Доклад за практиката в производството на нефт и газ. Изготвен е доклад за производствена практика в профила на специалността. Система за събиране на течност от кладенец

Въведение

Първата учебна практика е въвеждаща част от обучението и помага да се запознаете с професията си, преди да започнете да изучавате специални предмети. Тази практика се проведе на учебната площадка на НГДУ Ямашнефт. Основните цели на практиката бяха:

Запознаване на студентите с разработването на нефтено находище и процесите на пробиване на нефтени и газови кладенци.

Запознаване с основното оборудване, използвано при сондиране и експлоатация на нефтени и газови кладенци.

Запознаване с нефтеното находище и неговата производствено-стопанска дейност.
4. Получаване на определени практически знания и опит, които допринасят за доброто усвояване на теоретичния материал по време на по-нататъшното обучение по специалността в университета.

По време на учебната практика посетихме и се запознахме с устройството на газопомпената станция, бустерната помпена станция, помпената станция, както и с група кладенци, предназначени за 1-лифтови електроцентрали, посетихме сондажна платформа, ремонтни машини и сектори за обучение за ремонт на оборудване и състезания сред служителите.

1. Концепцията на предприятието за производство и обслужване на нефт и газ OJSC Tatneft или промишлени предприятия на Югоизточен Татарстан (NGDU Almetneft)

Общи разпоредби на NGDU Almetyevneft: Отделът за производство на нефт и газ Almetyevneft е структурно подразделение на вертикално интегрираната компания OJSC Tatneft, която има собствена организационна структура и функционални отговорности.

NGDU в своята дейност се ръководи от Хартата на OAO Tatneft на името на V.D. Шашин (наричано по-долу Дружеството), тези разпоредби, други актове на Дружеството и действащото законодателство.

Мисията на NGDU Almetyevneft е неразривно свързана с мисията на една от най-големите руски нефтени и газови компании - OJSC Tatneft: укрепване и повишаване на статута на международно призната, финансово стабилна компания, като един от най-големите руски вертикално интегрирани производители на петрол и газови продукти рафиниране на нефт и нефтохимикали, осигуряващи високо ниво на социална отговорност.

Основните дейности на НГДУ са производство, подготовка, преработка и продажба на нефт и нефтопродукти.

Основната цел на създаването на NGDU Almetyevneft е да реализира печалба чрез дейността си в петролната индустрия.

Основните дейности на НГДУ Алметьевнефт са:

Разработване и експлоатация на нефтени находища, включително такива с труднодостъпни запаси;

Повишен добив на нефт (чрез вторични и третични методи) чрез използване на съвременни технологии;

Извършване на ремонтни дейности в кладенци;

Развитие на кладенец;

Отдаване под наем на дълготрайни активи на физически и юридически лица;

Контрол на качеството на изграждането на тръбопроводи с помощта на лаборатория за откриване на дефекти;

Събиране, сортиране и преработка на суровини и вторични материали и отпадъци;

Разработване на проектни оценки и внедряване в производство;

Създаване и експлоатация на производствено-изпитателна лаборатория за изпитване на оборудване и материали с методи за безразрушителен контрол и др.

2. Основни технико-икономически показатели, характеризиращи работата на предприятието. Организационна структура на предприятието

сондиране икономичен добив на нефт

Основните технико-икономически показатели трябва да характеризират в обобщена форма всички аспекти на производствената и икономическата дейност на предприятието: да показват общите резултати от работата, количеството на използваните ресурси, ефективността на тяхното използване, степента на подобрение на живота. стандарти на работниците. Анализът на тези показатели позволява успешно да се разработят оптимални управленски решения за най-рационалното използване на производствения капацитет, дълготрайните активи и оборотния капитал на предприятието за по-нататъшното положително развитие на управлението на производството на нефт и газ.

За анализ на дейността на NGDU се използва система от най-важните основни технически и икономически показатели. Тази система обективно оценява основните резултати от икономическата дейност. Показателите се използват както за планиране на производствено-стопанските дейности, регистриране на резултатите, отчитане, така и за анализ.

Нека разгледаме системата от технически и икономически показатели на NGDU Almetyevneft, представена в таблица. 1.1.

Таблица 1.1. Основни технико-икономически показатели за 2011г

	Индекс		факт от 2010 г					Изкл 2011 до 2010 г., +/-
	Добив на нефт - общо	хиляди тона
	Търговски продукти
	Обем на третираното масло	хиляди тона
	Въвеждане в експлоатация на нови кладенци:
	Масло
	налягане
	Работен запас от кладенци в края на годината
	Масло
	налягане
	Средногодишен експлоатационен запас от кладенци
	Масло
	налягане
	Коефициент на експлоатация на нефтени кладенци
	Степен на използване на нефтени кладенци
	Среден дневен дебит на кладенеца
	За масло
	Чрез течност
	Между ремонтите на кладенци
	Текущи ремонти на кладенци
	Брой ремонтирани кладенци
	Обхват на работа
	Течна екстракция	хиляди тона
	Разрез на маслена вода
	Капиталови инвестиции
	Въвеждане на ДМА
	Средна годишна норма на OPF
	Средна численост на персонала
	Средна заплата на 1 служител
	Неиндустриален персонал
	Производителност на труда на 1 служител ПЧП
	Специфичен разход на PPP номер на 1 ямка.
	Разходи за производство на другар.

Въз основа на данните в таблица 1.1 ще анализираме основните технически и икономически показатели на NGDU Almetvneft за 2010-2011 г.

Производство на масло. Тъй като от година на година, поради влошаване на минно-геоложките условия за разработване на райони, се наблюдава намаляване на обемите на добив на нефт, бяха извършени голям брой геоложки и технически дейности за увеличаване и поддържане на темпа на добив на нефт през 2011 г. .

Като цяло експлоатационният запас се е увеличил от 2735 кладенци в експлоатационния фонд на 2774.

Произведени са общо 4 035 хил. тона масло, което е с 2,1% повече от плана и с 0,3% повече от производството през 2010 г.

Въведоха се в експлоатация 42 нефтени и 26 нагнетателни сондажа, което е съответно с 9 и 2 сондажа повече от предходния. Планът за инжектиране обаче не беше изпълнен.

Степента на експлоатация и използване на петролни кладенци леко се е увеличила.

Нивото на вода в петрола остава непроменено.

Организационната структура на предприятието за добив на нефт и газ зависи от редица фактори: обем на производството и характер на технологичния процес; природни, геоложки и климатични условия; степен на концентрация и специализация и много други.

Общото изискване към организационната структура е управленският апарат да е работещ, т.е. решенията, които взема, да са навременни и да отговарят на изискванията и хода на производствения процес. Неговата работа трябва да осигури приемането на най-оптималните решения от различни възможни варианти и надеждното функциониране на предприятието, премахване на грешки и информационни недостатъци.

Общото и административно управление на NGDU се осъществява от ръководителя на отдела, назначен от генералния директор на ОАО "Татнефт", който действа от името на ОАО "Татнефт" като негов упълномощен представител въз основа на пълномощно, издадено от ОАО "Татнефт". , и ползва разплащателната си сметка по установения ред. Магазините и другите звена на NGDU работят в съответствие с разпоредбите, потвърдени от ръководителя на NGDU.

Организационната структура на NGDU Almetyevneft е вътрешната структура на формална организация, която определя състава, подчинеността, взаимодействието и разпределението на работата между отделите и управленските органи, между които се установяват определени взаимоотношения по отношение на изпълнението на правомощията, потока от команди и информация.

Структурата на предприятието е съставът и връзката на неговите вътрешни връзки: цехове, участъци, отдели, лаборатории и други отдели, които съставляват един стопански субект.

Общата структура на предприятие (компания) се разбира като комплекс от производствени подразделения, организации за управление на предприятието и услуги на служителите, техния брой, размер, връзки и взаимоотношения между тях по отношение на размера на заеманото пространство, броя на служителите и производителността .

Структурата на предприятието трябва да бъде рационална, икономична, ясна (осигурява най-кратките маршрути за транспортиране на суровини, материали и готови продукти).

Организационната структура на управлението на предприятието е подреден набор от служби, които управляват неговите дейности, взаимоотношения и подчинение. Тя е пряко свързана с производствената структура на предприятието, определя се от задачите, стоящи пред персонала на предприятието, разнообразието от управленски функции и техния обем.

Организационна структура - състав и подчинение на взаимосвързани организационни единици или връзки , изпълнява различни функции в системата на производствено-стопанските дейности на предприятието.

В нефтената и газовата промишленост и сондирането на кладенци има голямо разнообразие от организационни структури на предприятия и асоциации, въпреки че непрекъснато се работи за тяхното опростяване и унифициране. Основните насоки за подобряване на организационната структура на предприятията и асоциациите за производство на нефт и газ са предвидени чрез система от мерки за прилагане на общи схеми за управление на нефтената и газовата промишленост.

3. Особености на производствения процес при нефтодобив

Първата характерна черта на добива на нефт и газ е повишената опасност от неговите продукти, т.е. добивани флуиди - нефт, газ, силно минерализирани и термални води и др. Тези продукти са пожароопасни, опасни за всички живи организми поради техния химичен състав, хидрофобност, способността на газа в струи под високо налягане да дифундира през кожата в тяло, и поради абразивността на струите под високо налягане. Газът, когато се смеси с въздуха в определени пропорции, образува експлозивни смеси. Степента на тази опасност беше ясно демонстрирана по време на инцидент, който се случи недалеч от град Уфа. Имало е изтичане на газ от продуктопровода и се е образувало натрупване на експлозивни компоненти. От искра (в този район се движеха влакове) избухна мощна експлозия, която доведе до много жертви.

Втората особеност на добива на нефт и газ е, че той е в състояние да причини дълбоки трансформации на природни обекти на земната кора на големи дълбочини - до 10-12 хиляди м. В процеса на добив на нефт и газ, мащабни и много значителни въздействия се извършват върху пластове (нефт, газ, водоносни хоризонти и др.) . По този начин интензивният добив на нефт в голям мащаб от силно порести пясъчни резервоари води до значително намаляване на налягането в резервоара, т.е. налягане на пластов флуид - нефт, газ, вода. Натоварването от теглото на покриващите скали първоначално се поддържа както от напреженията в скалната матрица на слоевете, така и от налягането на пластовата течност върху стените на порите. При намаляване на налягането в резервоара натоварването се преразпределя - налягането върху стените на порите намалява и съответно нарастват напреженията в скалния скелет на пласта. Тези процеси достигат толкова широк мащаб, че могат да доведат до земетресения, както се случи например в Нефтеюганск. Тук трябва да се отбележи, че добивът на нефт и газ може да засегне не само една дълбоко разположена формация, но и няколко пласта с различна дълбочина едновременно. С други думи, равновесието на литосферата е нарушено, т.е. геоложката среда е нарушена.

Третата особеност на производството на нефт и газ е, че почти всички използвани съоръжения, материали, оборудване и машини са източник на повишена опасност. Това включва и цялата транспортна и специална техника - автомобилна, тракторна, самолетна и др. Тръбопроводите с течности и газове под високо налягане, всички електропроводи са опасни, а много химикали и материали са токсични. Силно токсични газове, като например сероводород, могат да излязат от кладенеца и да бъдат освободени от разтвора; Факлите, които изгарят неизползван свързан петролен газ, са опасни за околната среда. За да се избегнат щети от тези опасни предмети, продукти, материали, системата за събиране и транспортиране на нефт и газ трябва да бъде запечатана.

Четвъртата особеност на производството на нефт и газ е, че за неговите съоръжения е необходимо да се изтеглят съответните парцели земя от земеделска, горска или друга употреба. С други думи, производството на нефт и газ изисква разпределяне на големи участъци земя (често върху високопродуктивна земя). Съоръженията за производство на нефт и газ (кладенци, пунктове за събиране на нефт и т.н.) заемат сравнително малки площи в сравнение, например, с кариерите за въглища, които заемат много големи площи (както самата кариера, така и сметищата). Въпреки това, броят на съоръженията за производство на нефт и газ е много голям. Така запасът от кладенци в производството на нефт е близо 150 хиляди. Поради много голямото разпръскване на съоръженията за добив на нефт и газ, дължината на комуникациите е много голяма - постоянни и временни пътища, железопътни линии, водни пътища, електропроводи, тръбопроводи за различни цели (нефт, газ, вода, глина, продуктопроводи и др. .). Следователно общата площ на земята, предназначена за производство на нефт и газ - обработваема земя, гори, сенокоси, пасища, еленски мъх и др. достатъчно голям.

Петата характеристика на производството на нефт и газ е огромният брой превозни средства, особено моторни превозни средства. Цялата тази техника - автомобилна, тракторна, речна и морски кораби, самолети, двигатели с вътрешно горене в задвижвания на сондажни платформи и др. по един или друг начин замърсяват околната среда: атмосферата с отработени газове, водата и почвата с петролни продукти (дизелово гориво и масла). По отношение на нивото на отрицателно въздействие върху околната среда, производството на нефт и газ е на едно от първите места сред секторите на националната икономика. Замърсява почти всички области заобикаляща среда- атмосфера, хидросфера и не само повърхностни води, но и подземни води, геоложка среда, т.е. цялата дебелина на образуванията, проникнали от кладенеца, заедно с насищащите ги течности.

4. Концепцията за фонда на кладенеца. Планиране на производствената програма. Концепцията за първоначален добив на кладенец

Сондажен фонд - броят и класификацията по състояние и предназначение на всички пробити кладенци (в находище, газово находище или подземно газово хранилище). Този фонд включва всички проучвателни, производствени, наблюдателни и специални кладенци. Те се делят на ликвидирани и функциониращи за изпълнение на оперативни, надзорни или други функции. Работещите кладенци са в баланса на предприятието за добив на газ.

Фондът от кладенци е разделен на следните категории:

1. Натиск.

2. Оперативен:

валиден:

¨ предоставяне на продукти;

¨ спряно в момента на осчетоводяване:

¨ в очакване на ремонт;

¨ за ремонти;

¨ поради липса на оборудване;

б) неактивни:

¨ през отчетната година (спряно през текущата година и през декември на предходната година);

¨ в процес на разработка и в очакване на развитие.

Тестове.

Запазен:

¨ ликвидирани и очакващи ликвидация.

¨ ликвидиран:

а) след пробиване:

¨ в резултат на фатални злополуки и усложнения;

¨ геоложки неуспешен;

¨ проучване, изпълнилите и неизпълнилите целта си;

б) при завършване на операцията.

Оперативният запас от кладенци е тази част от дълготрайните активи на предприятията за добив на нефт и газ, които осигуряват производството на нефт и газ. Оперативният кладенец представлява основната работна част от кладенците, осигуряваща задачата за добив на нефт и газ, това са всички кладенци, въведени някога в експлоатация.

където - активни кладенци, - неактивни кладенци

Тъй като действащият сондажен фонд представлява основната част от сондажния фонд и само той осигурява задачата за добив на нефт и газ, показателите за обема на работа във всеки един момент се определят от тази част от запаса и се изразяват в под формата на броя на нефтените кладенци в началото или в края на даден период от време.

Планирането на производствената и търговската дейност на предприятието започва с определяне на обема и възможностите за производство и продажба на продукти, т.е. производствена програма.

Производствена програма - Това е задача за производство и продажба на продукти в асортимент с подходящо качество във физическо и стойностно изражение въз основа на търсенето и реалните възможности на предприятието да го задоволи за определен период. Обикновено се съставя за годината, разбита по тримесечия и месеци.

Производствената програма служи като основа за разработване на следните планове:

) логистиката;

) численост на персонала и заплати;

) инвестиции;

) финансов план.

Производствената програма предопределя задачите за въвеждане в експлоатация на нови производствени мощности, необходимостта от материали и суровини, броя на работниците и др. Тя е тясно свързана с финансовия план, плана за производствените разходи, печалбите и рентабилността.

Предприятията формират своята производствена програма самостоятелно въз основа на потребителското търсене, идентифицирано в процеса на проучване на пазара; портфолио от поръчки (договори) за продукти и услуги; държавни поръчки и собствени нужди.

Годишната производствена програма установява редица номенклатурни и количествени задачи, които съставляват нейните раздели:

¨ номенклатура и асортимент на продуктите;

¨ задача за производство на готова продукция в натурално и стойностно изражение по окрупнени групи;

¨ обем на доставките на полуфабрикати за трети лица;

¨ обхват на работа, индустриални услуги за трети страни;

Производствената програма се състои от три раздела:

План за производство на продукти във физическо изражение - установява обема на производството на продукти с подходящо качество според номенклатурата и асортимента във физически мерни единици (t, m, бр.). Определя се въз основа на пълното и най-добро задоволяване на потребителското търсене и постигане на максимално използване на производствения капацитет;

Производствен план в стойностно изражение като брутна, пазарна и нетна продукция;

План за продажба на продукти във физическо и стойностно изражение. Съставя се въз основа на сключени договори за доставка на продукти, както и на полуготови продукти, компоненти и части по споразумения за сътрудничество с други предприятия, както и собствена оценка на капацитета на пазара. Обемът на продадените продукти се изчислява въз основа на обема на продаваемите продукти, като се вземат предвид промените в баланса на продуктите в склада и тези, изпратени, но неплатени от клиентите в началото и края на планираната година. Но обемът на продажбите на продукти също се влияе от промените в качеството на продуктите и цените на продуктите и услугите, които са в сила в предприятието.

Дебитът е обемът течност (вода, нефт или газ), стабилно доставян от някакъв естествен или изкуствен източник за единица време. Дебитът е интегрална характеристика източник(сондаж, тръба, кладенец и т.н.), което определя способността му да генерира продукт при даден режим на работа, в зависимост от връзките му със съседни нефт, газ или водоносни хоризонти, изчерпването на тези слоеве, както и сезонните колебания (за подземни води). Дебитът на течността се изразява в l/s или m³/s, m³/h, m³/ден; газ - в m³/ден.

Дебитът на кладенеца е обемът на продукцията, произведена от кладенец за единица време (секунда, ден, час и т.н.). Може да характеризира производството на нефт, газ, газов кондензат и вода.

¨ Дебитът на нефтените кладенци се измерва в кубични метри или тонове за единица време (m³/час, m³/ден).

¨ Дебитът на газовите кладенци се измерва в хиляди кубически метри за единица време (хиляди m³/час, хиляди m³/ден).

¨ Дебитът на газови кондензни кладенци се измерва в тонове за единица време (тонове/час, тонове/ден).

5. Геология на нефта и газа

Земната кора е горната част на литосферата. В мащаба на цялото земно кълбо може да се сравни с най-тънкия филм - дебелината му е толкова незначителна. Но ние не познаваме много добре дори тази най-горна обвивка на планетата. Как може да се научи за структурата на земната кора, ако дори най-дълбоките кладенци, пробити в кората, не надхвърлят първите десет километра? На помощ на учените идва сеизмичната локация. Чрез дешифриране на скоростта на сеизмичните вълни, преминаващи през различни среди, е възможно да се получат данни за плътността на земните слоеве и да се направят изводи за техния състав. Под континентите и океанските басейни структурата на земната кора е различна.

Океански земната корапо-тънък (5-7 km) от континенталния и се състои от два слоя - долен базалтов и горен седиментен. Под базалтовия слой е повърхността на Мохо и горната мантия. Релефът на океанското дъно е много сложен. Сред различните форми на релефа се открояват огромните средноокеански хребети. На тези места се случва раждането на млада базалтова океанска кора от мантийния материал. Чрез дълбок разлом, минаващ по върховете в центъра на билото - разлом - магмата излиза на повърхността, разпространявайки се в различни посоки под формата на подводни потоци лава, непрекъснато бутайки стените на пролома на разлома в различни посоки. Този процес се нарича разпространение. Средноокеанските хребети се издигат на няколко километра над океанското дъно, а дължината им достига 80 хиляди км. Хребетите са нарязани от успоредни напречни разломи. Те се наричат ​​трансформиращи.

Рифтовите зони са най-бурните сеизмични зони на Земята. Базалтовият слой е покрит от морски седиментни слоеве. Континенталната кора заема по-малка площ (около 40% от повърхността на Земята), но има по-сложна структура и много по-голяма дебелина. Под високите планини дебелината му се измерва 60-70 километра. Структурата на континенталната кора е тричленна - базалт, гранит и седиментни слоеве. Гранитният слой излиза на повърхността в области, наречени щитове. Например Балтийският щит, част от който е зает от Колския полуостров, е изграден от гранитни скали. Именно тук бяха извършени дълбоки сондажи, а свръхдълбокият кладенец Кола достигна 12 км. Но опитите да се пробие целият гранитен слой бяха неуспешни. Шелфът - подводната граница на континента - също има континентална кора. Същото се отнася и за големите острови – Нова Зеландия, островите Калимантан, Сулавеси, Нова Гвинея, Гренландия, Сахалин, Мадагаскар и др. Крайните морета и вътрешните морета, като Средиземно, Черно и Азовско, са разположени върху кора от континентален тип.

Скоростта на струйна миграция на газ и нефт зависи главно от фазовата проницаемост за газ и нефт, порьозността на нефтената и газонаситената част на пласта, както и от вискозитета на нефта и газа, ъгъла на наклона на образуването и разликата в плътността на вода, нефт и газ в условията на резервоара. Естеството на разпределението на пясъчните и глинестите слоеве в нефтено-газоносните слоеве до голяма степен определя условията за образуване на находища. При равномерно редуване на глинести шапки с резервоарни пластове, при наличие на благоприятни условия за вертикална миграция, се образуват отлагания в целия разрез на комплекса. В рамките на нефтено-газоносната територия, която обединява нефтени и газови находища от един и същи тип по отношение на условията за образуване на находища. При изучаване на условията за натрупване на въглеводороди е необходимо да се има предвид, че образуването на находища на нефт и газ се извършва във водна среда, а нефтът и газът са само второстепенни компоненти на пластовите течности по обем.

Хидрогеоложките фактори до голяма степен определят условията за миграция и натрупване на нефт и газ. Изследването на динамиката на пластовите води е от съществено значение за установяване посоката на миграция на въглеводороди и определяне на условията за запазване на находището. Над нефтени и газови находища, по време на разрушаването на последните, при определени условия се наблюдава образуване на серни отлагания. Нефтът и газът в резервоара могат да се натрупат, когато резервоарът се огъва в антиклинална структура.

Описание на работата

Основата на икономическия потенциал на региона Оха е горивно-енергийният комплекс. Основното му предприятие е отделът за производство на нефт и газ "Оханефтегаз", който е част от структурата на OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Историята на предприятието NGDU Okhaneftegaz започва с разработването на находището Okha през 1923 г. От 1923 до 1928 г. находището Okha се разработва от Япония по силата на концесионно споразумение. От 1928 до 1944 г. проучването и разработването на находището се извършва съвместно от тръста „Сахалинефт“ (сформиран през 1927 г.) и японския концесионер

Въведение. Обща информация за фирмата
2
1.
Теоретична част
3

1.1. Фирмена структура
3

4

1.3. Класификация на методите за повишен нефтен добив
6

1.4. Системи за наводняване и условия за тяхното използване
9

1.5. Проучване на инжекционни кладенци
13

1.6. Подземен ремонт на инжекционни кладенци, видове и причини за ремонт
14
2.
Безопасност на труда при наводняване на водоема
15
3.
Опазване на околната среда при използване на отпадъчни води за PPD
16

Заключение. Как да се определи ефективността на използването на PPD методи
18

Библиография
19

Файлове: 1 файл

Федерална агенция за образование и наука на Руската федерация

Разработване и експлоатация на нефтени и газови находища

(име на специалност)

(фамилия, собствено име, бащино име на ученика)

Задочен отдел, шеста година.

код 130503.

за квалификационна (стажантска) практика

На ______________________________ _____________________________

(Име на фирмата)

Ръководител практика от филиала

Ръководител практика от предприятието

____________________ ___________________________

(длъжност) (подпис) (и.д.)

Решение на Комисията от “______” ____________________ 2010 г

признават, че докладът

завършено и защитено с рейтинг „_____________________________“

членове на комисията

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(длъжност) (подпис) (и.д.)

Въведение

Обща информация за предприятието.

Основата на икономическия потенциал на региона Оха е горивно-енергийният комплекс. Основното му предприятие е отделът за производство на нефт и газ "Оханефтегаз", който е част от структурата на OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Историята на предприятието NGDU Okhaneftegaz започва с разработването на находището Okha през 1923 г. От 1923 до 1928 г. находището Okha се разработва от Япония по силата на концесионно споразумение. От 1928 до 1944 г. проучването и разработването на находището се извършва съвместно от тръста „Сахалинефт“ (сформиран през 1927 г.) и японския концесионер.

През 1944 г. споразумението с Япония е прекратено и от този период развитието на находището Okha е продължено от асоциацията Sakhalinneft, а нефтеното поле Okha е включено в различни подразделения през различни години:

1944-1955 г. – нефтено находище Оха (в разработката на находището Централна Оха);

1955-1958 г. – Разширено нефтено находище Оха, част от дирекцията за нефтени находища Ехабинефт (в разработването на находищата Централна Оха, Северна Оха, Некрасовка, Южна Оха, Колендо - до 1965 г.);

1968-1971 г. – Нефтено поле „Оханефт“ (в разработването на находищата Централна Оха, Южна Оха, Некрасовка);

1971-1979 г. – NGDU Kolendoneft (в разработването на находищата Централна Оха, Северна Оха, Южна Оха);

1979-1981 г. - Основно предприятие на Производственото обединение "Саханефтегаздобича", част от Всесъюзното индустриално обединение "Сахалинморнефтегаз" (в разработването на находищата Централна Оха, Северна Оха, Южна Оха);

1981-1988 г. – НГДУ „Севенефтегаз” (същите находища в процес на разработка). NGDU Okhaneftegaz оперира в 17 нефтени и газови находища, разположени в района на Оха.

През 1988 г. PA Okhaneftegazdobycha и VPO Sakhalinmorneftegaz са преобразувани в PA Sakhalinmorneftegaz, а НГДУ Севернефтегаз е преобразувано в НГДУ Оханефтегаз, което отново включва находището Колендо. В стари нефтени находища, разположени на сушата, започна въвеждането на технология за хидравлично разбиване, което позволява да се увеличат темповете на производство на кладенци.

1. Теоретична част

1.1.Структура на предприятието Оханефтегаз

1.2. Кратка геоложка характеристика на находището

Обща информация за депозита. Тунгорското находище е открито през 1958 г. на 28 км южно от Оха. Орографски антиклиналната гънка е разположена на границите на две морфологични зони: източната, издигната, изразена под формата на меридианно било на Източно-Сахалинската верига, и западната, представена от по-плоски и по-ниски форми на релефа. Максималните абсолютни коти в източната част достигат 120 метра. Сводът на гънката съответства на понижен релефен пояс с абсолютни коти не повече от 30-40 m.

Хидрографската мрежа на района е слабо развита. Трябва да се отбележи, че има два местни водосборни басейна - езерата Тунгор и Одопту, които имат тектонски характер. През района протичат редица малки потоци и реки. Долините им са блатисти и водният поток е неравномерен. Непосредствено до полето се намира село Тунгор, което е свързано с град Оха с път с дължина 28 километра.

Климатът в района е студен, зимата е дълга, снежната покривка започва през ноември и се задържа до май. Тайфуните носят виелици през зимата и проливни дъждове през лятото. Вятърът достига 30 м/сек. Лятото е кратко и дъждовно. Средната годишна температура е 2,5.

Стратиграфия. Седиментният разрез на Тунгорското находище е представен от теригенни песъчливо-глинести скали с неогенска възраст. Комплексът от образувания, открити от най-дълбоките кладенци, е разделен (отдолу нагоре) на образуванията Дагински, Окобикайски и Нутовски.

Дагинска формация. Максималната разкрита дебелина в сондаж № 25 е 1040 m. Границата между Дагинската и Окобикайската свита е начертана по върха на XXI хоризонт. Дагинските находища се подразделят на хоризонти XXI – XXVI.

Изградени са предимно от пясъци и пясъчници, светлосиви, сиви, разнородни, алевритно-глинести скали.

Калните камъни са тъмносиви до черни, напукани, натрошени, песъчливо-тинести, слюдени отгоре, съдържащи овъглени растителни останки. Скалите се характеризират с високо съдържание на силициев диоксид.

Формация Okobykai. Границата между отлаганията на Nutovskaya и Okobykaiskaya образувания е условно начертана в основата на 3-ти слой. Дебелината на образуванието достига 1400 m. Кластичните скали са представени от пясъци, глини и техните междинни и циментирани разновидности. Горната половина на формационния участък се характеризира със стабилността на седиментацията, която се проявява при анализиране на дебелини. Широко разпространената прекъснатост на пластовете III – XII, резките литоложко-фациални смени усложняват локалната корелация на разреза на отделните кладенци и предопределят условността на контакта между находищата Нутов и Окобикай.

Пясъците и пясъчниците са сиви, светлосиви, дребнозърнести, глинесто-тинести с камъчета и чакъл. Алевролитите и алевролитите са светло и тъмносиви, глинесто-песъчливи. Глините и калниците са тъмносиви, песъчливи, тинести и напукани. Глинесто-песъчливият комплекс на долните пластове Okobykay включва основните находища на нефт и газ.

Нутовский апартамент. Разпространен е в целия ареал, като в гребена на гънката се разкриват среднонутовски скали. Общата дебелина надхвърля 1000 m. Ако в долната част на разреза е възможно да се проследят отделни пясъчни слоеве (III, II, I, M), то по-горе се разкрива непрекъснат пясъчен комплекс с тънки глинести прослойки. Песъчливите скали са сиви, светлосиви, рохкави, дребнозърнести и смесенозърнести с разпръснати камъчета и чакъл. Глините са тъмносиви, песъчливо-глинести, тинести с включения от овъглени растителни останки.

Тектоника. Тунгорската гънка е част от Ехабинската антиклинална зона, разположена в района на североизточната крайна част на острова.

В рамките на антиклиналната зона са идентифицирани девет антиклинални структури, групирани в два антиклинални клона - Оха и Източна Ехабинская.

Тунгорската антиклинала се намира в долния край на Източно-Ехабинската зона и се различава от другите гънки по редица структурни характеристики. Тя се различава от съседните структури - Източна Ехабинская на изток и Ехабинская, съседна на север - с лекото си потапяне, по-малък контраст и липса на разломи. Според плиоценските отлагания, развити на повърхността, гънката е брахиантиклинала на меридианно простирание.

По покрива на ХХ хоризонт гънката се простира в меридионална посока, крилата й са почти симетрични. Ъглите на наклон на скалите на западния фланг варират в рамките на 8-9 градуса, на източния са по-стръмни, достигайки 12-14. Потапянето на скалите в южна посока е плавно, под ъгъл 3-4, на северната периклинала има флексурно удебеляване на изохипси и по-стръмно потапяне на шарнира (ъгъл на наклон 6-7).

Съдържание на масло. През 1958 г. откривател на кладенец установява промишленото съдържание на петрол в ХХ хоризонт. През 1961 г. при тестването на кладенец № 28 е открито нефтено находище от XX хоризонт. Към днешна дата в находището Тунгор е доказана продуктивността на три нефтени хоризонта (XXI, XX и XX) и десет газови хоризонта. В участъка на находището Tungor има широк диапазон на производителност и съответствие с вертикалното зониране в разпределението на находищата: нагоре в участъка нефтените находища се заменят с газов кондензат, след това чисто газ. Морфологията на естествените резервоари на находището Тунгор е вилообразна и съответно капаните на залежите на нефт и газ ще бъдат класифицирани като пластово-куполни и повечето от тях са частично литоложки екранирани.

1.3. Класификация на методите за повишен нефтен добив

Използването на методи за поддържане на налягането в резервоара по време на разработването на нефтени находища (странично и вътреконтурно наводняване, инжектиране на газ или въздух в по-високите части на резервоара) позволява най-рационалното използване на естествената резервоарна енергия и нейното попълване, като значително намалява време на разработване на находища поради по-интензивни темпове на добив на нефт. Независимо от това балансът на остатъчните запаси в находищата в крайните етапи на разработка остава много висок, възлизащ в някои случаи на 50-70%.

Понастоящем е известно и се прилага голямо числометоди за подобряване на добива на нефт. Те се различават по метода на въздействие върху продуктивните образувания, естеството на взаимодействието между работния агент, инжектиран във формацията, и течността, насищаща формацията, и вида на енергията, въведена във формацията. Всички методи за увеличаване на добива на нефт могат да бъдат разделени на хидродинамични, физикохимични и термични.

Хидродинамични методи за повишаване на добива на нефт.

При използването на тези методи системата за подреждане на производствени и инжекционни кладенци не се променя и не се използват допълнителни източници на енергия, въведени във формацията от повърхността за изместване на остатъчния нефт. Хидродинамичните методи за повишено добив на нефт работят в рамките на текущата система за разработване, най-често по време на наводняване на нефтени резервоари, и са насочени към по-нататъшно интензифициране на естествените процеси на добив на нефт. Хидродинамичните методи включват циклично наводняване, метод на променливи филтрационни потоци и принудително изтегляне на течност.

Циклични наводнения. Методът се основава на периодична промяна на режима на работа на находището чрез спиране и възобновяване на нагнетяването и изтеглянето на вода, поради което капилярните и хидродинамичните сили се използват по-пълно.

Това насърчава въвеждането на вода в зоните на образуване, които преди това не са били засегнати. Цикличното наводняване е ефективно в полета, където се използва конвенционално наводняване, особено в хидрофилни резервоари, които по-добре задържат водата, проникнала в тях чрез капилярно действие. В хетерогенни формации ефективността на цикличното наводняване е по-висока от тази на конвенционалното наводняване. Това се дължи на факта, че при условия на наводняване на хетерогенна формация, остатъчното нефтонасищане на секциите на пласта с по-лоши резервоарни свойства е значително по-високо от основната наводнена част на пласта. С увеличаване на налягането, еластичните сили на пласта и течността допринасят за проникването на вода в зони на пласта с по-лоши резервоарни свойства, докато капилярните сили задържат водата, която е проникнала в пласта с последващо намаляване на налягането на пласта.

Метод за промяна на посоката на филтрационните потоци. В процеса на наводняване на нефтени резервоари, особено разнородни, според традиционните схеми в тях постепенно се образува поле на налягане и естеството на филтрационните потоци, при които отделните участъци на резервоара не са обхванати от активен процес на изместване на нефт. по вода. За да се включат в разработката застояли резервоарни зони, които не са обхванати от наводняване, е необходимо да се промени общата хидродинамична ситуация в него, което се постига чрез преразпределение на изтеглянето и инжектирането на вода между кладенци. В резултат на промените в екстракциите (инжектирането), посоката и големината на градиентите на налягането се променят, поради което областите, които преди това не са били обхванати от наводняване, са засегнати от по-високи градиенти на налягането и маслото от тях се измества в наводнената, течаща част от образувания, като по този начин увеличава добива на нефт. При прилагането на метода, наред с промените в добива и нагнетяването, се практикува периодично спиране на отделни кладенци или групи от добивни и нагнетателни кладенци.

Федерална агенция за образование

Държавно висше професионално учебно заведение

образование

„UFA STATE OIL TECHNICAL

УНИВЕРСИТЕТ"

Катедра Оборудване на нефт и газ

учебна практика

Студент от група МПЗ – 02 – 01 А.Я. Ислямгулов

Ръководител практика от Р.Р. Сафиулин

Катедра д.ф.н. асистент

Обща характеристика на предприятието

Производствената дирекция „Аксаковнефт“ е създадена през 1955 г. във връзка с откриването на кладенец № 3 на Шкаповското нефтено находище, пробит от сондажния екип на майстор И.З. Пояркова на 23 ноември (Фигура 1).

Фигура 1 – Кладенец № 3

От самото начало на своята дейност NPU Aksakovneft принадлежи към тръста Bashneft, разположен в Уфа, който беше реорганизиран в акционерно петролно дружество Bashneft,

NGDU има 15 полета в баланса си. Извличаемите остатъчни запаси възлизат на 22,358 млн. тона към 1 януари 2004 г. (без увеличението на запасите през 2004 г.). При сегашните обеми на производство на петрол, запасите са налични за 21 години. В момента проучвателните сондажи се извършват в 2 района: Афанасьевская и Лисовская.

Полетата на NGDU Aksakovneft LLC са показани на фигура 2.

От началото на разработката са произведени 229 937 тона масло. Планът за добив на нефт за 2004 г. се изпълнява на 100,2%, добити са 2 хил. тона нефт над плана.

Фигура 2 – Обзорна карта на находищата

Пуснати са в експлоатация 21 нови сондажа при планирани 20. Добивът на нефт от нови сондажи е 31 768 тона при план 27 000 т. Дебитът на новите сондажи е 9,5 тона/ден при план 7,8 тона/ден .

Въведоха се в експлоатация 6 нови нагнетателни сондажа при планираните 6.

Поради бездействие са въведени в експлоатация 26 сондажа при план 26.

Периодът на развитие на кладенеца при норма от 17 дни е 7,7 дни.

Събрани са 39 754 хил. м3 попътен газ, в т. ч. 422 хил. м3 над плана. Степента на усвояване на ресурсите от попътен нефтен газ е 96,3% при план 95,1%.

Основно внимание се отделя на въвеждането на ново оборудване и модерни технологии, увеличаване на добива на нефт и ефективността на геоложките и технически мерки (Фигура 3).

Благодарение на новите технологии за увеличаване на нефтения добив са добити 348 т. През изминалия период на годината е извършен голям обем работа за извършване на геоложки и технически дейности. Така при план 467 са изпълнени 467 дейности. Ефективността е 113,8 хиляди тона.

Специфична ефективност при план 243,3 t/m. ще бъде 243,7 т/мярка.

Фигура 3 – Технология за увеличаване на нагнетателната способност на инжекционен кладенец с помощта на технология, използваща спираловидна тръба.

Един от етапите на реорганизацията на JSOC Bashneft беше сливането на производствения екип за преработка на газ Shkapovsky в LLC NGDU Aksakovneft през юли миналата година. През 2004 г. са преработени 39 млн. 208 хил. куб. м попътен нефтен газ при план от 34 млн. 712 хил. м3, преизпълнението е 4496 хил. м3 или +13% от плана.

LLC NGDU Aksakovneft е предприятие с високо развито оборудване и технология за производство на нефт и регионална инфраструктура, разположено в югозападната част на Република Башкортостан на адрес Приютово, ул. Vokzalnaya 13. Това е модерно, високоразвито предприятие - подразделение на асоциацията Bashneft с модерно оборудване и технология за производство и обработка на нефт.

Основната цел е реализиране на печалба и задоволяване на обществените потребности от произвежданите от него стоки и услуги. Основните дейности са:

Добив на нефт и газ и тяхната подготовка;

Изграждане, капитален и подземен ремонт на кладенци:

Ремонт и строителство на пътища;

Предоставяне на платени услуги на населението;

Производство на потребителски стоки;

Изграждане, експлоатация и ремонт на съоръжения за нефтени находища и социални обекти;

Транспортни услуги, услуги със специална техника;

Производство и продажба на пара и вода;

Обучение и повишаване на квалификацията на персонала;

Провеждане на обща икономическа, ценова, техническа и екологична политика с Дружеството;

Дружеството извършва дейността си въз основа на действащото законодателство на Руската федерация и Република Башкортостан, Устава, решения на управителните органи на Дружеството и сключени споразумения.

Уставният капитал на дружеството и неговото движение са отразени в баланса на ръководството на JSOC Bashneft.

8. НГДУ "Чекмагушнефт"

август 1954 г. От сондаж No11, сондажен от екипа пробиванемайстори М. Ш. Газизулинаот тръст „Башзападнефтеразведка“, край с. Верхне-Манчарово, започва да тече нефт с дебит 150 тона на ден. Така започна голямото маслосеверозападно от Башкортостан.

1956 г Район Манчаровская е подготвен за индустриално развитие.

В Крещенско-Булякския район е открит нефт. Създаден е нов завод за производство на маслоорганизация - Култубинско интегрирано нефтено находище - с цел развитиепетролните богатства на перспективния район.

септември 1957 г. Бяха добити първите тонове промишлена манчаровкамасло.

1960 г Манчаровски, Игметовски,Крещенско-Булякски и Тамяновски участъци от Манчаровската групадепозити. 59 нефтени сондажа в експлоатация годишно производствомасло - около0,5 милиона тона; общото нагнетяване на вода в инжекционните кладенци е 117 хил. м3.

Систематичното и в същото време бързо развитие на оснМанчаровское поле. Височина производствовъзниква поради увеличениетозапас от нефтени кладенци и разработване на система за наводняване.

Втората половина на шейсетте години се характеризира с широкразгръщане пробиванеработи на обектите Грем-Ключевски и ИванаевскиПлощад Юсуповская, Таймурзински, Карача-Елгински, Шелкановски,Нефтени полета Чермасан и Мен-Узов.

1968 г Започнете пробиванена площад Саитовская. Въвеждане в експлоатация на нови кладенци виндустриална експлоатация.

Ускореният темп на разработване на нови находища позволи петролни работници достигнете максимално ниво производствонефт – 6282 хил. тона годишно. 10 годинипрез 1958 г. тази цифра беше малко над 40 хиляди тона. Такиваникой не знаеше кратките срокове за развитие маслодобивнирегион на страната.

1970 г Начало на сондирането на петролното находище Андреевское.Възникващият проблем с водоотделянето на петрола и свързаните с него технологиитрудностите доведоха до увеличаване на броя на извършените геоложки и технически изследваниядейности (GTM) до 3000 годишно.

1970-1980 г. Производителите на петрол започнаха усилената си работа за стабилизиранениво производство на петролв размер на 5,3-4,9 млн. тона годишно, а през следващите 1980-1990 г.години - на ниво от 4,8-4,1 милиона тона нефт годишно.

През тези години имаше интензивно сондиране на нефтени находища,увеличаване на обема на впръскване на прясна и отпадна вода и производствотечност отвнедряване на високопроизводителни ESP агрегати.

През 1990 г. максималният годишен обем на инжектиране на вода впродуктивни хоризонти – 43,8 млн. m3 и максимален обем течен добив – 50,2 милиона тона.

През 40-те години, изминали от създаването на НГДУ "Чекмагушнефт", той беше въведен вексплоатация 3490 маслокладенци от пробиване, 803 инжекционни кладенци.

794 милиона m3 вода са инжектирани в продуктивни пластове. Произведени са 871 милиона тона течност.

Сега успяхме да се стабилизираме производство на петролна 2 милионаt на година. Това стана възможно благодарение на голям бройгеоложки и технически дейности, внедряване на постиженията на науката и техниката внараства добив на масло, използването на технически и технологични разработки сс цел засилване производствомасло,

През 70-те години въвеждането на принципа на интегравтоматизация и подреждане на нефтени предприятия; е въведен в експлоатация през 1973 гпървият цялостно автоматизиран регионален инженерно-технологиченслужба № 2, а до края на 1975 г. тази работа е завършена в световен мащабНГДУ.

Включени в технологични схеми на обекти производстворазработване на петролИнженери на NGDU в областта на събирането и автоматизацията на нефт. Между тях:– технологична схема на докачваща помпена станция и сепараторс изпускане на отпадни води,

– устно оборудване;

– начини за предотвратяване на отлагания на неорганични соли в кладенци;

– бригадни маслоизмервателни възли;

– наклонена тръбна инсталация за пречистване и отвеждане на вода и др.

За първи път в Башкортостан, в находищата на НГДУ Чекмагушнефт,проблемът с отлаганията на неорганична сол в нефтени кладенци на базатапериодично третиране на гипсови кладенци с вътрешни и вносниинхибитори на образуването на сол.

НГДУ обръща сериозно внимание на икономическа работа, подобрениеуправленски структури на цехове и екипи, въвеждане на нови форми на организацияпроизводство и труд.

По този начин фондове, създадени през 70-те години въз основа на резултатите от тяхната дейностикономическо стимулиране - материално стимулиране, развитиепроизводство, жилищно и социално застрояване - разрешенида усвои 1758 милиарда рубли капиталовложения през тези години.

За първи път в индустрията NGDU разработи система за обслужване на маслокладенци в полетата, базирани на широка комбинация от професии. Днес наВ индустриите всеки работник има няколко свързани професии.Комплексни механизирани звена, започващи от Кушулски

икономически експеримент, успешно извършване на цялата гама от работа,осигуряване на нормалния ритъм на технологичния процес производство на петролИгаз. Да, екипът производствомасло и газмайстор Р. М. Галеевосигурява непрекъсната работа на около 200 кладенци и други съоръженияпроизводство на петрол. Екипаж за производство на петролни находища № 4 маслоИ газ(майстор F.M.Акрамов) обслужва до 280 кладенци

За поддържане оперативенкладенци в изправност иосигуряване на надеждна работа на кладенеца оборудванев НГДУсъздадени са подземни и основни ремонтни работилници. Днес ъндърграундърите вса усвоили до съвършенство тайните на своята професия. Неслучайно един отосновни показатели на подземните ремонти - периодът между ремонтитекладенци (MCI) – е над 600 дни. PRS екип на майстор 3. I.Ахметзянова постигна най-високия показател MCI - 645 дни, а споределектрически центробежни помпи – 697 дни.

Ремонтни екипи годишно извършват 550-600 основни ремонтакладенци Те се извършват, като се вземат предвид екологичните изисквания, докатообръща се внимание на изолирането на произведената вода и възстановяването на плътносттаколони и циментов пръстен зад колоната и проводника, елиминирайки напречните потоци.

Благодарение на добре координираната работа на говедовъдни екипи, ръководени от майстори F.F.Хайдаров, М. С. Туктаров, Р. Л. Насибулин, А. М. Молчанов,средната продължителност на един ремонт е 1103 б/час по план120,3 b/час, Продуктивно време -98,2%.

Екипът на НГДУ Чекмагушнефт се активизира значителноекологични дейности, насочени към предотвратяване на замърсяванетоподпочвите, водите, земните ресурси и атмосферата. Производителите на петрол разбират товаПо този въпрос няма дреболии, така че всички проблеми се решават с активно участиевсеки управленски служител.

Създадена е мрежа за контрол на качеството на повърхностните и подпочвените водиконтролни точки за вода. През 1996 г. тази мрежа е разширена от 30 на 88 точки(пунктове), от които по график се вземат проби и се анализира вода и когаПри необходимост се предприемат мерки за установяване и отстраняване на причините.

което води до влошаване на качеството му.За намаляване на агресивната активност на свързаната произведена течност ивода, изпомпвана в тръбопроводите на системата за събиране и обработка на нефт,поддържане на налягането на сала (FPP) на кладенците и тяхната дълбочина оборудване Инхибиторите на корозията се дозират от 183 точки.

НГДУ "Чекмагушнефт" е пионер в разработването и внедряването на тръбиводоотделители (WWO), позволяващи изхвърлянето навода директно в съоръженията за производство на нефт. TVOs не се нуждаят от постоянноподдръжка, заустваната след тях вода е с добро качество. При коетоспестяват се средства за транспортиране на тази вода до инсталациипредварително разреждане (UPS) и обратно, което елиминира потенциалаопасност от аварийно въздействие върху околната среда на отпадъчните води при неготранспорт. В момента НГДУ работи13 ТВО се извършват СМР на още два водоотделителя.

NGDU непрекъснато работи за намаляване на консумацията на прясна вода спроизводствени нужди, особено при PPD. Относително тегло на прясна вода за обеминжектираният обем през 1996 г. беше 3%.

За намаляване на емисиите газовевъведени в атмосферата при експлоатация инсталации за улавяне на леки фракции въглеводороди в събиране на масло паркове "Калмаш" (1993) и "Манчар" (1996). Само в НСП "Калмаш" сповече от 450 хиляди m3 бяха уловени в началото на изстрелването газ. Много се работи поповишаване на надеждността и херметичността на кладенците и спирателните вентилинефтено находище оборудване, намаляване на течовете на помпата, своевременноремонт и производство на антикорозионни покрития.

От 1990 г. NGDU интензивно заменя металните тръби с тръбиантикорозионен дизайн (метал-пластмаса, гъвкавполимер-метал, хастар). В началото на 1997 г. е въведен в експлоатацияексплоатацияцех за производство на металопластични тръби с производителност 200 км тръби годишно.

Министерство на образованието и науката на Руската федерация и Република Татарстан

Алметиевски държавен петролен институт

Отдел за развитие и експлоатация

нефтени и газови находища"

Докладвай

Студент Абунагимов Рустам Ринатовичгрупи 68-15 W

Специалност Факултет по нефт и газ 13503.65

Според проведената учебна практика в АО Башнефт

НГДУ "Октябрьскнефт"

(предприятие, отдел за производство на нефт и газ)

Място на стажа ОАО Башнефт

НГДУ "Октябрьскнефт"

Ръководител на практика

от катедра РиЕНГМ Чекмаева Р.Р.

(длъжност, пълно име)

Алметиевск

ВЪВЕДЕНИЕ 3

1 Производствена и организационна структура на НГДУ. 4

2. Геоложки и физически характеристики на обектите. 8

3. Сондажни кладенци. 13

4. Разработване на нефтени находища. 15

5. PPD система. 19

6. Експлоатация на нефтени и нагнетателни кладенци. 22

7. Проучване на кладенец. 25

8. Методи за повишаване на производителността на кладенеца. 26

9. Текущ и основен ремонт на кладенци. тридесет

10.Събиране и подготовка на нефт, газ и вода. 33

11. Безопасност, опазване на труда и околната среда. 36

ЛИТЕРАТУРА 39

ВЪВЕДЕНИЕ

Завърших този стаж в NGDU Oktyabrskneft. По време на практиката се запознах с методите за добив на нефт, методите за увеличаване на нефтения добив, системата за поддържане на налягането в резервоара, както и системата за събиране на продукцията от кладенец в условията на тази нефтогазодобивна инсталация.

НГДУ "Октябрскнефт" е предприятие за добив на нефт и газ. Основата на дейността на NGDU е производството на нефт, газ, битум, пресни и минерални води, транспортирането им с различни видове транспорт, а в някои случаи преработка и продажба.

NGDU Oktyabrskneft е голямо подразделение на OJSC Bashneft. Поради високата степен на проучване (повече от 82%) на територията на Башкортостан, компанията продължава да извършва геоложки проучвателни работи както на територията на републиката, така и в други региони. През 2009 г. е изпълнен годишният план за проучвателно сондиране на повече от 10 хиляди метра, завършено е изграждането на 10 кладенци, получени са търговски потоци нефт в 6 кладенци (60% ефективност), открити са 2 нови нефтени находища, увеличението на възстановимите запаси от промишлени категории възлизат на 1,3 милиона тона Фирмата извършва сеизмични проучвания, дълбоки проучвателни сондажи, геохимични изследвания и тематична работа в областта на геоложките проучвания. Добивът на петрол ще се увеличи поради находищата, които се разработват от компанията, като Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye и други находища. Увеличаването на добива на нефт се очаква поради увеличаване на обема на геоложки и технически дейности: пробиване на нови кладенци, оптимизиране на извличането на течности, прехвърляне на кладенци към други съоръжения, извършване на хидравлично разбиване, създаване на нови места за наводняване, намаляване на неизползваните кладенци и разширяване използването на доказани високоефективни методи за увеличаване на добива на нефт.

NGDU "Oktyabrskneft" е около две дузини цехове и отдели на основното и спомагателно производство и социални услуги. Катедрата разполага със собствен учебен център, Дом на техниката, помощни оранжерийни съоръжения, център за отдих, стоматологични и фелдшерски пунктове и др.

Напоследък петролните работници работят много по проблемите на околната среда: солените извори се възстановяват, реките се почистват, замърсените с нефт земи се рекултивират.

На практика често ходих на обиколки на сондажи, по време на които научих действията на оператор в добива на нефт и газ директно в работни условия. Друг важен аспект от стажа беше практическото затвърждаване на придобитите теоретични знания.

1 Производствена и организационна структура на НГДУ

НГДУ "Октябрскнефт" се намира в реката. село Серафимовски, Туймазински район, Република Башкортостан. Произвежданите продукти, според основната дейност на предприятието, са търговско масло.

Според вида на структурата на управление NGDU Oktyabrskneft принадлежи към линейна функционална структура на управление, която има малки недостатъци и като цяло е оптимална за това предприятие. Към 2009 г. работната сила на това предприятие е около 1750 души.

NGDU Oktyabrskneft е сложна система от структури и подразделения, които осигуряват непрекъснат добив на нефт. Диаграма на структурата на NGDU Oktyabrskneft е представена на фигура 1.

Ръководството се осъществява от ръководителя на отдела за добив на нефт и газ, на когото са подчинени всички служби, отдели и цехове. Той ръководи всички дейности на предприятието на основата на единството. Правата и отговорностите на всеки отдел на заместник-началника, както и на служителите на апарата, са разделени със специални разпоредби.

Първият заместник-началник е главният инженер, той осъществява производствено-техническото ръководство на екипа и заедно с директора носи пълна отговорност за ефективността на предприятието.

Главният инженер отговаря за:

1) Производствено-технически отдел (PTO), чиято основна задача е да определи рационалното оборудване и технология за добив на нефт и газ, въвеждането на ново оборудване и модерни технологии.

2) Службата за главен механик (CMS) управлява службата за механичен ремонт на NGDU.

3) Службата на главния енергетик (CHS) се занимава с организиране на надеждна и безопасна работа на топлоелектрически централи, въвеждане на нови, по-надеждни, икономични електрически задвижвания и схеми за захранване.

4) Отдел по индустриална безопасност и здраве при работа (БЗР), чиято основна задача е да организира работата за създаване на безопасни условия на труд.

Геоложкият отдел е подчинен на главния геолог. Отделът се занимава с подробно проучване на находището, отчитане на движението на запасите от нефт и газ, допълнително проучване на отделни зони, въвеждане на технологични схеми и проекти за развитие и намиране на начини за интензифициране на разработването.

Фигура 1 Организационна структура на НГДУ Октябрскнефт

Икономическият отдел за планиране (PEO) е подчинен на главния икономист на NGDU. Основната задача на отдела е да организира управленската работа, да анализира работата на предприятието и да идентифицира начини за подобряване на ефективността на производството. Отделът по труда и заплатите (LOW) се занимава с подобряване на организацията на труда и управлението на производството, въвеждане на прогресивни форми и системи на заплащане и материални стимули с цел по-нататъшно повишаване на производителността на труда.

Службата за логистична поддръжка и доставка на оборудване (SMTO и KO) докладва на заместник-началника на NGDU по общи въпроси. Основната задача е осигуряването на звената на НГДУ с всички видове материали и средства.

Заместник-началникът по икономическите въпроси е главният икономист, който координира и контролира дейността на всички икономически служби и отдели.

Катедрата по автоматизирана система за управление (АСУ) е предназначена за автоматизиран контрол. Той взаимодейства със системи за управление на предприятието, обслужвани от клъстерни изчисления и информационни и изчислителни центрове (KVTs и KIVC).

Производството в НГДУ е разделено на основно и спомагателно. Основното производство включва цехове, които участват пряко в производството на основните продукти.

Те включват CDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Тези работилници изпълняват следните функции: насърчаване на нефт и газ до дъното чрез използване на резервоарна енергия; издигане на нефт на повърхността, събиране, контрол, измерване на обема на добива, комплексна подготовка на нефта с цел придаване на търговски качества.

Структурата на спомагателното производство включва онези подразделения на предприятието, които осигуряват непрекъснатата работа на основните производствени цехове. Дейностите на спомагателното производство включват: ремонт на оборудване, кладенци, устройства и механизми; осигуряване на производствените помещения с електричество, вода и други необходими материали; информационно обслужване на основни производствени цехове. Всички тези задачи се изпълняват от работилници, включени в структурата на НГДУ: ЦАПП; CAZ; ЦНИПР; ЦПКРС; ПРЦЕО; транспортна работилница.

Цех за подготовка и изпомпване на нефт ЦППН, приемане на произведената трифазна течност (нефт, газ, вода) от нефтеното поле, подготовка (разделяне на фази), отчитане на нефт и вода, доставка на нефт до управлението на нефтопровода и пластова вода към цеха за поддържане на налягането в резервоара, за използване в налягането на системата за поддържане на пласта.

Цех за поддържане на резервоарно налягане (RPM) за инжектиране на вода в продуктивни пластове.

Цех за подземен и основен ремонт на кладенци (участък ORS), извършващ текущ ремонт на кладенци, извършване на геоложки и технически мерки за въздействие върху дънната зона на пласта.

Зона за ремонт на кладенци (CHS) - извършване на основен ремонт на кладенци, извършване на геоложки и технически мерки, насочени към интензифициране на добива на нефт, увеличаване на добива на нефт, увеличаване на приемливостта на инжекционните кладенци.

Подвижен ремонтен цех за електрообзавеждане и електроснабдяване (ПРТЕИЕ) - осигуряване на електрозахранване на съоръженията на НГДУ, извършване на планови профилактични ремонти и профилактични изпитания на електрообзавеждане, оборудване и електрически мрежи.

Автоматизация на цеха за производство и пароснабдяване (CAPP) - доставя технологична вода и топлинна енергия (пара) на агрегати на NGDU и потребители на трети страни.

Строително-монтажен цех (CMS) - организиране на проучване, производство и кладенци, пуснати в експлоатация от консервиране и бездействие, основен ремонт на нефтодобивни съоръжения и социални и културни обекти, поддръжка и планови профилактични ремонти на оборудване за измерване, автоматизация и телемеханизация в съоръжения на NGDU .

Научно-производствен цех за нефтени находища (TSNIPR) - извършване на хидродинамични изследвания на кладенци и образувания, изследване на резервоари за прясна вода, определяне на замърсяването на въздуха в зоната на дейност на NGDU, лабораторни изследвания на произведения флуид, определяне на качеството на пречистените и отпадъчни води в завода за обработка на нефт, анализ на физичните и химичните свойства на нефтения газ.

Магазин за антикорозионни покрития и основен ремонт на тръбопроводи и конструкции (DAC и CRTS). Функции на работилницата: вътрешно почистване на резервоари, основен ремонт на резервоари и топлообменници, антикорозионно покритие на резервоари и контейнери, демонтаж на оборудване и конструкции, полагане на тръбопроводи върху GPMT (гъвкави полимерно-метални тръби), наблюдение на състоянието на заваръчните шевове и измерване на дебелината на стените на тръбопроводи, резервоари, кранове и резервоари (откриване на дефекти), ремонт на помпено-компресорни тръби, доставката им на бригади за помпени и ремонтни работи.

Цех за гъвкави полимер-метални тръби (ЦГМТ) - производство на гъвкави полимер-метални тръби за системи за събиране на нефт и поддържане на резервоарно налягане, за транспортиране на силно обводнен нефт и силно агресивни отпадъчни води, производство на потребителски стоки.

Разгледаната структура на NGDU Oktyabrskneft позволява на предприятието да решава всички възложени му задачи, ефективно да използва материални и трудови ресурси, следователно е препоръчително да управлява производствените си възможности.

2 Геоложки и физически характеристики на обектите

Петролното находище Серафимовское се намира в северозападната част на Башкортостан, в района на Туймазински. Непосредствено на северозапад от него е голямото Туймазинско нефтено находище, а на юг са Троицкое и Стахановское петролни полета.

В рамките на депозита има ж.п. Serafimovsky, който е основан на 31 декември 1952 г. По-голямата част от работниците, участващи в развитието и експлоатацията на това поле, живеят там. През територията на находището минават асфалтирани пътища и магистрали, свързващи нефтените находища с градовете Октябрски и Белебей, както и с железопътните гари Туймази, Урусу и Кандра.

Разработването на находището се извършва от NGDU Oktyabrskneft LLC, разположено в селото. Серафимовски, а сондирането на кладенци се извършва от BurKan. Продуктите от петролни кладенци след първоначално третиране от парка за събиране на петрол през помпената станция Субханкулово се изпомпват по нефтопровод до петролните рафинерии на Уфа. Свързаният газ се консумира от Туймазинския газопреработвателен завод, частично се използва за местни нужди и се транспортира по газопровод до град Уфа. Водоснабдяването се осъществява от централен водопровод, захранващ вода от подрусловите кладенци на река Усен.

Климатът на района е континентален. Характеризира се с мразовити зими с температури до 45 0 C през януари и доста горещо лято с температури до + 35 0 C през юли. Средната годишна температура е +3 0 C. Средните годишни валежи са около 500 mm. Валежите са предимно през есенния и зимния сезон.

Сред полезните изкопаеми, в допълнение към нефта, има варовици, глини и пясъци. Тези материали се използват от местното население за строителни и битови нужди. В допълнение, глина със специално качество се използва за приготвяне на глинеста кал за сондажни кладенци.

Орографски районът на находището представлява хълмисто плато. Най-ниските коти са ограничени до речните долини и са около +100 m, а най-високите абсолютни коти на водосборите достигат +350 m. По правило южните склонове на водосборите са стръмни и образуват носовидни възвишения, добре открити, докато северните склонове са полегати, тревни и често покрити с гора.

Хидрографската мрежа на района е добре развита, но няма големи реки. Основната водна артерия на района е реката. И К. Притоците му на юг от находището. са реките Кидаш и Уязи Тамак. Реката тече в полето. Бишинди, който е левият приток на реката. Усен, течащ извън полето. В южната част на находището има изходи на подпочвени води под формата на извори.

Геоложката структура на Серафимовското находище включва отлагания от докамбрий, бавлин, девон, карбон, перм, кватернер, рифей и венд.

Серафимовското поле е многопластово. Основният продуктивен хоризонт е пясъчна формация D аз Паши хоризонт. Промишлено нефтоносни пясъчни образувания: C- VI 1 , С- VI 2 , бобриковски хоризонт, карбонатен член на кизеловския хоризонт на турнейския етап, карбонатни членове на фаменския етап, пясъчен слой д 3 Киновски хоризонт, пясъчна формация D II Хоризонт Мълински, пясъчни слоеве D III и Д IV Старооскалски хоризонт.

Средната дълбочина на бобриковския хоризонт е 1250 m, турнейския етап е 1320 m, фаменския етап е 1560 m, формация D аз -1690м, слой D II - 1700м, формация D III - 1715 m, слой D IV - 1730 м.

Тектонично, Серафимовската брахи антиклинална структура е разположена в югоизточната част на Алметиевския връх на Татарската арка и заедно с Балтаевската структура съставлява Серафимовския Балтаевски издут. Общата дължина на вала достига 100 км, а ширината варира от 26 км на запад до 17 км на изток. В централната и североизточната част на Серафимовско-Балтаевския подем се намира Серафимовското издигане, очертано в югозападната част от стратоизохипсата минус 1560 m, а в североизточната част минус 1570 m. Размерите на възвишението са 12X4 km и се простират от югозапад на североизток.

Трябва да се отбележи, че арките на структурите в карбона и перма на Леонидовското и Серафимовското повдигане съвпадат с позицията му в девонските отлагания.

По геофизични данни последователността е представена основно от три вида скали: аргилити, алевролити и пясъчници.

Основните отлагания в находището са девонски отлагания. Най-разпространена по площ и дебелина е формация D аз . Дебелината му достига 19,6 м. Представен е от кварц и дребнозърнест пясъчник.

Хоризонт Д II принадлежи към пясъчниците на хоризонта Mullin. Представен е от прослойки от алевролит и аргилит, но е доминиран предимно от дребнозърнест, кварцов пясъчник. Дебелината му е от 19 до 33 метра.

Слоеве на хоризонт D III е представена от слабо сортирани дребнозърнести кварцови пясъчници. Дебелината им е много малка и варира от 1-3 метра. Наслагите на този хоризонт са структурно литоложки малки по размер.

Слоеве на хоризонт D IV - представена от дребнозърнест, на места чакълест, кварцов пясъчник. Дебелината им е 8 метра, а на места 8-12 метра. В тях са установени 10 структурни типови находища.

Общата дебелина на резервоарите на блок D е 28 - 35 m, а дебелината на нефтонаситените пластове е 25,4 m.

Основните характеристики на хоризонтите са дадени в таблица 1.

Таблица 1 Основни характеристики на хоризонтите

Настроики	Обекти
	д аз	д II	д III	д IV
Средна дълбочина, m
Средна нефтонаситена дебелина, m
Порьозност, части от единици
Пропускливост, µm 2
Температура на резервоара, 0 С
Налягане в резервоара, MPa
Вискозитет на маслото в резервоара, mPa*s
Плътност на маслото в резервоара, kg/cm3
Налягане на насищане на масло с газ, MPa

Резервоарният нефт от турнайския етап е много по-различен от нефта от девонските находища. Налягането на насищане на нефт с газ е 2,66 MPa. В девонските отлагания тази стойност е 9 9,75 MPa, което е почти три пъти по-високо, отколкото в турнейския етап. Плътността на нефта в пластови условия е 886 kg/m3. Свойствата на маслото са дадени по-подробно в таблици 2 и 3.

Таблица 2 Физични свойства на маслото

Индикатори	д аз	д II	д III	S1k с 1
Температура на резервоара,С
Налягане на насищане, MPa
Специфичен обем масло при налягане на насищане, g/cm3
Коефициент на свиваемост, 10 4 0,1 1/MPa
Коефициент топлинно разширение, 10 4 1 0 C
Плътност на маслото, kg/m3 при налягане на насищане
Вискозитет на маслото, mPa s при налягане на насищане
Свиване на маслото от налягането на насищане, %
Обемен коефициент

Таблица 3 Химичен състав на маслото

Свойствата на пластовата вода са дадени в таблица 4.

Таблица 4 Свойства на произведената вода

Индикатори	д аз	д II	д III	C1 до с 1
Плътност, kg/m3
	49 ,98
	0 ,003
Ca + +
М g+		4 ,1
К+ Na+	32 ,1

Съставът на газа е даден в таблица 5.

Таблица 5 Свойства на газа

Компонент	Компонентен дял
	д pcs = 9,5 mm Моларна маса		д бр = 17,2 мм Моларна маса		д бр = 21 мм Моларна маса
СЪС H 4
C2H6
C 3 H 8
C4H10
C5H12
C6H12
C 7 H 16
Плътност, kg/m3

3 Сондиране на кладенци.

Нефтено или газово находище се сондира като част от проект за разработване или проучване. Геоложкият отдел на службата за сондиране, ръководен от проекта, избира точки на земята с топограф, които ще бъдат кладенците на това поле.

За да се извърши технологично грамотно процеса на сондаж, е необходимо да се познават основните физични и механични свойства на скалите, които влияят на процеса на сондиране (еластични и пластични свойства, якост, твърдост и абразивна способност). Това се постига чрез пробиване на проучвателни кладенци, от които се получава скален разрез (ядро). Пробите от керна и отломки се изпращат в геоложкия отдел, който извършва пълното им изследване.

Технологията за сондиране на кладенци е комплекс от последователно извършвани операции, насочени към постигане на конкретна цел. Ясно е, че всяка технологична операция може да се извърши само с използването на необходимото оборудване. Нека разгледаме последователността на операциите по време на изграждането на кладенец. Изграждането на кладенец се отнася до целия цикъл на изграждане на кладенец от началото на всички подготвителни операции до демонтажа на оборудването.

Подготвителната работа включва планиране на територията, инсталиране на фундаменти за сондажната платформа и друго оборудване, полагане на технологични комуникации, електрически и телефонни линии. Обхватът на подготвителната работа се определя от релефа, климата и географска област, условия на околната среда.

Монтаж: поставяне на сондажно оборудване на подготвителната площадка и тръбопроводите му. Понастоящем блоковата инсталация се практикува широко в нефтената промишленост - конструкция в големи блокове, сглобени във фабрики и доставени до мястото на монтаж. Това опростява и ускорява инсталирането. Монтажът на всеки агрегат завършва с тестването му в работен режим.

Пробиването на кладенец е постепенно задълбочаване в дебелината на земната повърхност до нефтен резервоар с укрепване на стените на кладенците. Пробиването на кладенец започва с полагане на дупка с дълбочина 2..4 m, в която се спуска бит, завинтен към квадрат, окачен на системата за приспособления на кулата. Пробиването започва чрез придаване на въртеливо движение на квадрата и следователно на свредлото с помощта на ротор. Когато свредлото влезе по-дълбоко в скалата, свредлото и квадратът се спускат с помощта на лебедка. Пробитата скала се отвежда от промивната течност, подадена от помпа към свредлото през шарнир и кух квадрат.

След като кладенецът се задълбочи до дължината на квадрата, той се изважда от кладенеца и между него и бита се монтира сондажна тръба.

По време на процеса на задълбочаване стените на кладенците могат да бъдат разрушени, така че те трябва да бъдат подсилени (обковани) на определени интервали. Това се прави с помощта на специално спуснати обсадни тръби и дизайнът на кладенеца придобива стъпаловиден вид. В горната част пробиването се извършва с бит с голям диаметър, след това с по-малък и т.н.

Броят на стъпките се определя от дълбочината на кладенеца и характеристиките на скалите. Проектирането на кладенец се отнася до система от обсадни тръби с различни диаметри, спуснати в кладенеца на различни дълбочини. За различните региони проектите на петролни кладенци са различни и се определят от следните изисквания:

- противодействие на силите на скалния натиск, стремящи се да разрушат кладенеца;

- поддържане на определения диаметър на ствола по цялата му дължина;

- изолиране на хоризонти, възникващи в участъка на кладенеца, съдържащи агенти с различен химичен състав и предотвратяване на тяхното смесване;

- способност за стартиране и работа с различно оборудване;

- възможност за продължителен контакт с химически агресивни среди и устойчивост на високи налягания и температури.

В находищата се изграждат газови, инжекционни и пиезометрични кладенци, чиито проекти са подобни на нефтените кладенци.

Отделните елементи на структурата на кладенеца имат следните цели:

1 Посоката предотвратява ерозията на горните рохкави скали от сондажната течност при пробиване на кладенеца.

2 Проводникът осигурява изолация на водоносни хоризонти, използвани за питейна вода; водоснабдяване

3 Междинната колона се спуска, за да се изолират абсорбционните зони и да се покрият продуктивни хоризонти с необичайно налягане.

4 Производственият корпус осигурява изолация на всички пластове, намиращи се в участъка на находището, спускане на оборудването и експлоатация на сондажа.

В зависимост от броя на обсадните колони конструкцията на кладенеца може да бъде едноколонна, двуколонна и др.

Дъното на кладенеца, неговият филтър, е основният елемент на колоната, тъй като осигурява пряка комуникация с нефтения резервоар, дрениране на резервоарната течност в определени граници и въздействие върху резервоара с цел интензифициране и регулиране на неговата работа.

Дизайнът на лицата се определя от характеристиките на скалата. Така в механично стабилни скали (пясъчници) може да се извършва открит добив. Той осигурява пълна връзка с формацията и се приема за стандарт, а показателят за комуникационна ефективност, коефициентът на хидродинамично съвършенство, се приема за единица. Недостатъкът на този дизайн е невъзможността за селективно отваряне на отделни слоеве, ако има такива, така че отворените лица са получили ограничена употреба.

Има добре познати проекти на лицеви конструкции с отделно спуснати, сглобяеми филтри в напълно открита формация без обшивка. Пръстеновидното пространство между дъното на корпуса и горната част на филтъра е запечатано. Отворите във филтъра са кръгли или шлицевидни, ширина 0,8...1,5 mm, дължина 50...80 mm. Понякога филтрите се спускат под формата на две тръби, кухината между които е пълна със сортиран чакъл. Такива филтри могат да се сменят, когато се замърсят.

Най-широко използваните филтри се образуват в запечатан маслен резервоар и циментиран производствен корпус. Те опростяват технологията на отваряне, ви позволяват надеждно да изолирате отделни слоеве и да действате върху тях, но тези филтри също имат редица недостатъци.

4 Разработване на нефтени находища .

Разработването на нефтено находище се отнася до процеса на преместване на течност (нефт, вода) и газ във формациите към производствени кладенци. Контролът на процеса на движение на течност и газ се постига чрез разполагане на нефтени, инжекционни и контролни кладенци в полето, броя и реда на тяхното въвеждане в експлоатация, режима на работа на кладенците и баланса на резервоарната енергия. Системата за разработка, приета за конкретно находище, предопределя технико-икономическите показатели - дебит на нефт, неговата промяна във времето, коефициент на нефтен добив, капитални инвестиции, цена и др. Преди сондирането на находището се проектира системата за разработка. В проекта за разработване, въз основа на данните от проучването и пробната експлоатация, се установяват условията, при които ще се извършва експлоатацията на находището, т.е. неговата геоложка структура, резервоарни свойства на скалите (порьозност, пропускливост, степен на хетерогенност), физични свойства на течност и газове, насищащи формацията (вискозитет, плътност, разтворимост на газ), насищане на скалата нефт, вода и газ, налягане в резервоара, температура и др. Въз основа на тези данни, с помощта на хидродинамични изчисления, се установяват технически показатели за работа на резервоара за различни варианти на системата за разработване и се прави икономическа оценка на вариантите на системата. В резултат на технико-икономическо сравнение се избира оптималната система за развитие.

Нефтът се извлича от кладенци или чрез естествено протичане под въздействието на енергия от резервоара, или чрез използване на един от няколкото механизирани метода за повдигане на течност. Обикновено в началния етап на разработване на находището преобладава поточното производство и с отслабването на потока кладенецът се прехвърля към механизиран метод на производство. Механизираните методи включват: газлифт и дълбоко изпомпване (използвайки прътови, потопяеми електрически центробежни и винтови помпи).

Разработването на нефтени находища е интензивно развиваща се област на науката. Неговото по-нататъшно развитие ще бъде свързано с използването на нови технологии за извличане на нефт от недрата, нови методи за разпознаване на естеството на процесите на място, управление на разработването на находища, използване на съвременни методи за планиране на проучване и разработване на находища, като се вземат предвид отчетни данни от свързани сектори на националната икономика и използването на автоматизирани системи за управление на процесите на добив на полезни изкопаеми от недрата, разработването на методи за подробно отчитане на структурата на слоевете и естеството на процесите, протичащи в тях въз основа на детерминистични модели .

Разработването на нефтени находища е свързано със значителна човешка намеса в природата и следователно изисква безусловно спазване на установените стандарти за опазване на недрата и околната среда.

Пробиването на кладенец завършва с отварянето на нефтен резервоар, т.е. комуникация между нефтения резервоар и кладенеца. Този етап е много важен поради следните причини. Сместа от нефт и газ в резервоара е под високо налягане, чийто размер може да е неизвестен предварително. При налягане, надвишаващо налягането на течния стълб, запълващ кладенеца, течността може да бъде изхвърлена от кладенеца и да възникне отворено течение; навлизането на промивна течност (в повечето случаи глинен разтвор) в нефтената формация запушва каналите му, увреждайки потокът на нефт в кладенеца.

Можете да избегнете издухвания, като инсталирате специални устройства в устието на кладенеца, които блокират отвора на превенторите, или като използвате промивна течност с висока плътност.

Предотвратяването на проникването на разтвора в нефтения резервоар се постига чрез въвеждане в разтвора на различни компоненти със свойства, подобни на пластовата течност, например емулсии на маслена основа.

Тъй като след отваряне на нефтен резервоар чрез сондиране, обсадна колона се спуска в кладенеца и циментира, като по този начин блокира нефтения резервоар, има нужда от повторно отваряне на резервоара. Това се постига чрез изстрелване на колоната в пластовия интервал със специални перфоратори с прахови заряди. Те се спускат в кладенеца на кабелно въже от геофизичната служба.

В момента са усвоени и използвани няколко метода за перфориране на кладенци.

Заключено е перфориране на кладенци с куршум. при спускане в дупката на кабелно въже на специални устройства на перфоратори, в тялото на които са вградени прахови заряди с куршуми. Получавайки електрически импулс от повърхността, зарядите експлодират, придавайки на куршумите висока скорост и по-голяма проникваща сила. Предизвиква разрушаване на метала на колоната и циментовия пръстен. Броят на дупките в колоната и тяхното разположение по дебелината на формацията се изчислява предварително, така че понякога се спуска гирлянд от перфоратори. Налягането на горящите газове в цевта на камерата може да достигне 0,6...0,8 хиляди MPa, което осигурява перфорации с диаметър до 20 mm и дължина 145...350 mm Куршумите са изработени от легирана стомана и са покрити с мед за намаляване на триенето при движение по камерата или повода.

Перфорацията на торпедото е подобна по принцип на перфорацията на куршума, само теглото на заряда е увеличено. от 4...5 до 27 и хоризонтални стволове се използват в перфоратора. Диаметърът на дупките е 22 mm, дълбочината е 100...160 mm, на 1 m дебелина на пласта се правят до четири дупки.

Кумулативната перфорация е образуването на дупки поради насоченото движение на гореща струя, излизаща от перфоратора със скорост 6...8 km/s при налягане 0,15...0,3 милиона MPa. В този случай се образува канал с дълбочина до 350 mm и диаметър 8...14 mm. Максималната дебелина на формацията, отворена от кумулативен перфоратор на спускане, е до 30 м, торпедо до 1 м, куршум до 2,5 м. Количеството на праховия заряд е до 50 g.

Хидропясъчно-струйната перфорация е образуването на дупки в колоната поради абразивния ефект на пясъчно-течната смес, изтичаща със скорост до 300 m/s от калибрирани дюзи с налягане 15...30 MPa.

Разработена във Всеруския изследователски институт и пусната на пазара под код AP 6M, машината за пясъкоструене се е доказала добре: дълбочината на крушовидните канали, които произвежда, може да достигне 1,5 m.

Пробивният чук е устройство за образуване на филтър чрез пробиване на отвори. За тази цел се използва сондажна пробовземачка, разработена във ВНИИГИС (Октябрски), чието електрическо задвижване е свързано с диамантена бормашина. Максималният радиален е 60 mm, което, въз основа на резултатите от практиката на преминаване на корпуса, осигурява вход в пласта на дълбочина не повече от 20 mm. Перфорацията се нарича "нежна", тъй като елиминира увреждането на колоната и циментовия пръстен, които са неизбежни при експлозивни методи. Сондажната перфорация има висока точност на формиране на филтър в необходимия интервал.

Разработването на нефтени кладенци е набор от работи, извършвани след сондиране, за да се предизвика приток на нефт от пласта в кладенеца. Факт е, че по време на процеса на отваряне, както беше споменато по-рано, сондажната течност и водата могат да навлязат във формацията, което запушва порите на формацията и изтласква маслото от кладенеца. Следователно спонтанен поток от нефт в кладенец не винаги е възможен. В такива случаи те прибягват до изкуствен приток, който се състои в извършване на специална работа.

Този метод е широко използван и се основава на добре известен факт: колона от течност с по-висока плътност упражнява по-голямо обратно налягане върху образуванието. Желанието да се намали обратното налягане чрез изместване, например, на глинен разтвор с плътност Qg = 2000 kg/cub.m от сондажа прясна водаплътност Qb = 1000 кг/куб.м води до намаляване наполовина на противоналягането върху пласта. Методът е прост, икономичен и ефективен при леко запушено образувание.

Ако замяната на разтвора с вода не доведе до резултати, те прибягват до допълнително намаляване на плътността: в цевта се подава въздух, компресиран от компресор. В този случай е възможно да се изтласка течният стълб към обувката на помпено-компресорните тръби, като по този начин се намали обратното налягане върху пласта до значителни стойности.

В някои случаи може да бъде ефективен методът на периодично подаване на въздух от компресор и течност от помпена единица, създавайки последователни изблици на въздух. Може да има няколко такива порции газ и докато се разширяват, те изхвърлят течност от цевта.

За да се увеличи ефективността на изместване по дължината на тръбната колона, са монтирани пускови клапани, през които сгъстеният въздух навлиза в тръбата веднага след влизане в кладенеца и започва да „работи“, т.е. повдигаща течност както в пръстена, така и в тръбата.

Специално бутало за тампон, оборудвано с възвратен клапан, също се използва за спускане на тръбата. Придвижвайки се надолу, буталото пропуска течност през себе си, когато се издига нагоре, клапанът се затваря и цялата колона течност над него е принудена да се издигне заедно с буталото и след това да бъде изхвърлена от кладенеца. Тъй като колоната от течност, която се повдига, може да бъде голяма (до 1000 m), намаляването на налягането върху формацията може да бъде значително. Така че, ако кладенецът е пълен с течност до устието и тампонът може да се спусне до дълбочина 1000 m, тогава налягането ще намалее с количеството на намаляването на течния стълб в пръстена, откъдето част от течността ще тече от тръбата. Процесът на тампониране може да се повтори многократно, което дава възможност да се намали много натискът върху образуванието.

5 PPD система

Естествените режими на възникване на нефтените находища са краткотрайни. Процесът на намаляване на налягането в резервоара се ускорява с увеличаване на извличането на течност от резервоара. И тогава, дори при добра връзка на нефтените находища с веригата за захранване, активното му влияние върху находището, неизбежно започва изчерпване на енергията на резервоара. Това е придружено от широко разпространено намаляване на динамичните нива на течности в кладенци и, следователно, намаляване на производството.

При организирането на поддържане на налягането в резервоара (RPM) най-трудният теоретичен въпрос, който все още не е напълно решен, е постигането на максимално изместване на масло от резервоара с ефективен контрол и регулиране на процеса.

Трябва да се има предвид, че водата и маслото се различават по своите физични и химични характеристики: плътност, вискозитет, коефициент на повърхностно напрежение, омокряемост. Колкото по-голяма е разликата между показателите, толкова по-труден е процесът на изместване. Механизмът за изместване на масло от пореста среда не може да бъде представен чрез просто изместване на буталото. Тук има и смесване на агенти, и разкъсване на масления поток, и образуване на отделни, редуващи се потоци от масло и вода, и филтриране през капиляри и пукнатини, и образуване на застояли и задънени зони.

Коефициентът на нефтен добив на находище, чиято максимална стойност трябва да се стреми да постигне технологът, зависи от всички горепосочени фактори. Натрупаните до момента материали позволяват да се оцени въздействието на всеки от тях.

Значително място в ефективността на процеса на поддържане на налягането в резервоара заема разполагането на кладенци в полето. Те определят модела на наводняване, който е разделен на няколко вида.

Наводняването на контура включва изпомпване на вода в инжекционни кладенци, разположени отвъд външния нефтоносен контур. Тъй като петролоносният контур се отдалечава от инжекционните кладенци и първият ред производствени кладенци се напоява, фронтът на инжектиране се премества.

Критерият за нормално протичане на процеса е стойността на резервоарното налягане в производствената зона, която трябва да има тенденция към повишаване или стабилизиране.

Контурното наводняване е ефективно при наличие на следните фактори:

- малък размер на находището (отношението на площта на находището към периметъра на нефтеносния контур е 1,5...1,75 km);

- пластът е хомогенен с добри резервоарни свойства по дебелина и площ;

Нагнетателните кладенци ще бъдат разположени на разстояние 300...800 m от нефтоносния контур, което ще осигури по-равномерно придвижване на водния фронт и ще предотврати образуването на водни езици;

има добра хидродинамична връзка между зоната на екстракция и зоната на инжектиране.

Недостатъците на наводняването на ръба включват:

1 големи загуби на инжектирана вода поради изтичането й в посока, обратна на зоната на инжектиране, което води до допълнителни енергийни разходи;

2 разстоянието на инжекционната линия от зоната на екстракция, което изисква значителни енергийни разходи за преодоляване на загубите;

3 бавна реакция на екстракционния фронт при промени в условията на инжекционната линия;

4 необходимостта от изграждане на голям брой инжекционни кладенци; Разстоянието на инжекционните кладенци от основните инжекционни съоръжения, което се увеличава в процеса на разработване, увеличава цената на системата.

Вграденото наводняване включва инжектиране на вода директно в нефтената зона, организиране на един или няколко реда инжекционни кладенци в центъра на находището и по този начин разделяне на находището на отделни зони, които се разработват независимо. Нарязването може да се извърши на ленти, пръстени и др. Рентабилността на този метод за наводняване е очевидна: ефективността на системата се увеличава чрез елиминиране на изтичането на течност и доближаване на фронта на инжектиране до фронта на екстракция.

Видовете вътрешноконтурни наводнения са: ареално, фокално, селективно, блоково.

Наводняването на района включва поставяне на инжекционни кладенци в областта на находището съгласно една от схемите. Наводняването на района обикновено се организира в късен етап от разработването на находището, когато започва интензивно напояване на находището и други методи за наводняване не постигат целта.Нагнетателните кладенци са разположени върху геометрична мрежа: пет, седем или девет точки. В същото време за един инжекционен кладенец има един производствен кладенец в петобална система, два в седемточкова система и три в деветточкова система.

Фокалното наводняване може да бъде схематично представено под формата на един или няколко инжекционни кладенци, разположени в центъра на резервоара, и редица производствени кладенци по периферията. Този метод на наводняване е типичен за локализирани находища с малка площ (лещи, застойни зони).

Селективното наводняване се използва за изместване на нефт от отделни, слабо дренирани образувания, които са разнородни по протежението. За използването му е необходима информация за характеристиките на участъка, смущенията и връзките на продуктивния пласт с други. Такива данни могат да бъдат налични след известно време на разработване на резервоара, така че селективното наводняване се използва на късен етап от разработването.

Блоковото наводняване се състои в разрязване на резервоара на отделни части и контуриране на всяка от тях с инжекционни кладенци. Във всеки блок се пробиват производствени кладенци, чийто брой и ред на разположение се определят чрез изчисления. Блоковото наводняване позволява полето да бъде пуснато в разработка незабавно, преди да бъде напълно проучено, и по този начин намалява времето за разработка. Това е ефективно за големи депозити.

Съществуващите недостатъци на системата за впръскване на вода под налягане включват:

1) прогресивно наводняване на полето с голямо количество невъзстановен нефт;

2) ниски миещи свойства на водата, инжектирана в резервоара;

3) голям брой усложнения, причинени от връщането на образуваната вода, произведена заедно с нефта, във формацията, изразена под формата на разрушаване на водопроводи, засоляване на източници на питейна вода и нарушаване на екологичния баланс.

Подобряването на PPD се извършва в следните области:

1) разработване на нови технологични течности или добавки към водата, които подобряват нейните почистващи свойства и са по-малко агресивни към оборудването и природата;

2) развитие на надежден контрол върху движението на флуида във формацията;

3) разработване на метод за регулиране на филтрационните потоци във формацията и елиминиране на образуването на задънени и неразвити зони.

RPM е проектиран в началото на разработването на повечето нефтени находища.

Понастоящем за целите на RPM се използват няколко вида вода, които се определят от местните условия. Това е прясна вода, извлечена от специални артезиански или подканалови кладенци, вода от реки или други открити водоизточници, вода от водоносни хоризонти, открити в геоложкия участък на находището, пластова вода, отделена от нефта в резултат на подготовката му.

Всички тези води се различават една от друга по физични и химични свойства и следователно по ефективността на въздействие върху формацията не само за повишаване на налягането, но и за увеличаване на нефтения добив.

В процеса на отделяне от нефта, пластовите води се смесват с прясна вода, с деемулгатори, както и с технологична вода от пречиствателни станции за нефт. Именно тази вода, наречена отпадъчна вода, се изпомпва в резервоара. Характерна особеност на отпадъчните води е съдържанието на петролни продукти (до 100 g/l), въглеводородни газове до 110 l/куб.м, суспендирани частици - до 100 mg/l.

Инжектирането на такава вода в резервоар не може да се извърши без пречистване до необходимите стандарти, които се установяват въз основа на резултатите от пилотното инжектиране. Понастоящем, за да се намали потреблението на прясна вода и да се оползотвори произведената образуваща вода, пречистването на отпадъчни води се използва широко за целите на RPM.

Най-широко използваният метод за почистване е гравитационното разделяне на компонентите в резервоарите. В този случай се използва затворена схема. Отпадъчните води, съдържащи нефтопродукти до 500 хил. mg/l и твърди частици до 1000 mg/l, постъпват в утаителните резервоари отгоре. Слоят от масло, разположен в горната част, служи като вид филтър и подобрява качеството на пречистване на водата от масло. Механичните примеси се утаяват и, докато се натрупват, се отстраняват от резервоара.

От резервоара водата се влива във филтъра под налягане. След това към тръбопровода се подава инхибитор на корозия и водата се изпомпва към помпената станция.

Вертикалните стоманени резервоари се използват за натрупване и утаяване на вода. Върху вътрешната им повърхност са нанесени антикорозионни покрития за защита от въздействието на пластовите води.

6 Експлоатация на нефтени и нагнетателни кладенци

Най-често срещаният технологичен комплекс по време на експлоатацията на находище в предприятието LLC NGDU "Octyabrskneft" е производство на нефт с помощта на помпи с тръбни пръти. Принудителното извличане на нефт от кладенци с помощта на помпа с дълбоко налягане е най-дългото в живота на едно находище.

Съвременните помпени агрегати за смукателни пръти могат да извличат нефт от един или два слоя кладенци с дълбочина до 3500 m с дебит на течността от няколко кубични метра до няколкостотин кубични метра на ден. В находището Серафимовское 172 кладенци са оборудвани с помпени агрегати, което е 94% от общия запас от производствени кладенци.

USP е бутална помпа с едно действие, чийто прът е свързан чрез колона от пръти към наземно задвижване - помпена машина.

Последният включва колянов механизъм, който преобразува въртеливото движение на главния двигател в възвратно-постъпателно движение и го предава на прътовата колона и буталото на помпата. Подземното оборудване се състои от: тръбопроводи и компресорни тръби, помпа, пръти и устройства за борба с усложненията. Повърхностното оборудване включва задвижване (помпена машина), устно оборудване и работен монофолд.

Инсталацията работи по следния начин. Когато буталото се движи нагоре, налягането в цилиндъра на помпата намалява и долният (смукателен) клапан се издига, отваряйки достъпа на течност (процес на засмукване). В същото време колона от течност, разположена над буталото, притиска горния (изпускателен) клапан към седлото, издига се нагоре и се изхвърля от тръбата в работния монофълд. Докато буталото се движи надолу, горният клапан се отваря, долният клапан се затваря от налягането на течността и течността в цилиндъра тече през кухото бутало в тръбата.

В LLC NGDU Oktyabrskneft оборудването за повърхностни кладенци е представено главно от помпени машини от нормалната серия, като SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

На полето се използват и електрически центробежни помпи (ESP). ESP се задвижва от потопяем електродвигател, който се спуска в кладенеца заедно с помпа до определена дълбочина.

Според конструкцията си ESP се разделят на три групи:

а) помпите от версия 1 са предназначени за експлоатация на нефтени и наводнени кладенци със съдържание на механични примеси до 0,1 g / l;

б) помпите версия 2 (износоустойчива версия) са предназначени за работа на силно напоени кладенци със съдържание на механични примеси до 0,5 g/l;

в) помпите версия 3 са предназначени за изпомпване на течности с рН=5-8,5 и съдържание на сероводород до 1,25 g/l.

Подземното оборудване включва:

а) електрическа центробежна помпа, която е основен агрегат на инсталацията (ESP);

б) потопяем електродвигател (SEM), който задвижва помпата;

в) хидравлична защитна система, която предпазва SEM от навлизане на пластов флуид в него и се състои от протектор и компенсатор;

г) тоководещ кабел, използван за подаване на електричество към двигателя;

д) тръбопровод, който е канал, през който произведената течност тече от помпата към повърхността.

Наземното оборудване включва:

а) устни фитинги, които служат за насочване и регулиране на постъпващата течност от кладенеца и уплътняване на устието и кабела;

б) станция за управление на потопяем двигател, която пуска, наблюдава и контролира работата на ESP;

в) трансформатор, предназначен да регулира напрежението, подавано към двигателя;

г) окачваща ролка, използвана за окачване и насочване на кабела в кладенеца по време на повдигане.

ESP е основният блок на инсталацията. За разлика от буталните помпи, които придават налягане на изпомпваната течност чрез възвратно-постъпателните движения на буталото, при центробежните помпи изпомпваната течност получава натиск върху лопатките на бързо въртящо се работно колело. В този случай кинетичната енергия на движещата се течност се превръща в потенциална енергия на налягането.

Преди да инсталирате ESP, е необходимо да подготвите кладенеца за неговата работа. За да направите това, то се измива, тоест лицето се почиства от пясъчни тапи и възможни чужди предмети. След това специален шаблон, чийто диаметър е малко по-голям от максималния диаметър на потопяемия модул, се спуска и повдига в корпуса от устието до дълбочина, надвишаваща дълбочината на агрегата със 100 - 150 m. В този случай кулата или мачтата е внимателно центрирана спрямо устието на кладенеца.

В по-голямата си част инжекционните кладенци не се различават по дизайн от производствените кладенци. Освен това определен брой производствени кладенци, които се намират във водоносната контурна зона или извън нея, се прехвърлят в категорията за инжектиране. При вътреконтурно и площно наводняване прехвърлянето на производствени кладенци за инжектиране на вода се счита за нормално.

Съществуващите конструкции на инжекционни кладенци включват изпомпване на вода през тръби и компресорни тръби, спуснати с пакер и котва. Пространството над пакера трябва да бъде запълнено с неутрална за метал течност.

Лицето трябва да има филтър с достатъчна дебелина, за да осигури инжектирането на планирания обем вода на дълбочина най-малко 20 m за натрупване на механични примеси. Препоръчително е да използвате вложни филтри, които могат периодично да се изваждат от кладенците и да се почистват.

Арматурите на кладенеца на инжекционен кладенец са предназначени да доставят и регулират обема на водата в кладенеца, да извършват различни технологични операции за промиване, развитие, обработка и др.

Фитингите се състоят от колонен фланец, монтиран върху корпуса, кръст, използван за комуникация с пръстена, макара, на която е окачена тръбата, и тройник за подаване на инжектирана течност в кладенеца. Предназначението и конструкцията на пакера и анкера не се различават фундаментално от тези, използвани при производството на течащи кладенци.

7 Тестване на кладенец

По време на експлоатацията на кладенците те се изследват, за да се следи техническото състояние на производствената обвивка, работата на оборудването, да се провери съответствието на работните параметри на кладенците с установения технологичен режим и да се получи информация, необходима за оптимизиране на тези режими.

При тестване на кладенци:

а) проверява се техническото състояние на кладенеца и инсталираното оборудване (херметичност на циментов камък, корпус и тръби, състояние на дънната зона на формацията, замърсяване на кладенеца, захранване на помпата, работа на клапани и други устройства, монтирани на дълбочина) ;

б) оценява се надеждността и работоспособността на компонентите на оборудването, определя се периодът между ремонтите на оборудването и кладенците;

в) получаване на необходимата информация за планиране на различни видове ремонтни и други работи в кладенци, както и за установяване на технологичната ефективност на тези работи.

За решаване на горните проблеми се използва комплекс от различни видове изследвания и измервания (измерване на дебита на маслото, обводняване на продуктите, газов фактор, дълбоки измервания на температура и налягане, сондиране на дълбочина, динамометри, запис на дебита на работния агент , отчитане на повреди и ремонти на оборудването, анализ на проби от продукцията на кладенци и др.).

Видовете, обемът и честотата на изследванията и измерванията за наблюдение на работата на оборудването за всички методи на работа на кладенците се определят от отдела съвместно с научноизследователски организации и геофизични предприятия.

Изследванията за наблюдение на работата на производствените кладенци трябва да се извършват при пълно спазване на правилата за безопасност в нефтената и газовата промишленост, в съответствие с изискванията за опазване на недрата и околната среда.

Основата на изследването на USP е динамометрията - метод за оперативен мониторинг на работата на подземно оборудване и основа за установяване на правилния технологичен режим на работа на помпения агрегат.

Същността на метода е, че натоварването върху пръта на салниковата кутия се определя без повдигане на помпата на повърхността с помощта на динамограф. Натоварванията по време на хода нагоре и надолу се записват на хартия под формата на диаграма в зависимост от движението на пръта.

За определяне на разстоянието от устата до динамичното ниво се използват методи за измерване на звука. Най-често срещаните са различни ехометрични инсталации за кладенци с налягане от 0,1 MPa. Принципът на работа на тези инсталации е, че акустичен импулс от прахов крекинг се изпраща в пръстена. Този импулс, отразен от нивото на течността, се връща в устата, въздейства върху термофона и след като се преобразува и усилва в електрически, се записва от писалка върху движеща се хартиена лента.

Измерването на вълните се извършва с помощта на ехолот, който ви позволява да определите динамичното ниво в кладенци с дълбочина до 4000 m при пръстеновидно налягане до 7,5 MPa. На дъното и по дължината на сондажа налягането и температурата се измерват с дълбоки термометри, които са комбинирани в едно устройство.

8 Методи за увеличаване на производителността на кладенеца

В нефтените и газовите кладенци дебитът и производителността на кладенците намаляват с времето. Това е естествен процес, тъй като има постепенно намаляване на налягането в резервоара и енергията на образуване, необходима за издигане на течност и газ на повърхността, намалява.

Производителността на кладенеца също намалява в резултат на влошаване на пропускливостта на скалите и продуктивните образувания поради блокиране на порите му в зоната на дъното на дупката със смолисти, парафинови отлагания и механични частици от отстраняване на образуванията.

За стабилизиране на нивото на добив на нефт и газ се използват различни методи за въздействие върху дънната зона на формацията, които позволяват да се увеличи добивът на нефт от формациите и да не се намалява производителността на кладенеца. Методите за увеличаване на производителността на кладенеца при въздействие върху зоната на формиране на дъното се разделят на химични, механични, термични и сложни.

Необходимата дълбочина на обработка на продуктивното образувание за възстановяване или подобряване на пропускливостта е от решаващо значение при избора на метода на въздействие във всеки конкретен случай. Следователно, според дълбочината на въздействие върху порестата среда, методите за стимулиране на кладенците могат да бъдат разделени на две големи категории: методи с малък радиус на въздействие и методи с голям радиус на въздействие. Основните начини за подобряване на връзката на формация с кладенец с малък радиус на влияние:

а) Използване на експлозиви. Те включват куршум, кумулативна перфорация и различни опции за торпедиране.

Ако няма достатъчна комуникация между пласта и кладенеца, конвенционалната перфорация може да се повтори с помощта на куршумен перфоратор. За да се увеличи ефективността му, кладенецът се пълни не с глинен разтвор или вода, а с течности, които не замърсяват новосъздадените отвори.

При твърди и плътни скали е възможно да се торпилира продуктивната формация с експлозив, спуснат в интервала на формацията в патрони, и с електрически предпазител, който се детонира с помощта на кабел от устието на кладенеца. Ръкавите са изработени от азбестов метал или пластмаса. Като взривни вещества най-често се използват нитроглицерин, динамит TNT и др.. Експлозията може да създаде кухини и пукнатини в продуктивния пласт. По този начин, едновременно с подобряването на връзката на пласта със сондажа, се увеличава и пропускливостта на пласта в зона с голям радиус (създаване на микро и макропукнатини, които могат да се разпространят на десетки метри).

Насоченото торпедиране може да се постигне чрез използване на подходяща форма на външен заряд и вложки по пътя на взривната вълна. В зависимост от необходимостта можете да използвате торпеда със странично разпръснато действие, странично концентрирано и вертикално действие.

Перфораторите с експлозивни снаряди създават кръгли дупки в колоната и циментовия пръстен, прониквайки в скалата и, експлодирайки, образуват кухини и пукнатини. Кумулативната ударна бормашина се състои от устройство, чиито клетки съдържат заряди с кумулативно действие. Всяка клетка от противоположната страна на предпазителя е оборудвана с вдлъбнатина на съответния профил. По този начин газообразните продукти от експлозията се насочват по оста на заряда под формата на мощна струя, която създава канал в колоната, цимента и скалата в съответната посока.

b) Почистване на сондажа и зоната на перфорация с повърхностно активни вещества или киселинни вани. Използваните течности се състоят или от разтвор на 1 5% повърхностно активни вещества, разтворени (или диспергирани) във вода, или разтвор, съдържащ 15% HCI , Към които се добавят 0,5 2% инхибитор на корозия и понякога 1 4% флуороводородна киселина. В някои случаи се използват смесени състави от киселини и повърхностноактивни вещества. Обикновено кладенецът се промива с един от споменатите разтвори, след което във формацията се поставя работен флуид в обем от 0,3–0,7 m 3 за всеки метър интервал на перфорация. За киселинни състави се дава време за задържане от 1–6 часа; за повърхностноактивно вещество без киселина времето за задържане е 24 часа, след което отработеният разтвор се отстранява и кладенецът се пуска в експлоатация или започва обработката на пласта по метод с голям радиус на влияние.

Използването на повърхностноактивни разтвори за промиване на кладенец или изпомпването му във формация на плитка дълбочина осигурява диспергирането и отстраняването на твърди частици и филтрат от сондажна течност, както и водно-маслена емулсия от стените на кладенеца и от формацията.

Киселинните бани почистват глинестия разтвор в новите кладенци (или тези, които са претърпели основен ремонт), а също така елиминират солните отлагания от пластовата вода, натрупана по време на работа.

в) Повишаване на температурата в кладенеца в интервала на продуктивния пласт. Термични методи. За да увеличите температурата, можете да използвате циркулацията на гореща течност в кладенеца, термохимични процеси и електрически нагреватели. Продължителността на нагряване на зоната на перфорация на кладенеца обикновено е 5–50 часа. В този случай се втечняват отлагания от твърди въглеводороди (парафин, смоли, асфалтени и др.), които след това се отстраняват при пускане на сондажа в експлоатация. Циркулацията на запалими течности в кладенец е лесна за изпълнение, но на дълбочини над 1000–2000 m. е малко ефективен поради големите загуби на топлина от кладенеца към отлаганията на открития геоложки разряд.

Електрическите нагреватели използват система от електрически съпротивления, монтирани в тръба, която е монтирана в края на тръбния низ. Електрическата енергия се доставя по кабел от повърхността. Има и нагреватели, базирани на използването на високочестотни тонове. Електрически нагреватели могат да бъдат разположени на дъното на кладенеца по време на неговата работа. Стартирането и спирането на нагревателите в този случай се извършва чрез включване и изключване на електрическото захранване

Газовите горелки се състоят от тръбна камера, спусната в кладенец с две концентрични колони от тръби. Горимите газове се изпомпват през тръби с малък диаметър, първичният въздух през пръстеновидното пространство и вторичният въздух през колоната. Изгарянето се инициира чрез подаване на електрическа енергия през кабел от повърхността. Друг кабел с термодвойка измерва температурата отвън, която не трябва да надвишава 300-400 0 C, за да не се повреди колоната на кладенеца. Температурата на желаното ниво се поддържа чрез подходящо регулиране на обемите на впръсквания газ и въздух.

Термохимичното третиране се основава на отделянето на топлина на дъното на кладенеца поради химичен процес, който изправя тежките въглеводороди, отложени в зоната на перфорация на кладенеца, с цел последващото им отстраняване. За да направите това, използвайте реакцията на 15% разтвор HCI със сода каустик ( Na OH), алуминий и магнезий.

В резултат на реакцията на 1 kg натриев хидроксид със солна киселина се отделя 2868 kJ топлина. От реакцията се получава голямо количество топлина HCI с алуминий (който генерира 18924 kJ на kg Ал ). Това обаче произвежда люспи от алуминиев хидроксид. Ал ( ОХ )3, които са в състояние да запушат порите и каналите на потока в продуктивната формация. Най-ефективното използване на магнезий, който, когато реагира с HCI освобождава 19259 kJ, и магнезиев хлорид MgCi 2 е силно разтворим във вода.

Основните начини за подобряване на свързаността на продуктивна формация с кладенец с голям радиус на въздействие:

а) Киселинна обработка на дънната зона на продуктивния пласт. Тези методи се използват главно в пясъчни образувания с карбонатно съдържание над 20% или с циментов материал, състоящ се от калциеви или магнезиеви карбонати.

Основната използвана киселина е з СЪС аз . Той ефективно атакува калциевия или магнезиевия карбонат, образувайки разтворими и лесно отстраними хлориди. Солната киселина е евтина и не е дефицитна. Използват се и други киселини: оцетна, мравчена и др. В киселинните разтвори се въвеждат и различни добавки: инхибитори на корозията, добавки за намаляване на повърхностното напрежение, забавяне на реакциите, разсейване и др.

Когато киселинен разтвор се изпомпва във формацията при налягане на инжектиране, по-ниско от налягането на хидравличното разбиване, порите в дънната зона на формацията или пукнатините и микропукнатините в скалата на резервоара се почистват и разширяват, като по този начин се възстановява влошената пропускливост на третираната зона , а в някои случаи дори увеличаване на първоначалната му стойност.

Технологията на работа е следната: кладенецът се почиства и напълва с нефт или вода (солена или прясна) с добавка от 0,1-0,3% повърхностно активно вещество. На повърхността се приготвя киселинен разтвор с добавяне на необходимите компоненти, чиято последователност на въвеждане се установява предимно според лабораторните изследвания. Киселинният разтвор се изпомпва в тръбата с отворен клапан в пръстена на кладенеца. Когато достигне интервала на перфорация на кладенеца, споменатият клапан се затваря и киселинният разтвор се изпомпва през тръбите, докато проникне в продуктивния пласт, а на последния етап разтворът се пресова с масло или вода с 0,1-0,3% повърхностно активно вещество добавка. Оставя се за 1-6 часа (но не повече), за да реагира киселината, след което разтворът се отстранява. Кладенецът е въведен в експлоатация. В същото време промяната в скоростта на потока се следи внимателно, за да се определи ефектът от лечението.

Съществуват различни технологични възможности за киселинна обработка като: проста, селективна, многократна, редуваща се, с вибрация и др.

б) Хидравлично разбиване на продуктивния пласт в дънната зона на сондажа. Този метод се използва в образувания, представени от твърди, плътни скали с ниска пропускливост (пясъчници, варовици, доломити и др. Налягането на разкъсване се постига чрез изпомпване на течност в кладенеца под високо налягане. Това отваря съществуващи пукнатини и микропукнатини в продуктивната формация или създава нови, които могат значително да подобрят хидродинамичната връзка между пласта и кладенеца.

в) Подземни ядрени експлозии. Експлозиите са експериментално изследвани с положителни резултати в твърди, плътни скали с ниска пропускливост. Около зареждащия кладенец в продуктивната формация в резултат на ядрен взрив се образува кухина, пълна с разрушена скала, след това зона на раздробяване и зад нея зона със система от пукнатини и микропукнатини. Този метод представлява интерес, особено за газови кладенци, чийто дебит по този начин може да се увеличи няколко десетки пъти.

г) Термични методи. Те се основават на повишаване на температурата в пласта около кладенеца и се използват в продуктивни находища, наситени с високовискозни масла с високо съдържание на парафин. Тези методи са подобни на методите за повишаване на температурата в сондажа, но изискват повече топлина за загряване на формацията в радиус от 2-15 м. За тази цел можете да използвате термохимична обработка с киселина, базирана на инжектиране на нагрята киселина във формацията в резултат на нейната реакция с определени метали, периодично инжектиране във формация на ограничени обеми пара (циклично инжектиране на пара) или кръгъл фронт на подземно горене около производствен кладенец, определен от изчисления радиус, до който е необходимо за загряване на образуванието. Освен това за последните годиниРазработени са различни нови технологии за въздействие върху дънната зона на пласта, базирани на използването на съвременни реагенти и отпадъци от химическата промишленост.

9 Текущ и основен ремонт на кладенци

Има два вида ремонт на кладенци - надземен и подземен. Повърхностният ремонт е свързан с възстановяване на работоспособността на оборудването, разположено в устието на тръбопроводи, помпени машини, спирателни кранове, електрическо оборудване и др.

Подземните ремонти включват работа, насочена към отстраняване на неизправности в оборудването, спуснато в кладенеца, както и възстановяване или увеличаване на дебита на кладенеца. Подземните ремонти включват повдигане на оборудване от кладенеца.

Според сложността на извършваните операции подземните ремонти се делят на текущи и основни.

Поддръжката на кладенеца се разбира като набор от технологични и технически мерки, насочени към възстановяване на неговата производителност и ограничени от въздействието върху зоната на дъното на формацията и оборудването, разположено в кладенеца.

Текущият ремонт включва следната работа: подмяна на повреденото оборудване, почистване на дъното и сондажа, възстановяване на производителността на резервоара чрез индивидуални методи за интензификация (нагряване, промиване, инжектиране на химикали).

Текущите ремонти могат да бъдат планирани превантивни и извършени с цел превантивна проверка, идентифициране и отстраняване на отделни нарушения в работата на кладенеца, които все още не са станали очевидни.

Вторият вид текущ ремонт е възстановителен, извършва се за отстраняване на повреда - това всъщност е авариен ремонт. В практиката преобладават такива ремонти поради различни причини, но най-вече поради несъвършени технологии и ниска надеждност на използваното оборудване.

Показателите, характеризиращи работата на сондажа във времето, са коефициентът на работа (OF) и времето между ремонтите (MRP). EC е съотношението на времето, отработено от кладенец, например на година (TOTR), към календарния период (TCAL). MCI е средното време между два ремонта за избран период или съотношението на общото отработено време за поддръжка и ремонт за годината към броя на ремонтите P за същия период.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Начините за увеличаване на EC и MRP са намаляване на броя на ремонтите, продължителността на един ремонт и увеличаване на времето за експлоатация на кладенеца.

В момента повече от 90% от всички ремонти се извършват на кладенци със самоходен помпен агрегат и по-малко от 5% с ESP.

По време на рутинни ремонти се извършват следните операции

1. Транспорт – доставка на оборудването до сондажа;

2. Подготвителна – подготовка за ремонт;

3. Подемно-повдигателни и спускащи маслени съоръжения;

4. Операции по почистване на кладенеца, подмяна на оборудване, отстраняване на леки аварии;

5. Финал – демонтаж на оборудването и подготовката му за транспортиране.

Ако оцените времето, изразходвано за тези операции, ще забележите, че основната загуба на време отива при транспортните операции (те отнемат до 50% от времето), следователно основните усилия на дизайнерите трябва да бъдат насочени към намаляване на времето за транспорт - чрез създаване на готови за монтаж машини и възли, подемни операции - чрез създаване на надеждни автомати за навиване и развиване на тръби и пръти.

Тъй като текущият ремонт на кладенец изисква достъп до неговия ствол, т.е. свързано с понижаване на налягането, следователно е необходимо да се изключат случаи на възможно изтичане в началото или в края на работа. Това се постига по два начина: първият и широко използван е „убиването“ на кладенеца, т.е. инжектиране във формацията и кладенеца на течност с плътност, която осигурява създаването на налягане P на дъното на кладенеца. , надвишаващ резервоарния. Второто е използването на различни устройства - устройства за прекъсване, които блокират дъното на кладенеца при повдигане на тръбата.

Основен дял в общия баланс на времето за ремонт на кладенци заемат ходово-подемните операции (HRO). Те са неизбежни при всякакви работи по спускане и подмяна на оборудване, удари в дъното на сондажа, промивни колони и др. Технологичният процес на производствения процес се състои от последователно завинтване (или отвиване) на помпа-компресорни тръби, които са средство за окачване на оборудване, канал за повдигане на произведения флуид и подаване на технологични флуиди в кладенеца, а в някои случаи и инструмент за риболов, почистване и друга работа. Това разнообразие от функции превърна тръбите в незаменим компонент на сондажното оборудване за всеки метод на работа без изключение.

Тръбните операции са монотонни, трудоемки и лесно могат да бъдат механизирани. В допълнение към подготвителните и заключителните операции, които имат своите специфики за по различни начиниоперация, целият процес на SPO с тръби е еднакъв за всички видове рутинни ремонти. Операциите по повдигане и пускане на щангите се извършват по същия начин както при тръбите, а отвиването (завинтването) на щангите се извършва с механичен ключ за щанги.При заклинване на буталото в цилиндъра на помпата или на щангите в тръби (восъчване), или ако се счупят, се налага едновременно повдигане на тръбите и прътите. Процесът се извършва чрез последователно отвиване на тръбата и пръта.

Основният ремонт на кладенци съчетава всички видове работа, които изискват дълго време, големи физически усилия и използването на многобройно многофункционално оборудване. Това е работа, свързана с отстраняването на сложни аварии, както с оборудването, спуснато в кладенеца, така и със самия кладенец, работа за прехвърляне на кладенеца от едно работно място на друго, работа за ограничаване или премахване на притока на вода, увеличаване на дебелината на експлоатиран материал, въздействие върху формацията, изрязване на нов ствол и други.

Като се има предвид спецификата на работата, в отделите за добив на нефт и газ се създават специализирани работилници за основен ремонт на кладенци. Кладенец, включен в основен ремонт, остава в експлоатационния запас, но се изключва от експлоатационния запас.

10 Събиране и подготовка на нефт, газ и вода

Продуктите, идващи от нефтени и газови кладенци, не представляват съответно чист нефт и газ. Произведената вода, свързаният (петролен) газ и твърдите частици от механични примеси идват от кладенци заедно с нефта.

Язовирната вода е силно минерализирана среда със съдържание на соли до 300 g/l. Съдържанието на пластова вода в нефта може да достигне 80%. Минералната вода причинява повишено корозивно разрушаване на тръби, резервоари и причинява износване на тръбопроводи и оборудване. Свързаният (петролен) газ се използва като суровина и гориво.

Технически и икономически е целесъобразно нефтът да се подложи на специална подготовка преди да влезе в главния нефтопровод с цел обезсоляване, дехидратиране, дегазиране и отстраняване на твърди частици.

В нефтените находища най-често се използва централизирана схема за събиране и подготовка на нефт (фиг. 2). Продуктите се събират от група кладенци с помощта на автоматизирани групови измервателни единици (AGMU). От всеки кладенец нефтът заедно с газ и пластова вода се подава към AGSU чрез индивидуален тръбопровод. AGZU записва точното количество нефт, идващо от всеки кладенец, както и първично разделяне за частично отделяне на пластова вода, нефтен газ и механични примеси с насочване на отделения газ през газопровод към GPP (газопреработвателна инсталация). Частично дехидратираното и частично дегазираното масло се транспортира през събирателен колектор до централен събирателен пункт (CPC). Обикновено една централна станция за обработка е инсталирана на едно нефтено поле.

Съоръженията за обработка на нефт и вода са съсредоточени в централната преработвателна фабрика. В завода за обработка на нефт всички технологични операции по подготовката му се извършват комплексно. Комплектът от това оборудване се нарича УКПН агрегат за комплексна подготовка на масла .

Фигура 2. - Схема за събиране и подготовка на продукти от кладенци в нефтеното поле:

1 нефтен кладенец;

2 автоматизирани групови измервателни устройства (AGMU);

3 бустерна помпена станция (БПС);

4 пречиствателна станция за произведена вода;

5 единица за обработка на масло;

6 газокомпресорна станция;

7 7 централен пункт за събиране на нефт, газ и вода;

8 резервоар Парк

Дехидратираният, обезсолен и дегазиран нефт, след завършване на окончателния контрол, се доставя в резервоари за търговски нефт и след това в главната помпена станция на главния нефтопровод.

Дехидратацията на маслото се усложнява от факта, че маслото и водата образуват стабилни емулсии от типа "вода в масло". В този случай водата се диспергира в маслената среда на малки капчици, образувайки стабилна емулсия. Следователно, за да дехидратирате и обезсолите маслото, е необходимо да отделите тези малки капки вода от него и да премахнете водата от маслото. За обезводняване и обезсоляване на петрола се използват следните технологични процеси:

- гравитационно утаяване на нефт,

- утайка от горещо масло,

- термохимични методи,

- електрическо обезсоляване и електрическо дехидратиране на масло.

Процесът на гравитационно утаяване е най-простият в технологията. В този случай резервоарите се пълнят с масло и се държат за определено време (48 часа или повече). По време на експозицията настъпват процеси на коагулация на водни капки, а по-големите и по-тежки водни капки под въздействието на гравитацията (гравитацията) се утаяват на дъното и се натрупват под формата на слой произведена вода.

Но гравитационният процес на утаяване на студено масло е неефективен и недостатъчно ефективен метод за обезводняване на маслото. Горещото утаяване на напоено масло е по-ефективно, когато чрез предварително загряване на маслото до температура 50–70 ° C значително се улесняват процесите на коагулация на водните капки и се ускорява дехидратацията на маслото по време на утаяването. Недостатъкът на методите за гравитационна дехидратация е ниската им ефективност.

По-ефективни методи са химичната, термохимичната, както и електрическата дехидратация и обезсоляване. С химични методи специални вещества, наречени деемулгатори, се въвеждат в разводненото масло. Повърхностноактивните вещества се използват като деемулгатори. Добавят се към маслото в малки количества от 5-10 до 50-60 g на 1 тон масло. Най-добри резултати показват така наречените нейонни повърхностно активни вещества, които не се разпадат на аниони и катиони в маслото.

Деемулгаторите се адсорбират на границата масло-вода и изместват или заменят повърхностно активните естествени емулгатори, съдържащи се в течността. Освен това филмът, образуван върху повърхността на водните капки, е крехък, което бележи сливането на малки капчици в големи, т.е. процес на коалесценция. Големи капки влага лесно се утаяват на дъното на резервоара. Ефективността и скоростта на химическата дехидратация значително се повишава чрез нагряване на маслото, т.е. с термохимични методи, чрез намаляване на вискозитета на маслото при нагряване и улесняване на процеса на сливане на водни капки.

Отстраняването на остатъчното съдържание на вода се постига чрез електрически методи за дехидратация и обезсоляване. Електрическата дехидратация и електрическото обезсоляване на маслото са свързани с преминаване на масло през специални устройства, електрически дехидратори, където маслото преминава между електроди, които създават електрическо поле с високо напрежение (20-30 kV). За да се увеличи скоростта на електрическа дехидратация, маслото се загрява предварително до температура 50–70°C. Когато такъв нефт се съхранява в резервоари, когато се транспортира по тръбопроводи и в резервоари по железопътен транспорт, значителна част от въглеводородите се губят поради изпаряване. Леките въглеводороди са ценни суровини и гориво (лек бензин). Следователно, преди да се достави петрол, от него се извличат леки, нискокипящи въглеводороди. Тази технологична операция се нарича стабилизиране на маслото. За да се стабилизира маслото, то се подлага на ректификация или гореща сепарация. Най-простият и най-широко използван при обработката на нефтените находища е горещата сепарация, извършвана в специална стабилизационна инсталация. По време на горещо разделяне маслото се загрява предварително в специални нагреватели и се подава в сепаратор, обикновено хоризонтален. В сепаратора маслото се нагрява до 40-80°C и от него активно се изпаряват леки въглеводороди, които се засмукват от компресор и се изпращат през хладилен агрегат към събирателния газопровод.

Заедно с пречистената пластова вода, прясна вода, получена от два източника, се изпомпва в продуктивни формации, за да се поддържа пластовото налягане: подземни (артезиански кладенци) и открити резервоари (реки). Подземните води, извлечени от артезиански кладенци, се характеризират с висока степен на чистота и в много случаи не изискват дълбоко пречистване преди инжектиране във формации. В същото време водата на откритите резервоари е значително замърсена с глинени частици, железни съединения, микроорганизми и изисква допълнително пречистване. В момента се използват два вида водовземане от открити резервоари: под река и открито. При метода под реката водата се взема от дъното на реката „под речното корито“. За да направите това, в заливната низина на реката се пробиват кладенци с дълбочина 20–30 m и диаметър 300 mm. Тези кладенци задължително преминават през слой песъчлива почва. Кладенецът е укрепен с обсадни тръби с отвори на спиците и в тях са спуснати водосборни тръби с диаметър 200 mm. Във всеки случай сякаш се получават два комуникиращи си съда „речен кладенец“, разделени от естествен филтър (слой песъчлива почва). Водата от реката преминава през пясъка и се натрупва в кладенеца. Притокът на вода от кладенеца се усилва от вакуумна помпа или помпа за повдигане на водата и се подава към клъстерна помпена станция (SPS). При отворения метод водата се изпомпва от реката с помощта на помпи и се доставя до пречиствателна станция, където преминава през цикъл на пречистване и завършва в шахта. В резервоара за утаяване, с помощта на коагулиращи реагенти, частиците от механични примеси и железни съединения се отстраняват в утайката. Окончателното пречистване на водата се извършва във филтри, където като филтърен материал се използва чист пясък или фини въглища.

11 Безопасност, здраве и опазване на околната среда

Предприятията за доставка на петролни продукти извършват операции за съхранение, разпределяне и получаване на петролни продукти, много от които са токсични, лесно се изпаряват, могат да се наелектризират и са пожаро- и експлозивни. При работа в промишлени предприятия са възможни следните основни опасности: възникване на пожар и експлозия при разхерметизиране на технологично оборудване или тръбопроводи, както и при нарушаване на правилата за тяхната безопасна експлоатация и ремонт; отравяне на работници поради токсичността на много петролни продукти и техните пари, особено оловен бензин; нараняване на работници от въртящи се и движещи се части на помпи, компресори и други механизми в случай на липсващи или неизправни предпазители; токов удар в случай на нарушение на изолацията на части под напрежение на електрическо оборудване, неправилно заземяване или неизползване на лични предпазни средства; повишена или понижена температура на повърхността на оборудването или въздуха в работната зона; повишено ниво на вибрации; недостатъчно осветление на работната зона; възможност за падане при обслужване на оборудване, разположено на височина. При обслужването на оборудването и извършването на ремонта му се забранява: използването на открит огън за нагряване на нефтопродукти, топла арматура и др.; работа на неизправно оборудване; експлоатация и ремонт на оборудване, тръбопроводи и арматура в нарушение на правилата за безопасност, при наличие на течове на нефтопродукти чрез течове във връзки и уплътнения или в резултат на износване на метала; използването на всякакви лостове (лостове, тръби и др.) за отваряне и затваряне на спирателни вентили; ремонт на електрооборудване, което не е изключено от електрическата мрежа; почистване на оборудване и машинни части със запалими запалими течности; да работят без подходящи лични предпазни средства и защитно облекло. Когато възникне разлив на нефтен продукт, мястото на разлива трябва да се покрие с пясък и след това да се отстрани на безопасно място. Ако е необходимо, отстранете почвата, замърсена с нефтопродукти. В помещенията, където е възникнал разливът, дегазирането се извършва с дихлорамин (3% разтвор във вода) или белина под формата на суспензия (една част суха белина на две до пет части вода). За да се избегне запалване, обезгазяването със суха белина е забранено. Пушенето на територията и в производствените помещения на предприятието е забранено, с изключение на специално определени места (съгласувано с противопожарната служба), където са поставени табели „Зона за пушене“. Входовете към пожарните хидранти и други източници на водоснабдяване трябва винаги да са свободни за безпрепятствено преминаване на пожарни автомобили.

През зимата е необходимо: почистване на сняг и лед, посипване с пясък за предотвратяване на подхлъзване: настилки, стълбища, проходи, тротоари, пешеходни пътеки и пътища; своевременно отстранявайте ледени висулки и ледени кори, които се образуват върху оборудването, покривите на сградите и металните конструкции.

Първоначално хората не се замисляха какво включва интензивното производство на нефт и газ. Основното нещо беше да ги изпомпваме колкото е възможно повече. Това и направиха. Първоначално изглеждаше, че маслото носи само ползи за хората, но постепенно стана ясно, че употребата му има и обратна страна. Замърсяването с нефт създава нова екологична ситуация, която води до дълбока промяна или пълна трансформация на природните ресурси и тяхната микрофлора. Замърсяването на почвата с нефт води до рязко увеличаване на съотношението въглерод-азот. Това съотношение влошава азотния режим на почвите и нарушава кореновото хранене на растенията. Почвата се самопочиства много бавно чрез биологичното разграждане на нефта. Поради това някои организации трябва да извършват рекултивация на почвата след замърсяване.

Един от най-обещаващите начини за защита на околната среда от замърсяване е създаването на цялостна автоматизация на процесите на производство, транспортиране и съхранение на нефт. Преди, например, находищата не можеха да транспортират нефт и свързан газ заедно през една тръбопроводна система. За тази цел са изградени специални нефтени и газови комуникации с голяма сумаобекти, разпръснати на огромни територии. Полетата се състоеха от стотици съоръжения и във всеки нефтен регион те бяха построени по различен начин, което не позволяваше да бъдат свързани с една система за телеконтрол. Естествено, при такава технология на добив и транспорт се губеше много продукт поради изпаряване и изтичане. Специалистите успяха, използвайки енергията на подпочвените и дълбоки помпи, да осигурят доставката на нефт от кладенеца до централните пунктове за събиране на нефт без междинни технологични операции. Броят на риболовните съоръжения е намалял 12-15 пъти.

В районите за развитие, особено при изграждането на тръбопроводи, временни пътища, електропроводи и площадки за бъдещи селища, естественият баланс на всички екосистеми е нарушен. Такива промени засягат околната среда.

Основните източници на замърсяване на повърхностните и подпочвените води в зоните за производство на нефт са изхвърлянето на промишлени отпадъчни води в повърхностни водни тела и канали. Замърсяване възниква също: при разливи на промишлени отпадъчни води; при счупване на водопровод; когато повърхностният отток от нефтените находища навлезе в повърхностните води; по време на пери-потоци на силно минерализирани води от дълбоки хоризонти в сладководни хоризонти, поради изтичане в инжекционни и производствени кладенци.

В петролната промишленост различни химикали се използват широко в различни технологични процеси. Всички реагенти имат отрицателно въздействие при изпускане в околната среда. Основните причини за замърсяване на околната среда при изпомпване на различни химикали в резервоара са следните фактори: течове на системи и оборудване и нарушения на правилата за безопасност по време на технологични операции.

В дейностите по опазване на околната среда в предприятието, в допълнение към традиционните области на мониторинг на околната среда, рационално използване на водата и рекултивираните земни ресурси, опазване на въздуха, основен ремонт и подмяна на аварийни участъци от мрежи за събиране на нефт, водопроводи, резервоари, Най-новите технологииопазване на околната среда.

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Акулшин А. И. Експлоатация на нефтени и газови находища М., Недра, 1989 г.

2. Гиматутдинова Ш.К. Справочник за производството на нефт. М., Недра, 1974.

3. Истомин А. З., Юрчук А. М. Изчисления в производството на нефт. М.,: Недра, 1979.

4. Инструкции за безопасност на труда за работниците в цеха за производство на нефт и газ. Уфа, 1998 г.

5. Мишченко И. Т. Изчисления в производството на нефт. М., Недра, 1989.

6. Муравьов В. М. Експлоатация на нефтени и газови кладенци. М., Недра, 1978.

7. Правила за безопасност в нефтената и газовата промишленост. М., Недра, 1974

8. Производствен материал на LLC NGDU Oktyabrskneft.2009 2010.

9. Ръководство за оборудване за нефтени находища. М., Недра, 1979.

10. Шматов В.Ф. , Малишев Ю.М. Икономика, организация и планиране на производството в предприятията на нефтената и газовата промишленост М., Недра, 1990 г.