمال مدينة فوتكينسك.

تقع منطقة الحقل في حوض نهر كاما وتحتل مستجمعات مياه نهري فوتكا وسيفا. تتراوح ارتفاعات الإغاثة المطلقة من 140-180 مترًا في الجنوب إلى 180-250 مترًا في الشمال. تبلغ مساحة رواسب ميشكينسكوي 70٪ تحتلها الغابات الصنوبرية والباقي تشغله الأراضي الزراعية.

مناخ المنطقة قاري معتدل، مع فصول شتاء طويلة. يبلغ متوسط ​​درجة الحرارة السنوية +2 درجة مئوية، ويصل الصقيع في يناير وفبراير أحيانًا إلى -40 درجة مئوية. ويبلغ متوسط ​​عمق تجميد التربة 1.2 متر، وسمك الغطاء الثلجي 60 – 80 سم.

يقع مدخل المياه لأغراض دورة في الدقيقة على نهر سيفا. مصدر الطاقة هو محطة فرعية "سيفا" جهد 220/110/35/6 كيلو فولت. تتم معالجة الزيت في محطة المعالجة المركزية ميشكينسكوي الواقعة على أراضي الحقل.

هيكل ميشكينسكايا معقد بسبب قبتين: الغربية - فوتكينسك والشرقية - تشيريبانوفسكي.
^ 3. كائنات التطوير وخصائصها

في حقل ميشكينسكوي، تم تسجيل عروض النفط في صخور المرحلة التورنيزية وياسنايا بوليانا فوق الأفق (الطبقات Tl-0، Tl-I، Tl-II، Bb-I، Bb-II، Bb-III)، الكربوني السفلي، في مرحلة الباشكير والأفق الفيريسكي (الطبقات B-II، B-III) من مرحلة موسكو من العصر الكربوني الأوسط.

تمت دراسة إمكانات النفط والغاز في القسم من خلال عينات التربة الأساسية والجانبية، وتحليل مواد تسجيل الحقل، وتسجيل الغاز ونتائج اختبار تدفق الآبار.

المرحلة التورنيزية

تم اكتشاف ثلاث رواسب نفطية في رواسب تورنيسيان، محصورة في ثلاثة هياكل: القباب الغربية والشرقية لمرتفعات فوتكينسك وتشيريبانوفسكي. الطبقة الحاملة للنفط الصناعي عبارة عن طبقة من الحجر الجيري الكهفي المسامي في الجزء العلوي من أفق تشيريبيتسكي بسمك يصل إلى 36 مترًا. تم العثور على الجزء العلوي من رواسب النفط عند مصعد فوتكينسك، في البئر رقم 180 عند بارتفاع 1334 م تم اكتشاف رواسب صغيرة في منطقة 184 بئرا بأعلى ارتفاع 1357 م.

يُلاحظ ميل سطح OWC (من البئر رقم 189 إلى البئر رقم 183) لقبة West Votkinsk في حدود 2 - 2.5 متر، لذلك يتم أخذ OWC على مستوى 1356 - 1354 م يبلغ حجم مخزون النفط في قبة West Votkinsk 32 مترًا وأبعاده حوالي 8 × 5 كم.

في قبة شرق فوتكينسك، يُفترض تقليديًا أن متوسط ​​​​موقع OWC هو 1358 مترًا، ويبلغ ارتفاع الرواسب على هذه القبة في منطقة البئر رقم 184 حوالي 5 أمتار، وأبعادها 3 × 1.5 كم. .

على مصعد Cherepanovsky، يتم قبول OWC تقليديا عند 1370 م. يبلغ ارتفاع رواسب النفط في هذا المصعد 4.5 م، وأبعاده حوالي 4.5 × 2 كم. إن وجود طبقات بينية كثيفة تم رسمها على مساحة كبيرة وأخذ عينات من الآبار القريبة من القبة 211، 190، 191 يثبت البنية الطبقية الضخمة للأرض.

تم العثور على عروض زيتية لأفق كيزيلوفسكي في الجزء السفلي منه في طبقة من الحجر الجيري الناعم المسامي. تشير نتائج أخذ العينات إلى ضعف خصائص الخزان للتكوين الإنتاجي لأفق كيزيلوفسكي.

يتم أخذ OWC لرواسب Kizilovskaya بشكل مشروط على مستوى 1330.4 - 1330 م.

ياسنايا بوليانا الأفق الفائق

في أفق ياسنايا بوليانا الفائق، تقتصر عروض النفط على طبقات من الحجارة الرملية المسامية وأحجار الغرين في آفاق تولا وبوبريكوفسكي.

يمكن تتبع ثلاث طبقات مسامية في أفق بوبريكوفسكي. تم الحصول على التدفق الصناعي للنفط من تكوين Bb-III في البئر رقم 211 والنفط مع الماء من البئر رقم 190.

تم تتبع طبقة Bb-II في جميع الآبار، مما كشف عن الطبقة الكربونية السفلى وفقط في البئر رقم 191 تم استبدالها بصخور غير منفذة.

ويتراوح سمك تكوين Bb-II من 0 إلى 2 متر، وسمك Bb-I من 0.8 إلى 2.5 متر. وتم الحصول على تدفقات النفط الصناعي من تكوين Bb-I في البئر رقم 189 مع تكوينات أخرى.

في أفق تولا، تم إنشاء محتوى النفط التجاري في ثلاث طبقات Tl-0، Tl-I، Tl-II. في الأفق الفائق ياسنايا بوليانا، تقتصر رواسب النفط على الهياكل: قباب فوتكينسك الغربية والشرقية ومصعد تشيريبيت. إن السُمك الأقل أهمية للطبقات غير المنفذة التي تفصل الطبقات الحاملة للنفط في أفق ياسنايا بوليانا الفائق، وغالبًا ما تسمح لنا اتصالات الطبقات المنفذة مع بعضها البعض وتقلبها الصخري بافتراض نوع من الرواسب ذات الطبقات مع OWC واحد لجميع الطبقات من رفع Votkinsk وبشكل منفصل لطبقات Cherepanovsky.

تم أخذ OWC لمصعد Cherepanovsky لتكوينات Tula Tl-I، Tl-II، Tl-0 من قاعدة تكوين Tl-II، الذي أنتج النفط اللامائي في البئر رقم 187 على ارتفاع 1327.5 م.

مرحلة الباشكير

وقد وجدت عروض النفط في رواسب المرحلة الباشكيرية في جميع الآبار التي اكتشفت فيها رواسب نفطية وكانت تتميز بالنواة. علاوة على ذلك، توجد عروض الزيت في الجزء العلوي الأكثر كثافة من القسم. ويتراوح سمك الطبقات الفعالة على نطاق واسع من 0.4 إلى 12.2 متر. وفي بعض الآبار، لم يتم الحصول على تدفقات أثناء الاختبار أو تم الحصول عليها بعد معالجة الوجه بحمض الهيدروكلوريك. تشير التقلبات الكبيرة في قيم التدفق إلى بنية معقدة للخزان، سواء من حيث الحجم أو المساحة. من المحتمل أن يشير وجود معدلات تدفق كبيرة إلى وجود تقلبات كبيرة أو تصدع في الخزان. تم العثور على الجزء الأعلى من النفط من مصعد فوتكينسك في البئر رقم 211 على ارتفاع 1006.6 م، ويبلغ ارتفاع الرواسب حوالي 38 مترًا، وأبعاد الرواسب في حدود 16x8 كم. يتم قبول OWC بشكل مشروط عند مستوى 1044 م.

ز لم تتم دراسة الرواسب النفطية في مصعد تشيريبانوفسكي بشكل كافٍ. يتم فصله عن رواسب Votkinsk الصاعدة بمنطقة تدهور في خصائص الخزان للصخور الكربونية. تم قبول OWC لرفع Cherepanovsky على مستوى 1044 م.

الأفق Vereisky

في الأفق Vereisky، يمكن تتبع طبقتين من النفط، مفصولة بطبقات من الحجارة الطينية والحجر الجيري الطيني. ويتراوح سمك الحجر الجيري الفعال المشبع بالزيت B-III من 0.6 إلى 6.8 م (البئر رقم 201). أدنى ارتفاع تم الحصول منه على النفط اللامائي هو 1042.8 متر (البئر رقم 214). أعلى ارتفاع للرسوب النفطي للتكوين B-III هو 990 م ويقبل عند مستوى 1042 م ويبلغ ارتفاع الرواسب ضمن OWC المقبولة 1042 م وتبلغ أبعاده في الخارج حوالي 52 م الكفاف حوالي 25x12 كم. ويتراوح سمك الجزء الفعال من التكوين من 1.2 إلى 6.4 م.

تم اكتشاف الجزء الأعلى من خزان التكوين B-II في البئر رقم 211. تم قبول OWC على ارتفاع 1040 م. ويبلغ ارتفاع الرواسب داخل OWC المقبولة 104 م وتساوي حوالي 50 م تبلغ مساحة الرواسب داخل الكفاف الخارجي الحامل للنفط حوالي 25 × 12 كم. الرواسب النفطية لأنواع الخزانات B-II وB-III.

لا يتم تتبع الجزء الفعال من تشكيل BI في جميع الآبار. تشير نتائج الاختبار إلى انخفاض نفاذية التكوين، كما أن الترتيب المعقد للاختلافات المسامية في منطقة الحقل يعقد تقييم احتمالات النفط المحتملة لتكوين B-I.

^ 4. خصائص الخزان للتكوينات الإنتاجية
المرحلة التورنيزية

يتم تمثيل المرحلة التورنيزية بالصخور الكربونية – الحجر الجيري في آفاق تشيريبيتسكي وكيزيلوفسكي. تحتوي الآبار من 1 (البئر رقم 212) إلى 29 (البئر رقم 187) من الطبقات المسامية. يتراوح سمك الأصناف المسامية المحددة من 0.2 إلى 25.2 م. ويتراوح السماكة الإجمالية لخزانات أفق تشيريبيتسكي في الجزء المدروس من 10.8 (البئر رقم 207) إلى 39.2 م (البئر رقم 193). في جميع الآبار تقريبًا في الجزء العلوي من المرحلة التورنيزية، تتميز الطبقات البينية، كقاعدة عامة، بطبقة واحدة يبلغ سمكها حوالي 2 متر، ولكن في بعض الآبار (195، 196) يظهر عدد أكبر من الطبقات البينية المسامية الرقيقة؛ يصل عددها إلى 8. ويزداد السماكة الإجمالية لخزان كيزلوفسكي في هذه الحالة حتى 6.8 م.
ياسنايا بوليانا الأفق الفائق

يتم تمثيل رواسب أفق ياسنايا بوليانا الفائق من خلال تناوب الأحجار الرملية والأحجار الغرينية والطين في آفاق بوبريكوفسكي وتولا. يشمل أفق بوبريكوفسكي طبقات الحجر الرملي Bb-II وBb-I، بينما يشمل أفق تولا Tl-0 وTl-I وTl-II. يمكن تتبع هذه الطبقات في جميع أنحاء منطقة حقل ميشكينسكوي. يتراوح السماكة الإجمالية لخزانات آفاق بوبريكوفسكي وتولا من 7.4 م (البئر رقم 188) إلى 24.8 م (البئر رقم 199).
مرحلة الباشكير

يتم تمثيله بالتناوب مع الحجر الجيري الكثيف والمسامي. الحجر الجيري ليس طينيا. تتراوح المعلمة النسبية المعطاة Jnj من 0.88 في الطبقات الكثيفة إلى 0.12 – 0.14 في الأصناف عالية المسامية. تشير طبيعة التغير في جنج إلى وجود كهف كبير في الحجر الجيري. ويختلف عدد الطبقات المسامية في الآبار حسب المساحة من 5 (البئر رقم 255) إلى 33 (البئر رقم 189). ويتراوح سمك الأصناف المسامية المتميزة من 0.2 إلى 21.0 م. ويتراوح السمك الإجمالي لخزانات مرحلة الباشكير من 6.8 م (البئر 205) إلى 45.5 م (البئر رقم 201).
الأفق Vereisky

يتم تمثيل رواسب Verei بالتناوب بين الحجارة الغرينية والصخور الكربونية. يقتصر الخزان الإنتاجي على الرواسب الكربونية، وهي مسامية ونفاذية. هناك طبقتان B-III وB-II.

يتراوح السماكة الإجمالية لخزانات أفق فيريسكي من 4.0 (البئر رقم 198) إلى 16.0 م (البئر رقم 201). يتراوح سمك الطبقة الفردية المنفذة على مساحة تتراوح من 0.4 إلى 6.4 متر.
بيانات موجزة عن الخصائص المكمنية للتكوينات الإنتاجية

المؤشرات	الأفق Vereisky	مرحلة الباشكير	أفق ياسنايا بوليانا	المرحلة التورنيزية
المسامية،٪	20,0	18,0	14,0	16,0
النفاذية، ميكرومتر 2	0,2	0,18	0,215	0,19
تشبع الزيت %	82	82	84	88

^ 5. الخصائص الفيزيائية لسائل التكوين

(النفط والغاز والمياه)
زيت
الأفق Vereisky

ويترتب على تحليل العينات العميقة أن زيوت أفق فيريسكي ثقيلة وعالية اللزوجة، وتتراوح كثافة الزيت في ظروف المكمن بين 0.8717 - 0.8874 جم/سم 3 وفي المتوسط ​​0.8798 جم/سم 3 . تتراوح لزوجة الزيت في ظروف المكمن من 12.65 إلى 26.4 ليرة سورية وتم افتراض 18.4 ليرة سورية في الحسابات.

يعتبر متوسط ​​قيمة ضغط التشبع 89.9 atm. زيوت أفق فيريسكي مشبعة بالغاز بشكل ضعيف وعامل الغاز 18.8 م 3 / طن.

وبناء على نتائج تحليل عينات الزيت السطحية تبين أن كثافة الزيت هي 0.8963 جم/سم3؛ تحتوي عينات النفط المأخوذة من أفق فيريسكي على 3.07% كبريت، وتتراوح كمية راتنجات هلام السيليكا من 13.8 إلى 21% وبمتوسط ​​15.6%. يتراوح محتوى الأسفلتين من 1.7 إلى 8.5% (متوسط ​​القيمة 4.6%)، ومحتوى البارافين من 2.64 إلى 4.8% (متوسط ​​3.6%).
مرحلة الباشكير

وتشير بيانات التحليل إلى أن النفط من مرحلة الباشكيريان أخف من النفط من التكوينات الأخرى في حقل ميشكينسكوي؛ وتبلغ كثافة النفط في ظروف المكمن 0.8641 جم/سم3. لزوجة الزيت أقل من لزوجة أفق فيريسكي وتقدر بـ 10.3 سنتي. يجب أن يؤخذ ضغط التشبع للمرحلة الباشكيرية على أنه يساوي 107 أجهزة الصراف الآلي. ويبلغ عامل الغاز للتكوين 24.7 م3/طن. أظهرت نتائج التحليل أن متوسط ​​كثافة الزيت هو 0.8920 جم/سم3. يتراوح محتوى الكبريت في زيت المرحلة الباشكيري من 22.4 إلى 3.63% وبمتوسط ​​13.01%. وتتراوح كمية راتنجات هلام السيليكا من 11.6% إلى 18.7% وبمتوسط ​​14.47%. يتراوح محتوى الأسفلتين بين 3.6 - 6.4% (متوسط ​​4.51%)، ومحتوى البارافين 2.7 - 4.8% (متوسط ​​3.97%).
ياسنايا بوليانا الأفق الفائق

النفط من أفق تولا ثقيل، الثقل النوعي 0.9 جم / سم 3، عالي اللزوجة 34.2 سنتي. يبلغ عامل الغاز 12.2 م 3 / طن، ويبلغ ضغط تشبع الزيت بالغاز 101.5 ضغط جوي، ويرجع ذلك إلى ارتفاع نسبة النيتروجين في الغاز بنسبة تصل إلى 63.8 بالمائة من حيث الحجم.

تم أخذ عينات من النفط السطحي من منطقة ياسنايا بوليانا العملاقة من 8 آبار. كثافة الزيت حسب نتائج تحليل العينات السطحية هي 0.9045 جم/سم3. محتوى الكبريت  3.35%، محتوى الأسفلتين 5.5%، محتوى البارافين 4.51%.
المرحلة التورنيزية

كانت لزوجة الزيت في ظروف المكمن 73.2 سنتي. كثافة الزيت 0.9139 جم/سم3. عامل الغاز 7.0 م3 /طن. عامل الحجم 1.01. تم جمع عينات سطحية من النفط التورنيزي من 8 آبار. متوسط ​​كثافة الزيت 0.9224 جرام/سم3. زيادة محتوى راتنجات هلام السيليكا 17.4 - 36.6% (متوسط ​​22.6%). يبلغ متوسط ​​محتوى الأسفلتين والبارافين 4.39% و3.47% على التوالي.
^ الغاز المصاحب

يحتوي الغاز المصاحب على كمية متزايدة من النيتروجين. بالنسبة للمرحلة التورنيزية، يبلغ متوسط ​​قيمتها 93.54%، لأفق ياسنايا بوليانا الفائق - 67.2%، للمرحلة الباشكيرية - 44.4%، لأفق فيريان - 37.7%. يتيح محتوى النيتروجين هذا، بالإضافة إلى عوامل الغاز المنخفضة، استخدام الغاز المصاحب كوقود فقط لاحتياجات المؤسسات الصناعية.

استنادًا إلى محتوى الهيليوم في الغاز الكنتوري لأفق ياسنايا بوليانا الفائق (0.042%) ومرحلة تشيريبيتسكي (0.071%)، فهو ذو أهمية صناعية، ولكن بسبب عوامل الغاز المنخفضة، أي. إنتاج صغير من الهيليوم، فإن ربحية إنتاجه موضع شك. يبلغ محتوى الهيليوم في الغاز المصاحب لأفق فيريسكي ومرحلة الباشكيريان 0.0265% و0.006% على التوالي.
^ المياه المنتجة
الأفق Vereisky

لم تتم دراسة وفرة المياه في طبقات الجزء العلوي من أفق فيري عمليًا. تبلغ كثافة محلول ملحي التكوين 1.181 جم/سم3، وملوحة أولية 70، وتحتوي على ب - 781 مجم/لتر، ي - 14 مجم/لتر وب2 أو 2 - 69.4 مجم/لتر. ويهيمن النيتروجين - 81٪، والميثان - 13٪، والإيثان - 3.0٪، والمواد الأثقل - 0.3٪.
مرحلة الباشكير

تحتوي مياه رواسب الباشكير على تركيبة ملح أيوني مماثلة وأقل تمعدنًا وتحولًا إلى حد ما من مياه المجمعات المذكورة أعلاه والأساسية. تمعدن الماء في رواسب الباشكيرية لا يتجاوز 250-260 ملجم/لتر، الكلور – الصوديوم/المغنيسيوم لا يتجاوز 3.7؛ SO 4 /Cl لا يتجاوز 0.28؛ محتوى البروم ملغم/لتر 587 – 606؛ ي ÷ 10.6 - 12.7؛ ب2 يا 3 - 28-39؛ البوتاسيوم – 1100; السترونتيوم - 400؛ الليثيوم – 4.0.
ياسنايا بوليانا الأفق الفائق

وتتميز بارتفاع نسبة التمعدن والتحول وغياب الإسفلتين ومحتوى عالي من البروم واليود لا يتجاوز 50 ملغم / لتر. تعمل محتويات الكبريتات الضئيلة كعامل مترابط لتمييز مياه مجمع ياسنايا بوليانا عن مياه المجمعات العليا والأساسية.

متوسط ​​تشبع الغاز في مياه تكوين رواسب ياسنايا بوليانا هو 0.32 – 0.33 جم / لتر. تكوين الغاز هو النيتروجين، محتوى الهيدروكربون حوالي 3 - 3.5٪، الأرجون - 0.466٪، الهيليوم - 0.069٪. يتكون غاز التفريغ بالتلامس من النيتروجين 63.8% والميثان 7.1% والإيثان 7.9% والبروبان 12.1%.
المرحلة التورنيزية

يبلغ تمعدن المياه في المرحلة التورنيزية 279.2 جم/لتر؛ ق - 68؛ SO4 /Cl – 100-0.32؛ ب - 728 ملغم/لتر؛ ي – 13 ملغم/لتر؛ ب2أو3 – 169 ملغم/لتر. وتختلف مياه رواسب المرحلة التورنيزية بشكل حاد عن مياه رواسب ياسنايا بوليانا، مما يدل على عزلة طبقات المياه الجوفية عن الأفق.

مياه المرحلة Tournaisian غنية بالمعادن. وتتميز بمحتوى عالي من الكالسيوم بنسبة 19%، أي ما يعادل نسبة Cl-Na/Mg أعلى من 3؛ SO4 /Cl – 100-0.12*0.25. محتوى البروم 552-706 ملغم/لتر؛ اليود 11-14 ملغم/لتر؛ NH 4 79-89 ملغم / لتر؛ ب 2 أو 3 39-84 ملغم/لتر؛ البوتاسيوم 1100 ملغم / لتر؛ السترونتيوم 4300 ملغم / لتر؛
الخصائص الفيزيائية والكيميائية للنفط في ظروف المكمن

المؤشرات	الأفق Vereisky	مرحلة الباشكير	أفق تولا	المرحلة التورنيزية
ضغط الخزان، MPa	12,0	10,0	12,9	14,0
كثافة الزيت جم/سم3	0,8798	0,8920	0,9	0,9139
ضغط التشبع، كجم/سم2	89,9	107,0	101,5	96,5
اللزوجة، حقوق السحب الخاصة	18,4	10,3	34,2	73,2
عامل الغاز م3/طن	18,8	24,7	12,2	7,0
عامل الانضغاط	9,1	8,0	5,3	6,0
معامل الحجم	1,04	1,05	1,009	1,01
كبريت٪ راتنجات هلام السيليكا٪ الاسفلتينات % البارافينات %	3,07	13,01	3,35	5,7

الخصائص الفيزيائية والكيميائية للغاز

المؤشرات	الأفق Vereisky	مرحلة الباشكير	أفق تولا	المرحلة التورنيزية
كثافة الغاز، جم/لتر	1,1	1,168	1,253	1,194
محتوى المكونات في٪
ثاني أكسيد الكربون 2 + ح 2 س	1,5	1,1	0,3	1,15
ن	41,23	37,65	63,8	86,60
الفصل 4	14,0	8,0	7,0	0,83
C2H6	14,1	12,9	7,9	2,83
ج3ح8	17,4	18,1	12,1	1,28
C4H10	2,9	5,2	2,5	1,44
C5H12	1,85	3,0	0,9	0,87

الخصائص الفيزيائية والكيميائية لمياه التكوين

تكوين الملح																		إجمالي التمعدن ملغم/لتر			الكثافة جم / سم 3					اللزوجة، حقوق السحب الخاصة
نا + كا		دكتوراه في الطب	كاليفورنيا		الحديد			Cl		SO 4			HCO3
مياه أفق فيريسكي
50406,8		2879,2	15839,5					113600,0		738,2				134,2					183714,5
مياه مرحلة الباشكير
75281,829	3721,0		16432,8			127,1		156010,8			111,10					24,40			251709,0
مياه أفق تولا
79135,7		4355,4		201690				170400				لا			24,4			274075
المياه التورنيزية
65867,1	4349,3			15960,0					142000,0			160,0					35,4			228294

^ 6. مؤشرات تطور الودائع

(التكوين الإنتاجي)

المؤشرات لعام 2003	الأفق Vereisky	مرحلة الباشكير	أفق تولا	المرحلة التورنيزية	الإجمالي أو المتوسط
إنتاج النفط منذ بداية العام ألف طن.	334,623	81,919	129,351	394,812	940,705
إنتاج النفط يوميا، طن/يوم	1089,7	212,2	358,2	1043,9	2704,0
٪ من الاحتياطيات القابلة للاسترداد	28,1	35,0	59,4	40,3	36,3
حقن الماء الف م3	1507,318	673,697	832,214	303,171	3316,400
إنتاج المياه منذ بداية العام ألف طن.	1430,993	618,051	1093,363	2030,673	5173,080
قطع المياه (بالوزن)،٪	74,5	86,5	87,5	82,0	81,4
متوسط ​​معامل الغاز م3/طن	18,4	24,7	12,2	10,0	14,8

نقوم بتنفيذ كافة أنواع الأعمال الطلابية

تقرير

الجزء العامل من المضخة اللولبية عبارة عن برغي فولاذي أحادي الدفع يدور في قفص مطاطي ذو شكل خاص، والتجويف الداخلي له عبارة عن سطح لولبي مزدوج الدفع مع درجة ضعف درجة المسمار. المضخة اللولبية هي مضخة ذات إزاحة موجبة، يتناسب تدفقها بشكل مباشر مع سرعة دوران اللولب. عند الدوران، يتشكل المسمار والقفص الخاص به بطول كامل...

استغلال حقول النفط والغاز (المقال، المقررات الدراسية، الدبلوم، الاختبار)

وزارة التعليم والعلوم في جمهورية تتارستان ألميتيفسك تقرير معهد البترول الحكومي الطلاب Maklakova A. S. المجموعة 18−13 B وفقًا للممارسة التعليمية التي عقدت في NGDU

"ألميتيفنفت"، ميدان التدريب التابع لمركز التدريب التابع لقسم إنتاج النفط والغاز "إلخوفنفت"

يقع في ألميتيفسك بداية الممارسة 31/03/10. نهاية التدريب 26/04/10.

رئيس الممارسة من قسم RiENGM:

غاريبوفا إل.

ألميتيفسك 2010

1. تطوير حقول النفط

1.1 جيولوجيا المنطقة والتعدين

1.2 تنظيم عمليات الإنتاج في NGDU

2. معدات وتكنولوجيا إنتاج النفط

2.1 تدفق إنتاج الآبار

2.2 تشغيل الآبار بمضخات المصاصة

2.3 تشغيل الآبار بمضخات الآبار العميقة بدون قضبان

2.4 العمليات الأساسية التي يتم إجراؤها أثناء اختبار البئر

2.5 الإصلاحات الجوفية والكبيرة للآبار

2.6 طرق التأثير على الجزء القريب من حفرة البئر من التكوين

3. جمع وتحضير الزيت في الحقل

3.1 جمع وتحضير المنتجات المستخرجة

3.2 نظام PPD. تنظيم إدارة الصيانة في المواقع الميدانية

3.3 التعرف على أعمال صيانة وإصلاح خطوط الأنابيب

4. احتياطات السلامة عند أداء العمل على خدمة الآبار والمعدات تحت الأرض

4.1 السلامة المهنية والإصحاح الصناعي

4.2 حماية العمل والبيئة في المؤسسة قائمة الأدبيات المستخدمة

مقدمة

الغرض من الممارسة التعليمية الأولى هو توحيد الأفكار حول عمليات بناء الآبار وإنتاج النفط والغاز التي حصل عليها الطلاب في التخصص الأكاديمي “أساسيات إنتاج النفط والغاز” وإعداد الطلاب لدراسة التخصصات الخاصة. نظرًا لحقيقة أنه في بداية الممارسة التمهيدية، لم يكن من المخطط دراسة التخصصات الخاصة المدرجة في مجمع المعرفة المهنية، وبالتالي فإن الأول الممارسة التعليميةهي المرحلة الأولى من التدريب العملي للطلاب. والغرض منه هو تعريف الطلاب بالعمليات والمعدات التكنولوجية الأساسية.

نظرًا لقصر المدة، يتم تنفيذ الممارسة التعليمية الأولى كرحلة. خلال جولة في المؤسسة، يمكن تناول القضايا التالية:

1. الإنتاج و الهيكل التنظيمي NGDU. نظام التطوير الميداني

2. معدات وتكنولوجيا إنتاج النفط. نظام جمع ومعالجة النفط والغاز. احتياطات السلامة. حماية العمل والبيئة في المؤسسة.

3. التعرف على العمليات التكنولوجية والمعدات المستخدمة في مرافق NGDU.

تقوم NGDU Almetyevneft بتطوير الأجزاء الوسطى والشمالية الغربية من حقل Romashkinskoye. كائنات التطوير - 4 مناطق من العصر الديفوني الرهيب (Minnibaevskaya، Almetyevskaya، Severo-Almetyevskaya، Berezovskaya)، رواسب الرواسب الكربونية والكربونية من العصر الكربوني. تقوم شركة NGDU Elkhovneft بتطوير ستة حقول نفط: حقل نوفو-إلخوفسكوي، الفريد من حيث الاحتياطيات (ثاني أكبر احتياطي نفطي قابل للاستخراج في جمهورية تتارستان).

1. تطوير حقول النفط

جيولوجية المنطقة وتطوير الموقعياالولادات

أكبر حقل في تتارستان، حقل روماشكينسكوي، يحتل إداريًا أراضي مقاطعات ألميتيفسكي وبوغولمينسكي ولينينوجورسكي وسارمانوفسكي في الجمهورية. حقل Romashkinskoye متعدد الطبقات. وفي رواسب العصر الديفوني والكربوني، تم تحديد 22 منطقة حاملة للنفط، 18 منها ذات أهمية صناعية. تم التعرف على حوالي 400 رواسب نفطية فيها. تمت دراسة الآفاق الإقليمية الحاملة للنفط بالتفصيل: رواسب باشيسكو-كينوفسكي، تشيريبيتسكي-كيزيلوفسكي، بوبريكوفسكي. لا تزال آفاق النفط المحلية (زافولجسكي، ألكسينسكي، دانكوفو-ليبيديانسكي) غير مدروسة بشكل جيد. تقتصر احتياطيات النفط الرئيسية في الحقل على رواسب هائلة من العصر الديفوني والكربوني. يقتصر حقل Romashkinskoye على عنصر تكتوني كبير في المنطقة - القبة الجنوبية لقوس التتار. يقتصر مخزون النفط في أفق باشي على قمة هذا الارتفاع. نظام الخزان هو ضغط الماء المرن. في القسم الرسوبي بأكمله من الرواسب، تم تحديد ما يصل إلى 22 مجمعًا صخريًا جوفيًا. وأكثرها ثراءً بالمياه هي صخور العصر الديفوني والكربوني. الزيوت المستخرجة من رواسب العصر الديفوني هي من النوع الخفيف الكبريتي البارافيني. تتشابه الزيوت التي تحتوي على جميع رواسب الكربون في التركيب وهي من النوع الثقيل عالي الكبريت والبارافيني. تم وضع الحقل قيد التطوير في عام 1952. وقد تم حتى الآن تخصيص 10 مرافق إنتاجية في الحقل.

إن تطوير مخزون النفط أو الغاز يعني التحكم في عملية حركة السوائل والغاز في المكمن إلى آبار الإنتاج باستخدام مخطط معين لوضع العدد التقديري للآبار في منطقة ما، وترتيب ومعدل تشغيلها، والحفاظ عليها طريقة تشغيل الآبار وتنظيم توازن طاقة المكمن. 2.24]

مجموع البيانات المحددة، مع الأخذ في الاعتبار حماية باطن الأرض والبيئة، يحدد نظام تطوير الودائع أو الحقل.

نظام التطوير الرشيد هو نظام يتم فيه استغلال الحقل بأقل عدد من الآبار، بما يضمن معدلات الإنتاج المحددة، واستخلاص نهائي عالي للنفط، وبأقل تكلفة ممكنة للنفط.

جزء لا يتجزأ من التطوير الميداني هو تخصيص كائنات التطوير.

كائن التطوير هو تكوين جيولوجي تم تحديده بشكل مصطنع (تكوين، مجموعة من التكوينات، كتلة صخرية) داخل حقل يحتوي على احتياطيات صناعية من الهيدروكربونات، والتي يتم استخراجها من باطن الأرض بواسطة مجموعة معينة من الآبار.

تنقسم كائنات التطوير إلى كائنات مستقلة وقابلة للإرجاع. من المفترض أن يتم تطوير الكائنات المرتجعة بواسطة الآبار التي كانت تستخدم لاستغلال الكائن الأساسي قبل استنفاده.

تصنف أنظمة التطوير حسب هندسة موقع الآبار في المنطقة وحسب طريقة التأثير على التكوين الإنتاجي.

بناءً على هندسة موقع البئر، يتم استخدام الأنظمة ذات زي مُوحدو نهزي مُوحدوضع الآبار.

تتميز الأنظمة ذات المسافات المنتظمة بترتيب الآبار على طول شبكات هندسية منتظمة: مربعة أو مثلثة. يستخدم عادةً في الرواسب ذات محيط ثابت حامل للنفط.

عادةً ما تحتوي الأنظمة غير المتباعدة بشكل متساوٍ على آبار مرتبة في صفوف موازية لخطوط متحركة أو صفوف من آبار الحقن. يتم تحديد المسافة بين الآبار في الصفوف وبين الصفوف لكل خزان محدد باستخدام الحسابات الهيدروديناميكية بناءً على بيانات حول التركيب الجيولوجي للخزان، وخصائص سوائل التكوين، وأنماط تشغيل الخزان.

وتتميز أنظمة التطوير حسب أسلوب التأثير لا تأثيرو داخلحفعللكل طبقة

في الأنظمة التي ليس لها تأثير على الخزان، يتم استخدام طاقة الخزان الطبيعية فقط أثناء تطوير الخزان.

يتم تقييم أنظمة التطوير حسب خصائصها وأدائها.

خصائص نظام التطوير:

— مخزون جيد- إجمالي عدد الإنتاج (آبار الإنتاج والحقن المخصصة لتطوير الرواسب).

وهي مقسمة إلى الرئيسية والاحتياطية.

— احتياطي محدد قابل للاسترداد— نسبة احتياطيات النفط القابلة للاستخراج إلى إجمالي عدد الآبار؛

- كثافة الشبكةعادة ما يتم التعبير عن الآبار الموجودة في منطقة ما بالهكتار لكل بئر.

— شدة نظام الفيضانات- نسبة عدد آبار الحقن إلى عدد آبار الإنتاج .

— نسبة عدد الآبار الاحتياطية إلى عدد آبار المخزون الرئيسي، المسافة بين صفوف الآبار وبين الآبار، المسافة من الكفاف إلى آبار الإنتاج، إلخ.

مؤشرات التنمية المطلقة تميز كثافة ودرجة استخراج النفط والغاز والمياه مع مرور الوقت:

— إنتاج النفط— المؤشر الرئيسي هو إجمالي جميع آبار إنتاج المنشأة لكل وحدة زمنية ومتوسط ​​الإنتاج اليومي لكل بئر.

— استخراج السائل- إجمالي إنتاج النفط والماء لكل وحدة زمنية،

— إنتاج الغاز- نسبة حجم الغاز إلى كمية النفط المستخرج من البئر في وحدة الزمن،

— الإنتاج المتراكم- يعكس كمية النفط التي أنتجتها المنشأة طوال الفترة الزمنية الماضية.

تنظيم عملية التطوير هو ضمان حركة موحدة للخطوط الحاملة للمياه. يتم التخلص من الحركة غير المنتظمة للمياه عن طريق الحد من سحب السائل من الآبار التي يتم سقيها مع زيادة حجم العامل المحقون في الوقت نفسه في المناطق التي تكون فيها حركة المياه الكنتورية بطيئة. تتم مراقبة التغير في ضغط الخزان فوق المنطقة باستمرار. يتم قياس الضغط في أكبر عدد ممكن من الآبار ويتم إنشاء خريطة الأيزوبار على فترات زمنية معينة، والتي تستخدم لتحديد الانخفاض في ضغط المكمن في المناطق الفردية.

1.2 تنظيم عمليات الإنتاج في NGDU

شكل إنتاج آبار النفط. 1.2.1 مخطط تنظيم عمليات الإنتاج في NGDU رئيس NGDU هو الرئيس. مرؤوسوه المباشرون هم كبير الجيولوجيين وكبير المهندسين وكبير التقنيين ونائب القضايا العامة. يتبع لرئيس الجيولوجيين: قسم التطوير (RD)، القسم الجيولوجي (GO)، مجموعة النمذجة (GM) والورشة العلمية والإنتاجية (TSNIPR). قسم إنتاج النفط (OPD)، رئيس الخدمات الميكانيكية (CHM)، قسم الصحة المهنية والسلامة من الحرائق (OHS)، قسم صيانة الآبار (قسم إصلاح وتجديد الآبار)، الخدمة التكنولوجية لتشغيل معدات قاع البئر (TSBO) والهندسة المركزية وتقدم خدمة القسم التكنولوجي (CITS) تقاريرها إلى كبير المهندسين. المركز مسؤول عن: ورشة إصلاح الآبار تحت الأرض، ورشة إنتاج النفط والغاز رقم 1 (CDNG-1)، ورشة إنتاج النفط والغاز رقم 2 (CDNG-2)، ورشة صيانة ضغط الخزان (RPMS) والدرفلة و ورشة إصلاح معدات الإنتاج (PRTSEO). يتبع كبير التقنيين: خدمة كبير التقنيين (CGS)، ورشة إعداد وضخ النفط (OPS)، خدمة الغاز (GS) ومختبر التحليل الكيميائي (CHAL). الإدارة الإدارية والاقتصادية (AHO)، وخدمة دعم الإنتاج (SOP)، وإنتاج النقل (TP)، ومنطقة التحميل والتفريغ (UPRR) وأمن المقاطعات (VOKhR) تابعة مباشرة لنائب رئيس NGDU ل القضايا العامة.

يشرف كبير المهندسين على عمل جميع ورش الإنتاج والمختبرات. يرأس أعمال البحث والتطوير في المؤسسة.

تتمثل وظيفة القسم الفني في ضمان تحسين المعدات وتكنولوجيا الإنتاج. المهمة الرئيسية لهذا القسم هي تطوير وتنفيذ التكنولوجيا المتقدمة لبناء الآبار وتطوير الحقول.

تقوم إدارة حماية العمال بمراقبة الامتثال لقواعد السلامة وحماية العمال والصرف الصحي الصناعي.

يؤدي القسم الجيولوجي وظائف خاصة في إدارة مؤسسات الحفر وإنتاج النفط والغاز. المهمة الرئيسية لهذا القسم هي اختيار وتبرير الاتجاهات الرئيسية لأعمال التنقيب والاستكشاف، وتنفيذ الرقابة الجيولوجية أثناء حفر واختبار الآبار، وتحديد الآفاق الحاملة للنفط والغاز الصناعي، واختيار المجال الرشيد نظام التطوير.

المهمة الرئيسية لقسم الإنتاج هي تطوير وتحليل تنفيذ الخطط التشغيلية - الجداول الزمنية، برنامج الإنتاجالتدابير التنظيمية والفنية.

يقوم قسم التخطيط الاقتصادي بتطوير الخطط الحالية والطويلة الأجل وتنظيم محاسبة التكاليف داخل المصنع.

تقوم إدارة تنظيم العمل والأجور بالعمل على تخطيط التنظيم العلمي للعمل وتكاليف العمالة والأجور، وتنظم المنافسة الاشتراكية.

لتنظيم وإدارة أعمال البناء الرأسمالية، لدى المؤسسات قسم إنشاءات رأس المال ومواقع البناء والتركيب.

تقوم المحاسبة بتتبع النفقات النقدية للمؤسسة ورأس المال الثابت والعامل والأجور.

يقوم قسم الموارد البشرية باختيار الموظفين وتعيينهم وطردهم.

القسم الإداري والاقتصادي - تهيئة الظروف المواتية لأنشطة موظفي الإدارة.

تعد جمعية تاتنفت واحدة من أكبر جمعيات إنتاج النفط والغاز في الاتحاد الروسي. الجمعية عبارة عن مجمع إنتاجي معقد يتمتع بقدرات إنتاجية ضخمة وبنية تحتية اجتماعية متطورة للغاية. قامت الجمعية من خلال أنشطتها بإحياء عدد من المدن الحديثة والمستوطنات العمالية. تضم الجمعية اليوم 14 قسمًا لإنتاج النفط والغاز (OGPD).

يتم تحديد تنظيم الإنتاج والإدارة في جمعية إنتاج النفط والغاز إلى حد كبير من خلال الخصائص المحددة للصناعة ويختلف باختلاف حجم وهيكل الإنتاج.

السمات المميزة لصناعة النفط هي كما يلي:

يرتبط إنتاج النفط والغاز بكمية كبيرة من العمل الخاص في البحث عن حقول النفط واستكشافها وتصميم تطويرها؛ حفر الآبار وتطويرها وتطوير الحقول. إنتاج وجمع وإعداد ومعالجة النفط والغاز ونقل وتخزين المنتجات.

تتأثر هياكل ومعدات إنتاج النفط بشدة بالبيئة، وغالبًا ما تكون عدوانية، وبالتالي يرتبط قدر كبير ومتزايد من العمل بإصلاح المعدات الموجودة تحت الأرض والسطحية:

- يتغير حجم وهيكل الإنتاج مع بدء تشغيل طاقات جديدة واستنفاد احتياطيات النفط في الأرض؛

- مرافق حقول النفط (مواقع الحفر قيد الإنشاء، والآبار، ومستودعات السلع الأساسية، ومرافق معالجة النفط، وما إلى ذلك) ووحدات الإنتاج منتشرة على مساحة كبيرة، معزولة بشكل كبير عن قواعد الإنتاج والإمداد المساعدة؛

— تنقل حدود مرافق الإنتاج بسبب تشغيل الحقول والمناطق والآبار الجديدة؛

— عملية الإنتاج على مدار الساعة (طوال العام) ؛

— التأثير الكبير للظروف الطبيعية والجيولوجية والمناخية على نتائج الأنشطة الإنتاجية.

2. معدات وتكنولوجيا إنتاج النفطو

2.1 إنتاج الآبار المتدفقة

تسمى طريقة التشغيل التي يتم فيها رفع السائل بالطاقة الطبيعية فقط بالنافورة. ويحدث تدفق آبار النفط عند ضغط مكمن أقل من الضغط الهيدروستاتيكي لعمود السائل في البئر، وذلك بسبب كمية الغاز الكبيرة المذابة في النفط.

عندما يتحرك السائل من منطقة الضغط العالي (التكوين) إلى منطقة الضغط المنخفض (البئر)، يتم إطلاق الغاز منه، مما يساعد السائل على الارتفاع، عند التوسع. أثناء رفع إنتاج البئر مع انخفاض ضغط التشبع، يتم إطلاق الغاز المذاب في الزيت في سلسلة الأنابيب الصاعدة ويتم تشكيل خليط الغاز والسائل (GLM)، كثافته سم أقل من كثافة السائل ( سم< ж).

شروط التدفق في هذه الحالة: Р pl > cm g H.

ضغط قاع البئر: P sab = cm g H + P tr + P y.

كلما زاد تدفق السائل من التكوين، انخفض الضغط في الأسفل - P. وفي الوقت نفسه، كلما زاد الضغط في الأسفل، زادت إنتاجية المصعد. أثناء تشغيل الخزان والمصعد، سيتم إنشاء توازن النظام - "طبقة الرفع".

أرز. 2.1.1 بناء بئر لتدفق الإنتاج.

1 - سلسلة الإنتاج؛

3 - الحذاء؛

4 - شفة.

5 - تجهيزات النافورة.

6 - التركيب .

ومع تقدم العملية، يتناقص التدفق الطبيعي للنفط إلى البئر تدريجياً. ويرجع ذلك إلى انخفاض الضغط في قاع البئر. في هذا الصدد، يتم استخدام طريقة التشغيل الآلية. على وجه الخصوص، رفع الغاز الضاغط وغير الضاغط. ويتم الرفع باستخدام طاقة الغاز المضغوط الذي يتم إدخاله إلى البئر أو استخلاصه بواسطة أنواع مختلفة من المضخات.

أرز. 2.1.2. بناء بئر لتشغيل رفع الغاز

1 - غلاف الأنابيب.

2 - رفع الأنابيب.

3- مواسير الغاز .

2.2 تشغيل الآبار بالمضخات الماصة

سيتم ضمان التشغيل طويل الأمد لمضخة الضغط العميق في البئر من خلال الوضع المختار جيدًا - وهو نظام من المعلمات التالية: حجم المضخة، وعمق الهبوط، وقيمة الغمر تحت المستوى الديناميكي، وطول الشوط وعدد الأشواط القضيب المصقول، وكذلك الحمل على سلسلة القضيب. تم تصميم الوضع الأمثل بناءً على بيانات البحث، والتي على أساسها يتم حساب إمكانيات إنتاج البئر لمراقبة الجودة. يجب أن تتناسب مع قدرات المعدات. تتكون وحدة الضخ القضيبية من معدات سطحية وتحت الأرض مثبتة عند رأس البئر.

تشتمل المعدات السطحية على جهاز ضخ مزود بمحرك ومعدات رأس البئر. تشتمل المعدات الموجودة تحت الأرض على مضخة قضيبية ماصة للآبار العميقة، وسلسلة أنابيب، وسلسلة قضيبية ماصة.

المضخة القضيبية عبارة عن مضخة غطاس مصممة خصيصًا للعمل على أعماق كبيرة. وتتكون المضخة بدورها من مكونين رئيسيين: الأسطوانة والمكبس. يتم دفع المضخة من السطح باستخدام سلسلة من قضبان المصاصة.

بناءً على طريقة التصميم والتركيب، تنقسم المضخات القضيبية المصاصة للآبار العميقة إلى مجموعتين رئيسيتين: النوع الأنبوبي أو غير المُدخل والنوع المُدخل.

تتميز المضخات الأنبوبية بحقيقة أن المكونات الرئيسية يتم إنزالها في البئر بشكل منفصل. توجد الأسطوانة على سلسلة الأنابيب، والمكبس على سلسلة قضيب المصاصة. يتم الرفع بنفس الترتيب.

يتم إنزال مضخة الإدخال، على عكس المضخة الأنبوبية، في البئر ويتم رفعها من البئر المجمعة بالفعل باستخدام قضبان ماصة. يتم تأمين المضخة باستخدام وصلة قفل خاصة مثبتة على سلسلة الأنابيب. لاستبدال مضخة التوصيل، ما عليك سوى رفع سلسلة قضيب الشفط.

يتم استخدام تركيبات قضبان متوازنة وغير متوازنة.

مخطط ومبدأ تشغيل وحدة الضخ القضيبية بمضخة أنبوبية وآلة ضخ موازنة:

أرز. 2.2.1. مخطط تركيب قضيب ضخ الآبار:
1 - سلسلة الإنتاج؛ 2 - صمام الشفط. 3 - اسطوانة المضخة. 4 - المكبس. 5 - صمام التفريغ. 6 - أنابيب المضخة والضاغط. 7 - قضبان ماصة. 8 - الصليب. 9 - أنبوب رأس البئر. 10 - صمام فحص لتجاوز الغاز. 11 - نقطة الإنطلاق؛ 12 - ختم رأس البئر. 13 - قضيب رأس البئر. 14 - تعليق الحبل. 15 - رأس الموازن. 16 - الموازن. 17 - رف 18 — موازنة الوزن. 19 - ربط قضيب؛ 20 - وزن الكرنك؛ 21 - كرنك 22 - علبة التروس. 23 - بكرة مدفوعة (على الجانب الآخر توجد بكرة الفرامل) ؛ 24 - محرك الحزام على شكل حرف V؛ 25 - محرك كهربائي على شريحة دوارة. 26 - بكرة القيادة. 27 — الإطار. 28- وحدة التحكم.

يتم أيضًا استخدام آلات الضخ غير المتوازنة، حيث يتم استخدام رابط مرن يتم إلقاؤه فوق بكرة على حامل بدلاً من الموازن ومتصل بقضيب صندوق الحشو، بالإضافة إلى الآلات ذات محرك سلسلة ومحرك هيدروليكي.

تشتمل وحدة الضخ ذات محرك سلسلة على: مبيت آلية التحويل 1، محرك كهربائي 2، علبة التروس 3، العجلة المسننة 4 و5، السلسلة 6، النقل 7، وزن الموازنة 8، الفرامل 9، قضيب تعليق رأس البئر 10، حبل 11، حزام V محرك 12.

تم تثبيت محرك الأقراص على القاعدة 13، وتقع محطة التحكم عليه. يتم نقل عزم الدوران من المحرك الكهربائي عن طريق محرك الحزام مع إمكانية تغيير تردد التأرجح عن طريق استبدال البكرات. إن جسم آلية التحويل عبارة عن هيكل معدني ملحوم يتحرك فيه حمل متوازن، متصل بواسطة حبل عبر بكرات بتعليق قضيب رأس البئر. يضم السكن آلية تحويل مخفضة.

أرز. 2.2.2. مخطط تركيب محرك كهربائي

1 - الجسم؛ 2 - محرك كهربائي. 3 - علبة التروس. 4.5 - النجوم؛ 6 - سلسلة؛ 7 - النقل. 8 - موازنة الوزن. 9 — الفرامل 10 - التعليق 11 - حبل. 12 - محرك الحزام الخامس. 13 - القاعدة؛ 14- محطة التحكم .

يتم تنفيذ القيادة بالطريقة التالية: يتم نقل الحركة من المحرك الكهربائي من خلال محرك الحزام وعلبة التروس وضرس القيادة المثبت على عمود علبة التروس إلى سلسلة الجر. يتم توصيل سلسلة الجر عن طريق شوبك ناتئ بها مع عربة ووزن متوازن. في اللحظة التي يكون فيها وزن الموازنة في الموضع السفلي ويكون تعليق قضيب رأس البئر في الموضع العلوي، تكون العربة في الموضع الأوسط. عندما تدور العجلة المسننة، تتحرك العربة إلى اليمين وفي نفس الوقت إلى الأعلى مع وزن الموازنة، ويتحرك تعليق قضيب رأس البئر إلى الأسفل. عندما تصل العربة إلى المحور الأفقي للعجلة المسننة السفلية، تتوقف حركة العربة إلى اليمين وتتحرك للأعلى فقط. عندما تصل العربة إلى المحور الأفقي للعجلة المسننة العلوية، تبدأ العربة في التحرك إلى اليسار، مع الاستمرار في التحرك لأعلى. تستمر هذه الحركة حتى تتحرك العربة إلى الجانب الآخر من العجلة المسننة. في هذه الحالة، يتغير اتجاه حركة وزن الموازنة وتعليق قضيب رأس البئر إلى الاتجاه المعاكس. وهذا يضمن الحركة الترددية لنقطة تعليق القضيب.

قوة المحرك الكهربائي المتصل هي 3 و 5 كيلو واط.

المزايا على محرك التوازن

— سرعة ثابتة لحركة القضبان خلال الجزء السائد من السكتة الدماغية؛

- علبة تروس ذات نسبة تروس أصغر؛

— اعتماد أقل لأبعاد ووزن محرك الأقراص على طول الشوط؛

— ضمان طول الشوط في نطاق واسع من تغيرات السرعة؛

— تقليل الأحمال الديناميكية والهيدرودينامية.

— تخفيض تكاليف الطاقة؛

- زيادة عامل استخدام الطاقة.

2.3 تشغيل الآبار بالمضخات العميقة بدون قضبانأmi

السمة المميزة الرئيسية لمضخات البئر بدون قضيب (BSHP)، والتي تجعل من الممكن تمييزها في مجموعة مستقلة، هي عدم وجود اتصال ميكانيكي بين المحرك والمضخة نفسها، كما هو الحال عند تركيب قضيب البئر مضخة.

أصبحت التركيبات التي تحتوي على مضخات كهربائية غاطسة تعمل بالطرد المركزي منتشرة على نطاق واسع، مما يسمح، بمعدل تدفق أعلى، بتطوير ضغط عالٍ كافٍ لرفع الزيت من أعماق كبيرة. ومن السمات المميزة لهذه التركيبات نقل المحرك مباشرة إلى المكان الذي تعمل فيه المضخة وغياب القضبان.

تشتمل معدات تشغيل الآبار باستخدام محطة المراقبة على محرك كهربائي غاطس 2 ومضخة طرد مركزي 5 ومحطة تحكم 11 مع محول ذاتي. يتم توصيل المعوض 1 بالجزء السفلي من المحرك الكهربائي الغاطس، ويتم توصيل عمود المحرك الكهربائي بواسطة وصلات محزوزة من خلال واقي 3 بعمود المضخة. يتم امتصاص السائل من خلال المدخل الجانبي 4 ويتم ضخه للخارج بواسطة مضخة على طول سلسلة الأنابيب 6 إلى السطح. لتزويد المحرك بالكهرباء، يتم استخدام كابل مدرع ثلاثي النواة 7، والذي يتم توصيله أثناء خفض المضخة إلى الأنابيب بأحزمة 8. عند رفع المضخة، يتم لف الكابل على أسطوانة 10. يتم إغلاق الفم مع تركيبات من نوع النافورة 9.

رسم تخطيطي لوحدة ESP

1 - محول ذاتي. 2 - محطة التحكم 3 - طبل الكابل. 4 - معدات رأس البئر. 5 - عمود الأنابيب؛ 6 - الكابلات الكهربائية المدرعة. 7 - مشابك الكابلات؛ 8 - مضخة طرد مركزي غاطسة متعددة المراحل؛ 9 - شاشة سحب المضخة. 10 - صمام الاختيار. 11 - صمام الصرف. 12 - وحدة الحماية الهيدروليكية (الحامي)؛ 13 - محرك كهربائي غاطس. 14 - المعوض.

وفقًا لتصميمها، تنقسم ESPs إلى ثلاث مجموعات:

أ) مضخات الإصدار 1 مخصصة لتشغيل الآبار المغمورة بالنفط والمياه والتي تحتوي على شوائب ميكانيكية تصل إلى 0.1 جم / لتر؛

ب) الإصدار 2 من المضخات (الإصدار المقاوم للاهتراء) مصمم لتشغيل الآبار المروية بكثافة والتي يصل محتوى الشوائب الميكانيكية فيها إلى 0.5 جم/لتر؛

ج) تم تصميم المضخات الإصدار 3 لضخ السوائل ذات مؤشر الهيدروجين pH = 5−8.5 ومحتوى يصل إلى 1.25 جم/لتر من كبريتيد الهيدروجين.

وفقا للأبعاد العرضية، يتم تقسيم ESPs إلى مجموعات:

أ) المجموعة 5 - المضخات ذات الغلاف الخارجي بقطر 92 مم؛

ب) المجموعة 5 أ - المضخات التي يبلغ قطر غلافها 103 مم؛

ج) المجموعتان 6 و 6 أ - المضخات بقطر غلاف 114 ملم.

مضخة كهربائية غاطسة بالطرد المركزي - متعددة المراحل، مقطعية. تتكون كل مرحلة من ريشة توجيه ودفاعة مثبتة على عمود مشترك. يتم تثبيت الدفاعات على العمود بمفتاح مشترك، وتكون دوارات التوجيه في غلاف المضخة، وهي عبارة عن أنبوب من 92 إلى 114 ملم. يمكن أن يصل عدد المراحل إلى 400. يتم تحديد الضغط الناتج عن المضخة من خلال عدد المراحل وسرعة العجلة وقطر المضخة وعوامل أخرى. 3.60]

المعوض هو جهاز لتنظيم حجم الزيت في محرك كهربائي غاطس، والذي يتوسع بسبب تسخين المحرك أثناء تشغيله.

توفر محطة التحكم التحكم في التركيب وتنظيمه، والتشغيل والإيقاف التلقائي اعتمادًا على الضغط في المشعب.

تم تطوير طريقة تشغيل البئر بدون أنابيب، والتي تتضمن إنزال الوحدة في البئر على حبل كابل، مما يؤدي إلى تبسيط وتسريع عمليات التعثر بشكل كبير.

لفصل مساحة التفريغ في البئر عن تجويف شفط المضخة، يتم استخدام أدوات فصل خاصة. يتم استخدام الوحدة الغاطسة مع محرك كهربائي مثبت في الأعلى. وفقًا لهذا المخطط، يتم إنزال وحدة الضخ في البئر على جهاز تعبئة مثبت مسبقًا في خط الإنتاج، والذي يفصل منطقة الترشيح لخط الإنتاج عن الجزء العلوي منه. تأخذ المضخة السائل من أسفل آلة التعبئة وتضخه إلى سلسلة الإنتاج. ولإنزال الوحدة في البئر، يتم استخدام ونش خاص مثبت على مركبة. يتيح لك هذا المخطط استخدام الحد الأقصى لأقطار المحرك والمضخة بالتتابع لزيادة التدفق والضغط. لا يُنصح باستخدام مضخات الطرد المركزي الغاطسة في الآبار التي تحتوي على نسبة كبيرة من الرمل والغاز الحر، كما أنها ليست فعالة جدًا في استخراج النفط عالي اللزوجة.

تشتمل المضخات الغاطسة بدون قضبان أيضًا على مضخات لولبية ومكبس هيدروليكي ومضخات غشائية ونفاثة. تستخدم المضخات اللولبية على نطاق واسع بشكل خاص لإنتاج الزيت اللزج.

لا يختلف مخطط تركيب المضخة اللولبية في البئر عن مضخة الطرد المركزي، باستثناء المضخة نفسها.

الجزء العامل من المضخة اللولبية عبارة عن برغي فولاذي أحادي الدفع يدور في قفص مطاطي ذو شكل خاص، والتجويف الداخلي له عبارة عن سطح لولبي مزدوج الدفع مع درجة ضعف درجة المسمار.

المضخة اللولبية هي مضخة ذات إزاحة موجبة، حيث يتناسب معدل تدفقها بشكل مباشر مع سرعة دوران اللولب. عند الدوران، يشكل المسمار وحامله سلسلة من التجاويف المغلقة على طوله بالكامل، والتي تنتقل من مدخله إلى إخراجه. يتحرك السائل الذي يتم ضخه معهم أيضًا.

أصبحت المضخات اللولبية ذات المحرك الكهربائي العلوي الموجودة عند رأس البئر منتشرة على نطاق واسع. يتم نقل عزم الدوران إلى المسمار من خلال سلسلة من القضبان المجهزة بمراكز مركزية خاصة ويتم وضعها داخل سلسلة الأنابيب.

في الآبار غير المجهزة، من الممكن استخراج السائل باستخدام طريقة المسح، على غرار تقنيات تحفيز التدفق من التكوين.

مع مضخة الحجاب الحاجز، يقوم الحجاب الحاجز المطاطي بفصل السائل الذي يتم ضخه عن جزء محرك المضخة.

ينبغي تصنيف المضخات النفاثة على أنها BShNG. تم تطويره و يتم تجريبه حالياً في ميادين الإتحاد. وهي تعتمد على مبدأ رفع النفط بسبب تأثير القذف الناتج عن تدفق السائل المزود إلى البئر.

تم تصميم مضخة الاهتزاز لرفع السائل من البئر تحت تأثير التشوهات المرنة للسائل وسلسلة الأنابيب الناتجة عن الهزاز.

2.4 العمليات الأساسية التي يتم إجراؤها أثناء اختبار الآبار

تُفهم العمليات الرئيسية على أنها مجموعة من الأعمال التي تهدف إلى الحصول على بيانات حول معلمات وخصائص التكوين ومنطقة قاع البئر من أجل تحديد التشغيل الفعال للبئر. يرتبط تصريف التكوين بإحداث اختلاف في الضغط (الاكتئاب)، والذي يمكن أن يؤدي تكثيفه إلى مضاعفات: الري، وتكوين الغاز، وتكوين البارافين والملح، وتدمير التكوين.

مقدار عمل بحثيالتي يمليها هدف البحث. بالنسبة للحقل الذي يدخل الإنتاج، يمكن أن يكون على النحو التالي: تحديد ضغط الخزان، وتحديد درجة حرارة الخزان، وتحديد خصائص المنتج المنتج ومكوناته الفردية، ودراسة الخصائص الجيولوجية لمنطقة قاع البئر، وقياس ضغط قاع البئر و معدلات تدفق النفط والغاز والمياه في عمليات الاستخراج المختلفة، وتحديد حجم الإمكانات والاختيار الأمثل. وبالتالي، اعتمادًا على الغرض، يمكن تصنيف الدراسات إلى إحدى المجموعات التالية. 3.86]

البحث الأولي - الحصول على المعلومات في مرحلة الاستكشاف والتشغيل التجريبي للحقل لحساب الاحتياطيات ووضع مشروع تطوير.

البحث الحالي - الحصول على البيانات أثناء عملية التطوير لتهيئة ظروف التشغيل الجيدة وتوضيح معلمات الخزان.

دراسات خاصة - الحصول على بيانات لحل مسائل خاصة، على سبيل المثال: تحديد الخلل في الغلاف، حيث يتم كسر عزل الحلقة الأسمنتية، إلخ.

الدراسات المباشرة هي قياسات مباشرة لمختلف المعلمات في الآبار باستخدام الأدوات.

البحث غير المباشر - الحصول على المعلومات عن طريق حسابها باستخدام التبعيات المعروفة - الرسوم البيانية والصيغ وما إلى ذلك.

البحث الجيوفيزيائي الميداني - الحصول على البيانات باستخدام الأدوات الجيوفيزيائية بأنواعها المختلفة.

الطرق الهيدروديناميكية هي دراسات يتم إجراؤها في الآبار تحت أوضاع تشغيل معينة وتتضمن تحديد مثل هذه المعلمات: المستويات، وضغوط القاع والخزان، ومعدل التدفق، وعامل الغاز، وقطع المياه، والحقن، وشكل التدفق الداخلي، وما إلى ذلك.

يجب أن تتضمن قائمة العمليات التكنولوجية قبل اختبار آبار USP ما يلي:

1) تركيب لوحة واجهة غريب الأطوار وأداة تثبيت في قاع البئر؛

2) تجهيز سلسلة الأنابيب بوصلات ذات شطب على كلا الجانبين؛

3) شطف البئر وتنظيف خط الإنتاج من الرواسب ثم إنزال القالب؛

4) استخدام سلك يبلغ قطره 2.0−2.2 مم لتعليق الأجهزة؛

5) قبل خفض الجهاز، قم بتقليل الضغط في الحلقة إلى الضغط الجوي؛

6) خفض الجهاز من خلال أداة التشحيم، إذا كان من الضروري الحفاظ على الضغط أعلى من الغلاف الجوي في الحلقة؛

7) إنزال الأدوات من خلال أسطوانة توجيه مثبتة على اللوحة الأمامية ومتمركزة على طول الفتحة؛

8) قبل خفض الجهاز، قم بخفض القالب، الذي يساوي في الطول والقطر الجهاز المخطط لخفضه؛

9) النسب و. رفع الأجهزة بسرعة لا تزيد عن 30−40 م/دقيقة، وفي فترات الخطر المتزايد، من الأفضل التبديل إلى الخفض والرفع اليدوي؛

10) في حالة حدوث تأخير أثناء عملية النزول، يوصى كإجراء أول بزيادة وزن الحمولة إلى 8-12 كجم؛

11) مع حدوث تأخيرات كل 200-300 متر؛ يجب عليك التوقف عن خفض الجهاز ورفعه وإعادة توجيه اللوحة الأمامية؛

12) يمكن إزالة "التداخلات" الناتجة بسبب الوضع غير الصحيح للوحة الواجهة عن طريق تغيير موقع اللوحة الأمامية، وبالتالي سلسلة الأنابيب. إذا لم يساعد ذلك، فيجب عليك رفع الجهاز باستخدام الخطافات، أو الاتصال بفريق إصلاح تحت الأرض.

عند اختيار اتجاه النزول، يجب أن تأخذ في الاعتبار سمت انحناء البئر باستخدام الميل. هذه الطريقة سهلة التنفيذ في البئر العمودية، ولكنها تتطلب بعض الخبرة في الآبار المنحرفة.

مشغل إنتاج النفط:

— يحافظ على النظافة والنظام في أراضي الآبار المخصصة؛

— يضمن الإعداد الجيد للإصلاح؛

- يتحكم في تنفيذ بعض العمليات التي يقتصر تنفيذها على بئر معين؛

تركيب أجهزة إضافية، وأدوات بحثية، وما إلى ذلك؛

— يتحكم في بدء تشغيل ESP بعد الإصلاحات وعودة البئر إلى وضع التشغيل: يراقب التدفق والضغوط الحلقية والعازلة وديناميكيات مستوى السائل؛

— يشارك في عمليات تنظيف البئر من البارافين والأملاح والرمال.

أثناء التشغيل، يحدد المشغل ويسجل في السجل معلومات حول معدل تدفق السوائل، وقطع مياه المنتج، والمستوى الديناميكي، والمخزن المؤقت، والضغط الحلقي والخطي في الفترات التالية:

— يوم واحد بعد تشغيل البئر؛

- خلال الثلاثين يومًا الأولى - أسبوعيًا؛ بعد أول 30 يومًا - شهريًا.

- عند بدء التشغيل؛

— بعد يومين من الانسحاب في الوضع؛

— شهريًا لمدة 60 يومًا؛

— مرة واحدة كل ربع سنة بعد 60 يومًا.

2.5 الإصلاحات الجوفية والكبيرة للآبار

هناك نوعان من إصلاح الآبار - فوق الأرض وتحت الأرض. يرتبط إصلاح السطح باستعادة أداء المعدات الموجودة عند رأس البئر لخطوط الأنابيب وآلات الضخ وصمامات الإغلاق والمعدات الكهربائية وما إلى ذلك.

تشمل الإصلاحات تحت الأرض العمل الذي يهدف إلى القضاء على الأعطال في المعدات التي يتم إنزالها في البئر، وكذلك استعادة أو زيادة معدل تدفق البئر. تتضمن الإصلاحات تحت الأرض رفع المعدات من البئر.

وفقًا لتعقيد العمليات التي يتم إجراؤها، تنقسم الإصلاحات تحت الأرض إلى حالية وكبيرة.

يعد الإصلاح تحت الأرض إحدى عمليات الإنتاج لتطوير الحقول، واعتمادًا على التعقيد وكثافة العمالة، يتم تقسيمه تقليديًا إلى التيار ورأس المال.

الإصلاح الحالي عبارة عن مجموعة من الأعمال لتصحيح أو تغيير وضع التشغيل لمعدات قاع البئر ورأس البئر، والحفاظ على حالة البئر في حالة صالحة للعمل.

يتم تنفيذ النطاق الرئيسي لعمليات الصيانة الروتينية وفقًا لجدول زمني محدد مسبقًا، مع الأخذ في الاعتبار طريقة التشغيل والخصائص التقنية للمعدات المستخدمة وحالة البئر وخصائص الكائن الذي يتم تشغيله. أنواع العمل الرئيسية:

— المراجعة والاستبدال الجزئي أو الكامل لمعدات الآبار؛

— تحسين أوضاع التشغيل؛

— تنظيف وغسل قاع البئر؛

— تنفيذ الأنشطة الجيولوجية والتكنولوجية المخطط لها.

تجمع الإصلاحات الرئيسية للبئر تحت الأرض بين جميع أنواع الأعمال التي تتطلب وقتًا طويلاً وجهدًا بدنيًا كبيرًا واستخدام العديد من المعدات متعددة الوظائف. هذا هو العمل المتعلق بالقضاء على الحوادث المعقدة، سواء مع المعدات التي يتم إنزالها في البئر أو مع البئر نفسه، والعمل على نقل البئر من موقع تشغيل إلى آخر، والعمل على الحد من تدفق المياه أو القضاء عليه، وزيادة سمك البئر. المواد المستغلة والتأثير على التكوين وقطع جذع جديد وغيرها.

يمكن تجميع أنواع الأعمال التي تؤديها الإصلاحات الكبرى في المجالات التالية:

— حماية باطن الأرض والبيئة؛

— أعمال العزل لسد وتقييد مسارات دخول المياه إلى إنتاج البئر.

— التأثير على التكوينات الإنتاجية؛

- ترميم وإزالة الحوادث في حفرة البئر.

أساس النظر في الحاجة إلى إصلاحات كبيرة لكل بئر محدد هو وجود حالة طارئة، ووجود شذوذات في أحجام الإنتاج والمحتوى المائي فيه، وتلوث البيئة، ووفاء البئر بالغرض منه. في الحالة الأولى، يجب اتخاذ قرار "الإصلاح" أو "التصفية"، في الثانية - الإصلاح أو التشغيل في حالة وجود مؤشرات غير طبيعية، في الثالثة - القضاء الإلزامي على مصادر التلوث، في الرابعة - التصفية.

من السمات المميزة لإصلاح الآبار تحت الأرض أنه على الرغم من أغراضها المختلفة ومدتها وتعقيدها، إلا أنه في معظم الحالات يتم تنفيذ نفس العمليات باستخدام نفس الآلات والأدوات الخاصة.

يمكن تقسيم العملية التكنولوجية لإصلاح الآبار تحت الأرض إلى ثلاث مراحل رئيسية:

1) الأعمال التحضيرية:

2) عمليات الرفع والإصلاحات الفعلية؛

3) تطوير البئر بعد الإصلاح.

تتكون المرحلة التكنولوجية الأولى للإصلاح - الأعمال التحضيرية - من جزأين:

— في الواقع إعداد البئر للإصلاح؛

- إعداد المعدات والأدوات اللازمة للإصلاحات.

تتضمن المجموعة الأولى الأعمال المتعلقة بمنع حدوث الماء والنفط والغاز أثناء عملية الإصلاح.

يعتبر البئر جاهزًا للإصلاح إذا تم تهيئة الظروف لإجراء جميع العمليات اللازمة فيه مع الحفاظ على سلامة العمل والقضاء على التلوث البيئي وخسائر المنتجات.

إحدى تقنيات التحضير هي قتل الآبار، والذي يتكون من استبدال مائع البئر بسائل قتل، حيث تضمن كثافته خلق الضغط الخلفي اللازم على الجسم المستغل. يعتبر قتل البئر عملية غير مرغوب فيها، حيث أن قتل السائل مع قمع التكوين يمكن أن يكون له تأثير سلبي على خصائص الخزان. 3.104]

الطريقة الأكثر عقلانية لإعداد الآبار للإصلاح مقارنة بالقتل هي تركيب صمامات إغلاق في البئر فوق منشأة الإنتاج أو تجهيز رأس البئر بمعدات خاصة لتنفيذ عمليات التعثر تحت الضغط.

أما الجزء الثاني من الأعمال التحضيرية فيتكون من تسليم ونشر المعدات اللازمة في رأس البئر، وتوفير الأدوات والمواد والملحقات، وتفكيك المعدات بعد الانتهاء من العمل، وما إلى ذلك.

أرز. 2.5.1. تركيب الرفع.

1 - نظام المعالجة؛ 2 - البرج؛ 3 - نقل الطاقة. 4 - الدعم الأمامي. 5 - مقصورة المشغل. 6 - الونش 7 - أسطوانة هيدروليكية لرفع البرج. 8- الدعم الخلفي.

يتم تنفيذ معظم تقنيات الإصلاح باستخدام عمليات الرفع، لذلك يعتبر خفض ورفع سلسلة الأنابيب بمثابة مجموعة مستقلة من العمليات. يتم تنفيذها من خلال مجموعة من معدات الرفع، بما في ذلك برج مزود بمعدات وأدوات وميكنة لإمساك الأنابيب ودعمها، بالإضافة إلى العمليات ذات الوصلات الملولبة.

يتم تركيب معدات الرفع على قاعدة النقل.

تظهر الأشكال وحدة متنقلة لتنفيذ عمليات التعثر في إصلاح الآبار تحت الأرض في موقع العمل والنقل:

شكل إنتاج آبار النفط. 2.5.2. وحدة الرفع ذاتية الحركة.

1 - خطوط الرجل البرجية، 2 - أدوات التثبيت، 3 - توقفات الإسفين، 4 - الرافعة اللولبية، 5 - الرافعة الدوارة، 6 - كتلة الخطاف، 7 - علبة التروس، 8 - الونش، 9 - محطة التحكم في رفع البرج، 10 - الرافعة الهيدروليكية , 11 - صندوق الأدوات , 12 - دعامة البرج الخلفي.

المعدات الخاصة فوق الأرض وتحت الأرض مخصصة للعمليات التكنولوجية. المعدات السطحية الرئيسية هي وحدات ضخ لحقن السوائل في البئر، ومنشآت إنتاج البخار، ومعدات إغلاق رأس البئر، ووحدات اختبار الآبار. تحت الأرض - أدوات التعبئة والمراسي وأجهزة الإمساك لاستخراج الأنابيب والحبال وأدوات تنظيف قاع وجدران البئر وأدوات تدمير المعادن في البئر وإنشاء عمل إضافييتم استخدام وسائل تقنية ووسائل نقل خاصة.

يتكون التطوير من تهيئة الظروف في البئر المسدودة لتدفق السائل والغاز من التكوين إلى القاع بعد الإصلاح.

تعتمد تقنيات الحبال على استخدام الحبل لإنزال الأدوات والأجهزة والحاويات بالمواد المناسبة إلى قاع البئر أو إلى فترة زمنية معينة.

تتضمن التقنيات التي تستخدم الأنابيب المرنة فك ولف عمود مرن مستمر على أسطوانة موجودة على منصة السيارة.

يتم وضع آلية خاصة عند رأس البئر لإجبار السلسلة المرنة مع تقويمها في نفس الوقت. يتم تثبيت محور دوار على محور الأسطوانة، متصل بالطرف الخارجي الثابت للعمود المرن، مما يسمح بتزويد السائل إلى الأنابيب أثناء دوران الأسطوانة. في الطرف السفلي من العمود المرن يمكن تركيب الأداة أو الجهاز اللازم لتنفيذ العملية التكنولوجية.

يختلف الأنبوب المرن الطويل عن الأنابيب في المواد ونقص الوصلات.

تتضمن تقنيات الإصلاح خفض سلسلة مرنة في أنابيب التغليف، وفي أنابيب الأنابيب، وفي الحلقة الموجودة في البئر بين الغلاف وسلاسل أنابيب الرفع.

ما يميز تقنيات الأنابيب الملتفة عن الطرق التقليدية لإصلاح الآبار هو تبسيط عملية العمل عند الضغط الزائد في حفرة البئر، والتركيب السريع ونشر المنشآت، والقدرة على العمل في المساحة الحلقية، والقضاء على عمليات التعثر لبعض أنواع الإصلاحات.

2.6 طرق التأثير على الجزء القريب من حفرة البئر من التكوين

لا يمكن تحقيق معدلات عالية لتطوير حقول النفط وعامل الاستخلاص النهائي للنفط (ORF) إلا من خلال التشغيل الرشيد للمنشأة.

أثناء تشغيل البئر، يبقى جزء كبير من النفط (في الممارسة العملية، مع التقنيات الحديثة، أكثر من النصف) في باطن الأرض، ويلتصق بصخور الخزان، ويعلق في المسام الصغيرة، وما إلى ذلك. يتم استخدام التأثير على التكوين.

تنقسم الطرق الاصطناعية للتأثير على التكوين إلى ثلاث مجموعات:

طرق الحفاظ على ضغط الخزان عن طريق حقن الماء أو الغاز،

- طرق زيادة استخلاص النفط والغاز من الخزانات،

- طرق زيادة نفاذية منطقة قاع البئر.

طرق الاستخلاص المعزز للنفط (EOR) - تشير إلى مجموعة التقنيات الكاملة للتحفيز الحجمي لخزان النفط (يتم إجراؤه عادةً من خلال آبار الحقن) بهدف تحسين خصائص الغمر بالمياه على المدى الطويل، وفي النهاية، يهدف إلى زيادة النفط القابل للاسترداد الاحتياطيات (حقن الماء مع المواد الخافضة للتوتر السطحي في الخزانات، وإزاحة الزيت بمحلول البوليمرات، وحقن ثاني أكسيد الكربون في التكوين، وحقن المبردات في التكوين، وإزاحة الزيت من التكوين بالمذيبات، والاحتراق في الموقع).

تشير طرق زيادة النفاذية - معالجة منطقة قاع البئر (BZT) - إلى مجموعة من التقنيات للتحفيز المحلي للتكوين في المنطقة المجاورة مباشرة للبئر (يتم إجراؤه عادةً من خلال آبار الإنتاج) من أجل ضمان المحدد أو استعادة المفقود الخصائص التشغيلية للبئر دون الإشارة إلى علاقتها بحالة احتياطيات النفط القابلة للاستخراج (المعالجة الحمضية، التكسير الهيدروليكي، التكسير الهيدروليكي، الطوربيد، تأثير الاهتزاز، المعالجة الحرارية).

وتشمل الطرق الكيميائية المعالجات الحمضية، وذلك اعتماداً على قدرة الأحماض على إذابة أنواع معينة من الصخور، مما يؤدي إلى تنظيف وتوسيع قنوات مسامها وزيادة النفاذية. لمعالجة الآبار، في معظم الحالات، يتم استخدام أحماض الهيدروكلوريك (HC1) والهيدروفلوريك (HF). يقوم حمض الهيدروكلوريك بإذابة صخور الكربونات (الحجر الجيري والدولوميت) من التكوينات الإنتاجية، ونواتج تفاعل حمض الهيدروكلوريك مع الكربونات - أملاح كلوريد الكالسيوم (CaCl) وكلوريد المغنيسيوم (MgCl 2)، وثاني أكسيد الكربون (CO 2)، والماء بعد ذلك. يتم غسل المعالجة بسهولة مع إنتاج البئر.

للمعالجة، يتم استخدام محلول حمض الهيدروكلوريك بنسبة 12-15٪ في أغلب الأحيان من 0.4 إلى 1.5 م 3 من المحلول لكل متر من ارتفاع التكوين.

لحماية المعدن من التآكل، تتم إضافة مثبطات التآكل إلى الحمض - وخاصة المواد الخافضة للتوتر السطحي.

في الآبار التي تحتوي على رواسب في منطقة الحفرة السفلية من رواسب الإسفلت والراتنج والبارافين (ARPD)، يتم غسلها مسبقًا بالزيت الساخن أو إجراء المعالجة بالحمض الحراري.

المعالجة بالأحماض الحرارية هي عملية مشتركة - في المرحلة الأولى من العملية، تتم معالجة قاع البئر بمحلول حمض الهيدروكلوريك الساخن، في المرحلة الثانية، دون انقطاع بعد المرحلة الأولى، يتم إجراء معالجة حمضية تقليدية.

جوهر التكسير الهيدروليكي (التكسير الهيدروليكي) هو تكوين وتوسيع الشقوق في التكوين عن طريق خلق ضغوط عالية في القاع، ومن أجل منع الشق من الانغلاق بعد إزالة الضغط، يتم حقن الرمل الخشن المفرز في الشقوق الناتجة؛ مع ضخ السائل في البئر.

يمكن أن يصل طول الشقوق العميقة في التكوين إلى عدة عشرات من الأمتار بعرض 1-2 مم؛ مملوءة بالرمال الخشنة، ولها نفاذية كبيرة. تتكون عملية التكسير الهيدروليكي من المراحل التالية: الحقن المتسلسل للسائل في التكوين لتكوين الشقوق؛ السوائل المشبعة بالرمل. سوائل لدفع الرمال إلى الشقوق (الشكل 5.8). لأن وفي معظم الحالات يتم استخدام سائل له نفس الخصائص في جميع المراحل ويسمى بسائل التمزق .

أرز. 2.6.1. مخطط التكسير الهيدروليكي

I- حقن سائل التكسير؛ II - حقن السائل بالرمل. ثالثا-حقن سائل المسافة البادئة. 1 - الطين. 2- خزان الزيت

تعتمد طريقة التثقيب بالرمل المائي (GSP) على استخدام الطاقة الحركية والخصائص الكاشطة لتدفق السائل مع الرمل المتدفق بسرعة عالية من الفوهات المثقوبة والموجهة نحو جدار البئر. يشكل تيار من السائل مع الرمل فتحة في الغلاف وفي الحجر الأسمنتي وفي صخور التكوين. يتم توجيه السائل المحمل بالرمال إلى فوهات المطرقة من خلال سلسلة من الأنابيب باستخدام نفس المعدات السطحية المستخدمة في التكسير الهيدروليكي.

أرز. 2.6.2. مخطط GPP إن جوهر تأثير الاهتزاز على منطقة قاع البئر هو أنه في قاع البئر، بمساعدة الهزاز، تتشكل اضطرابات الموجات البيئية في شكل تقلبات ضغط حادة بترددات مختلفة والسعات. نتيجة للاهتزاز، تتشكل شقوق جديدة وتتوسع الشقوق القديمة، ويتم تنظيف منطقة قاع البئر. يتم استخدام الزيت ومحلول حمض الهيدروكلوريك ومحاليل الفاعل بالسطح وما إلى ذلك كسوائل عمل.

يعتمد أحد خيارات التأثير النبضي على التكوين - تمزقه بواسطة غازات المسحوق - على تكوين شقوق في الصخور بسبب طاقة غازات المسحوق المتكونة أثناء احتراق شحنة في جهاز خاص. يوصى باستخدامه في آبار النفط والغاز والحقن التي تتكون تكويناتها الإنتاجية من أحجار جيري كثيفة ومتكسرة ودولوميت وأحجار رملية غير طينية. 2.56]

تُستخدم الطرق الحرارية للتأثير على منطقة قاع البئر عند تشغيل الآبار التي تحتوي زيوتها على البارافين أو الراتنج. عند تسخينها، تذوب رواسب راتنج البارافين في الأنابيب، على جدران البئر، في منطقة الترشيح ومسام التكوين وتحملها تدفق النفط إلى السطح.

ويسمى إحداث انفجار في البئر بالطوربيد، وتسمى الشحنة المتفجرة المعدة للانفجار بالطوربيد. هناك طوربيدات شديدة الانفجار (غير اتجاهية) وطوربيدات تراكمية (يتم توجيه الانفجار أفقيًا أو رأسيًا). وتتكون عملية الطوربيد من إنزال طوربيد مشحون بمادة متفجرة إلى بئر وتفجيره في التكوين الإنتاجي. عندما ينفجر الطوربيد، يتشكل تجويف، مما يؤدي إلى زيادة قطر البئر وشبكة من الشقوق تتباعد في الاتجاه الشعاعي.

3. جمع وتحضير النفط في الحقل

3.1 جمع و تحضير المنتجات المستخرجة

يتم إنتاج آبار إنتاج النفط من خليط من النفط والغاز وتكوين المياه المعدنية. يوجد الماء في حالة حرة ويشكل أيضًا مستحلبات زيتية مائية لا تستقر فيها قطرات الماء المسحوقة جيدًا في وسط الزيت وتندمج مع بعضها البعض.

وفي إنتاج آبار الغاز ومكثفات الغاز، يتم استخراجه مع الغاز. الطور السائلعلى شكل قطرات ماء وهيدروكربونات. بالإضافة إلى الغاز والسائل، تحتوي المنتجات على شوائب ميكانيكية ذات طبيعة طبيعية وصناعية.

يتم تنظيم نظام تجميع النفط والغاز النفطي والمياه اعتمادًا على ضغوط رأس البئر، وأنماط تجميع الآبار، والتفاعل مع الأنظمة المؤثرة على رواسب النفط، وموقع نقطة تحضير المنتجات المستخرجة، مع الأخذ في الاعتبار أنه أثناء تشغيل مجال عدد ومواقع آبار الإنتاج وتغير معدلات تدفقها وانقطاع المياه.

النظام الميداني لجمع وإعداد منتجات الآبار عبارة عن مجمع من المرافق والهياكل الموجودة على أراضي الكائنات المطورة، وتوفير القياس والنقل إلى الأجهزة التكنولوجية، وإعداد النفط والغاز والمياه إلى المعلمات المطلوبة، والتخلص من جميع المنتجات المرتبطة بها والمواد الضارة المستخرجة أثناء عملية الإنتاج.

من الناحية الهيكلية، فهي عبارة عن شبكة واسعة من خطوط الأنابيب التي تربط الآبار والمنشآت التكنولوجية والأجهزة والهياكل. يتم وضع خطوط الأنابيب تحت الأرض وفوق الأرض وتحت الماء والعلوية في منطقة الحقل. وفقا للغرض منها، يتم تمييز خطوط أنابيب النفط وخطوط أنابيب المياه وخطوط أنابيب الغاز وخطوط أنابيب النفط والغاز.

يتضمن الإعداد الميداني لمنتجات الآبار فصل الهيدروكربونات السائلة والغازية وتحريرها من الشوائب الأجنبية من أي أصل.

أرز. 3.1.1. المخطط التكنولوجي الرئيسي لإنتاج وتحضير المنتجات المستخرجة من قبل مؤسسة إنتاج النفط والغاز (OGPD).

لا تختلف آبار الحقن من الناحية الهيكلية عن آبار الإنتاج لإنتاج النفط أو الغاز. الشيء الوحيد هو أن معدات رأس البئر تشتمل على منظم تدفق للمياه المحقونة.

بعد التجميع، يمر الزيت بعدة مراحل من المعالجة:

- تجفيف؛

— تحلية المياه؛

— الاستقرار

- التفريغ.

عند استخراج خليط من الزيت والماء من التكوين، والتحرك من خلال أنابيب المضخة والضاغط في حفرة البئر، وكذلك من خلال خطوط أنابيب الحقل، يتم تشكيل مستحلب الزيت والماء - خليط ميكانيكي من السوائل غير القابلة للذوبان في بعضها البعض وهي في حالة متناثرة بدقة.

أرز. 3.1.2. مخطط تجفيف الزيت

1 - وحدة فصل الغاز.

2 - خزان ترسيب لتصريف المياه الأولي؛

3 - فرن التسخين.

4 - وحدة تجفيف الزيت.

5-القطرة.

6- فاصل الجاذبية لمستحلب الماء والزيت.

هناك نوعان من المستحلبات: "زيت في ماء" و"ماء في زيت". ويعتمد نوع المستحلب المتكون بشكل أساسي على نسبة أحجام الطور، وكذلك على درجة الحرارة، والتوتر السطحي عند السطح البيني بين الزيت والماء، وما إلى ذلك.

يتم استخدام الطرق التالية لكسر المستحلبات:

— الفصل البارد الجاذبي؛

— إزالة الاستحلاب داخل الأنابيب؛

— التأثير الحراري

— التأثير الكيميائي الحراري.

— التأثير الكهربائي.

- الترشيح؛

— الانفصال في مجال قوى الطرد المركزي.

يتم استخدام الفصل البارد بالجاذبية عندما يكون هناك محتوى مائي مرتفع في سائل التكوين. تتم التسوية في خزانات الترسيب الدورية والمستمرة.

تستخدم صهاريج ترسيب الدُفعات عادةً صهاريج المواد الخام المشابهة لصهاريج تخزين البترول. وبمجرد امتلاء هذه الخزانات بالنفط الخام، يستقر الماء في قاع الخزانات.

في خزانات الترسيب المستمر، يتم فصل الماء أثناء المرور المستمر للخليط المعالج عبر خزان الترسيب. يظهر الرسم التخطيطي لخزان الترسيب المستمر في الشكل:

أرز. 3.1.3. تخطيط المستوطن يتم تحديد طول المستوطن بشرط فصل القطرات ذات الحجم المحدد عن الزيت.

جوهر طريقة إزالة الاستحلاب في الخط هو إضافة مادة خاصة إلى خليط الزيت والماء - مزيل الاستحلاب بكمية 15 ... 20 جم لكل طن من المستحلب. يقوم مزيل الاستحلاب بتدمير القشرة المدرعة الموجودة على سطح قطرات الماء وبالتالي يوفر الظروف اللازمة لدمجها أثناء الاصطدامات. وبعد ذلك، يتم فصل هذه القطرات المتضخمة بسهولة نسبية في خزانات الترسيب بسبب الاختلاف في كثافات الطور.

التأثير الحراري هو أن الزيت المعرض للجفاف يتم تسخينه قبل الترسب. عند تسخينها، من ناحية، تقل قوة القذائف المدرعة على سطح القطرات، وبالتالي يصبح اندماجها أسهل، ومن ناحية أخرى، تقل لزوجة الزيت الذي تستقر فيه القطرات، وهذا يزيد من معدل انفصال المستحلب.

يتم تسخين المستحلب في الخزانات والمبادلات الحرارية والأفران الأنبوبية إلى درجة حرارة 45 ... 80 درجة مئوية.

تتكون الطريقة الكيميائية الحرارية من مزيج من التعرض الحراري وإزالة الاستحلاب في الخط.

يتم التأثير الكهربائي على المستحلبات في أجهزة تسمى المجففات الكهربائية. تحت تأثير المجال الكهربائي، تظهر شحنات كهربائية متضادة على طرفي نقيض من قطرات الماء. ونتيجة لذلك، تنجذب القطرات إلى بعضها البعض وتندمج. ثم يستقرون في قاع الحاوية.

يستخدم الترشيح لتفتيت المستحلبات غير المستقرة. المواد التي لا تبلل بالماء، ولكن تبلل بالزيت، تستخدم كمواد ترشيح. لذلك، يخترق الزيت من خلال الفلتر، لكن الماء لا يفعل ذلك.

يتم الفصل في مجال قوى الطرد المركزي في أجهزة الطرد المركزي، وهي عبارة عن دوار يدور بعدد كبير من الثورات. يتم تغذية المستحلب إلى الدوار عبر عمود مجوف. هنا يتم فصله تحت تأثير قوى القصور الذاتي، لأن قطرات الماء والزيت لها كثافات مختلفة.

أثناء الجفاف، يصل محتوى الماء في الزيت إلى 1 ... 2٪.

تتم عملية تحلية الزيت عن طريق خلط الزيت المجفف مع مياه عذبةوبعد ذلك يتم تجفيف المستحلب الاصطناعي الناتج مرة أخرى. يتم تفسير هذا التسلسل من العمليات التكنولوجية من خلال حقيقة أنه حتى في الزيت المجفف هناك كمية معينة من الماء تذوب فيها الأملاح. عند مزجها بالمياه العذبة، تتوزع الأملاح في كامل حجمها، وبالتالي ينخفض ​​متوسط ​​تركيزها في الماء.

أثناء عملية التحلية، يصل محتوى الملح في الزيت إلى قيمة أقل من 0.1%.

يتم تسخين الزيت بعد مرحلة الجفاف I في مبادل حراري 1 ويخلط مع ماء الغسيل العذب IV بكمية 5-10% من وزن المنتج المعالج. قبل ذلك، يتم إدخال مادة خافضة للتوتر السطحي في تدفقها - مزيل المستحلب II و (إذا كان الزيت يحتوي على أحماض غير عضوية) القلويات أو الصودا III. يتم تشتيت المياه العذبة في الزيت الساخن قبل دخولها إلى المجفف الكهربائي 2, حيث تندمج قطرات الملح والماء العذب تحت تأثير مجال كهربائي. ونتيجة للتضخم، تستقر القطرات بسرعة وتمر إلى الطور المائي، الذي يتم بعد ذلك إرساله إلى فاصل الزيت 3 للحمأة الإضافية. يتم التقاط الزيت في فاصل الزيت بواسطة الماء المتداول سابعايعود إلى المجفف الكهربائي ومياه الصرف السادسيتم تفريغها في نظام المعالجة للحفاظ على ضغط الخزان (RPM). الزيت المملح من المجفف الكهربائي الخامسيتم إرساله إلى المرحلة التالية - الاستقرار.

أرز. 3.1.4. مخطط تحلية النفط

1 - مبادل حراري.

2 - مجفف كهربائي.

3- فاصل الزيت .

تشير عملية تثبيت النفط إلى فصل الأجزاء الخفيفة (البروبان والبيوتان والبنزين جزئيًا) منه لتقليل فقد النفط أثناء نقله الإضافي.

يتم تثبيت الزيت عن طريق الفصل الساخن أو التصحيح. أثناء الفصل الساخن، يتم تسخين الزيت أولاً إلى درجة حرارة 40...80 درجة مئوية ثم يتم تغذيته في جهاز الفصل. يتم امتصاص الهيدروكربونات الخفيفة المنطلقة خلال هذه العملية بواسطة ضاغط وإرسالها إلى وحدة التبريد. هنا، يتم تكثيف الهيدروكربونات الثقيلة، ويتم جمع الهيدروكربونات الخفيفة وضخها في خط أنابيب الغاز.

أثناء التصحيح، يتم تسخين الزيت في عمود تثبيت خاص تحت الضغط وفي درجات حرارة مرتفعة (تصل إلى 240 درجة مئوية). يتم تكثيف الأجزاء الخفيفة المنفصلة في عمود التثبيت وضخها إلى وحدات تجزئة الغاز أو محطات معالجة الغاز لمزيد من المعالجة.

3.2 نظام بي بي دي. منظمةنشوء RPM في المرافق الميدانية

الأنظمة الطبيعية لحدوث رواسب النفط قصيرة الأجل. تتسارع عملية تقليل ضغط المكمن مع زيادة استخلاص السوائل من المكمن. وبعد ذلك، حتى مع وجود اتصال جيد بين رواسب النفط ودائرة الإمداد، فإن تأثيرها النشط على الرواسب، يبدأ حتمًا في استنفاد طاقة الخزان.

عند تنظيم صيانة ضغط الخزان (RPM)، فإن أصعب شيء هو تحقيق أقصى قدر من إزاحة الزيت من الخزان من خلال التحكم والتنظيم الفعالين للعملية. يجب أن يؤخذ في الاعتبار أن الماء والزيت يختلفان في خصائصهما الفيزيائية والكيميائية. تحضير المياه العذبة لاستخدامها في نظام صيانة الضغط.

عادة ما تلبي كمية مياه الصرف الصحي المنتجة مع النفط والمستخدمة في نظام الفيضانات المائية الحاجة لهذه الأغراض بما لا يزيد عن 30-50٪، والنسبة المتبقية 70-50٪ هي مياه عذبة ومعدنة تحت الأرض، وفي كثير من الأحيان، مياه البحر.

وتنقسم مآخذ المياه الجوفية إلى قنوات ارتوازية فرعية. في ممارسة الغمر بالمياه، أصبحت مآخذ المياه تحت القناة أكثر انتشارًا، وتظهر الرسوم البيانية لها في الشكل 3.2.1 أ.

الشكل 3.2.1. مآخذ المياه السطحية : أ-مدخول المياه تحت القناة: 1 - أنبوب التغليف؛ 2- سلسلة الإنتاج. 3 - التصفية؛ 4 - الخزان. 5 - ضاغط فراغ. 6.9 - المضخات. 7 - حسنا؛ 8 — خزان المياه النظيفة. ب - كمية المياه في الخزان المفتوح: 1 - كمية المضخة؛ 2 - ماسورة العادم. 3 - منصة؛ 4- أكوام. 5- محطة الرفع الأولى .

يشتمل نظام الحقن المركزي على مدخل مياه ومحطة رفع ثانية ومحطة ضخ حقن عنقودية وآبار حقن.

في السنوات الأخيرة، أصبحت كتلة NCS منتشرة على نطاق واسع، والتي يتم تصنيعها في المصانع على شكل كتل منفصلة ويتم تسليمها إلى موقع التثبيت في شكل مجمع. تم تصميم محطات الضخ العنقودية لضخ المياه النقية إلى آفاق إنتاجية.

ويتم تحديد عدد محطات الضخ وموقعها في الحقل وقوة المضخات المثبتة على أساس مشروع تطوير الخزان والحسابات الفنية والاقتصادية. ولتجنب الخسائر الهيدروليكية الكبيرة عند إمداد آبار الحقن بالمياه، تقع محطات الضخ عادة بالقرب من الآبار. تم تجهيز محطة الضخ بعدد 2 إلى 5 مضخات طرد مركزي، إحداها مضخة احتياطية.

أرز. 3.2.2. مخطط KNS.

1 - خط أنابيب المياه الرئيسي.

2 - مشعب الاستقبال .

أرز. 3.2.3. مخطط الفيضانات الكنتورية:

1- آبار النفط.

2 — آبار الحقن؛

3- مراقبة الآبار .

4- الكفاف الداخلي لمحتوى الزيت.

تتميز الفيضان المحيطي بحقيقة أن آبار الحقن تقع خارج الخزان بالقرب من المحيط الخارجي الحامل للنفط. وتقع آبار الإنتاج في صفوف (بطاريات) موازية للمحيط الداخلي الحامل للنفط. إن الأهداف الأكثر ملاءمة لفيضانات الحواف هي التكوينات المكونة من صخور متجانسة ذات نفاذية جيدة وغير معقدة بسبب الاضطرابات. يتم أخذ مسافة صف الحقن إلى الصف الخارجي لآبار الإنتاج للتكوينات المتجانسة في حدود 1000 - 1200 م للتكوينات غير المتجانسة وذات النفاذية المنخفضة 600 - 700 م.

ترتبط احتياطيات النفط القابلة للاستخراج وعامل استخلاص النفط من المكمن ارتباطًا وثيقًا بتغطية المكمن بواسطة عامل الإزاحة ويتم تحديدها من خلال سمات البنية الجيولوجية، ونفاذية المكمن، وخصائص النفط وعامل الإزاحة، و نظام التطوير. يتم تسهيل أكبر زيادة في تغطية الخزان من خلال التقنيات القائمة على الغمر بالمياه غير الثابتة، والفيضانات الانتقائية والبؤرية، واستخدام الضغط المتزايد على خط الحقن، واختيار نمط البئر الأمثل.

يؤثر الضغط المتزايد الناتج على خط آبار الحقن بشكل فعال فقط على 2-3 صفوف من آبار الإنتاج. عند تطوير رواسب مساحة كبيرة، يتم استخدام الفيضانات داخل الدائرة.

من مميزات هذا النظام وضع آبار الحقن في صفوف في رواسب النفط، حيث يتم تقطيع مساحتها بالكامل إلى أقسام منفصلة.

أرز. 3.2.4. مخطط الفيضانات في الدائرة

1 - آبار الحقن. 2- آبار الإنتاج .

هناك الفيضانات المحورية، حيث تقع آبار الحقن على طول محور الهيكل، والفيضانات الحلقية، حيث يكون موقعها داخل الخزان على شكل حلقة، مما يقسمها إلى منطقة مركزية وحلقية.

أرز. 3.2.5. مخططات الفيضانات المركزية:

أ - الفيضانات المحورية. ب - الفيضانات الحلقية.

1 - آبار الحقن. 2- آبار الإنتاج

كتلة نظام الفيضاناتينص على ترتيب آبار الحقن في صفوف مستقيمة متوازية مع وضع صفوف من آبار الإنتاج بينها. يتم تطوير الودائع في كتل مستقلة عن بعضها البعض. يتم تقسيم هذه الأنظمة وفقًا لعدد صفوف آبار الإنتاج في الكتلة إلى صف واحد وثلاثة صفوف وخمسة صفوف.

تتميز منطقة الفيضان بموقع آبار الإنتاج والحقن على مساحة متساوية على طول شبكة هندسية منتظمة

عنصر النظام الخماسي عبارة عن مربع يوجد في وسطه بئر حقن، وفي زوايا المربع توجد آبار إنتاج؛

عنصر النظام المكون من سبع نقاط هو شكل سداسي به آبار إنتاج في الزوايا وآبار حقن في المركز.

عنصر النظام ذو النقاط التسع هو مربع، في الزوايا وفي وسط جوانبه آبار الإنتاج، وفي الوسط بئر الحقن).

يتميز الغمر المائي الانتقائي باختيار الآبار لحقن المياه بعد حفر جزء من المنطقة على طول شبكة موحدة بناءً على بيانات الأبحاث الجيوفيزيائية والهيدروديناميكية.

3.3 الإلمام بأعمال صيانة وإصلاح خطوط الأنابيب

يتم نقل النفط والغاز والمنتجات النفطية عبر مسافات طويلة وبكميات كبيرة عبر خطوط الأنابيب.

تتميز أنظمة خطوط الأنابيب التالية: خطوط أنابيب النفط، خطوط أنابيب المنتجات النفطية، خطوط أنابيب الغاز.

تسمى خطوط الأنابيب لضخ النفط خطوط أنابيب النفط.

يعتبر خط أنابيب النفط والغاز عبارة عن هيكل هندسي معقد، وأجزائه هي: صمامات الإغلاق والتحكم والأمان؛ أجهزة لإدخال الكواشف الكيميائية. أدوات التحكم والقياس ومعدات التشغيل الآلي؛ أجهزة الحماية ضد التآكل وتشوه خطوط الأنابيب وما إلى ذلك.

يتكون خط الأنابيب نفسه - المكون الرئيسي لخط أنابيب النفط الرئيسي - من أنابيب ملحومة في "خيط" ومجهزة بغرف لاستقبال وإنزال الخنازير والفواصل وأجهزة التشخيص.

يتعرض خط الأنابيب الموجود في الأرض لتآكل التربة، بينما يتعرض خط الأنابيب الذي يمر فوق الأرض للتآكل الجوي. تستخدم الوسائل والأساليب السلبية والإيجابية لحماية خطوط الأنابيب من التآكل.

يتم استخدام الطلاء العازل كوسيلة سلبية؛ أما الحماية الكهروكيميائية فهي طريقة نشطة. يجب أن يتمتع الطلاء العازل المستخدم في خطوط الأنابيب تحت الأرض بخصائص عازلة عالية؛ تكون صلبة ومقاومة للماء وقوية ميكانيكيًا. لا توفر الطلاءات العازلة الحماية الكافية لخطوط الأنابيب تحت الأرض ضد التآكل. يجب أن يتم تركيبها بالتزامن مع وسائل الحماية الكهروكيميائية (ECP).

يتم تنفيذ ECP عن طريق الاستقطاب الكاثودي لخطوط الأنابيب. إذا تم تنفيذ الاستقطاب الكاثودي باستخدام مصدر تيار مباشر خارجي، فإن هذه الحماية تسمى كاثودية، ولكن إذا تم الاستقطاب عن طريق توصيل خط الأنابيب المحمي بمعدن له إمكانات أكثر سلبية، فإن هذه الحماية تسمى ذبيحة.

يتم تنفيذ التدابير الوقائية على خط الأنابيب، وكذلك إزالة الأضرار والحوادث، من قبل فريق الإصلاح والترميم الموجود في محطات الضخ؛ وعلى مسافات كبيرة بين محطات الضخ (أكثر من 100-120 كم)، يتم تنظيم نقاط الإصلاح والترميم الوسيطة، والتي يعتمد عددها على التضاريس ووجود الطرق وحالة خط الأنابيب. وتتمركز هذه الألوية عادة بالقرب من المناطق المأهولة بالسكان.

يتم تحديد تكوين فرق الإصلاح والترميم المستقلة ومعداتها بالآلات والآليات اعتمادًا على المسار والحالة الفنية لخط الأنابيب وعدد خطوط الأنابيب الموازية.

ويجب تزويد كل فريق إصلاح وترميم بالمركبات ومعدات الضخ وإطفاء الحرائق وآليات تحريك التربة وآلات اللحام. جميع الآلات والآليات تعمل دائمًا بكامل طاقتها وجاهزة للعمل لإزالة الأضرار التي تلحق بخط الأنابيب.

اعتمادا على الضرر، يتم إعداد الحفرة، والتي يجب أن توفر أبعادها حرية الوصول إلى خط الأنابيب للعمل.

يتم تنظيف الحفرة جيدًا من المنتجات النفطية (بعد الضخ الكامل) وعزلها عنها. قبل البدء بأعمال اللحام، من الضروري إيقاف تدفق المنتج البترولي من خط الأنابيب.

إذا كان الضرر ناجمًا عن الناسور، فيمكن إيقاف تسرب الزيت عن طريق طرق سدادة خشبية وقطعها بشكل متلامس مع الأنبوب

4. احتياطات السلامة عند أداء العمل على خدمة الآبار والمعدات تحت الأرض

4.1 الأمن العمل والصرف الصحي الصناعي

احتياطات السلامة هي نظام من التدابير والوسائل التنظيمية والفنية التي تمنع العمال من التعرض لعوامل الإنتاج الخطرة.

يجب أن تظل المعدات والأدوات في حالة عمل جيدة ونظيفة، وأن تتوافق مع المواصفات الفنية للشركة المصنعة وأن يتم استخدامها وفقًا لمتطلبات وثائق التشغيل والإصلاح. للحفر، تحتاج فقط إلى استخدام جهاز حفر يعمل بكامل طاقته. يجب تقوية البرج بقضبان مصنوعة من الحبال الفولاذية، ويجب أن يتوافق عددها وقطرها وأماكن تثبيتها مع الوثائق الفنية لهذا التثبيت. يجب تركيب جميع المعدات بحيث يمكن صيانتها وإصلاحها بسهولة وأمان. يجب تأريض المعدات التي قد تتعرض للتيار الكهربائي بشكل صحيح واختبارها دون تحميل. يجب أن يحتوي جهاز الحفر على لوحة بها أدوات لمراقبة تشغيل الآليات وإجراء العمليات التكنولوجية وحالة البئر. يجب أن يكون لديك في منصة الحفر مجموعة إسعافات أولية تحتوي على مجموعة من الضمادات والأدوية اللازمة لتقديم الإسعافات الأولية في حالة وقوع حادث. يجب أن يكون أفراد طاقم الحفر مدربين على الإسعافات الأولية. يجب حماية جميع الأجزاء الدوارة والمتحركة للآلات والآليات بشكل آمن. 1.23]

يجب تخزين الوقود ومواد التشحيم على مسافة لا تقل عن 50 كيلومتراً من منصات الحفر مع مراعاة إجراءات السلامة اللازمة.

عند قبول المناوبة، يجب على عامل الحفر التحقق مما يلي:

1. توافر الوثائق.

2. إمكانية الخدمة لجهاز الحفر.

3. إمكانية خدمة المعدات الكهربائية: موثوقية تركيب المحرك.

الصرف الصحي الصناعي هو نظام من التدابير والوسائل التنظيمية والصحية والصحية التي تمنع العمال من التعرض لعوامل الإنتاج الضارة. وتشمل هذه زيادة مستويات الضوضاء والاهتزاز والتلوث بالغاز.

للقضاء على خطر المواد الضارة على البشر أو تقليلها، من المهم الحد من استخدامها من حيث العدد والحجم، وحيثما أمكن، استبدال المواد شديدة السمية بمواد أقل سمية، وتقليل طول الوقت الذي يقضيه الناس في الهواء الملوث، ومراقبة التهوية الفعالة للمباني الصناعية. وفي جميع الحالات، من الضروري المراقبة المستمرة لنظافة الهواء. إلى جانب وسائل التحكم الأخرى، تعتبر إزالة روائح الانبعاثات باستخدام روائح قوية الرائحة فعالة. يمكن إجراء الفحص الخارجي لخطوط الأنابيب الموضوعة بطريقة مفتوحة أثناء عمليات التفتيش الدورية دون إزالة العزل. ومع ذلك، إذا كانت حالة الجدران أو اللحامات لخطوط الأنابيب موضع شك، فيجب، بناءً على توجيهات الشخص المشرف على تشغيل خطوط الأنابيب، إزالة العزل جزئيًا أو كليًا.

يجب إجراء التفتيش الخارجي لخطوط الأنابيب الموضوعة في قنوات غير قابلة للمرور أو في الأرض عن طريق فتحها في أقسام منفصلة يبلغ طولها 2 متر على الأقل. يتم تحديد عدد الأقسام، حسب ظروف التشغيل، من قبل الشخص المسؤول عن الأمان عملية.

إذا تم اكتشاف تسربات في التوصيلات القابلة للفصل، أثناء الفحص الخارجي، فيجب تقليل الضغط في خط الأنابيب إلى الغلاف الجوي، ويجب خفض درجة حرارة خطوط الأنابيب الساخنة إلى 60 درجة مئوية، ويجب إزالة العيوب وفقًا للمتطلبات اللازمة اجراءات السلامة.

إذا تم اكتشاف عيوب، والتي يتطلب القضاء عليها العمل الساخن، فيجب إيقاف خط الأنابيب، وإعداده لأعمال الإصلاح وفقًا للتعليمات الحالية، ويجب إزالة العيوب.

الشخص المسؤول عن التشغيل الآمن لخطوط الأنابيب هو المسؤول عن إزالة العيوب في الوقت المناسب.

أثناء الفحص الخارجي، يجب التحقق من حالة: العزل والطلاءات:

— اللحامات

- وصلات الحافة والوصلات والمثبتات وأجهزة تركيب الأجهزة؛

— أجهزة التعويض

— أجهزة الصرف الصحي.

— التجهيزات وأختامها؛

— معايير لقياس التشوه المتبقي؛

الأشخاص الذين لا يقل عمرهم عن 18 عامًا والذين خضعوا لفحص طبي، ولديهم شهادة طبية تؤكد ملاءمتهم للعمل في أجهزة التنفس المستقلة، وقد أكملوا التدريب اللازم على سلامة العمل في الموقع وتم اعتمادهم وفقًا لـ متطلبات العاملين في منشآت الإنتاج الخطرة الذين يعرفون خصائص كبريتيد الهيدروجين وتأثيراته على الإنسان ويكونوا قادرين على تقديم الإسعافات الأولية للضحية.

عوامل الإنتاج الخطرة والضارة في منشآت النفط الحامض هي:

تلوث الغاز (كبريتيد الهيدروجين، ثاني أكسيد الكبريت)؛

خطر الحريق والانفجار.

النفط والكواشف الكيميائية.

كهرباء.

4.2 حماية العمل والبيئة

يجب تنفيذ جميع أعمال إصلاح الآبار وفقًا للوثائق التنظيمية والأفعال واللوائح والقواعد المتعلقة بحماية البيئة. يجب النص على تدابير حماية البيئة في الوثائق المعتمدة لإصلاح الآبار (التطبيق والخطة والتقدير) والتعليمات والمتطلبات الإضافية التي تمت صياغتها أثناء عملية العمل. عند التجول في مسار خط الأنابيب، يجب على العامل في الحقل الالتزام بالقواعد التالية. تجنب مناطق إطلاق الغاز المفتوحة على الجانب المواجه للريح وأبلغ جميع الموجودين بالقرب من منطقة الطوارئ بالخطر. لا ترتاح أو تأكل بالقرب من المناطق الخطرة للغاز. لا تسمح بإشعال النيران في مناطق الصيد؛ ولا تسمح بالتدخين إلا في المناطق المخصصة لذلك. منع الانسكابات النفطية والتلوث النفطي في منطقة الصيد، واتخاذ جميع التدابير لمنع تلوث التربة والمسطحات المائية بالنفط والجو بالغاز النفطي. لا تضرب المعدات تحت الضغط. يحظر استخدام معدات الحماية العازلة المعيبة أو التي لم يتم اختبارها خلال الفترة المحددة.

قائمة الأدب

1. Karpeev Yu. تنظيم حماية العمال في إنتاج النفط والغاز وصناعات معالجة الغاز. م: دار ندرة للنشر، 1998. - 330 ص.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. أساسيات أعمال النفط والغاز. أوفا. 2000.-220 ثانية.

3. ليسينكو ف.د. تطوير حقول النفط. م: دار ندرة للنشر، 2003. - 639 ص.

4. كالوشين أ. م: دار النشر أجروبروميزدات، 1991. - 400 ص.

5. "مجموعة من التعليمات المتعلقة بحماية العمال وأنظمة السلامة من أجل السلوك الآمن للعمل أثناء الإصلاحات الروتينية والرئيسية لآبار NGDU. 2000. - 200 ثانية.

6. فاكولا Y. V. أساسيات إنتاج النفط والغاز. ألميتيفسك، 2009.- 364 ص.

7. ياندكس، http://tatnipi-razrab. الناس. ru/web-kadastr/romashkinskoe.

يتحكم

تجمع الطريقة التحليلية الرسومية بشكل عقلاني بين التقنيات الرسومية والحسابية للعثور على ارتفاعات التصميم وعلامات العمل. من حيث الدقة، فهي أقل إلى حد ما من الطريقة التحليلية، ولكنها تتمتع بمزايا كلا الطريقتين. تضمن الطريقة التحليلية الرسومية التسوية الفعالة للسطح المصمم. الطريقة قابلة للتطبيق في جميع مراحل التصميم. حسب طريقة تصوير العملية..

يتيح موضع المقبض في محمل المقعد 4 إمكانية الدوران حول عمود آلية الضغط تحت تأثير القوة في حبل الرفع، وكذلك التحرك بشكل انتقالي في محمل المقعد نتيجة لفعل الضغط آلية. وبالتالي، تتمتع الآلية بدرجتين من الحرية اللازمة للتحكم في الدلو أثناء الحفر. يتحرك الدلو نتيجة لإضافة...

Kv = تكلفة الأصول الثابتة المتقاعدة ______. تكلفة الأصول الثابتة في بداية الفترة (3.2). كروست = (Fvv - Fvyb)/Fkon (3.3). حيث Fvv هي تكلفة الأصول الثابتة المقدمة حديثًا لفترة معينة (سنة)؛ Fvyb - تكلفة الأصول الثابتة المتقاعدة لفترة معينة؛ فكون – قيمة الأصول الثابتة في نهاية نفس الفترة. الإنتاجية الرأسمالية (FRO) لأصول الإنتاج الثابتة هي إحدى...

ونظرًا لمحدودية توافر العناصر الأرضية النادرة الأساسية، تعمل بعض الشركات على تطوير مواد بديلة. أعلنت شركتا تويوتا وجنرال إلكتريك عن خطط لتقليل استخدام العناصر الأرضية النادرة في إنتاج السيارات وتوربينات الرياح. وفي الوقت نفسه، تمتلك دول أخرى (أستراليا والبرازيل والهند وروسيا وجنوب أفريقيا وماليزيا وملاوي) احتياطيات كبيرة...

تحتوي سلسلة الأدوات التحليلية المنتجة محليًا من نوع "Stereoanagraph" على العديد من التعديلات. تتألف التعديلات الأولى للأدوات من جهاز مقارنة مجسم، ومخطط إحداثي، وجهاز كمبيوتر. وقد تم تصميمها لإنشاء وتحديث الخرائط والخطط للسلسلة واسعة النطاق بأكملها باستخدام الصور الجوية وصور الأقمار الصناعية. لقد زادت هذه الأجهزة من دقة معالجة الصور وأتمتة عمليات التوجيه...

الدورات الدراسية

إن جهاز الصيغ للحساب المسبق لخطأ المحاذاة ودقة قياس المضلعات واسع جدًا. ولكن بغض النظر عن مدى جودة الحساب المسبق لدقة القياسات المستقبلية، وبغض النظر عن الصيغ المستخدمة، فمن الضروري دائمًا معرفة الموقع الفعلي لنقاط قياس المضلعات. يتم إجراء أبسط تحليل للخطأ في موضع نقطة قياس المضلعات باستخدام إحداثيات x وy التي تم الحصول عليها في عدة حركات n. لهذا...

جدول 2.6 نتائج معالجة GGDI عام 2008 للبئر رقم 105 28/02/2008. جدول 2.7 نتائج معالجة GGDI لعام 2008 للبئر رقم 105 04/12/2008. جدول 2.8 نتائج معالجة GGDI عام 2008 للبئر رقم 110 29/02/2008. جدول 2.9 نتائج معالجة GGDI لعام 2008 للبئر رقم 110 24/10/2008. وبمعالجة نتائج البحث أمكن الحصول على معادلة تدفق الغاز...

الدورات الدراسية

المرحلة الرابعة. يتم تنفيذ المحور المشترك في العمود. للقيام بذلك، عند النقطة A، يتم وضع زاوية أفقية، وعند النقطة B - زاوية أفقية، يتم من خلالها إعطاء الاتجاهات في المستوى الأفقي للمتجه المرسوم من كلا الطرفين. تتم مراقبة صحة رسم متجه الوحدة في المستوى الرأسي باستخدام الميل المحسوب. الشكل 1. خطأ في إغلاق الوجوه القادمة في خطة...