Izvještaj o praksi proizvodnje nafte i plina. Završen je izvještaj o industrijskoj praksi u profilu specijalnosti. Sistem za sakupljanje bunarskog fluida

Uvod

Prva obrazovna praksa je uvodni dio obuke i pomaže u upoznavanju sa svojom profesijom prije početka studiranja posebnih predmeta. Ova praksa se odvijala na poligonu NGDU Yamashneft. Glavni ciljevi prakse bili su:

Upoznavanje studenata sa razvojem naftnog polja i procesima bušenja naftnih i gasnih bušotina.

Upoznavanje sa glavnom opremom koja se koristi u bušenju i radu naftnih i gasnih bušotina.

Upoznavanje sa naftnim poljem i njegovim proizvodnim i privrednim aktivnostima.
4. Sticanje određenih praktičnih znanja i iskustava koja doprinose dobroj asimilaciji teorijskog materijala tokom daljeg usavršavanja u specijalnosti na fakultetu.

Tokom vežbe obišli smo i upoznali se sa uređenjem GZNU, CPS, KPS, kao i sa klasterom bušotina namenjenih za 1-liftne elektrane, obišli smo bušaću opremu, mašine za remont i sektore za obuku opreme. popravke i takmičenja među zaposlenima.

1. Koncept preduzeća za proizvodnju i usluge nafte i gasa OJSC Tatneft ili industrijska preduzeća jugoistočnog Tatarstana (NGDU Almetneft)

Opšte odredbe NGDU Almetyevneft: Odeljenje za proizvodnju nafte i gasa Almetyevneft je strukturna divizija vertikalno integrisane kompanije OJSC Tatneft, koja ima sopstvenu organizacionu strukturu i funkcionalne odgovornosti.

NGDU se u svojim aktivnostima rukovodi Poveljom OAO Tatneft po imenu V.D. Shashin (u daljem tekstu Društvo), ovim propisima, drugim aktima Društva i važećim zakonima.

Misija NGDU Almetyevneft je neraskidivo povezana sa misijom jedne od najvećih ruskih kompanija u kompleksu nafte i gasa - OJSC Tatneft: jačanje i povećanje statusa međunarodno priznate, finansijski stabilne kompanije, kao jedne od najvećih ruskih vertikalno integrisanih proizvođači nafte i plinskih proizvoda prerada nafte i petrohemije, osiguravajući visok nivo društvene odgovornosti.

Osnovne djelatnosti NGDU-a su proizvodnja, priprema, prerada i prodaja nafte i naftnih derivata.

Glavni cilj stvaranja NGDU Almetyevnefta je ostvarivanje profita kroz svoje aktivnosti u naftnoj industriji.

Glavne aktivnosti NGDU Almetyevnefta su:

Razvoj i eksploatacija naftnih polja, uključujući i ona sa teško povrativim rezervama;

Povećana iskorištavanje nafte (sekundarnim i tercijarnim metodama) korištenjem naprednih tehnologija;

Izvođenje popravnih radova u bunarima;

Razvoj bušotine;

Zakup osnovnih sredstava fizičkim i pravnim licima;

Kontrola kvaliteta izgradnje cjevovoda korištenjem laboratorija za detekciju grešaka;

Prikupljanje, sortiranje i prerada sirovina i sekundarnih materijala i otpada;

Izrada projektnih predračuna i implementacija u proizvodnju;

Stvaranje i rad laboratorija za proizvodnju i ispitivanje za praćenje opreme i materijala primjenom metoda ispitivanja bez razaranja i dr.

2. Osnovne tehničke ekonomski pokazatelji, koji karakteriše rad preduzeća. Organizaciona struktura preduzeća

ekonomska proizvodnja nafte za bušenje

Glavni tehničko-ekonomski pokazatelji treba da karakterišu u generalizovanom obliku sve aspekte proizvodnih i ekonomskih aktivnosti preduzeća: da pokažu ukupne rezultate rada, količinu utrošenih resursa, efikasnost njihovog korišćenja, stepen poboljšanja životne sredine. standarda radnika. Analiza ovih pokazatelja omogućava uspješno razvijanje optimalnih upravljačkih odluka za najracionalnije korištenje proizvodnih kapaciteta, osnovnih sredstava i obrtnih sredstava preduzeća za dalji pozitivan razvoj upravljanja proizvodnjom nafte i plina.

Za analizu aktivnosti NGDU-a koristi se sistem najvažnijih osnovnih tehničko-ekonomskih pokazatelja. Ovaj sistem objektivno vrednuje glavne rezultate ekonomskih aktivnosti. Indikatori se koriste kako za planiranje proizvodnih i privrednih aktivnosti, evidentiranje rezultata, izvještavanje, tako i za analizu.

Razmotrimo sistem tehničkih i ekonomskih pokazatelja NGDU Almetyevneft, predstavljen u tabeli. 1.1.

Tabela 1.1. Glavni tehničko-ekonomski pokazatelji učinka za 2011. godinu

	Indikator		činjenica iz 2010					Isključeno 2011 do 2010, +/-
	Proizvodnja nafte - ukupno	hiljada tona
	Komercijalni proizvodi
	Količina tretiranog ulja	hiljada tona
	Puštanje u rad novih bunara:
	Ulje
	Pritisak
	Radni fond bunara na kraju godine
	Ulje
	Pritisak
	Prosječna godišnja operativna bušotina
	Ulje
	Pritisak
	Koeficijent eksploatacije naftnih bušotina
	Stopa iskorištenja naftnih bušotina
	Prosječni dnevni protok bunara
	Za ulje
	Po tečnosti
	Između popravki bunara
	Tekuće popravke bunara
	Broj popravljenih bunara
	Obim posla
	Ekstrakcija tečnosti	hiljada tona
	Ulje voda rez
	Kapitalne investicije
	Unošenje osnovnih sredstava
	Prosječna godišnja OPF stopa
	Prosječan broj zaposlenih
	Prosječna plata 1 zaposlenog
	Neindustrijsko osoblje
	Produktivnost rada 1 radnika JPP
	Specifična potrošnja broja PPP po 1 bušotini.
	Troškovi za proizvodnju tovar.

Na osnovu podataka u tabeli 1.1, analiziraćemo glavne tehničko-ekonomske pokazatelje NGDU Almetvnefta za 2010-2011.

Proizvodnja nafte. Kako iz godine u godinu, zbog pogoršanja rudarsko-geoloških uslova za razvojna područja, dolazi do smanjenja obima proizvodnje nafte, obavljen je veliki broj geoloških i tehničkih aktivnosti na povećanju i održavanju stope proizvodnje nafte u 2011. godini. .

Općenito, operativni fond je povećan, sa 2.735 bušotina u operativnom fondu na 2.774.

Proizvedeno je ukupno 4.035 hiljada tona nafte, što je za 2,1% više od plana, a 0,3% više od proizvodnje u 2010. godini.

Puštene su u rad 42 naftne i 26 injekcionih bušotina, što je za 9 i 2 bušotine više od prethodne. Međutim, plan injekcije nije ispunjen.

Stope eksploatacije i iskorištenja naftnih bušotina su neznatno porasle.

Sječenje vode nafte je ostalo nepromijenjeno.

Organizaciona struktura preduzeća za proizvodnju nafte i gasa zavisi od više faktora: obima proizvodnje i prirode tehnološkog procesa; prirodni, geološki i klimatski uslovi; stepen koncentracije i specijalizacije i još mnogo toga.

Opšti zahtjev za organizacionu strukturu je da upravljački aparat mora biti operativan, odnosno da odluke koje donosi moraju biti blagovremene i ispunjavati zahtjeve i napredak proizvodnog procesa. Njegov rad treba da obezbedi donošenje najoptimalnijih odluka iz niza mogućih opcija i pouzdano funkcionisanje preduzeća, eliminišući greške i nedostatke informacija.

Opšte i administrativno upravljanje NGDU-om vrši šef odjeljenja, kojeg imenuje generalni direktor OAO Tatneft, koji djeluje u ime OAO Tatneft kao njegov ovlašteni predstavnik na osnovu punomoći izdatog od OAO Tatnefta. , i koristi svoj tekući račun na propisan način. Prodavnice i druga odjeljenja NGDU-a rade u skladu sa odredbama koje je potvrdio načelnik NGDU-a.

Organizaciona struktura NGDU Almetyevneft je interna struktura formalne organizacije koja određuje sastav, podređenost, interakciju i raspodjelu poslova između odjeljenja i upravljačkih tijela, između kojih se uspostavljaju određeni odnosi u pogledu implementacije ovlaštenja, protoka komandi i informacija.

Struktura preduzeća je sastav i odnos njegovih unutrašnjih veza: radionica, sekcija, odeljenja, laboratorija i drugih odeljenja koji čine jedinstven privredni subjekt.

Pod opštom strukturom preduzeća (firme) podrazumeva se kompleks proizvodnih odeljenja, organizacija za upravljanje preduzećem i službe zaposlenih, njihov broj, veličina, odnosi i odnosi među njima u pogledu veličine zauzetog prostora, broja zaposlenih i propusnosti .

Struktura preduzeća mora biti racionalna, ekonomična, jasna (obezbediti najkraće rute za transport sirovina, materijala, gotovih proizvoda).

Organizaciona struktura upravljanja preduzećem je uređen skup službi koje upravljaju njegovim aktivnostima, odnosima i podređenosti. Ona je direktno povezana sa proizvodnom strukturom preduzeća, determinisana zadacima sa kojima se suočava osoblje preduzeća, raznovrsnošću upravljačkih funkcija i njihovim obimom.

Organizaciona struktura - sastav i podređenost međusobno povezanih organizacionih jedinica ili veza , obavljanje različitih funkcija u sistemu proizvodnih i privrednih aktivnosti preduzeća.

U industriji nafte i gasa i bušenju bušotina postoji širok spektar organizacionih struktura preduzeća i udruženja, iako se stalno radi na njihovom pojednostavljivanju i ujednačavanju. Osnovni pravci unapređenja organizacione strukture preduzeća i udruženja za proizvodnju nafte i gasa predviđeni su sistemom mjera za implementaciju opštih šema upravljanja industrijom nafte i gasa.

3. Osobine proizvodnog procesa u proizvodnji ulja

Prva karakteristična karakteristika proizvodnje nafte i gasa je povećana opasnost od njenih proizvoda, tj. ekstrahovani fluid - nafta, gas, visoko mineralizovane i termalne vode itd. Ovi proizvodi su opasni za požar, opasni za sve žive organizme zbog svog hemijskog sastava, hidrofobnosti, sposobnosti gasa u mlazovima visokog pritiska da difunduju kroz kožu u tijela, a zbog abrazivnosti mlaznica pod visokim pritiskom. Plin, kada se pomiješa sa zrakom u određenim omjerima, stvara eksplozivne smjese. Razmjer ove opasnosti jasno je pokazano tokom nesreće koja se dogodila nedaleko od grada Ufe. Došlo je do curenja gasa iz produktovoda i nagomilavanja eksplozivnih komponenti. Od varnice (vozovi su se kretali ovim prostorom) dogodila se snažna eksplozija koja je dovela do velikog broja žrtava.

Druga karakteristika proizvodnje nafte i gasa je da je sposobna da izazove duboke transformacije prirodnih objekata zemljine kore na velikim dubinama - do 10-12 hiljada m u procesu proizvodnje nafte i gasa, velikih i veoma velikih vrše se značajni uticaji na formacije (nafta, gas, akviferi itd.) . Dakle, intenzivno vađenje nafte u velikim razmjerima iz visokoporoznih pješčanih ležišta dovodi do značajnog smanjenja ležišnog tlaka, tj. pritisak tečnosti u rezervoaru - ulje, gas, voda. Opterećenje od težine gornjih stijena u početku je bilo podržano i naprezanjima u matriksu stijena slojeva i pritiskom formacijske tekućine na stijenke pora. Kada se tlak u ležištu smanji, opterećenje se preraspoređuje - smanjuje se pritisak na zidove pora i, shodno tome, povećavaju se naponi u stijenskom skeletu formacije. Ovi procesi dostižu tako široke razmjere da mogu dovesti do zemljotresa, kao što se dogodilo, na primjer, u Nefteyugansku. Ovdje treba napomenuti da proizvodnja nafte i plina može utjecati ne samo na jednu duboko ležeću formaciju, već i na nekoliko slojeva različitih dubina istovremeno. Drugim riječima, poremećena je ravnoteža litosfere, tj. geološka sredina je poremećena.

Treća karakteristika proizvodnje nafte i plina je da su gotovo svi njeni objekti, materijali, oprema i strojevi koji se koriste izvor povećane opasnosti. Tu spada i sva transportna i specijalna oprema - automobili, traktori, avioni itd. Cjevovodi s tekućinama i plinovima pod visokim pritiskom, svi električni vodovi su opasni, a mnoge kemikalije i materijali su otrovni. Visoko toksični plinovi kao što je, na primjer, sumporovodik mogu doći iz bunara i biti oslobođeni iz otopine; Bakle koje sagorevaju neiskorišćeni prateći naftni gas su opasne po životnu sredinu. Kako bi se izbjegla oštećenja od ovih opasnih predmeta, proizvoda, materijala, sistem za prikupljanje i transport nafte i plina mora biti zapečaćen.

Četvrta karakteristika proizvodnje nafte i gasa je da je za njene objekte potrebno povući odgovarajuće zemljišne parcele iz poljoprivredne, šumarske ili druge namene. Drugim riječima, proizvodnja nafte i plina zahtijeva dodjelu velikih površina zemlje (često na visoko produktivnom zemljištu). Objekti za proizvodnju nafte i gasa (bušotine, sabirne tačke, itd.) zauzimaju relativno male površine u poređenju sa, na primjer, kamenolomima uglja, koji zauzimaju veoma velike površine (kako sam kamenolom tako i deponije otkrivke). Međutim, broj postrojenja za proizvodnju nafte i gasa je veoma velik. Tako je zaliha bušotina u proizvodnji nafte blizu 150 hiljada. Zbog veoma velike disperzije pogona za proizvodnju nafte i gasa, dužina komunikacija je veoma velika - trajni i privremeni putevi, željeznice, vodni putevi, dalekovodi, cjevovodi različite namjene (nafta, gas, voda, glina, produktovodi itd. .). Dakle, ukupna površina zemljišta dodijeljena za proizvodnju nafte i plina - oranice, šume, sjenokoše, pašnjaci, mahovina od sobova itd. dovoljno veliki.

Peta karakteristika proizvodnje nafte i gasa je ogromna količina vozila, posebno motorna vozila. Sva ova oprema - automobilska, traktorska, riječna i morska plovila, avioni, motori sa unutrašnjim sagorevanjem u pogonima bušaće opreme itd. na ovaj ili onaj način zagađuju okoliš: atmosferu izduvnim plinovima, vodu i tlo naftnim derivatima (dizel gorivo i ulja). Po stepenu negativnog uticaja na životnu sredinu, proizvodnja nafte i gasa zauzima jedno od prvih mesta među sektorima nacionalne privrede. Zagađuje gotovo sva područja okruženje- atmosfera, hidrosfera, i to ne samo površinske, već i podzemne vode, geološka sredina, tj. cjelokupnu debljinu formacija koje je probio bunar, zajedno sa tekućinama koji ih zasićuju.

4. Koncept fonda bunara. Planiranje proizvodnog programa. Koncept inicijalne proizvodnje bunara

Fond bunara - broj i klasifikacija prema stanju i namjeni svih izbušenih bušotina (na polju, plinskom polju ili podzemnom skladištu plina). Ovaj fond uključuje sve istražne, proizvodne, osmatračke i posebne bušotine. Dijele se na likvidirane i funkcionalne za obavljanje operativnih, nadzornih ili drugih funkcija. Radne bušotine su na bilansu stanja preduzeća za proizvodnju gasa.

Zaliha bunara je podijeljena u sljedeće kategorije:

1. Pritisak.

2. Operativni:

a) važi:

¨ obezbjeđivanje proizvoda;

¨ zaustavljeno u vrijeme obračuna:

¨ čekaju popravke;

¨ za popravke;

¨ zbog nedostatka opreme;

b) neaktivan:

¨ u izvještajnoj godini (zaustavljeno u tekućoj i u decembru prethodne godine);

¨ u razvoju i u iščekivanju razvoja.

Testovi.

Očuvano:

¨ likvidiran i čeka likvidaciju.

¨ likvidirano:

a) nakon bušenja:

¨ kao posljedica fatalnih nesreća i komplikacija;

¨ geološki neuspješno;

¨ istraživanje, oni koji su ispunili i oni koji nisu ispunili svoju svrhu;

b) po završetku operacije.

Operativni fond bunara je dio osnovnih sredstava preduzeća za proizvodnju nafte i gasa koji obezbjeđuje proizvodnju nafte i gasa. Operativni fond bunara predstavlja glavni radni dio fonda bušotina, koji omogućava proizvodnju nafte i plina, sve su to bušotine ikada puštene u rad.

gdje - aktivni bunari, - neaktivni bunari

Budući da operativni fond bunara predstavlja glavni dio fonda bušotina, i samo on daje zadatak za proizvodnju nafte i plina, pokazatelji obima rada u svakom datom trenutku određuju se ovim dijelom zalihe i izražavaju u obliku broj naftnih bušotina na početku ili na kraju određenog vremenskog perioda.

Planiranje proizvodnih i komercijalnih aktivnosti preduzeća počinje određivanjem obima i mogućnosti proizvodnje i prodaje proizvoda, tj. proizvodni program.

Proizvodni program - Ovo je zadatak za proizvodnju i prodaju proizvoda u asortimanu odgovarajućeg kvaliteta u fizičkom i vrijednosnom smislu na osnovu potražnje i stvarnih mogućnosti preduzeća da je zadovolji u određenom periodu. Obično se sastavlja za godinu, raščlanjeno po kvartalima i mjesecima.

Proizvodni program služi kao osnova za izradu sljedećih planova:

) logistika;

) broj zaposlenih i plate;

) investicije;

) finansijski plan.

Proizvodni program predodređuje zadatke za puštanje u rad novih proizvodnih pogona, potrebe za materijalom i sirovinama, broj radnika itd. Usko je povezan sa finansijskim planom, planom troškova proizvodnje, dobiti i rentabilnosti.

Preduzeća formiraju svoje proizvodni program nezavisno na osnovu potražnje potrošača identifikovanih tokom istraživanja tržišta; portfelj narudžbi (ugovora) za proizvode i usluge; vladinih naloga i sopstvenih potreba.

Godišnji proizvodni program utvrđuje niz nomenklaturnih i kvantitativnih zadataka koji čine njegove sekcije:

¨ nomenklatura i asortiman proizvoda;

¨ zadatak za proizvodnju gotovih proizvoda u fizičkom i vrijednosnom smislu prema uvećanim grupama;

¨ obim isporuke poluproizvoda trećim licima;

¨ obim posla, industrijske usluge trećim licima;

Proizvodni program se sastoji od tri dela:

Plan proizvodnje proizvoda u fizičkom smislu - utvrđuje obim proizvodnje proizvoda odgovarajućeg kvaliteta prema nomenklaturi i asortimanu u fizičkim mjernim jedinicama (t, m, kom.). Određuje se na osnovu potpunog i najboljeg zadovoljenja potražnje potrošača i postizanja maksimalnog korišćenja proizvodnih kapaciteta;

Plan proizvodnje u vrijednosnom smislu u smislu bruto, tržišne i neto proizvodnje;

Plan prodaje proizvoda u fizičkom i vrijednosnom smislu. Sastavlja se na osnovu zaključenih ugovora o isporuci proizvoda, kao i poluproizvoda, komponenti i delova na osnovu ugovora o saradnji sa drugim preduzećima, kao i sopstvene procene kapaciteta tržišta. Obim prodatih proizvoda obračunava se na osnovu obima tržišnih proizvoda, uzimajući u obzir promjene stanja proizvoda u skladištu i onih otpremljenih, a neplaćenih od strane kupaca, na početku i na kraju planirane godine. Ali na obim prodaje proizvoda utiču i promene u kvalitetu proizvoda i cenama proizvoda i usluga koje su na snazi ​​u preduzeću.

Brzina protoka je zapremina tečnosti (vode, nafte ili gasa) koja se stabilno snabdeva iz nekog prirodnog ili veštačkog izvora u jedinici vremena. Brzina protoka je integralna karakteristika izvor(bušotina, cijev, bunar, itd.), što određuje njegovu sposobnost da generiše proizvod, u datom režimu rada, u zavisnosti od njegove povezanosti sa susjednim naftom, plinom ili vodonosnicima, iscrpljenosti ovih slojeva, kao i sezonskim fluktuacijama (npr. podzemne vode). Protok tečnosti se izražava u l/s ili m³/s, m³/h, m³/dan; plin - u m³/dan.

Protok bunara je obim proizvodnje proizvedene iz bunara u jedinici vremena (sekunda, dan, sat, itd.). Može karakterizirati proizvodnju nafte, plina, plinskog kondenzata i vode.

¨ Protok naftnih bušotina mjeri se u kubnim metrima ili tonama po jedinici vremena (m³/sat, m³/dan).

¨ Brzina protoka gasnih bunara mjeri se u hiljadama kubnih metara po jedinici vremena (hiljadu m³/sat, hiljada m³/dan).

¨ Brzina protoka gasno-kondenzatnih bunara mjeri se u tonama po jedinici vremena (tone/sat, tone/dan).

5. Geologija nafte i gasa

Zemljina kora je gornji dio litosfere. Na skali cijelog svijeta može se uporediti s najtanjim filmom - njegova debljina je tako neznatna. Ali ne poznajemo dobro čak ni ovu najvišu školjku planete. Kako se može naučiti o građi zemljine kore ako čak ni najdublje bušotine izbušene u kori ne idu dalje od prvih deset kilometara? Seizmička lokacija dolazi u pomoć naučnicima. Dešifrovanjem brzine seizmičkih talasa koji prolaze kroz različite medije moguće je dobiti podatke o gustoći zemljinih slojeva i izvući zaključke o njihovom sastavu. Pod kontinentima i okeanskim basenima, struktura zemljine kore je drugačija.

Oceanic zemljine kore tanji (5-7 km) od kontinentalnog, a sastoji se od dva sloja - donjeg bazaltnog i gornjeg sedimentnog. Ispod bazaltnog sloja nalazi se Moho površina i gornji plašt. Topografija okeanskog dna je veoma složena. Među različitim oblicima reljefa ističu se ogromni srednjeokeanski grebeni. Na ovim mjestima dolazi do rađanja mlade bazaltne okeanske kore iz materijala plašta. Dubokim rasjedom koji se proteže duž vrhova u središtu grebena - pukotina, magma izlazi na površinu, širi se u različite strane u obliku lave podvodnih tokova, neprestano gurajući zidove rascjepnog klanca u različitim smjerovima. Ovaj proces se zove širenje. Srednjookeanski grebeni uzdižu se nekoliko kilometara iznad okeanskog dna, a njihova dužina doseže 80 hiljada km. Grebeni su isječeni paralelnim poprečnim rasjedama. Nazivaju se transformativnim.

Rift zone su najturbulentnije seizmičke zone na Zemlji. Bazaltni sloj je prekriven morskim sedimentnim slojevima. Kontinentalna kora zauzima manju površinu (oko 40% Zemljine površine), ali ima složeniju strukturu i mnogo veću debljinu. Pod visokim planinama njegova debljina se mjeri 60-70 kilometara. Struktura kontinentalne kore je tročlana - bazalt, granit i sedimentni slojevi. Granitni sloj izlazi na površinu u područjima koja se nazivaju štitovi. Na primjer, Baltički štit, čiji dio zauzima poluostrvo Kola, sastoji se od granitnih stijena. Tu je izvršeno duboko bušenje, a superduboka Kola dostigla je 12 km. Ali pokušaji bušenja kroz cijeli sloj granita bili su neuspješni. Šef - podvodni rub kontinenta - također ima kontinentalnu koru. Isto važi i za velika ostrva - Novi Zeland, ostrva Kalimantan, Sulavesi, Nova Gvineja, Grenland, Sahalin, Madagaskar i druga. Rubna mora i unutrašnja mora, kao što su Mediteran, Crno i Azovsko, nalaze se na kontinentalnoj kori.

Brzina mlazne migracije gasa i nafte zavisi uglavnom od fazne permeabilnosti za gas i naftu, poroznosti naftom i gasom zasićenog dela formacije, kao i od viskoziteta nafte i gasa, ugla nagiba formiranje i razlika u gustini vode, nafte i gasa u uslovima ležišta. Priroda distribucije slojeva pijeska i gline u slojevima koji sadrže naftu i plin u velikoj mjeri određuje uslove za formiranje naslaga. U slučaju ravnomjernog smjenjivanja glinenih kapa sa slojevima ležišta, te u prisustvu povoljnih uslova za vertikalnu migraciju, formiraju se naslage po cijelom dijelu kompleksa. Unutar naftno-gasnonosne teritorije koja objedinjuje naftna i gasna polja istog tipa po uslovima za formiranje ležišta. Pri proučavanju uslova za akumulaciju ugljovodonika potrebno je imati na umu da se formiranje nalazišta nafte i gasa dešava u vodenoj sredini, a nafta i gas su po zapremini samo sporedne komponente formacijskih fluida.

Hidrogeološki faktori u velikoj meri određuju uslove za migraciju i akumulaciju nafte i gasa. Proučavanje dinamike formacijskih voda neophodno je za utvrđivanje pravca migracije ugljovodonika i određivanje uslova za očuvanje ležišta. Nad naftnim i plinskim poljima, prilikom razaranja potonjih, pod određenim uvjetima, uočava se stvaranje naslaga sumpora. Nafta i plin u ležištu mogu se akumulirati kada se rezervoar savija u antiklinalnu strukturu.

Opis posla

Osnova ekonomskog potencijala regije Okha je kompleks goriva i energije. Njegovo osnovno preduzeće je odjel za proizvodnju nafte i gasa "Ohanefegaz", koji je dio strukture OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Istorija preduzeća NGDU Okhanefegaz započela je razvojem polja Okha 1923. godine. Od 1923. do 1928. godine, nalazište Okha razvijao je Japan na osnovu ugovora o koncesiji. Od 1928. do 1944. godine, istraživanje i razvoj polja zajednički su vršili trust Sahalinneft (formiran 1927.) i japanski koncesionar

Uvod. Opće informacije o kompaniji
2
1.
Teorijski dio
3

1.1. Struktura preduzeća
3

4

1.3. Klasifikacija metoda poboljšanog povrata nafte
6

1.4. Sistemi plavljenja i uslovi za njihovu upotrebu
9

1.5. Istraživanje injekcionih bušotina
13

1.6. Podzemna sanacija injektnih bunara, vrste i razlozi za popravke
14
2.
Zaštita na radu tokom plavljenja rezervoara
15
3.
Zaštita okoliša pri korištenju otpadnih voda za PPD
16

Zaključak. Kako odrediti efikasnost upotrebe PPD metoda
18

Spisak korišćene literature
19

Fajlovi: 1 fajl

Federalna agencija za obrazovanje i nauku Ruske Federacije

Razvoj i rad nafte i gasna polja

(naziv specijalnosti)

(prezime, ime, patronim učenika)

Dopisni odjel, šesta godina.

šifra 130503.

za kvalifikacionu (pripravničku) praksu

na ______________________________ ________________________________

(naziv preduzeća)

Šef ordinacije iz filijale

Šef prakse iz preduzeća

____________________ ___________________________

(pozicija) (potpis) (v.d.)

Odluka Komisije od „______“ ____________________ 2010

priznaju da je izvještaj

završeno i zaštićeno ocjenom “______________________________”

članovi komisije

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(pozicija) (potpis) (v.d.)

Uvod

Opšte informacije o preduzeću.

Osnova ekonomskog potencijala regije Okha je kompleks goriva i energije. Njegovo osnovno preduzeće je odjel za proizvodnju nafte i gasa "Ohanefegaz", koji je dio strukture OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Istorija preduzeća NGDU Okhanefegaz započela je razvojem polja Okha 1923. godine. Od 1923. do 1928. godine, nalazište Okha razvijao je Japan prema ugovoru o koncesiji. Od 1928. do 1944. godine, istraživanje i razvoj polja zajednički su vršili trust Sahalinneft (formiran 1927.) i japanski koncesionar.

Godine 1944. raskinut je sporazum sa Japanom, a od tog perioda razvoj polja Okha nastavlja udruženje Sakhalinneft, a naftno polje Okha je u različitim godinama uključeno u različite divizije:

1944-1955 – naftno polje Okha (u razvoju centralnog okha polja);

1955-1958 – Prošireno naftno polje Okha, dio Direkcije naftnih polja Ekhabineft (u razvoju polja Centralna Okha, Northern Okha, Nekrasovka, Southern Okha, Kolendo - do 1965.);

1968-1971 – Odeljenje naftnog polja „Okhaneft“ (u razvoju polja Centralna Okha, Južna Okha, Nekrasovka);

1971-1979 – NGDU Kolendoneft (u razvoju polja Centralna Okha, Northern Okha, Southern Okha);

1979-1981 – Osnovno preduzeće proizvodnog udruženja „Sakhanefegazdobycha“, deo Svesaveznog industrijskog udruženja „Sakhalinmorneftegaz“ (u razvoju polja Centralna Okha, Severna Okha, Južna Okha);

1981-1988 – NGDU “Sevenefegaz” (ista polja u razvoju). NGDU Okhanefegaz posluje na 17 naftnih i plinskih polja koja se nalaze u regiji Okha.

1988. godine, Okhanefegazdobycha PA i Sakhalinmorneftegaz VPO transformisani su u Sakhalinmorneftegaz PA, a Severneftegaz NGDU je transformisan u Okhanefegaz NGDU, koji je ponovo uključivao polje Kolendo. U starim naftnim poljima koja se nalaze na kopnu, počelo je uvođenje tehnologije hidrauličkog frakturiranja, što omogućava povećanje proizvodnje bušotina.

1. Teorijski dio

1.1. Struktura preduzeća Okhanefegaz

1.2. Kratke geološke karakteristike ležišta

Opće informacije o depozitu. Nalazište Tungor otkriveno je 1958. godine, 28 km južno od Okhe. Orografski, antiklinalni nabor se nalazi na granicama dvije morfološke zone: istočne, povišene, izražene u obliku meridijanskog grebena Istočnog Sahalinskog lanca, i zapadne, predstavljene ravnijim i nižim oblicima reljefa. Maksimalne apsolutne nadmorske visine u istočnom dijelu dostižu 120 metara. Luk nabora odgovara zoni niskog reljefa sa apsolutnim nadmorskim visinama ne većim od 30-40 m.

Hidrografska mreža regiona je slabo razvijena. Treba napomenuti da postoje dva lokalna sliva - jezera Tungor i Odoptu, koji su tektonske prirode. Kroz ovo područje protiče niz malih potoka i rijeka. Njihove doline su močvarne, a protok vode je neravnomjeran. Neposredno u blizini ležišta nalazi se selo Tungor, koje je povezano sa gradom Okha putem od 28 km.

Klima u regionu je hladna, zima duga, snežni pokrivač počinje u novembru i traje do maja. Tajfuni donose mećave zimi i obilne kiše ljeti. Vjetar dostiže brzinu od 30 m/s. Ljeto je kratko i kišovito. Prosječna godišnja temperatura je 2,5.

Stratigrafija. Sedimentni dio ležišta Tungor predstavljen je terigenim pješčano-glinovitim stijenama neogene starosti. Kompleks formacija otkrivenih najdubljim bunarima podijeljen je (odozdo prema gore) na formacije Daginsky, Okobykaysky i Nutovsky.

Daginskaja formacija. Maksimalna otkrivena debljina bušotine br. 25 iznosi 1040 m. Granica između formacija Dagin i Okobykai povučena je na vrhu horizonta XXI. Ležišta Dagin se dijele na horizonte XXI – XXVI.

Sastoje se pretežno od pijeska i pješčara, svijetlosivih, sivih, heterogenih, muljevito-glinovitih stijena.

Muljnjaci su tamno sivi do crni, ispucani, rascjepkani, pjeskovito-muljeviti, na vrhu liskunasti, sadrže ugljenisane biljne ostatke. Stene se odlikuju visokim sadržajem silicijum dioksida.

Okobykai formacija. Granica između naslaga formacija Nutovskaya i Okobykaiskaya konvencionalno je povučena u podnožju 3. sloja. Debljina formacije dostiže 1400 m. Klastične stijene su predstavljene pijeskom, glinom i njihovim srednjim i cementiranim varijantama. Gornju polovinu sekcije formacije karakterizira stabilnost sedimentacije, koja se javlja pri analizi debljina. Široko rasprostranjeni diskontinuitet slojeva III – XII, oštre litološko-facijelne zamjene otežavaju lokalnu korelaciju presjeka pojedinačnih bušotina i predodređuju uvjetovanost kontakta između ležišta Nutov i Okobykai.

Pješčani i pješčari su sivi, svijetlosivi, sitnozrni, glinovito-asilni sa šljunkom i šljunkom. Alelit i alevrit su svijetlo i tamno sive boje, glinovito-pješčani. Gline i blato su tamnosive, pjeskovite, muljevite i ispucane. Glineno-pješčani kompleks slojeva Donjeg Okobykaya uključuje glavna ležišta nafte i plina.

Nutovskaya suite. Rasprostranjena je po cijelom području srednjenutovske stijene izložene u grebenu nabora. Ukupna debljina prelazi 1000m. Ako je u donjem dijelu presjeka moguće pratiti pojedinačne naslage pijeska (III, II, I, M), onda je iznad izložen kontinuirani kompleks pijeska sa tankim glinovitim međuslojevima. Pješčane stijene su sive, svijetlosive, rastresite, sitnozrnate i mješovite s razbacanim šljunkom i šljunkom. Gline su tamno sive, pjeskovito-muljevite, silikatne sa inkluzijama ugljenisanih biljnih ostataka.

Tektonika. Nabor Tungora dio je antiklinalne zone Ekhabin, koji se nalazi na području sjeveroistočnog krajnjeg dijela ostrva.

Unutar antiklinalne zone identificirano je devet antiklinalnih struktura grupisanih u dvije antiklinalne grane - Okha i East Ekhabinskaya.

Tungorska antiklinala nalazi se na donjem kraju zone East Ekhabinskaya i razlikuje se od drugih nabora po nizu strukturnih karakteristika. Razlikuje se od susjednih struktura - istočne Ekhabinskaya na istoku i Ekhabinskaya susjedne na sjeveru - po blagoj uronjenosti, manjem kontrastu i odsustvu rasjeda. Na osnovu pliocenskih naslaga razvijenih na površini, nabor je brahiantiklinala meridijanskog poteza.

Duž krova XX horizonta, nabor se proteže u meridijanskom smjeru, krila su mu gotovo simetrična. Uglovi nagiba stijena na zapadnom boku variraju u rasponu od 8-9 stepeni, na istočnom su strmiji, dostižući 12-14. Uranjanje stijena u južnom smjeru je blago, pod uglom od 3-4 na sjevernoj periklini dolazi do fleksionog zadebljanja izohipsa i strmijeg urona šarke (ugao pada 6-7).

Sadržaj ulja. 1958. godine, otkrivač bunara utvrdio je komercijalni sadržaj nafte u XX horizontu. Godine 1961. prilikom ispitivanja bušotine br. 28 otkriveno je nalazište nafte XX horizonta. Do danas je na polju Tungor dokazana produktivnost tri naftna horizonta (XXI, XX i XX) i deset gasnih horizonta. Na dionici Tungorskog polja postoji širok raspon produktivnosti i usklađenosti sa vertikalnim zoniranjem u distribuciji ležišta: gore na dionici, naftna ležišta zamjenjuju se plinskim kondenzatom, zatim čisto plinom. Morfologija prirodnih akumulacija Tungorskog polja je račvastog oblika, te će se shodno tome zamke naftnih i plinskih ležišta klasificirati kao slojevite kupolaste i većina ih je djelimično litološki ekranizirana.

1.3. Klasifikacija metoda poboljšanog povrata nafte

Upotreba metoda za održavanje ležišnih pritisaka tokom razvoja ležišta nafte (bočno i unutarkružno plavljenje, ubrizgavanje gasa ili vazduha u više delove ležišta) omogućava najracionalnije korišćenje energije prirodnog ležišta i njeno popunjavanje, značajno smanjujući vrijeme razvoja ležišta zbog intenzivnijeg vađenja nafte. Ipak, bilans zaostalih rezervi na poljima u završnoj fazi razvoja ostaje veoma visok, u nekim slučajevima iznosi 50-70%.

Trenutno poznato i implementirano veliki broj metode za povećanje povrata nafte. Razlikuju se po načinu utjecaja na produktivne formacije, prirodi interakcije između radnog sredstva ubrizganog u formaciju i tekućine koja zasićuje formaciju, te vrsti energije koja se unosi u formaciju. Sve metode povećanja iskorištenja nafte mogu se podijeliti na hidrodinamičke, fizičko-hemijske i termičke.

Hidrodinamičke metode za povećanje povrata nafte.

Prilikom primjene ovih metoda ne mijenja se sistem rasporeda proizvodnih i injekcionih bušotina i ne koriste se dodatni izvori energije koji se unose u formaciju sa površine radi istiskivanja rezidualne nafte. Hidrodinamičke metode poboljšane iskorištavanja nafte djeluju u okviru tekućeg razvojnog sistema, najčešće pri plavljenju naftnih ležišta, a usmjerene su na daljnje intenziviranje procesa prirodnog povrata nafte. Hidrodinamičke metode uključuju ciklično plavljenje, metodu varijabilnih protoka filtracije i prisilno povlačenje fluida.

Ciklična poplava. Metoda se zasniva na periodičnoj promjeni načina rada ležišta zaustavljanjem i nastavkom ubrizgavanja i povlačenja vode, zbog čega se potpunije koriste kapilarne i hidrodinamičke sile.

To potiče uvođenje vode u zone formacije koje prethodno nisu bile pogođene. Ciklično plavljenje je efikasno na poljima gdje se koristi konvencionalno plavljenje, posebno u hidrofilnim rezervoarima, koji bolje zadržavaju vodu koja je u njih prodrla kapilarnim djelovanjem. U heterogenim formacijama, efikasnost cikličkog plavljenja je veća od one kod konvencionalnog plavljenja. To je zbog činjenice da je u uvjetima plavljenja heterogene formacije, rezidualna zasićenost naftom dionica formacije sa lošijim akumulacijskim svojstvima znatno veća od glavnog plavljenog dijela formacije. Sa povećanjem pritiska, elastične sile formacije i tečnosti doprinose prodiranju vode u područja formacije sa lošijim svojstvima ležišta, dok kapilarne sile zadržavaju vodu koja je prodrla u formaciju uz naknadno smanjenje formacijskog pritiska.

Metoda promjene smjera filtracijskih tokova. U procesu plavljenja naftnih ležišta, posebno heterogenih, prema tradicionalnim shemama, u njima se postupno formira tlačno polje i priroda filtracijskih tokova, u kojima pojedini dijelovi ležišta nisu pokriveni aktivnim procesom istiskivanja nafte. vodom. Da bi se u razvoj uključile stajaće akumulacijske zone koje nisu pokrivene plavljenjem, potrebno je promijeniti opću hidrodinamičku situaciju u njoj, što se postiže preraspodjelom zahvatanja i injektiranja vode po bušotinama. Kao rezultat promjena u ekstrakciji (injektiranju), mijenjaju se smjer i veličina gradijenata tlaka, zbog čega područja koja ranije nisu bila pokrivena plavljenjem podliježu višim gradijentima tlaka, te se nafta iz njih istiskuje u poplavljeni, protočni dio vode. formacije, čime se povećava iskorištenje nafte. Prilikom implementacije metode, uz promjene u proizvodnji i injektiranju, praktikuje se periodično gašenje pojedinačnih bunara ili grupa proizvodnih i injekcionih bušotina.

Federalna agencija za obrazovanje

Državna obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja

Obrazovanje

"UFA DRŽAVNA NAFTA TEHNIČKA

UNIVERZITET"

Odjel za opremu polja nafte i plina

obrazovna praksa

Učenik MPZ grupe – 02 – 01 A.Ya. Islamgulov

Šef ordinacije iz R.R. Safiullin

Katedra dr. sc. vanredni profesor

Opće karakteristike preduzeća

Direkcija za proizvodnju naftnog polja Aksakovneft formirana je 1955. godine u vezi sa otkrićem bušotine br. 3 naftnog polja Shkapovskoye, koju je izbušila ekipa za bušenje majstora I.Z. Poyarkova 23. novembra (Slika 1).

Slika 1 – Bunar br. 3

Od samog početka svojih aktivnosti, NPU Aksakovneft pripadao je fondu Bashneft sa sjedištem u Ufi, koji je reorganiziran u dioničko naftno društvo Bashneft,

NGDU u svom bilansu ima 15 polja. Nadoknadive rezidualne rezerve iznose 22,358 miliona tona na dan 1. januara 2004. godine (bez povećanja rezervi u 2004. godini). Pri trenutnim količinama proizvodnje nafte, rezerve su dostupne za 21 godinu. Trenutno se istražno bušenje izvodi u 2 oblasti: Afanasjevska i Lisovska.

Polja NGDU Aksakovneft LLC prikazana su na slici 2.

Od početka razvoja proizvedeno je 229.937 tona nafte. Plan proizvodnje nafte za 2004. godinu ispunjava se za 100,2% proizvedeno je 2 hiljade tona nafte iznad plana.

Slika 2 – Pregledna karta ležišta

Puštena je u rad 21 nova bušotina, dok je planirana proizvodnja nafte iz novih bušotina 31.768 tona, uz plan od 27.000 tona. Protok novih bušotina je bio 9,5 tona/dan.

Pušteno je u rad 6 novih injekcionih bušotina u odnosu na planiranih 6.

Zbog neaktivnosti pušteno je u rad 26 bunara u odnosu na plan od 26.

Period razvoja bušotine, sa standardom od 17 dana, bio je 7,7 dana.

Sakupljeno je 39.754 hiljade m3 pratećeg gasa, uključujući 422 hiljade m3 iznad plana. Stepen iskorišćenosti resursa pratećeg naftnog gasa iznosi 96,3% u odnosu na plan od 95,1%.

Glavna pažnja posvećena je uvođenju nove opreme i naprednih tehnologija, povećanju iskorištenja nafte i efikasnosti geoloških i tehničkih mjera (slika 3).

Zahvaljujući novim tehnologijama za povećanje iskorištenja nafte, proizvedeno je 348 tona nafte. Dakle, sa planom od 467, završeno je 467 aktivnosti. Efikasnost je 113,8 hiljada tona.

Specifična efikasnost na planu 243,3 t/m. iznosit će 243,7 t/mjeri.

Slika 3 – Tehnologija za povećanje injektivnosti injekcione bušotine korišćenjem tehnologije pomoću jedinice sa spiralnim cevima.

Jedna od faza reorganizacije JSOC Bashneft bilo je spajanje proizvodnog tima za preradu gasa Shkapovsky u LLC NGDU Aksakovneft u julu prošle godine. U 2004. godini prerađeno je 39 miliona 208 hiljada kubnih metara pratećeg naftnog gasa u odnosu na plan od 34 miliona 712 hiljada m 3, prekoračenje je iznosilo 4496 hiljada m 3 ili +13% od plana.

LLC NGDU Aksakovneft je preduzeće sa visoko razvijenom opremom i tehnologijom proizvodnje nafte i regionalnom infrastrukturom koje se nalazi u jugozapadnom delu Republike Baškortostan na adresi Prijutovo, ul. Vokzalnaya 13. Ovo je moderno, visoko razvijeno preduzeće - divizija udruženja Bashneft sa naprednom opremom i tehnologijom za proizvodnju i tretman nafte.

Osnovni cilj je ostvarivanje profita i zadovoljavanje javnih potreba za robama i uslugama koje proizvodi. Glavne aktivnosti su:

Proizvodnja nafte i plina i njihova priprema;

Izgradnja, kapitalna i podzemna sanacija bunara:

Popravak i izgradnja cesta;

Pružanje plaćenih usluga stanovništvu;

Proizvodnja robe široke potrošnje;

Izgradnja, rad i popravka objekata naftnih polja i društvenih objekata;

Usluge prijevoza, usluge posebne opreme;

Proizvodnja i prodaja pare i vode;

Obuka i usavršavanje osoblja;

Provođenje zajedničke ekonomske, cjenovne, tehničke i ekološke politike sa Kompanijom;

Kompanija svoje aktivnosti obavlja na osnovu važećeg zakonodavstva Ruske Federacije i Republike Baškortostan, Povelje, odluka organa upravljanja Kompanije i zaključenih ugovora.

Ovlašćeni kapital Kompanije i njegovo kretanje se odražavaju u bilansu stanja Uprave JSOC Bashneft.

8. NGDU "Chekmagushneft"

avgusta 1954. Iz bušotine br. 11 koju je izbušila ekipa bušenje majstori M. Sh. Gazizullina iz trusta Bashzapadnefterazvedka, u blizini sela Verkhne-Mancharovo, počeo je da teče nafta sa protokom od 150 tona dnevno. Ovako je počeo veliki ulje severozapadno od Baškortostana.

1956 Mancharovskaya oblast je pripremljena za industrijski razvoj.

Nafta je otkrivena u oblasti Kreshcheno-Bulyakskaya. Stvoren je novi pogon za proizvodnju uljaorganizacija - Kultubinsk integrisano naftno polje - u svrhu razvojanaftna bogatstva perspektivnog područja.

septembra 1957. Iskopane su prve tone industrijske mančarovke ulje.

1960 Mančarovski, Igmetovski,Kreshcheno-Bulyaksky i Tamyanovsky sekcije grupe Mancharovskydepoziti. 59 naftnih bušotina u eksploataciji, godišnje proizvodnja ulje - oko0,5 miliona tona; ukupno ubrizgavanje vode u injekcione bunare iznosi 117 hiljada m3.

Sistematičan i, istovremeno, brz razvoj osnovnihMancharovskoye polje. Visina proizvodnja nastaje zbog povećanjanaftne bušotine i razvoj sistema plavljenja.

Drugu polovinu šezdesetih karakteriše širokraspoređivanje bušenje radi na lokacijama Grem-Klyuchevsky i IvanaevskyYusupovskaya Square, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky,Naftna polja Chermasan i Men-Uzov.

1968 Počni bušenje na Saitovskoj trgu. Puštanje u rad novih bunara uindustrijska eksploatacija.

Ubrzani tempo razvoja novih nalazišta je omogućio naftnih radnika dostići maksimalan nivo proizvodnja nafte – 6282 hiljade tona godišnje. 10 godinadavne 1958. godine ta brojka je bila nešto više od 40 hiljada tona. Takveniko nije znao za kratke rokove za razvoj za proizvodnju nafte region zemlje.

1970 Početak bušenja naftnog polja Andreevskoye.Pojavljujuci problem vodotoka nafte i srodnih tehnološkihpoteškoće su dovele do povećanja broja izvedenih geoloških i tehničkih studijaaktivnosti (GTM) do 3000 godišnje.

1970-1980. Proizvođači nafte su započeli naporan rad na stabilizacijinivo proizvodnja nafte u iznosu od 5,3-4,9 miliona tona godišnje, au narednim 1980-1990.godine - na nivou od 4,8-4,1 miliona tona nafte godišnje.

Tokom ovih godina intenzivno se bušila naftna polja,povećanje volumena ubrizgavanja svježe i otpadne vode i proizvodnja tečnost poimplementacija ESP jedinica visokih performansi.

1990. godine maksimalni godišnji volumen ubrizgavanja vode uproduktivni horizonti – 43,8 miliona m3 i maksimalni obim tečne proizvodnje – 50,2 miliona tona.

Tokom 40 godina koliko je prošlo od formiranja NGDU "Čekmagušnjeft" uveden je ueksploatacije 3490 ulje buns from bušenje, 803 injekcione bušotine.

U proizvodne formacije utisnuto je 794 miliona m3 vode. Proizvedeno je 871 milion tona tečnosti.

Sada smo uspjeli da se stabilizujemo proizvodnja nafte na 2 milionat godišnje. To je postalo moguće zahvaljujući velikom brojugeološke i tehničke delatnosti, uvođenje naučnih i tehnoloških dostignuća upovećanje povrat nafte, korištenje tehničko-tehnološkog razvoja sasa ciljem intenziviranja proizvodnja ulje,

70-ih godina, uvođenje principa integrisanogautomatizacija i uređenje naftnih preduzeća; puštena u rad 1973prvi sveobuhvatno automatizovani regionalni inženjering i tehnološkiservis br. 2, a do kraja 1975. godine ovaj posao je završen u svjetskim razmjerima NGDU.

Uključeno u tehnološke šeme objekata proizvodnja razvoj nafteNGDU inženjeri u oblasti prikupljanja i automatizacije nafte. među njima:– tehnološka šema dopremne pumpne stanice i separacione jedinicesa ispuštanjem otpadnih voda,

– oprema na ušću bušotine;

– načini sprečavanja taloženja neorganskih soli u bunarima;

– brigadne jedinice za mjerenje ulja;

– instalacija kosih cijevi za čišćenje i ispuštanje vode itd.

Po prvi put u Baškortostanu, na poljima NGDU Chekmagushneft,problem naslaga neorganske soli u naftnim bušotinama na osnovuperiodični tretman gipsanih bunara domaćim i uvozniminhibitori stvaranja soli.

NGDU posvećuje ozbiljnu pažnju ekonomski rad, poboljšanjeupravljačke strukture radionica i timova, uvođenje novih oblika organizacijeproizvodnje i rada.

Tako su fondovi stvoreni 70-ih godina na osnovu rezultata svojih aktivnostiekonomska stimulacija - materijalni podsticaji, razvojproizvodnja, stanovanje i društveni razvoj - dozvoljenoda apsorbuje 1.758 milijardi rubalja kapitalnih investicija tokom ovih godina.

Po prvi put u industriji, NGDU je razvio sistem za servisiranje uljabušotine na poljima zasnovane na širokoj kombinaciji zanimanja. Danas daljeU industrijama svaki radnik ima nekoliko srodnih profesija.Kompleksne mehanizovane jedinice, počevši od Kušulskog

ekonomski eksperiment, uspešno obavljaju čitav niz poslova,osiguravanje normalnog ritma tehnološkog procesa proizvodnja nafte Igas. Da, tim proizvodnja ulje i gas majstor R. M. Galeevosigurava nesmetan rad oko 200 bunara i drugih objekataproizvodnja nafte. Ekipa za proizvodnju nafte br. 4 ulje I gas(master F.M.Akramov) servisira do 280 bunara

Za održavanje operativni bunari u radnom stanju iosiguranje pouzdanog rada bunara oprema u NGDUstvorene su podzemne i velike popravke. Danas su undergrounders usavladali su tajne svoje profesije do savršenstva. Nije slučajno da je jedan odglavni pokazatelji podzemnih popravki - period između popravkibunari (MCI) – preko 600 dana. PRS tim majstora 3. I.Akhmetzyanova je postigla najveći MCI pokazatelj - 645 dana, a premaelektrične centrifugalne pumpe – 697 dana.

Remontne ekipe godišnje izvrše 550-600 velikih popravkibunari Izvode se uzimajući u obzir ekološke zahtjeve, dokpažnja se posvećuje izolaciji proizvedene vode i vraćanju nepropusnostistubova i cementnog prstena iza stuba i provodnika, eliminišući poprečne tokove.

Zahvaljujući uigranom radu stočarskih ekipa koje su predvodili majstori F.F.Khaidarov, M. S. Tuktarov, R. L. Nasibullin, A. M. Molchanov,prosječno trajanje jednog popravka je 1103 b/sat prema planu120,3 b/h, produktivno vrijeme -98,2%.

Tim u NGDU Chekmagushneft je postao znatno aktivnijiekološke aktivnosti usmjerene na sprječavanje zagađenjapodzemlje, vode, zemljišni resursi i atmosfera. Proizvođači nafte to razumijuU ovoj stvari nema sitnica, tako da se sva pitanja rješavaju uz aktivno učešćesvakog zaposlenog u menadžmentu.

Stvorena je mreža za kontrolu kvaliteta površinskih i podzemnih vodakontrolne tačke vode. 1996. godine ova mreža je proširena sa 30 na 88 tačaka(tačke), iz kojih se uzorkuje i analizira voda prema rasporedu i kadaAko je potrebno, poduzimaju se mjere za utvrđivanje i otklanjanje uzroka.

uzrokujući pogoršanje njegovog kvaliteta.Za smanjenje agresivne aktivnosti povezane tečnosti ivoda upumpana u cjevovode sistema za prikupljanje i tretman ulja,održavanje splavnog pritiska (FPP) bunara i njihove dubine oprema Inhibitori korozije se doziraju od 183 tačke.

NGDU "Chekmagushneft" je pionir u razvoju i implementaciji cijeviseparatori vode (WWO), koji omogućavaju ispuštanjevode direktno u pogonima za proizvodnju nafte. TVO-ima nije potrebna konstantaodržavanje, voda koja se ispušta za njima, dobar kvalitet. U isto vremeštede se sredstva za transport ove vode do instalacijapreliminarni pražnjenje (UPS) i nazad, čime se eliminiše potencijalopasnost od hitnog uticaja na okoliš otpadnih voda kada setransport. Trenutno radi NGDU13 TVO, u toku su građevinsko-montažni radovi na još dva separatora vode.

NGDU konstantno radi na smanjenju potrošnje slatke vodepotrebe proizvodnje, posebno u PPD-u. Specifična težina slatke vode po zapreminizapremina ubrizgavanja u 1996. godini iznosila je 3%.

Za smanjenje emisija gasovi uveden u atmosferu na eksploatacije instalacije za hvatanje lakih frakcija ugljovodonika u prikupljanje nafte parkovi "Kalmaš" (1993) i "Mančar" (1996). Samo u NSP "Kalmash" sana početku lansiranja zarobljeno je više od 450 hiljada m3 gas. Mnogo se radi na tomepovećanje pouzdanosti i nepropusnosti ušća bunara i zapornih ventilanaftno polje oprema, smanjenje curenja pumpe, blagovremenopopravka i izrada antikorozivnih premaza.

Od 1990. godine NGDU intenzivno zamjenjuje metalne cijevi cijevimaantikorozivni dizajn (metalno-plastični, fleksibilanpolimer-metal, obloga). Početkom 1997. pušten je u radeksploatacije radionica za proizvodnju metaloplastičnih cijevi sa produktivnošću 200 km cijevi godišnje.

Ministarstvo obrazovanja i nauke Ruske Federacije i Republike Tatarstan

Almetjevski državni institut za naftu

Odjel za razvoj i rad

naftna i gasna polja"

Izvještaj

Student Abunagimov Rustam Rinatovič grupe 68-15 W

Fakultet za naftu i gas, specijalnost 13503.65

Prema održanoj obrazovnoj praksi u JSC Bashneft

NGDU "Oktyabrskneft"

( preduzeće, odeljenje za proizvodnju nafte i gasa)

Mjesto pripravničkog staža OJSC Bashneft

NGDU "Oktyabrskneft"

Šef ordinacije

sa Katedre za RiENGM Chekmaeva R.R.

(pozicija, puno ime)

Almetyevsk

UVOD 3

1 Proizvodna i organizaciona struktura NGDU. 4

2. Geološke i fizičke karakteristike objekata. 8

3. Bušenje bunara. 13

4. Razvoj naftnih polja. 15

5. PPD sistem. 19

6. Rad naftnih i injekcionih bušotina. 22

7. Dobro istraživanje. 25

8. Metode povećanja produktivnosti bušotine. 26

9. Tekuće i kapitalne popravke bunara. 30

10.Prikupljanje i priprema nafte, gasa i vode. 33

11.Sigurnost, zaštita rada i životne sredine. 36

LITERATURA 39

UVOD

Ovu praksu sam završio u NGDU Oktyabrskneft. Tokom prakse upoznao sam se sa načinima proizvodnje nafte, metodama povećanja iskorištenja nafte, sistemom održavanja ležišnog pritiska, kao i sistemom prikupljanja proizvodnje iz bušotine u uslovima ovog pogona za proizvodnju nafte i gasa.

NGDU "Oktyabrskneft" je preduzeće za proizvodnju nafte i gasa. Osnova djelatnosti NGDU-a je proizvodnja nafte, plina, bitumena, slatkih i mineralnih voda, njihov transport raznim vidovima transporta, au nekim slučajevima i prerada i prodaja.

NGDU Oktyabrskneft je velika divizija OJSC Bashneft. Zbog visokog stepena istraženosti (više od 82%) teritorije Baškortostana, kompanija nastavlja da obavlja geološko istražne radove kako na teritoriji Republike tako iu drugim regionima. U 2009. godini završen je godišnji plan istražnog bušenja više od 10 hiljada metara, završena je izgradnja 10 bušotina, dobijeni su komercijalni tokovi nafte u 6 bušotina (60% efikasnosti), otkrivena su 2 nova naftna polja, povećanje nadoknadive rezerve industrijskih kategorija iznosile su 1,3 miliona tona Preduzeće obavlja seizmička istraživanja, dubinsko istražno bušenje, geohemijska istraživanja i tematske poslove iz oblasti geoloških istraživanja. Proizvodnja nafte će se povećati zbog polja koje kompanija razvija, kao što su Arlanskoe, Sergeevskoye, Yugomashevskoye i druga polja. Povećanje proizvodnje nafte očekuje se zbog povećanja obima geoloških i tehničkih aktivnosti: bušenje novih bušotina, optimizacija ekstrakcije fluida, prenošenje bušotina na druge objekte, izvođenje hidrauličkog frakturiranja, stvaranje novih poplavnih lokacija, smanjenje zaliha bušotina i proširenje korištenje dokazano visoko učinkovitih metoda za povećanje povrata nafte.

NGDU "Oktyabrskneft" je oko dvadesetak radionica i odjeljenja glavne i pomoćne proizvodnje i socijalnih usluga. Odjeljenje ima svoj centar za obuku, Dom tehnike, pomoćne plasteničke objekte, rekreacijski centar, stomatološku i ambulantu itd.

U posljednje vrijeme naftni radnici mnogo rade na pitanjima zaštite okoliša: obnavljaju se slani izvori, čiste se rijeke, obnavljaju se naftom zagađena zemljišta.

U praksi sam često išao na obilaske bušotina, tokom kojih sam učio radnje operatera u proizvodnji nafte i gasa direktno u radnim uslovima. Drugi važan aspekt prakse je praktična konsolidacija prethodno stečenog teorijskog znanja.

1 Proizvodna i organizaciona struktura NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" se nalazi u rijeci. selo Serafimovsky, okrug Tuymazinsky, Republika Baškortostan. Proizvodi koji se proizvode, prema osnovnoj djelatnosti preduzeća, su komercijalno ulje.

Prema vrsti upravljačke strukture, NGDU Oktyabrskneft pripada linearnoj funkcionalnoj upravljačkoj strukturi, koja ima manje nedostatke i općenito je optimalna za ovo preduzeće. Od 2009. godine, radna snaga ovog preduzeća je bila oko 1.750 ljudi.

NGDU Oktyabrskneft je složen sistem struktura i odjeljenja koji osiguravaju neprekidnu proizvodnju nafte. Dijagram strukture NGDU Oktyabrskneft prikazan je na slici 1.

Upravljanje vrši rukovodilac sektora za proizvodnju nafte i gasa, kome su podređene sve službe, odeljenja i radionice. On upravlja svim aktivnostima preduzeća na bazi jedinstva. Prava i odgovornosti svakog odeljenja zamenika načelnika, kao i zaposlenih u aparatu, razdvojena su posebnim odredbama.

Prvi zamjenik načelnika je glavni inženjer, on vrši proizvodno-tehničko upravljanje timom i zajedno sa direktorom snosi punu odgovornost za efikasnost preduzeća.

Glavni inženjer je zadužen za:

1) Proizvodno-tehnički odjel (PTO), čiji je osnovni zadatak utvrđivanje racionalne opreme i tehnologije za proizvodnju nafte i plina, uvođenje nove opreme i napredne tehnologije.

2) Služba glavnog mehaničara (CMS) upravlja servisom mehaničkih popravki NGDU.

3) Služba glavnog inženjera energetike (CHS) se bavi organizovanjem pouzdanog i bezbednog rada termoelektrana, uvođenjem novih, pouzdanijih, ekonomičnijih elektromotornih pogona i šema napajanja.

4) Odjeljenje za industrijsku sigurnost i zdravlje na radu (IHS) čiji je osnovni zadatak organizovanje rada na stvaranju sigurnih uslova rada.

Geološki odjel odgovara glavnom geologu. Odsjek se bavi detaljnim proučavanjem terena, obračunom kretanja rezervi nafte i gasa, dodatnim istraživanjem pojedinih područja, uvođenjem tehnoloških shema i razvojnih projekata, te iznalaženjem načina za intenziviranje razvoja.

Slika 1 Organizaciona struktura NGDU Oktjabrsknjeft

Ekonomski odjel za planiranje (PEO) odgovara glavnom ekonomistu NGDU. Glavni zadatak odeljenja je da organizuje rad menadžmenta, analizira rad preduzeća i identifikuje načine za poboljšanje efikasnosti proizvodnje. Zavod za rad i plate(Rad i plata) se bavi unapređenjem organizacije rada i upravljanja proizvodnjom, uvođenjem progresivnih oblika i sistema zarada i materijalnih podsticaja u cilju daljeg povećanja produktivnosti rada.

Usluga finansijski tehnička podrška i nabavku opreme (MSTO i KO) izvještava zamjenika načelnika NGDU za opšta pitanja. Glavni zadatak je da se jedinice NGDU-a snabdijevaju svim vrstama materijala i resursa.

Zamjenik načelnika za ekonomska pitanja je glavni ekonomista, koji koordinira i kontroliše rad svih ekonomskih službi i odjeljenja.

Odjeljenje za automatizovani sistem upravljanja (OACS) je dizajnirano za automatizovano upravljanje. On je u interakciji sa sistemima upravljanja preduzećima koje opslužuju klaster računarstvo i informacioni i računarski centri (KVT i KIVC).

Proizvodnja u NGDU je podijeljena na glavnu i pomoćnu. Glavna proizvodnja obuhvata radionice koje su direktno uključene u proizvodnju glavnih proizvoda.

To uključuje CDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Ove radionice izvode sljedeće funkcije: kretanje nafte i plina na dno korištenjem energije rezervoara; dizanje ulja na površinu, sakupljanje, kontrola, mjerenje obima proizvodnje, složena priprema ulja u cilju davanja komercijalnog kvaliteta.

Struktura pomoćne proizvodnje uključuje one odjele preduzeća koji osiguravaju nesmetan rad glavnih proizvodnih radionica. Djelatnosti pomoćne proizvodnje obuhvataju: popravku opreme, bunara, uređaja i mehanizama; snabdijevanje proizvodnih objekata električnom energijom, vodom i drugim potrebnim materijalom; pružanje informativnih usluga glavnim proizvodnim radnjama. Sve ove poslove obavljaju radionice uključene u strukturu NGDU: TsAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; transportna radionica.

TsPPN radionica za pripremu i pumpanje nafte, prijem proizvedene trofazne tečnosti (nafta, gas, voda) sa naftnog polja, priprema (razdvajanje na faze), obračun nafte i vode, isporuka nafte u upravu naftovoda i formacijske vode u radionicu za održavanje rezervoarskog pritiska, za upotrebu u sistemu za održavanje pritiska u formaciji.

Radnja za održavanje pritiska u rezervoaru (RPM) za ubrizgavanje vode u proizvodne formacije.

Radionica za podzemne i velike popravke bušotina (sekcija ORS) vrši redovne sanacije bušotina, izvođenje geoloških i tehničkih mjera uticaja na zonu dna formacije.

Područje remonta bušotine (CHS) - izvođenje remonta bušotine, izvođenje geoloških i tehničkih mjera u cilju intenziviranja proizvodnje nafte, povećanja iskorištenja nafte, povećanja injektivnosti injekcionih bušotina.

Rolo servisna radionica za elektroopremu i napajanje (PRTSE&E) - obezbjeđivanje napajanja objekata NGDU, obavljanje planiranih preventivnih popravki i preventivnih ispitivanja električne opreme, opreme i električnih mreža.

Radionica za automatizaciju proizvodnje i opskrbe parom (CAPP) - opskrbljuje procesnom vodom i toplinskom energijom (parom) jedinice NGDU i strane potrošače.

Građevinsko-montažna radnja (CMS) - uređenje istražnih, proizvodnih i puštenih u rad bušotina iz mirovanja i neaktivnosti, kapitalne popravke objekata za proizvodnju nafte i društvenih i kulturnih objekata, održavanje i planirane preventivne popravke instrumentacije, automatike i opreme za telemehanizaciju u objektima NGDU .

Radionica za istraživanje i proizvodnju nafte (TSNIPR) - izvođenje hidrodinamičkih studija bušotina i formacija, ispitivanje rezervoara slatke vode, utvrđivanje zagađenosti vazduha u zoni rada sektora proizvodnje nafte i gasa, laboratorijske studije proizvedenog fluida, određivanje kvaliteta pročišćenih i otpadnih voda u postrojenju za preradu nafte, analiza fizičkih i hemijskih svojstava naftnog gasa.

Prodavnica antikorozivnih premaza i velikih popravaka cevovoda i konstrukcija (DAC i CRTS). Funkcije radionice: unutrašnje čišćenje rezervoara, veliki popravci rezervoara i izmjenjivača topline, antikorozivno premazivanje rezervoara i kontejnera, demontaža opreme i konstrukcija, polaganje cjevovoda na GPMT (fleksibilne polimer-metalne cijevi), praćenje stanja zavarenih spojeva i mjerenje debljine stijenke cjevovoda, rezervoara, slavina i rezervoara (detekcija grešaka), popravka pumpno-kompresorskih cijevi, dostava istih ekipama pumpnih i remontnih radova.

Radionica fleksibilnih polimer-metalnih cevi (CGMPT) - proizvodnja fleksibilnih polimer-metalnih cevi za sisteme za sakupljanje ulja i održavanje rezervoarskog pritiska, za transport visokovodonosne nafte i visokoagresivnih otpadnih voda, proizvodnja robe široke potrošnje.

Razmatrana struktura NGDU Oktyabrskneft omogućava preduzeću da reši sve zadatke koji su mu dodeljeni, da efikasno koristi materijalne i radne resurse, stoga je preporučljivo upravljati svojim proizvodnim mogućnostima.

2 Geološke i fizičke karakteristike objekata

Naftno polje Serafimovskoye nalazi se u sjeverozapadnom dijelu Baškortostana, u okrugu Tuymazinsky. Direktno sjeverozapadno od njega nalazi se veliko naftno polje Tuymazinskoye, a na jugu su naftna polja Troitskoye i Stahanovskoye.

U okviru depozita nalaze se r.p. Serafimovski, koja je osnovana 31. decembra 1952. godine. Tu živi većina radnika uključenih u razvoj i rad ovog polja. Asfaltirani putevi i autoputevi prolaze kroz teritoriju polja, povezujući postrojenja naftnih polja sa gradovima Oktyabrsky i Belebey, te sa željezničkim stanicama Tuymazy, Urussu i Kandra.

Razvoj polja vrši NGDU Oktyabrskneft LLC, koji se nalazi u selu. Serafimovsky, a bušenje bunara vrši BurKan. Proizvodi naftnih bušotina nakon početnog tretmana iz parka za prikupljanje nafte preko pumpne stanice Subkhankulovo pumpaju se kroz naftovod do rafinerija nafte u Ufi. Povezani gas se troši u fabrici za preradu gasa Tuymazinsky, delimično se koristi za lokalne potrebe i transportuje se gasovodom do grada Ufe. Snabdijevanje vodom se vrši iz centralnog vodovoda koji opskrbljuje vodu iz podkanalnih bunara rijeke Usen.

Klima regije je kontinentalna. Karakteriziraju ga mrazne zime sa temperaturama do 45 0 C u januaru i prilično vruća ljeta sa temperaturama do + 35 0 C u julu. Prosječna godišnja temperatura je +3 0 C. Prosječna godišnja količina padavina je oko 500 mm. Padavine se javljaju uglavnom u jesen i zimsko vrijeme godine.

Među mineralnim resursima, osim nafte, nalaze se krečnjaci, gline i pijesci. Ove materijale lokalno stanovništvo koristi za građevinske i kućne potrebe. Osim toga, glina posebne kvalitete koristi se za pripremu glinenog isplaka za bušenje bunara.

Orografski, područje ležišta je brežuljkasta visoravan. Najniže nadmorske visine su ograničene na riječne doline i iznose oko +100m, najveće apsolutne nadmorske visine na slivovima dostižu +350m. Po pravilu, južne padine slivova su strme i tvore rtove, dobro izložene, dok su sjeverne blage, busene i često obrasle šumom.

Hidrografska mreža regije je dobro razvijena, ali nema velikih rijeka. Glavna vodena arterija regije je rijeka. Ik. Njegove pritoke južno od ležišta. su rijeke Kidaš i Ujazi Tamak. Rijeka teče unutar polja. Bishindy, koja je lijeva pritoka rijeke. Usen, teče izvan polja. Na jugu ležišta nalaze se ispusti podzemnih voda u vidu izvora.

Geološka struktura ležišta Serafimovskoye uključuje pretkambrijske, bavlinske, devonske, karbonske, permske, kvartarne, rifejske i vendske naslage.

Serafimovsko polje je višeslojno. Glavni produktivni horizont je formiranje pijeska D I Pashi horizont. Industrijski naftonosne pješčane formacije: C- VI 1 , SA- VI 2 , Bobrikovski horizont, karbonatni član kizelovskog horizonta turneske faze, karbonatni članovi famenske faze, pješčani sloj D 3 Kynovsky horizont, sloj pijeska D II Mullinsky horizont, slojevi pijeska D III i D IV Horizont Stary Oskalsky.

Prosečna dubina bobrikovskog horizonta je 1250 m, turneska etapa je 1320 m, famenska etapa je 1560 m, formacija D I -1690m, sloj D II - 1700m, sloj D III - 1715 m, sloj D IV - 1730 m.

Tektonski, antiklinalna struktura Serafimovskaya brachy nalazi se u jugoistočnom dijelu vrha Almetyevskaya Tatarskog luka i zajedno sa strukturom Baltaevskaya čini Serafimovski Baltaevsky otok. Ukupna dužina okna dostiže 100 km, a širina se kreće od 26 km na zapadu do 17 km na istoku. U centralnim i sjeveroistočnim dijelovima Serafimovsko-Baltajevskog bura nalazi se Serafimovsko uzdizanje, koje je u jugozapadnom dijelu ocrtano stratoizohipsom minus 1560 m, au sjeveroistočnom dijelu minus 1570 m. Dimenzije uzvišenja su 12X4 km, a prostiru se od jugozapada prema sjeveroistoku.

Treba napomenuti da se lukovi struktura u karbonu i permu na Leonidovskom i Serafimovskom uzvišenju poklapaju s njegovim položajem u devonskim naslagama.

Prema geofizičkim podacima, slojevi su uglavnom predstavljeni sa tri vrste stijena: muljnim kamenom, alevrom i pješčanikom.

Glavna ležišta ležišta su devonske naslage. Najraširenija po površini i debljini je formacija D I . Njegova debljina dostiže 19,6 m. Predstavljen je kvarcnim i sitnozrnim pješčenikom.

Horizont D II pripada pješčanicima horizonta Mullin. Predstavljen je međuslojevima muljnjaka i muljnjaka, ali uglavnom dominira sitnozrnati, kvarcni pješčenjak. Njegova debljina se kreće od 19 - 33 metra.

Slojevi horizonta D III predstavljen je slabo sortiranim, sitnozrnim, kvarcnim pješčarima. Njihova debljina je vrlo mala i kreće se od 1-3 metra. Naslage ovog horizonta su strukturno litološki male veličine.

Slojevi horizonta D IV - predstavljen je sitnozrnim, mjestimično šljunkovitim, kvarcnim pješčara. Njihova debljina je 8 metara, a na pojedinim mjestima 8-12 metara. U njima je identifikovano 10 ležišta strukturnog tipa.

Ukupna debljina akumulacija bloka D je 28 - 35 m, a debljina slojeva zasićenih naftom 25,4 m.

Glavne karakteristike horizonata date su u tabeli 1.

Tabela 1 Glavne karakteristike horizonata

Opcije	Objekti
	D I	D II	D III	D IV
Prosječna dubina, m
Prosječna debljina zasićenosti uljem, m
Poroznost, frakcije jedinica
Permeabilnost, µm 2
Temperatura rezervoara, 0 C
Pritisak rezervoara, MPa
Viskoznost ulja u rezervoaru, mPa*s
Gustina ulja u rezervoaru, kg/cm 3
Pritisak zasićenja ulja gasom, MPa

Rezervoarska nafta iz turneske faze mnogo se razlikuje od nafte iz devonskih naslaga. Pritisak zasićenja nafte gasom je 2,66 MPa. U devonskim naslagama ova vrijednost iznosi 9 9,75 MPa, što je skoro tri puta više nego u turneskoj fazi. Gustina nafte u uslovima ležišta je 886 kg/m3. Svojstva ulja detaljnije su data u tabelama 2 i 3.

Tabela 2. Fizička svojstva ulja

Indikatori	D I	D II	D III	S1k s 1
Temperatura rezervoara,S
Pritisak zasićenja, MPa
Specifična zapremina ulja pri pritisku zasićenja, g/cm3
koeficijent stišljivosti, 10 4 0,1 1/MPa
Koeficijent termička ekspanzija, 10 4 1 0 C
Gustoća ulja, kg/m3 pri pritisku zasićenja
Viskoznost ulja, mPa s pri pritisku zasićenja
Skupljanje ulja od pritiska zasićenja, %
Koeficijent zapremine

Tabela 3. Hemijski sastav ulja

Svojstva formacijske vode data su u tabeli 4.

Tabela 4 Svojstva proizvedene vode

Indikatori	D I	D II	D III	C1 do s 1
Gustina, kg/m 3
	49 ,98
	0 ,003
Ca + +
M g+		4 ,1
K+ Na+	32 ,1

Sastav gasa dat je u tabeli 5.

Tabela 5 Svojstva gasa

Komponenta	Udio komponente
	D kom = 9,5 mm Molarna masa		D kom = 17,2 mm Molarna masa		D kom = 21 mm Molarna masa
WITH H 4
C2H6
C 3 H 8
C4H10
C5H12
C6H12
C 7 H 16
Gustina, kg/m 3

3 Bušenje bunara.

Naftno ili plinsko polje se buši kao dio projekta razvoja ili istraživanja. Geološki odjel ureda za bušenje bušotina, vođen projektom, sa topografom bira tačke na terenu koje će biti bušotine ovog polja.

Za tehnološki kompetentno izvođenje procesa bušenja potrebno je poznavati osnovne fizičko-mehaničke osobine stijena koje utiču na proces bušenja (elastična i plastična svojstva, čvrstoća, tvrdoća i abrazivna sposobnost). To se postiže bušenjem istražnih bušotina, iz kojih se dobija dio stijene (jezgra). Uzorci jezgra i otječaka šalju se u geološko odjeljenje, koje vrši njihovo potpuno ispitivanje.

Tehnologija bušenja bunara je kompleks uzastopnih operacija koje imaju za cilj postizanje određenog cilja. Jasno je da se bilo koja tehnološka operacija može izvesti samo uz korištenje potrebne opreme. Razmotrimo redoslijed operacija tokom izgradnje bunara. Izgradnja bunara se odnosi na cjelokupan ciklus izgradnje bunara od početka svih pripremnih radnji do demontaže opreme.

Pripremni radovi obuhvataju planiranje prostora, postavljanje temelja za bušaću i drugu opremu, postavljanje tehnoloških komunikacija, električnih i telefonskih vodova. Obim pripremnih radova određen je reljefnim, klimatskim i geografsko područje, uslovi životne sredine.

Instalacija: postavljanje opreme za bušenje na pripremnom mjestu i njegovog cjevovoda. Trenutno je montaža blokova široko rasprostranjena u naftnoj industriji, izgradnja velikih blokova koji se sklapaju u tvornicama i isporučuju na mjesto ugradnje. Ovo pojednostavljuje i ubrzava instalaciju. Instalacija svake jedinice završava se testiranjem u radnom režimu.

Bušenje bunara postepeno se produbljuje u debljinu zemljine površine do rezervoara nafte uz jačanje zidova bunara. Bušenje bunara počinje polaganjem rupe dubine 2..4 m, u koju se spušta svrdlo, pričvršćeno na kvadrat okačen na tackle sistem tornja. Počinje bušenje, javljanje rotaciono kretanje kvadrat, a samim tim i bit uz pomoć rotora. Kako bušilica ulazi dublje u stijenu, svrdlo i kvadrat se spuštaju pomoću vitla. Izbušenu stijenu odvodi bušaća tekućina koju pumpa dovodi do svrdla kroz zakretni element i šuplji kvadrat.

Nakon što se bunar produbi na dužinu kvadrata, on se izvlači iz bunara i između njega i svrdla postavlja se bušaća cijev.

U procesu produbljivanja može doći do uništenja zidova bunara, pa ih je u određenim intervalima potrebno ojačati (obušiti). To se radi pomoću posebno spuštenih obložnih cijevi, a dizajn bunara poprima stepenasti izgled. Na vrhu, bušenje se vrši sa svrdlom velikog prečnika, zatim manjim, itd.

Broj stepenica je određen dubinom bunara i karakteristikama stijena. Konstrukcija bunara se odnosi na sistem obložnih cijevi različitih promjera, spuštenih u bunar na različite dubine. Za različite regije dizajni naftnih bušotina su različiti i određeni su sljedećim zahtjevima:

- suprotstavljanje silama pritiska stijena koje teže uništavanju bušotine;

- održavanje navedenog prečnika debla cijelom njegovom dužinom;

- izolacija horizonata koji se javljaju u dijelu bušotine koji sadrži agense različitog hemijskog sastava i sprječavanje njihovog miješanja;

- sposobnost pokretanja i rada različite opreme;

- mogućnost dužeg kontakta sa hemijski agresivnim sredinama i otpornost na visoke pritiske i temperature.

Na poljima se grade plinske, injekcione i pijezometrijske bušotine, čiji su projekti slični naftnim bušotinama.

Pojedinačni elementi strukture bunara imaju sljedeće namjene:

1 Smjer sprječava eroziju gornjih rastresitih stijena tekućinom za bušenje prilikom bušenja bušotine.

2 Provodnik osigurava izolaciju vodonosnika koji se koriste za vodu za piće; vodosnabdijevanje

3 Međukolona se spušta da bi se izolovale apsorpcione zone i pokrili produktivni horizonti nenormalnim pritiscima.

4 Proizvodno kućište obezbeđuje izolaciju svih slojeva koji se nalaze u delu polja, spuštanje opreme i rad bušotine.

U zavisnosti od broja kolona kućišta, izvedba bunara može biti jednostubna, dvostubna itd.

Dno bunara, njegov filter, je glavni element kolone, jer direktno obezbeđuje komunikaciju sa rezervoarom nafte, drenažu rezervoarskog fluida u određenim granicama i uticaj na rezervoar u cilju intenziviranja i regulisanja njegovog rada.

Dizajn lica određen je karakteristikama stijene. Tako se u mehanički stabilnim stijenama (pješčarima) može izvoditi otvoreno kopanje. Omogućava potpunu povezanost sa formacijom i uzima se kao standard, a indikator efikasnosti komunikacije, koeficijent hidrodinamičke savršenosti, uzima se kao jedan. Nedostatak ovog dizajna je nemogućnost selektivnog otvaranja pojedinačnih slojeva, ako ih ima, pa su otvorena lica dobila ograničenu upotrebu.

Poznati su dizajni čeonih struktura sa odvojeno spuštenim, prefabrikovanim filterima u potpuno izloženu formaciju bez kućišta. Prstenasti prostor između dna kućišta i vrha filtera je zapečaćen. Rupe u filteru su okrugle ili u obliku proreza, širine 0,8...1,5 mm, dužine 50...80 mm. Ponekad se filteri spuštaju u obliku dvije cijevi, šupljina između kojih je ispunjena sortiranim šljunkom. Takvi filteri se mogu mijenjati kako se zaprljaju.

Najrasprostranjeniji filteri se formiraju u zatvorenom rezervoaru ulja i cementiranom proizvodnom kućištu. Oni pojednostavljuju tehnologiju otvaranja, omogućavaju vam da pouzdano izolujete pojedinačne slojeve i djelujete na njih, ali ovi filteri imaju i niz nedostataka.

4 Razvoj naftnih polja .

Razvoj naftnog polja odnosi se na proces kretanja tečnosti (nafta, voda) i gasa u formacijama do proizvodnih bušotina. Kontrola procesa kretanja tečnosti i gasa ostvaruje se postavljanjem naftnih, injekcionih i kontrolnih bušotina na terenu, brojem i redosledom njihovog puštanja u rad, režimom rada bušotina i ravnotežom energije rezervoara. Sistem razrade usvojen za određeno ležište predodređuje tehničko-ekonomske pokazatelje - protok nafte, njenu promjenu tokom vremena, faktor povrata nafte, kapitalna ulaganja, cijenu itd. Prije bušenja ležišta, projektira se sistem razvoja. U projektu razvoja, na osnovu podataka istraživanja i probnog rada, uslovi pod kojima će se odvijati eksploatacija ležišta, tj. geološka struktura, rezervoarska svojstva stijena (poroznost, propusnost, stepen heterogenosti), fizička svojstva tečnosti i gasovi koji zasićuju formaciju (viskozitet, gustina, rastvorljivost gasa), zasićenost stena nafte, vode i gasa, ležišnog pritiska, temperature i dr. Na osnovu ovih podataka, uz pomoć hidrodinamičkih proračuna, utvrđuju se tehnički pokazatelji rada rezervoara za različite mogućnosti razvoja sistema i vrši se ekonomska procjena sistemskih opcija. Kao rezultat tehničkog i ekonomskog poređenja, odabire se optimalni razvojni sistem.

Nafta se vadi iz bušotina ili prirodnim strujanjem pod uticajem energije rezervoara, ili upotrebom jedne od nekoliko mehanizovanih metoda podizanja fluida. Tipično, u početnoj fazi razvoja polja, preovlađuje protočna proizvodnja, a kako protok slabi, bušotina se prebacuje na mehanizirani način proizvodnje. Mehanizovane metode uključuju: gas lift i duboko pumpanje (pomoću štapnih, potopnih električnih centrifugalnih i vijčanih pumpi).

Razvoj naftnih polja je oblast nauke koja se intenzivno razvija. Njegov dalji razvoj će biti povezan sa upotrebom novih tehnologija za vađenje nafte iz podzemlja, novim metodama za prepoznavanje prirode in situ procesa, upravljanjem razvojem polja, upotrebom naprednih metoda za planiranje istraživanja i razvoja polja, uzimajući u obzir obračun podataka iz srodnih sektora nacionalne privrede, i korišćenje automatizovanih sistema upravljanja procesima vađenja minerala iz podzemlja, razvoj metoda za detaljno obračunavanje strukture slojeva i prirode procesa koji se u njima odvijaju na osnovu determinističkih modela .

Razvoj naftnih polja povezan je sa značajnom ljudskom intervencijom u prirodi i stoga zahtijeva bezuslovno poštovanje utvrđenih standarda za zaštitu podzemlja i okoliša.

Bušenje bunara završava se otvaranjem naftnog rezervoara, tj. komunikacija između rezervoara nafte i bušotine. Ova faza je veoma važna iz sledećih razloga. Smjesa nafte i plina u ležištu je pod visokim pritiskom, čija veličina može biti nepoznata unaprijed. Pri pritisku koji premašuje pritisak kolone tečnosti koja ispunjava bušotinu, tečnost može biti izbačena iz bušotine i može doći do otvorenog protoka tečnosti za pranje (u većini slučajeva, rastvora gline) u formaciju nafte začepljuje njene kanale, oštećujući; protok nafte u bunar.

Izbacivanje možete izbjeći postavljanjem posebnih uređaja na ušću bušotine koji blokiraju bušotinu preventera ili korištenjem tekućine za ispiranje velike gustine.

Sprečavanje prodiranja rastvora u rezervoar nafte postiže se uvođenjem u rastvor različitih komponenti sa svojstvima sličnim formacijskom fluidu, na primer, emulzije na bazi ulja.

Budući da se nakon otvaranja naftnog rezervoara bušenjem, obložna kolona spušta u bušotinu i cementira, čime se blokira naftni rezervoar, postoji potreba za ponovnim otvaranjem rezervoara. Ovo se postiže pucanjem kolone u interval formiranja sa specijalnim perforatorima koji imaju punjenja na bazi praha. Geofizička služba ih spušta u bunar na sajlu.

Trenutno je savladano i korišteno nekoliko metoda perforacije bunara.

Završeno je perforiranje bušotina. u spuštanju u bunar na kablovskom užetu specijalnih uređaja perforatora, u čijem su tijelu ugrađena barutna punjenja sa mecima. Primajući električni impuls sa površine, punjenja eksplodiraju, dajući mecima veliku brzinu i veću prodornu silu. To uzrokuje uništavanje metala stuba i cementnog prstena. Broj rupa u stupu i njihova lokacija duž debljine formacije izračunava se unaprijed, pa se ponekad spušta vijenac perforatora. Pritisak gorućih plinova u cijevi komore može doseći 0,6...0,8 hiljada MPa, što daje perforacije prečnika do 20 mm i dužine od 145...350 mm presvučeni bakrom kako bi se smanjilo trenje prilikom kretanja duž komore ili olova.

Perforacija torpeda je u principu slična perforaciji metka, samo se povećava težina punjenja. od 4...5 do 27 i horizontalna stabla se koriste u bušilici. Promjer rupa je 22 mm, dubina je 100...160 mm, izrađuju se do četiri rupe na 1 m debljine formacije.

Kumulativna perforacija je stvaranje rupa uslijed usmjerenog kretanja vrućeg mlaza koji izlazi iz perforatora brzinom od 6...8 km/s uz pritisak od 0,15...0,3 miliona MPa. U ovom slučaju se formira kanal dubine do 350 mm i prečnika 8...14 mm. Maksimalna debljina formacije koja se otvara kumulativnim perforatorom po spuštanju je do 30 m, torpedo do 1 m, metak do 2,5 m Količina barutnog punjenja je do 50 g.

Hidropješčano-mlazno perforiranje je stvaranje rupa u stupu zbog abrazivnog djelovanja mješavine pijeska i tekućine, koja izlazi brzinom do 300 m/s iz kalibriranih mlaznica pod pritiskom od 15...30 MPa.

Razvijena u Sveruskom istraživačkom institutu i komercijalizirana pod šifrom AP 6M, mašina za pjeskarenje se dobro dokazala: dubina kanala u obliku kruške koju proizvodi može doseći 1,5 m.

Čekić za bušenje je uređaj za formiranje filtera bušenjem rupa. U tu svrhu koristi se uzorkivač jezgra za bušenje razvijen u VNIIGIS-u (Oktyabrsky), čiji je električni pogon spojen na dijamantsku bušilicu. Maksimalni radijalni je 60 mm, što, na osnovu rezultata prakse prolaska čaure, osigurava da ulazak u formaciju bude na dubini ne većoj od 20 mm. Perforacija se naziva "nježna", jer eliminira oštećenja na stupu i cementnom prstenu, koja su neizbježna kod eksplozivnih metoda. Perforacija bušenja ima visoku preciznost formiranja filtera u potrebnom intervalu.

Razvoj naftnih bušotina je skup radova koji se izvode nakon bušenja u cilju izazivanja priliva nafte iz formacije u bušotinu. Činjenica je da tokom procesa otvaranja, kao što je ranije spomenuto, tekućina za bušenje i voda mogu ući u formaciju, što začepljuje pore formacije i potiskuje naftu iz bušotine. Stoga, spontani protok nafte u bunar nije uvijek moguć. U takvim slučajevima pribjegavaju umjetnom priljevu, koji se sastoji od obavljanja posebnih radova.

Ova metoda se široko koristi i zasniva se na dobro poznatoj činjenici: stup tečnosti veće gustine vrši veći povratni pritisak na formaciju. Želja za smanjenjem povratnog pritiska istiskivanjem, na primjer, glinenog rastvora gustine Qg = 2000 kg/kub.m iz bušotine svježa voda gustina Qb = 1000 kg/m3 dovodi do prepolovljenja povratnog pritiska na formaciju. Metoda je jednostavna, ekonomična i efikasna kada je formacija malo začepljena.

Ako zamjena otopine vodom ne donese rezultate, pribjegavaju daljnjem smanjenju gustoće: zrak komprimiran kompresorom dovodi se u cijev. U ovom slučaju moguće je potisnuti stup tečnosti do papuče cijevi pumpe-kompresora, čime se povratni pritisak na formaciju smanjuje na značajne vrijednosti.

U nekim slučajevima, metoda periodičnog dovoda zraka pomoću kompresora i tekućine pomoću pumpne jedinice, stvarajući uzastopne naletove zraka, može biti efikasna. Takvih porcija plina može biti nekoliko, a kako se šire, izbacuju tekućinu iz bureta.

Kako bi se povećala efikasnost pomaka po dužini cijevnog niza, ugrađuju se startni ventili, preko kojih komprimirani zrak ulazi u cijev odmah po ulasku u bušotinu i počinje „raditi“, tj. podizanje fluida iu prstenastom dijelu iu cijevi.

Za spuštanje cijevi koristi se i specijalni klip za bris opremljen nepovratnim ventilom. Krećući se prema dolje, klip propušta tekućinu kroz sebe kada se kreće prema gore, ventil se zatvara, a cijeli stup tečnosti iznad njega je prisiljen da se podigne zajedno s klipom, a zatim se izbacuje iz bunara. S obzirom da stub tečnosti koji se podiže može biti velik (do 1000 m), smanjenje pritiska na formaciju može biti značajno. Dakle, ako se bunar napuni tečnošću do usta, a bris se može spustiti na dubinu od 1000 m, tada će se pritisak smanjiti za iznos smanjenja stupca tečnosti u prstenastom prostoru, odakle je deo tečnost će teći iz cijevi. Proces brisa se može ponoviti više puta, što omogućava smanjenje pritiska na formaciju za vrlo veliku količinu.

5 PPD sistem

Prirodni režimi pojave naftnih ležišta su kratkotrajni. Proces smanjenja pritiska u rezervoaru ubrzava se kako se ekstrakcija tečnosti iz rezervoara povećava. A onda, čak i uz dobru povezanost naftnih naslaga s dovodnim krugom, njegov aktivni utjecaj na ležište, neizbježno počinje iscrpljivanje energije rezervoara. Ovo je praćeno raširenim smanjenjem dinamičkog nivoa fluida u bušotinama i, posljedično, smanjenjem proizvodnje.

Prilikom organizacije održavanja ležišnog pritiska (RPM), najteže teorijsko pitanje, koje još nije u potpunosti riješeno, je postizanje maksimalnog istiskivanja nafte iz ležišta uz efikasnu kontrolu i regulaciju procesa.

Treba imati na umu da se voda i ulje razlikuju po svojim fizičko-hemijskim karakteristikama: gustoći, viskoznosti, koeficijentu površinskog napona, kvašenju. Što je veća razlika između indikatora, to je proces raseljavanja teži. Mehanizam istiskivanja ulja iz poroznog medija ne može se predstaviti jednostavnim pomakom klipa. Ovdje dolazi i do miješanja agenasa, i do pucanja naftnog toka, i do stvaranja odvojenih, naizmjeničnih tokova nafte i vode, i do filtracije kroz kapilare i pukotine, i do stvaranja stajaćih i slijepih zona.

Faktor iskorištavanja nafte polja, čiju maksimalnu vrijednost tehnolog treba da teži, zavisi od svih navedenih faktora. Materijali prikupljeni do danas omogućavaju procjenu uticaja svakog od njih.

Značajno mjesto u efikasnosti procesa održavanja ležišnog pritiska zauzima postavljanje bušotina na terenu. Oni određuju obrazac plavljenja, koji je podijeljen u nekoliko tipova.

Konturno plavljenje uključuje pumpanje vode u injekcione bušotine koje se nalaze izvan spoljne naftonosne konture. Kako se naftonosna kontura udaljava od injekcionih bušotina i prvi red proizvodnih bušotina postaje zaliven, front injektiranja se pomiče.

Kriterijum za normalan rad procesa je vrijednost akumulacijskog tlaka u proizvodnoj zoni, koji bi trebao težiti porastu ili stabilizaciji.

Zalivanje konture je efikasno u prisustvu sljedećih faktora:

- mala veličina ležišta (odnos površine ležišta i perimetra naftonosne konture je 1,5...1,75 km);

- formacija je homogena sa dobrim ležištima u debljini i površini;

Injekcione bušotine će se nalaziti na udaljenosti od 300...800 m od naftonosne konture, što će obezbediti ravnomernije napredovanje vodnog fronta i sprečiti stvaranje poplavnih jezika;

postoji dobra hidrodinamička veza između zone ekstrakcije i zone injektiranja.

Nedostaci ivičnog plavljenja uključuju:

1 veliki gubici ubrizgane vode zbog njenog curenja u smjeru suprotnom od područja injektiranja, što dovodi do dodatnih troškova energije;

2 udaljenost linije za ubrizgavanje od zone ekstrakcije, što zahtijeva značajnu potrošnju energije za prevazilaženje gubitaka;

3 spora reakcija fronta ekstrakcije na promjene uslova na liniji ubrizgavanja;

4 potreba za izgradnjom velikog broja injekcionih bunara; Udaljenost injekcionih bušotina od glavnih postrojenja za injektiranje, koja se povećava tokom procesa razvoja, povećava cenu sistema.

Inline plavljenje uključuje utiskivanje vode direktno u naftnu zonu, organizovanje jednog ili više redova injekcionih bušotina u centru polja, i na taj način podjelu ležišta na zasebne oblasti koje se razvijaju nezavisno. Rezanje se može vršiti na trake, prstenove itd. Isplativost ove metode plavljenja je očigledna: efikasnost sistema se povećava eliminacijom odliva tečnosti i približavanjem fronta ubrizgavanja frontu ekstrakcije.

Vrste plavljenja unutar kruga su: površinsko, žarišno, selektivno, blokovsko.

Poplavljivanje područja uključuje postavljanje injekcionih bunara na području polja prema jednoj od shema. Plavljenje područja se obično organizuje u kasnoj fazi razvoja polja, kada počinje intenzivno zalivanje ležišta, a drugim metodama plavljenja ne postiže se cilj. Injekcioni bunari se nalaze na geometrijskoj mreži: pet, sedam ili devet tačaka. Istovremeno, za jednu injekcionu bušotinu postoji jedna proizvodna bušotina u sistemu pet tačaka, dve u sistemu sa sedam tačaka i tri u sistemu sa devet tačaka.

Fokalno plavljenje može se shematski predstaviti u obliku jedne ili više injekcionih bunara smještenih u centru ležišta i niza proizvodnih bunara na periferiji. Ova metoda plavljenja je tipična za male površine, lokalizirane naslage (leće, stagnirajuće zone).

Selektivno plavljenje se koristi za istiskivanje nafte iz pojedinačnih, slabo dreniranih formacija koje su heterogene duž ležišta. Za njegovo korištenje potrebne su informacije o karakteristikama dionice, poremećajima i vezama produktivne formacije s drugima. Takvi podaci mogu biti dostupni nakon nekog vremena razvoja akumulacije, tako da se selektivno plavljenje koristi u kasnoj fazi razvoja.

Blok plavljenje se sastoji od rezanja rezervoara na zasebne dijelove i konturiranja svakog od njih injekcionim bunarima. Unutar svakog bloka se buše proizvodne bušotine, čiji se broj i redosled lokacije određuje proračunom. Blok flooding omogućava da se polje stavi u razvoj odmah, prije nego što se u potpunosti istražuje, i na taj način smanjuje vrijeme razvoja. Ovo je efikasno za velike depozite.

Postojeći nedostaci sistema za ubrizgavanje vode pod pritiskom uključuju:

1) progresivno plavljenje polja sa velikom količinom neotkrivene nafte;

2) niska svojstva pranja vode ubrizgane u rezervoar;

3) veliki broj komplikacija uzrokovanih vraćanjem formacijske vode proizvedene zajedno sa naftom u akumulaciju, izraženih u vidu uništavanja vodovoda, salinizacije izvora pitke vode i narušavanja ekološke ravnoteže.

Unapređenje PPD se vrši u sledećim oblastima:

1) razvoj novih procesnih fluida ili aditiva vodi koji poboljšavaju njena svojstva pranja i manje su agresivni prema opremi i prirodi;

2) razvoj pouzdane kontrole kretanja fluida u formaciji;

3) razvoj metode za regulisanje filtracionih tokova u formaciji i otklanjanje formiranja slijepih i neizgrađenih zona.

RPM je dizajniran na početku razvoja većine naftnih polja.

Trenutno se za RPM koristi nekoliko vrsta vode, koje su određene lokalnim uslovima. To je slatka voda izvučena iz specijalnih arteških ili podkanalnih bunara, voda iz rijeka ili drugih otvorenih izvora vode, voda iz akvifera koja se nalazi u geološkom dijelu polja, formacijske vode odvojene od nafte kao rezultat njene pripreme.

Sve ove vode se međusobno razlikuju po fizičkim i hemijskim svojstvima, a samim tim i po djelotvornosti utjecaja na formaciju ne samo za povećanje pritiska, već i za povećanje iskorištenja nafte.

U procesu separacije iz nafte, formacijske vode se miješaju sa slatkom vodom, sa demulgatorima, kao i sa procesnom vodom iz postrojenja za preradu nafte. Upravo se ta voda, koja se zove otpadna voda, pumpa u rezervoar. Karakteristična karakteristika otpadnih voda je sadržaj naftnih derivata (do 100 g/l), ugljovodoničnih gasova do 110 l/kub.m, suspendovanih čestica - do 100 mg/l.

Utiskivanje takve vode u rezervoar ne može se izvršiti bez prečišćavanja prema potrebnim standardima, koji se utvrđuju na osnovu rezultata pilot-injektiranja. Trenutno, kako bi se smanjila potrošnja slatke vode i iskoristila proizvedena voda iz formacije, tretman otpadnih voda se široko koristi za RPM svrhe.

Najrasprostranjenija metoda čišćenja je gravitaciono odvajanje komponenti u rezervoarima. U ovom slučaju koristi se zatvorena shema. Otpadne vode koje sadrže naftne derivate do 500 hiljada mg/l i čvrste materije do 1000 mg/l ulaze u talože odozgo. Sloj ulja koji se nalazi na vrhu služi kao svojevrsni filter i poboljšava kvalitetu prečišćavanja vode od ulja. Mehaničke nečistoće se talože i kako se nakupljaju uklanjaju iz rezervoara.

Iz rezervoara voda teče u tlačni filter. Zatim se u cjevovod dovodi inhibitor korozije, a voda se ispumpava u crpnu stanicu.

Vertikalni čelični rezervoari se koriste za akumulaciju i taloženje vode. Na njihovu unutrašnju površinu nanose se antikorozivni premazi kako bi se zaštitili od djelovanja formacijskih voda.

6 Rad naftnih i injekcionih bušotina

Najčešći tehnološki kompleks prilikom eksploatacije ležišta u preduzeću DOO NGDU "Oktyabrskneft" je proizvodnja ulja pomoću pumpi sa sidricom. Prisilno dizanje nafte iz bušotina uz pomoć pumpe dubokog pritiska je najduže u životnom vijeku polja.

Moderne pumpne jedinice mogu izvući naftu iz jednog ili dva sloja bunara do 3500 m dubine sa protokom tekućine od nekoliko kubnih metara do nekoliko stotina kubnih metara dnevno. Na Serafimovskom polju 172 bušotine su opremljene pumpnim agregatima sa sisaljkom, što je 94% ukupnog fonda proizvodnih bunara.

USP je klipna pumpa sa jednim dejstvom, čija je šipka povezana stubom šipki sa uzemljenim pogonom - mašinom za pumpanje.

Potonji uključuje koljenasti mehanizam koji pretvara rotacijsko kretanje glavnog pokretača u povratno kretanje i prenosi ga na stub šipke i klip pumpe. Podzemnu opremu čine: cijevi i kompresorske cijevi, pumpa, šipke, uređaji za suzbijanje komplikacija. Površinska oprema uključuje pogon (mašinu za pumpanje), opremu na ušću bušotine i radni monofold.

Instalacija radi na sljedeći način. Kako se klip pomera prema gore, pritisak u cilindru pumpe opada i donji (usisni) ventil se podiže, otvarajući pristup tečnosti (proces usisavanja). Istovremeno, stup tečnosti koji se nalazi iznad klipa pritiska gornji (ispusni) ventil na sjedište, podiže se i izbacuje se iz cijevi u radni monofold. Kako se klip pomera prema dole, gornji ventil se otvara, donji ventil se zatvara pritiskom tečnosti, a tečnost u cilindru teče kroz šuplji klip u cev.

U LLC NGDU Oktyabrskneft opremu površinskih bunara predstavljaju uglavnom pumpne mašine normalne serije, kao što su SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Na terenu se koriste i električne centrifugalne pumpe (ESP). ESP pokreće potopljeni elektromotor, koji se zajedno sa pumpom spušta u bunar na zadatu dubinu.

Prema svom dizajnu, ESP-ovi se dijele u tri grupe:

a) pumpe verzije 1 su namenjene za rad na naftom i vodom poplavljenih bunara sa sadržajem mehaničkih nečistoća do 0,1 g/l;

b) pumpe verzija 2 (verzija otporna na habanje) su projektovane za rad na bunarima sa jakom vodom sa sadržajem mehaničkih nečistoća do 0,5 g/l;

c) pumpe verzije 3 su projektovane za pumpanje tečnosti sa pH vrednošću pH=5-8,5 i sadržajem do 1,25 g/l vodonik sulfida.

Podzemna oprema uključuje:

a) električna centrifugalna pumpa, koja je glavna jedinica instalacije (ESP);

b) potopljeni elektromotor (SEM), koji pokreće pumpu;

c) hidraulički zaštitni sistem koji štiti SEM od ulaska u njega formacijskog fluida i sastoji se od protektora i kompenzatora;

d) strujni kabl koji se koristi za napajanje motora električnom energijom;

e) cijev, koja je kanal kroz koji proizvedeni fluid teče od pumpe do površine.

Zemaljska oprema uključuje:

a) armature na ušću bušotine, koje služe za usmjeravanje i regulaciju ulaznog fluida iz bunara i zaptivanje glave bunara i kabla;

b) kontrolnu stanicu potopljenog motora koja pokreće, prati i kontroliše rad ESP-a;

c) transformator dizajniran da reguliše napon koji se dovodi do motora;

d) ovjesni valjak, koji se koristi za vješanje i vođenje kabla u bunar tokom operacija podizanja.

ESP je glavna jedinica instalacije. Za razliku od klipnih pumpi, koje prenose pritisak pumpane tečnosti putem povratka translatorni pokreti klip, u centrifugalnim pumpama pumpana tečnost prima pritisak na lopatice brzo rotirajućeg impelera. U tom slučaju kinetička energija pokretne tekućine pretvara se u potencijalnu energiju pritiska.

Prije ugradnje ESP-a, potrebno je pripremiti bunar za njegov rad. Da biste to učinili, pere se, odnosno lice se čisti od pješčanih čepova i mogućih stranih predmeta. Zatim se poseban šablon, čiji je promjer nešto veći od maksimalnog promjera potopljene jedinice, spušta i podiže u kućište od ušća do dubine koja prelazi dubinu jedinice za 100 - 150 m. U ovom slučaju, toranj ili jarbol pažljivo su centrirani u odnosu na vrh bunara.

Uglavnom se injekcione bušotine po dizajnu ne razlikuju od proizvodnih. Štaviše, određeni broj proizvodnih bunara koji se nađu u zoni vodonosne konture ili izvan nje prelazi u kategoriju injektiranja. Kod plavljenja unutar kruga i područja, prijenos proizvodnih bunara za ubrizgavanje vode smatra se normalnim.

Postojeći projekti injekcionih bunara uključuju pumpanje vode kroz cijevi i kompresorske cijevi, spuštene pakerom i sidrom. Prostor iznad pakera treba ispuniti metalno neutralnom tečnošću.

Čelo mora imati filter dovoljne debljine da osigura ubrizgavanje planirane zapremine vode, sa dubinom od najmanje 20 m za akumulaciju mehaničkih nečistoća. Preporučljivo je koristiti umetnute filtere koji se povremeno mogu podizati iz bunara i čistiti.

Priključci za ubrizgavanje bušotine su dizajnirani da dovode i regulišu količinu vode u bunar, izvode različite tehnološke operacije ispiranja, razvoja, tretmana itd.

Fitingi se sastoje od prirubnice stuba postavljene na kućištu, krsta koji se koristi za komunikaciju sa prstenastim prostorom, koluta na kojem je cev okačena i T-a za dovod ubrizganog fluida u bušotinu. Namjena i dizajn pakera i ankera se suštinski ne razlikuju od onih koji se koriste u proizvodnji protočnih bunara.

7 Ispitivanje bušotine

U toku rada bušotina oni se ispituju u cilju praćenja tehničkog stanja proizvodnog omotača, rada opreme, provere usklađenosti parametara rada bušotine sa utvrđenim tehnološkim režimom i dobijanja informacija potrebnih za optimizaciju ovih režima.

Prilikom ispitivanja bunara:

a) proverava se tehničko stanje bušotine i ugrađene opreme (nepropusnost cementnog kamena, omotača i cijevi, stanje dna bušotine formacije, kontaminacija bušotine, dovod pumpe, rad ventila i drugih uređaja ugrađenih na dubini) ;

b) ocjenjuje se pouzdanost i operativnost komponenti opreme i utvrđuje period između popravki za rad opreme i bunara;

c) primati informacije potrebne za planiranje razne vrste sanacijsko-restauratorski i drugi radovi u bunarima, kao i utvrđivanje tehnološke efikasnosti ovih radova.

Za rješavanje navedenih problema koristi se kompleks različitih vrsta istraživanja i mjerenja (mjerenje protoka nafte, vodenog rezanja proizvoda, faktora plina, dubinska mjerenja temperature i pritiska, dubinska sondiranja, dinamometri, snimanje protoka radnog sredstva , obračun kvarova i popravki opreme, analiza uzoraka proizvodnje bušotina, itd.).

Vrste, obim i učestalost studija i mjerenja u cilju praćenja rada opreme za sve metode rada bušotine utvrđuje rukovodstvo zajedno sa naučnim istraživačke organizacije i geofizička preduzeća.

Istraživanja za praćenje rada proizvodnih bušotina moraju se vršiti uz potpuno poštovanje sigurnosnih propisa u industriji nafte i gasa, uz poštovanje zahtjeva za zaštitu podzemlja i životne sredine.

Osnova proučavanja USP je dinamometrija - metoda operativnog praćenja rada podzemne opreme i osnova za uspostavljanje ispravnog tehnološkog režima rada pumpne jedinice.

Suština metode je da se opterećenje na šipku za punjenje određuje bez podizanja pumpe na površinu pomoću dinamografa. Opterećenja tokom hoda gore i dolje se bilježe na papiru u obliku dijagrama ovisno o kretanju štapa.

Za određivanje udaljenosti od usta do dinamičke razine koriste se metode mjerenja zvuka. Najčešće su različite ehometrijske instalacije za bunare sa pritiskom od 0,1 MPa. Princip rada ovih instalacija je da se akustični impuls iz krekera praha šalje u prsten. Ovaj impuls, koji se reflektuje od nivoa tečnosti, vraća se u usta, utičući na termofon, a nakon što se pretvori i pojača u električni, snima ga olovkom na pokretnoj papirnoj traci.

Mjerenje talasa vrši se pomoću ehosondera, koji vam omogućava da odredite dinamički nivo u bušotinama do 4000 m dubine pri prstenastom pritisku do 7,5 MPa. Na dnu i duž bušotine tlak i temperatura se mjere pomoću dubinskih termometara, koji su kombinovani u jednom uređaju.

8 Metode za povećanje produktivnosti bunara

U bušotinama nafte i gasa, protok i produktivnost bušotina se vremenom smanjuju. Ovo je prirodan proces, jer dolazi do postepenog smanjenja pritiska u rezervoaru, a energija formiranja potrebna za podizanje tečnosti i gasa na površinu se smanjuje.

Produktivnost bušotine također se smanjuje kao rezultat pogoršanja propusnosti stijena i produktivnih formacija zbog začepljenja njenih pora u zoni dna bušotine smolastim, parafinskim naslagama i mehaničkim česticama uklanjanja formacije.

Da bi se stabilizirao nivo proizvodnje nafte i plina, koriste se različite metode utjecaja na zonu formacije dna, koje omogućavaju povećanje povrata nafte iz formacija, a ne smanjenje produktivnosti bušotine. Metode za povećanje produktivnosti bušotine pri utjecaju na zonu formiranja dna bušotine dijele se na kemijske, mehaničke, termičke i složene.

Potrebna dubina obrade produktivne formacije za obnavljanje ili poboljšanje propusnosti je od presudne važnosti pri odabiru metode utjecaja u svakom konkretnom slučaju. Stoga, prema dubini utjecaja na poroznu sredinu, metode stimulacije bušotina mogu se podijeliti u dvije velike kategorije: metode s malim radijusom utjecaja i metode sa velikim radijusom utjecaja. Glavni načini za poboljšanje povezanosti formacije s bušotinom s malim radijusom utjecaja:

a) Upotreba eksploziva. To uključuje metak, kumulativnu perforaciju i razne opcije torpediranja.

Ako postoji nedovoljna komunikacija između formacije i bušotine, konvencionalna perforacija se može ponoviti pomoću perforatora metka. Da bi se povećala njegova efikasnost, bunar se ne puni rastvorom gline ili vodom, već tekućinama koje ne zagađuju novonastale perforacije.

Kod tvrdih i gustih stijena moguće je torpedirati produktivnu formaciju eksplozivom spuštenim u interval formacije u patronama, te električnim fitiljem, koji se detonira kablom iz bušotine. Navlake su izrađene od azbestnog metala ili plastike. Kao eksploziv se najčešće koriste nitroglicerin, dinamit TNT, itd. Eksplozija može stvoriti šupljine i pukotine u produktivnoj formaciji. Dakle, istovremeno sa poboljšanjem povezanosti formacije sa bušotinom, povećava se i propusnost formacije u zoni velikog radijusa (stvaranje mikro i makro pukotina koje se mogu širiti na desetine metara).

Usmjereno torpediranje se može postići korištenjem odgovarajućeg vanjskog oblika naboja i umetaka na putu eksplozije. Ovisno o potrebi, možete koristiti torpeda bočnog raspršenog djelovanja, bočnog koncentriranog i vertikalnog djelovanja.

Perforatori sa eksplozivnim projektilima stvaraju okrugle rupe u stupu i cementnom prstenu, prodiru u stijenu i, eksplodirajući, stvaraju šupljine i pukotine. Kumulativna bušilica se sastoji od uređaja čije ćelije sadrže naboje kumulativnog djelovanja. Svaka ćelija na suprotnoj strani osigurača opremljena je udubljenjem odgovarajućeg profila. Tako se plinoviti produkti eksplozije usmjeravaju duž osi punjenja u obliku snažnog mlaza, koji stvara kanal u stupu, cementu i stijeni u odgovarajućem smjeru.

b) Čišćenje bušotine i zone perforacije surfaktantima ili kiselim kupkama. Upotrijebljene tekućine sastoje se ili od otopine 1 5% surfaktanata otopljenih (ili dispergiranih) u vodi ili otopine koja sadrži 15% HCI , kome se dodaje 0,5 2% inhibitora korozije i ponekad 1 4% fluorovodonične kiseline. U nekim slučajevima se koriste miješane kompozicije kiselina i surfaktanata. Tipično, bunar se ispere jednim od navedenih rastvora, zatim se u formaciju stavlja radni fluid u zapremini od 0,3-0,7 m 3 za svaki metar intervala perforacije. Za kisele kompozicije daje se vrijeme držanja od 1-6 sati za surfaktant bez kiseline, vrijeme zadržavanja je 24 sata, zatim se istrošena otopina uklanja i bunar se stavlja u rad ili se započinje obrada formacije metodom; sa velikim radijusom uticaja.

Upotreba površinski aktivnih rastvora za ispiranje bušotine ili njeno pumpanje u formaciju na plitku dubinu obezbeđuje disperziju i uklanjanje čvrstih čestica i filtrata bušaće tečnosti, kao i emulzije voda-nafta, sa zidova bušotine i iz formacija.

Kisele kupke uklanjaju glinenu otopinu u novim bunarima (ili nakon većih popravaka), a također uklanjaju naslage soli iz formirane vode nakupljene tokom rada.

c) Povećanje temperature u bušotini u intervalu produktivne formacije. Termičke metode. Za povećanje temperature možete koristiti cirkulaciju vruće tekućine u bušotini, termohemijske procese i električne grijače. Trajanje zagrijavanja zone perforacije bunara je obično 5-50 sati. U tom slučaju dolazi do ukapljivanja naslaga čvrstih ugljovodonika (parafina, smole, asfaltena itd.), koji se potom uklanjaju prilikom puštanja bušotine u rad. Cirkulacija zapaljivih tečnosti u bušotini se lako ostvaruje, ali na dubinama većim od 1000–2000 m. je malo efikasan zbog velikih gubitaka toplote iz bušotine do naslaga izloženog geološkog pražnjenja.

Električni grijači koriste sistem električnih otpora montiranih u cijev, koja se ugrađuje na kraju cijevnog niza. Električna energija se dovodi preko kabla sa površine. Postoje i grijači zasnovani na upotrebi tonova visoke frekvencije. Električni grijači mogu se nalaziti na dnu bunara za vrijeme njegovog rada. Pokretanje i gašenje grijača u ovom slučaju se vrši uključivanjem i isključivanjem napajanja električnom energijom

Plinski gorionici se sastoje od cjevaste komore spuštene u bunar sa dva koncentrična stuba cijevi. Zapaljivi gasovi se pumpaju kroz cevi malog prečnika, primarni vazduh kroz prstenasti prostor, a sekundarni vazduh kroz stub. Izgaranje se pokreće snabdijevanjem električnom energijom preko kabela s površine. Drugi kabel sa termoelementom mjeri temperaturu izvana, koja ne bi trebala prelaziti 300-400 0 C kako se ne bi oštetila bušotina. Temperatura na željenom nivou održava se odgovarajućom regulacijom zapremine ubrizganog gasa i vazduha.

Termohemijski tretman se zasniva na oslobađanju toplote na dnu bušotine usled hemijskog procesa, koji ispravlja teške ugljovodonike taložene u zoni perforacije bušotine radi njihovog naknadnog uklanjanja. Da biste to učinili, koristite reakciju 15% otopine HCI sa kaustičnom sodom ( Na OH), aluminijum i magnezijum.

Kao rezultat reakcije 1 kg natrijevog hidroksida sa klorovodičnom kiselinom, oslobađa se 2868 kJ topline. Reakcijom se dobija velika količina toplote HCI sa aluminijumom (koji proizvodi 18924 kJ po kg Al ). Međutim, ovo proizvodi ljuspice aluminij hidroksida. Al ( OH )3, koji su sposobni da začepe pore i kanale protoka u produktivnoj formaciji. Najefikasnija upotreba magnezijuma, koji kada reaguje sa HCI oslobađa 19259 kJ i magnezijum hlorid MgCi 2 je visoko rastvorljiv u vodi.

Glavni načini za poboljšanje povezanosti produktivne formacije s bušotinom velikog radijusa udara:

a) Kiselinska obrada zone dna tvornice proizvodne formacije. Ove metode se uglavnom koriste u pješčanim formacijama sa sadržajem karbonata većim od 20% ili s cementnim materijalom koji se sastoji od kalcijevih ili magnezijevih karbonata.

Glavna kiselina koja se koristi je H WITH I . Efikasno napada kalcijum ili magnezijum karbonat, formirajući rastvorljive i lako odstranjive hloride. Hlorovodonična kiselina jeftina je i nije manjkava. Koriste se i druge kiseline: sirćetna, mravlja itd. U kisele rastvore se unose i razni aditivi: inhibitori korozije, aditivi za smanjenje površinske napetosti, usporavanje reakcija, raspršivanje itd.

Kada se kiseli rastvor upumpava u formaciju pod pritiscima ubrizgavanja nižim od pritiska hidrauličkog lomljenja, pore u zoni dna formacije ili pukotine i mikropukotine u steni ležišta se čiste i šire, čime se vraća narušena propusnost tretirane zone. , au nekim slučajevima čak i povećanje njegove prvobitne vrijednosti .

Tehnologija rada je sljedeća: bunar se čisti i puni uljem ili vodom (slanom ili svježom) s dodatkom 0,1-0,3% surfaktanta. Na površini se priprema kiseli rastvor uz dodatak potrebnih komponenti, čiji se redoslijed unošenja utvrđuje uglavnom prema laboratorijskim ispitivanjima. Otopina kiseline se pumpa u cijev sa otvorenim ventilom u prstenastom dijelu bunara. Kada dostigne interval perforacije bušotine, navedeni ventil se zatvara i rastvor kiseline se pumpa kroz cevi dok ne prodre u produktivnu formaciju, a u poslednjoj fazi se rastvor presuje uljem ili vodom sa 0,1-0,3% surfaktanta. aditiva. Ostavite 1-6 sati (ali ne više) da kiselina reaguje, a zatim se rastvor ukloni. Bunar je pušten u rad. U isto vrijeme, promjena brzine protoka se pažljivo prati kako bi se odredio učinak tretmana.

Postoje različite tehnološke mogućnosti za tretman kiselinom, kao što su: jednostavna, selektivna, ponovljena, naizmjenična, s vibracijom itd.

b) Hidrauličko lomljenje produktivne formacije u zoni dna bušotine. Ova metoda se koristi u formacijama koje predstavljaju tvrde, guste stijene niske propusnosti (pješčari, krečnjaci, dolomiti itd. Pritisak rupture se postiže pumpanjem tekućine u bušotinu pod visokim pritiskom. Time se otvaraju postojeće pukotine i mikropukotine u produktivnoj formaciji ili stvara nove, što može značajno poboljšati hidrodinamičku vezu između formacije i bušotine.

c) Podzemne nuklearne eksplozije. Eksplozije su eksperimentalno proučavane s pozitivnim rezultatima u tvrdim, gustim stijenama niske propusnosti. Oko nabojne bušotine u produktivnoj formaciji, kao rezultat nuklearne eksplozije, formira se šupljina ispunjena uništenom stijenom, zatim zona drobljenja i iza nje zona sa sistemom pukotina i mikropukotina. Ova metoda je od interesa, posebno za plinske bušotine, čiji se protok može povećati za nekoliko desetina puta.

d) Termičke metode. Baziraju se na povećanju temperature u formaciji oko bušotine i koriste se u produktivnim ležištima zasićenim visokoviskoznim uljima s visokim sadržajem parafina. Ove metode su slične metodama povećanja temperature u bušotini, ali zahtijevaju više topline za zagrijavanje formacije u radijusu od 2-15 m kiselina u formaciju kao rezultat njene reakcije sa određenim metalima, periodično ubrizgavanje u formaciju ograničenih zapremina pare (ciklično ubrizgavanje pare) ili kružni front podzemnog sagorevanja oko proizvodne bušotine, određen izračunatim radijusom na koji se nalazi potrebno za zagrijavanje formacije. Osim toga, za poslednjih godina Razvijene su različite nove tehnologije za uticaj na zonu dna formacije, zasnovane na upotrebi savremenih reagensa i otpada iz hemijske industrije.

9 Tekuće i velike popravke bunara

Postoje dvije vrste sanacije bunara - nadzemne i podzemne. Popravka površine povezana je s vraćanjem operativnosti opreme koja se nalazi na ušću cjevovoda, pumpnih mašina, zapornih ventila, električne opreme itd.

Podzemne popravke uključuju radove koji imaju za cilj otklanjanje kvarova na opremi koja se spušta u bunar, kao i obnavljanje ili povećanje protoka bušotine. Podzemne popravke uključuju podizanje opreme iz bunara.

Prema složenosti izvedenih radova, podzemne popravke se dijele na tekuće i velike.

Održavanje bušotine se podrazumijeva kao skup tehnoloških i tehničkih mjera usmjerenih na obnavljanje njene produktivnosti, a ograničenih utjecajem na zonu dna formacije i opremu koja se nalazi u bušotini.

Tekuće popravke obuhvataju sledeće radove: zamenu pokvarene opreme, čišćenje dna i bušotine, obnavljanje produktivnosti rezervoara pojedinačnim metodama intenziviranja (grejanje, ispiranje, ubrizgavanje hemikalija).

Tekuće popravke mogu se planirati preventivno i provoditi u cilju preventivnog pregleda, utvrđivanja i otklanjanja pojedinačnih povreda u radu bunara koje još nisu postale evidentne.

Druga vrsta tekućeg popravka je restauratorska, koja se provodi kako bi se otklonio kvar - ovo je, u stvari, hitna popravka. U praksi ovakvi popravci prevladavaju iz različitih razloga, ali uglavnom zbog nesavršenih tehnologija i niske pouzdanosti opreme koja se koristi.

Indikatori koji karakterišu rad bunara tokom vremena su faktor rada (OF) i vreme između remonta (MRP). CE je omjer vremena provedenog u bušotini, na primjer, godišnje (TOTR), prema kalendarskom periodu (TCAL). MCI je prosječno vrijeme između dvije popravke za odabrani period, odnosno omjer ukupnog odrađenog vremena održavanja i popravke za godinu prema broju popravaka P za isti period.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Načini povećanja EC i MRP su smanjenje broja popravki, trajanja jedne popravke i povećanje vremena rada bušotine.

Trenutno se više od 90% svih remonta izvodi na bušotinama sa SPU i manje od 5% sa ESP.

Tokom rutinskih popravki izvode se sljedeće radnje

1. Transport – dostava opreme do bunara;

2. Pripremni – priprema za popravke;

3. Dizanje – dizanje i spuštanje uljne opreme;

4. Operacije čišćenja bunara, zamena opreme, otklanjanje manjih nezgoda;

5. Završno – demontaža opreme i priprema za transport.

Ako procijenite vrijeme utrošeno na ove operacije, primijetit ćete da glavni gubitak vremena ide na transportne operacije (oni zauzimaju i do 50% vremena), stoga bi glavni napori dizajnera trebali biti usmjereni na smanjenje vremena za transport - stvaranjem mašina i jedinica spremnih za montažu, dizanjem - kroz stvaranje pouzdanih automatskih mašina za sklapanje i odvrtanje cevi i šipki.

Budući da trenutna popravka bunara zahtijeva pristup njegovom deblu, tj. povezano sa smanjenjem pritiska, stoga je potrebno isključiti slučajeve mogućeg šikljanja na početku ili na kraju rada. To se postiže na dva načina: prvi i široko korišćen je „ubijanje“ bunara, tj. ubrizgavanje u formaciju i bušotinu fluida sa gustinom koja obezbeđuje stvaranje pritiska P na dnu bušotine. , iznad rezervoarskog. Drugi je upotreba raznih uređaja - uređaja za odrezivanje koji blokiraju dno bunara prilikom podizanja cijevi.

Operacije vođenja i dizanja (HRO) zauzimaju glavni udio u ukupnom vremenskom bilansu za sanaciju bušotine. Neminovni su prilikom bilo kakvih radova na spuštanju i zamjeni opreme, udarima na dno rupe, pranju stubova itd. Tehnološki proces proizvodnog procesa sastoji se od naizmjeničnog uvrtanja (ili odvrtanja) cijevi pumpa-kompresor, koje su sredstvo za vješanje opreme, kanal za podizanje proizvedenog fluida i dovod procesnih fluida u bušotinu, au nekim slučajevima i alat za pecanje, čišćenje i druge poslove. Ova raznolikost funkcija učinila je cijevi nezamjenjivom komponentom opreme za bušotine za bilo koju operaciju bez izuzetka.

Radovi na cijevima su monotoni, radno intenzivni i lako se mogu mehanizirati. Pored pripremnih i završnih operacija, koje imaju svoje specifičnosti za na razne načine rada, cijeli proces SPO sa cijevima je isti za sve vrste rutinskih popravki. Radnje dizanja i rada sa šipkama se izvode na isti način kao i sa cijevima, a odvrtanje (zavrtanje) šipki se vrši mehaničkim štapnim ključem u slučaju zaglavljivanja klipa u cilindru pumpe ili šipki u cilindru cijevi (depilacija voskom), ili ako puknu, postaje potrebno istovremeno podizati cijevi i šipke. Proces se izvodi naizmjeničnim odvrtanjem cijevi i šipke.

Remont bunara objedinjuje sve vrste poslova koji zahtijevaju dugo vremena, veliki fizički napor, te korištenje brojne multifunkcionalne opreme. Riječ je o poslovima koji se odnose na otklanjanje složenih akcidenata, kako sa opremom spuštenom u bunar tako i sa samim bunarom, poslovima na premještanju bunara sa jednog pogona na drugo, radovima na ograničavanju ili eliminaciji dotoka vode, povećanjem debljine bušotine. eksploatisani materijal, uticaj na formaciju, rezanje novog debla i drugo.

Uzimajući u obzir specifičnosti posla, u odjeljenjima za proizvodnju nafte i plina stvaraju se specijalizirane radionice za remont bušotina. Bunar uključen u glavni remont ostaje u operativnom fondu, ali je isključen iz operativnog fonda.

10 Prikupljanje i priprema nafte, gasa i vode

Proizvodi koji dolaze iz naftnih i gasnih bušotina ne predstavljaju čistu naftu, odnosno gas. Proizvedena voda, prateći (naftni) gas i čvrste čestice mehaničkih nečistoća dolaze iz bušotina zajedno sa naftom.

Voda rezervoara je visoko mineralizovan medij sa sadržajem soli do 300 g/l. Sadržaj formacijske vode u nafti može doseći 80%. Mineralna voda uzrokuje pojačano korozivno uništavanje cijevi, rezervoara i uzrokuje habanje cjevovoda i opreme. Kao sirovina i gorivo koristi se prateći (naftni) gas.

Tehnički i ekonomski je izvodljivo podvrgnuti ulju posebna obuka u svrhu odsoljavanja, dehidracije, otplinjavanja i uklanjanja čvrstih čestica.

U naftnim poljima najčešće se koristi centralizovana šema za prikupljanje i pripremu nafte (slika 2). Proizvodi se prikupljaju iz grupe bunara pomoću automatiziranih grupnih mjernih jedinica (AGMU). Iz svake bušotine se nafta zajedno sa gasom i proizvedenom vodom doprema AGSU kroz individualni cjevovod. AGZU bilježi tačnu količinu nafte koja dolazi iz svake bušotine, kao i primarno odvajanje za djelomično odvajanje formacijske vode, naftnog plina i mehaničkih nečistoća sa smjerom izdvojenog plina kroz plinovod do GPP-a (postrojenja za preradu plina). Djelomično dehidrirano i djelomično degasirano ulje se transportuje kroz sabirni razvodnik do centralnog sabirnog mjesta (CPC). Obično na jednom naftno polje dogovoriti jedan DSP.

Postrojenja za preradu nafte i vode koncentrisana su u centralnom pogonu za preradu. U postrojenju za preradu ulja sve tehnološke operacije za njegovu pripremu izvode se u kompleksu. Komplet ove opreme naziva se UKPN jedinica za složenu pripremu ulja .

Slika 2. - Šema prikupljanja i pripreme bušotinskih proizvoda u naftnom polju:

1 naftna bušotina;

2 automatizirane grupne mjerne jedinice (AGMU);

3 buster pumpna stanica (BPS);

4 postrojenje za prečišćavanje proizvedene vode;

5 jedinica za obradu ulja;

6 plinska kompresorska stanica;

7 7centralno sabirno mjesto za naftu, plin i vodu;

8 farma rezervoara

Dehidrirana, desaljena i degazirana nafta, nakon završene završne kontrole, isporučuje se u komercijalne rezervoare nafte, a zatim u glavnu crpnu stanicu magistralnog naftovoda.

Dehidracija ulja je komplikovana činjenicom da ulje i voda formiraju stabilne emulzije tipa „voda u ulju“. U tom slučaju voda se u uljnom mediju raspršuje u sitne kapljice, formirajući stabilnu emulziju. Stoga je za dehidraciju i odsoljavanje ulja potrebno odvojiti ove sitne kapi vode iz njega i ukloniti vodu iz ulja. Za dehidraciju i odsoljavanje ulja koriste se sljedeći tehnološki procesi:

- gravitaciono taloženje nafte,

- mulj vrućeg ulja,

- termohemijske metode,

- električno odsoljavanje i električna dehidracija ulja.

Proces gravitacionog taloženja je najjednostavniji u tehnologiji. U tom slučaju rezervoari se pune uljem i drže određeno vrijeme (48 sati ili više). Prilikom ekspozicije dolazi do procesa koagulacije kapljica vode, a veće i teže kapljice vode se pod uticajem gravitacije (gravitacije) talože na dno i akumuliraju u obliku sloja proizvedene vode.

Međutim, gravitacijski proces taloženja hladne nafte je neučinkovit i nedovoljan efikasan metod dehidracija ulja. Toplo taloženje zalivenog ulja je efikasnije kada se predgrijavanjem ulja na temperaturu od 50-70°C značajno olakšavaju procesi koagulacije kapljica vode i ubrzava dehidracija ulja pri taloženju. Nedostatak metoda gravitacione dehidracije je niska efikasnost.

Efikasnije metode su hemijska, termohemijska, kao i električna dehidracija i odsoljavanje. Hemijskim metodama u navodnjeno ulje se unose posebne tvari koje se nazivaju demulgatori. Surfaktanti se koriste kao demulgatori. Ulju se dodaju u malim količinama od 5-10 do 50-60 g po 1 toni ulja. Najbolje rezultate pokazuju takozvani nejonski tenzidi, koji se u ulju ne raspadaju na anione i katione.

Demulgatori se adsorbiraju na granici ulje-voda i istiskuju ili zamjenjuju površinski aktivne prirodne emulgatore sadržane u tekućini. Osim toga, film koji se formira na površini kapljica vode je krhak, što označava spajanje malih kapljica u velike, tj. proces koalescencije. Velike kapi vlage lako se talože na dno rezervoara. Efikasnost i brzina hemijske dehidracije značajno se povećava zagrevanjem ulja, tj. termohemijskim metodama, smanjenjem viskoznosti ulja pri zagrevanju i olakšavanjem procesa koalescencije kapljica vode.

Uklanjanje zaostalog sadržaja vode postiže se upotrebom električne metode dehidracija i odsoljavanje. Električna dehidracija i električno odsoljavanje nafte povezani su s propuštanjem ulja kroz posebne uređaje, električne dehidratore, gdje ulje prolazi između elektroda koje stvaraju visokonaponsko električno polje (20-30 kV). Da bi se povećala brzina električne dehidracije, ulje se prethodno zagrije na temperaturu od 50-70°C. Prilikom skladištenja takvog ulja u rezervoarima, prilikom transporta kroz cjevovode i u rezervoarima željeznica značajan dio ugljovodonika se gubi isparavanjem. Laki ugljovodonici su vrijedna sirovina i gorivo (laki benzin). Stoga se prije isporuke nafte iz njega izvlače lagani ugljovodonici niskog ključanja. Ova tehnološka operacija naziva se stabilizacija ulja. Kako bi se stabiliziralo ulje, ono se podvrgava rektifikaciji ili vrućoj separaciji. Najjednostavniji i najšire korišteni u tretmanu naftnih polja je vruća separacija, koja se izvodi u posebnoj stabilizacijskoj jedinici. Tokom vruće separacije, ulje se prethodno zagrijava u posebnim grijačima i dovodi u separator, obično horizontalan. U separatoru se ulje zagrijava na 40-80°C i iz njega se aktivno isparavaju laki ugljovodonici koji se usisavaju kompresorom i šalju kroz rashladnu jedinicu u sabirni plinovod.

Zajedno sa prečišćenom formacijskom vodom, slatka voda dobijena iz dva izvora pumpa se u produktivne formacije za održavanje formacijskog pritiska: podzemne (arteške bušotine) i otvorene rezervoare (rijeke). Podzemne vode izvučene iz arteških bunara odlikuje se visokim stepenom čistoće i u mnogim slučajevima ne zahtijeva duboko prečišćavanje prije ubrizgavanja u formacije. Istovremeno, voda otvorenih rezervoara je značajno zagađena česticama gline, jedinjenjima gvožđa, mikroorganizmima i zahtijeva dodatno pročišćavanje. Trenutno se koriste dvije vrste zahvata vode iz otvorenih akumulacija: podvodni i otvoreni. Podvodnom metodom voda se uzima ispod dna rijeke „ispod korita“. Da bi se to postiglo, bušotine dubine 20-30 m i prečnika 300 mm buše se u poplavnom području rijeke. Ovi bunari nužno prolaze kroz sloj pješčanog tla. Bunar je ojačan obložnim cijevima s rupama na žbicama i u njih se spuštaju cijevi za unos vode promjera 200 mm. U svakom slučaju, kao da se dobiju dvije komunikacione posude „riječni bunar“, odvojene prirodnim filterom (sloj pješčanog tla). Voda iz rijeke prolazi kroz pijesak i akumulira se u bunaru. Priliv vode iz bunara se forsira vakuum pumpom ili pumpom za podizanje vode i dovodi do klaster crpne stanice (SPS). Otvorenom metodom voda se pumpama ispumpava iz rijeke i isporučuje u postrojenje za prečišćavanje vode, gdje prolazi kroz ciklus prečišćavanja i završava u jamu. U taložnici, uz pomoć reagenasa koagulatora, čestice mehaničkih nečistoća i jedinjenja željeza se uklanjaju u sediment. Završno prečišćavanje vode vrši se u filterima, gdje se kao filterski materijal koristi čisti pijesak ili fini ugalj.

11 Sigurnost, zdravlje i zaštita okoliša

Preduzeća za snabdijevanje naftnim derivatima obavljaju operacije za skladištenje, izdavanje i prijem naftnih derivata, od kojih su mnogi toksični, lako isparavaju, mogu se naelektrizirati, požarni su i eksplozivni. Prilikom rada u industrijskim preduzećima moguće su sljedeće glavne opasnosti: pojava požara i eksplozije kada su procesna oprema ili cjevovodi bez pritiska, kao i kada se krše pravila za njihov siguran rad i popravak; trovanja radnika zbog toksičnosti mnogih naftnih derivata i njihovih para, posebno olovnog benzina; ozljede radnika rotirajućim i pokretnim dijelovima pumpi, kompresora i drugih mehanizama u slučaju nedostatka ili neispravnosti štitnika; poraz strujni udar u slučaju kršenja izolacije dijelova električne opreme pod naponom, neispravnog uzemljenja, neupotrebe lične zaštitne opreme; povećana ili smanjena temperatura površine opreme ili vazduha u radnom prostoru; povećan nivo vibracija; nedovoljno osvjetljenje radnog prostora; mogućnost pada prilikom servisiranja opreme koja se nalazi na visini. Prilikom servisiranja opreme i izvođenja njenih popravki zabranjeno je: korištenje otvorene vatre za zagrijavanje naftnih proizvoda, toplih armatura i sl.; rad neispravne opreme; rad i popravak opreme, cjevovoda i fitinga u suprotnosti sa sigurnosnim propisima, u slučaju curenja naftnih derivata kroz curenja u priključcima i zaptivkama ili kao rezultat habanja metala; korištenje bilo kakvih poluga (pajsera, cijevi, itd.) za otvaranje i zatvaranje zapornih ventila; popravka električne opreme koja nije isključena iz električne mreže; oprema za čišćenje i dijelovi strojeva sa zapaljivim zapaljivim tekućinama; raditi bez odgovarajuće lične zaštitne opreme i zaštitne odeće. Kada se naftni proizvod prolije, mjesto izlijevanja treba prekriti pijeskom, a zatim ukloniti na sigurno mjesto. Ako je potrebno, uklonite tlo kontaminirano uljnim proizvodima. U područjima gdje je došlo do izlijevanja, otplinjavanje se vrši dihloraminom (3% rastvor u vodi) ili izbjeljivačem u obliku kaše (jedan dio suvog izbjeljivača na dva do pet dijelova vode). Da bi se izbjeglo paljenje, zabranjeno je otplinjavanje suhim izbjeljivačem. Zabranjeno je pušenje na teritoriji i u proizvodnim prostorijama preduzeća, osim na posebno određenim mestima (u dogovoru sa vatrogasnom službom), na kojima su postavljene table „Prostor za pušenje“. Ulazi u vatrogasne hidrante i druge izvore vode moraju uvijek biti slobodni za nesmetan prolaz vatrogasnih vozila.

Zimi je potrebno: očistiti snijeg i led, posipati pijeskom radi sprječavanja proklizavanja: podova, stepenica, prolaza, trotoara, pješačkih staza i puteva; odmah ukloniti ledenice i ledene kore koje se stvaraju na opremi, krovovima zgrada i metalnim konstrukcijama.

Ljudi u početku nisu razmišljali o tome šta podrazumijeva intenzivna proizvodnja nafte i plina. Glavna stvar je bila ispumpati ih što je više moguće. To su oni uradili. Isprva se činilo da nafta donosi samo korist ljudima, ali postepeno je postalo jasno da njeno korištenje ima i lošu stranu. Zagađenje naftom stvara novu ekološku situaciju, što dovodi do duboke promjene ili potpune transformacije prirodnih resursa i njihove mikroflore. Zagađenje tla uljem dovodi do naglog povećanja omjera ugljik-dušik. Ovaj odnos pogoršava azotni režim tla i remeti ishranu korena biljaka. Tlo se vrlo sporo samočisti kroz biološku razgradnju ulja. Zbog toga neke organizacije moraju izvršiti rekultivaciju tla nakon kontaminacije.

Jedan od najperspektivnijih načina zaštite životne sredine od zagađenja je stvaranje sveobuhvatne automatizacije procesa proizvodnje, transporta i skladištenja nafte. Ranije, na primjer, polja nisu mogla zajedno transportovati naftu i prateći gas kroz jedan sistem cjevovoda. U tu svrhu izgrađene su posebne komunikacije za naftu i plin veliki broj objekti raštrkani po ogromnim teritorijama. Polja su se sastojala od stotina objekata, a u svakom naftnom regionu bila su izgrađena drugačije; Naravno, takvom tehnologijom vađenja i transporta dosta proizvoda je izgubljeno zbog isparavanja i curenja. Stručnjaci su uspjeli, koristeći energiju podzemnih i dubinskih pumpi, osigurati dovod nafte iz bušotine do centralnih sabirnih mjesta bez međutehnoloških operacija. Broj ribolovnih objekata smanjen je za 12-15 puta.

U razvojnim područjima, posebno prilikom izgradnje cjevovoda, privremenih puteva, dalekovoda i lokacija za buduća naselja, narušava se prirodna ravnoteža svih ekosistema. Takve promjene utiču na životnu sredinu.

Glavni izvori zagađenja površinskih i podzemnih voda u područjima proizvodnje nafte su ispuštanje industrijskih otpadnih voda u površinske vode i odvode. Do zagađenja dolazi i: prilikom izlivanja industrijskih otpadnih voda; u slučaju pucanja vodovoda; kada površinsko otjecanje iz naftnih polja uđe u površinske vode; prilikom periprotoka visoko mineralizovanih voda dubokih horizonata u slatkovodne horizonte, zbog narušavanja nepropusnosti u injekcionim i proizvodnim bušotinama.

U naftnoj industriji, različiti hemijski reagensi se široko koriste za razne tehnološkim procesima. Svi reagensi imaju negativan uticaj kada se ispuste u okolinu. Glavni uzroci zagađenja životne sredine prilikom ubrizgavanja raznih hemikalija u rezervoar su: sledeći faktori: nepropusnost sistema i opreme i kršenje sigurnosnih propisa u toku tehnoloških operacija.

U ekološkim aktivnostima u preduzeću, pored tradicionalnih oblasti monitoringa životne sredine, racionalnog korišćenja vode i obnovljenih zemljišnih resursa, zaštite vazduha, velikih popravki i zamene hitnih delova mreže za prikupljanje nafte, vodovoda, rezervoara, najnovije tehnologije zaštita životne sredine.

REFERENCE

1. Akulshin A.I. Eksploatacija naftnih i gasnih polja M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Priručnik o proizvodnji nafte. M., Nedra, 1974.

3. Istomin A. Z., Yurchuk A. M. Proračuni u proizvodnji nafte. M.,: Nedra, 1979.

4. Upute o zaštiti na radu za radnike u radionici za proizvodnju nafte i plina. Ufa, 1998.

5. Mishchenko I. T. Proračuni u proizvodnji nafte. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Rad naftnih i plinskih bušotina. M., Nedra, 1978.

7. Sigurnosna pravila u industriji nafte i gasa. M., Nedra, 1974

8. Proizvodni materijal DOO NGDU Oktyabrskneft.2009 2010.

9. Priručnik opreme naftnih polja. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Ekonomija, organizacija i planiranje proizvodnje u preduzećima naftne i gasne industrije M., Nedra, 1990.