1 POČETNI PODACI

1.1 Kratke geološke i terenske karakteristike polja

Geološka struktura ležišta Buhara uključuje devonske, karbonske, permske i kvartarne sedimente.

Tektonski, ležište se nalazi na sjevernoj padini južnotatarskog luka. Sa zapada je ograničen uskim i dubokim koritom Altunino-Shunak, koji odvaja konsolidovani dio južne kupole od otoka Aktash-Novo-Elkhovsky. Duž površine kristalnog podruma uočava se stepenasto slijeganje male amplitude u sjevernom i sjeveroistočnom smjeru. Na toj pozadini ocrtava se niz relativno uskih, izdignutih podrumskih blokova izduženih u meridijanskom i submeridionalnom smjeru i pripadajućih korita nalik na grabene.

Položaj ležišta u priobalnim zonama Nižnjekamskog korita sistema Kama-Kinel predodređuje primjetnu promjenu u strukturnim planovima naslaga gornjeg devona i donjeg karbona. U dijelu devonskog sedimentnog niza odgovaraju strukturno slabo definiranim terasama i koritima. Prekrivene naslage imaju složeniji strukturni plan, koji se odlikuju jasnim, linearno izduženim nabujalim zonama, kompliciranim lokalnim izdizanjima trećeg reda. Uz karakteristike naslijeđenog strukturnog plana pojavljuju se lokalne sedimentne novoformacije u obliku grebenskih struktura gornjofransko-famenskog doba i pripadajućih okolnih struktura - Gornje Nalimovskoe i Južno Nalimovskoe izdizanje. Amplitude ovih struktura duž vrha Tournaisian faze dostižu 65-70 m. U osnovi, karakteristični lokalni elementi Buharskog polja su izdizanja trećeg reda niske amplitude. Unutar područja polja, površina Tournaisian etape je komplikovana zonama "kanalnih" ureza, identifikovanih na osnovu rezultata detaljnog CDP rada u Zainsky regionu serije seizmičkih istraživanja 9/96, koji su uglavnom potvrđeni stvarnim bušenjem 1997. -2000.

Osnova za konstruktivne konstrukcije bili su rezultati detaljnog CDP rada grupe Buhara seizmičkih istraživanja 9/96 u regiji Zainsky.

Prema dijelu polja Buhara, utvrđen je sadržaj nafte različitog intenziteta za veći broj horizonata u gornjem devonu i donjem karbonu.

Produktivne na terenu su terigene naslage horizonta Pashiysky, Kynovsky i Bobrikovsky, karbonatni rezervoari Semilukskog, Buregskog, Zavolžskog horizonta i Tournaisian faze. Identificirano je ukupno 47 nalazišta nafte različitih veličina i nivoa nafta. Oni su pod kontrolom pojedinačnih lokalnih uzdizanja ili grupe objekata. Industrijske akumulacije nafte u horizontu Pashi ograničene su na slojeve indeksirane (odozdo prema gore) kao D 1 -c, D 1 -b i D 1 -a, sastavljene od peščara i alevrita. Slojevi D 1 -a, D 1 -b se smatraju jednim objektom - D 1 -a + b, jer se u 20% bunara spajaju ili imaju tanke glinene mostove debljine 0,8-1,2 m istaknut kao samostalni objekat sa sopstvenim VNK.

D 1 -c je predstavljen sitnozrnim dobro sortiranim peščarima, leži u donjem delu horizonta Paši na dubini od 1741,6 m, jasno je koreliran prema GIS materijalima i odvojen je od formacije D 1 -a + b kod mosta debljine 4,6 m Tip rezervoara - porozan. Sadržaj ulja u formaciji D 1 -v je ograničen po površini. Povezuju ga samo 2 ležišta na samom jugu i jedno u srednjem dijelu polja. U 13 bušotina utvrđena je naftonosnost na osnovu GIS materijala, ispitivanje je izvršeno u 10 bušotina, protok nafte u kojima se kreće od 0,3 do 22,1 tona/dan. Efektivna debljina formacije zasićene naftom varira od 0,6 do 2,8 m. Rezervoar D 1 -v je podložan uglavnom dno. U mnogim bušotinama otkrivene su direktne naftonosne konture koristeći prosječne vrijednosti kota OWC za bušotine, uzimajući u obzir donje perforacijske rupe.

Rezervoar D 1 -a+b je široko razvijeno ležište zasićeno naftom, otkriveno u 40% bušotina od ukupnog izbušenog fonda u devonu. Efektivna debljina formacije zasićene uljem varira od 0,8 do 2,4 m.

Ukupno je identifikovano 13 nalazišta nafte, ograničenih na seizmička izdizanja trećeg reda. Naslage su male veličine i visine. Sedam ih je otkriveno samo jednom bušotinom. Tip ležišta - slojevito-lučni. OWC je otkriven u 38% bušotina u kojima je utvrđena zasićenost naftom. S tim u vezi, u 3 ležišta uljne konture su ucrtane u skladu sa položajem kontakta voda-nafta, utvrđenim iz GIS-a i rezultata uzorkovanja, u ostalom samo prema apsolutnoj koti baze donjeg naftnog sloja. zasićeni sloj. Slijeganje konstrukcija je uočeno u sjevernom smjeru. Apsolutne kote OWC-a, po kojima su ucrtane konture ležišta, mijenjaju se od juga prema sjeveru od -1496 do -1508,7 m. Konture ležišta na području bunara 736, 785, 788, 790 i 793a su pretrpjele promjene prema podacima NVSP MOV. Naftno ležište u području bušotine 790 (Verkhne-Nalimovskoye uzdizanje) naglo je promijenilo svoju orijentaciju od submeridionalnog pravca prema rezultatima seizmičkih istraživanja prema sjeveroistoku prema rezultatima NVSP MOV. Veličina depozita je prepolovljena. Nalazište nafte na području bušotine 736 promijenilo je smjer od sjeverozapada ka sjeveroistoku, njegova veličina se neznatno povećala. U naftnim nalazištima ograničenim na izdizanje Istočne Buhare (područje bušotine 793a) i u području bušotine 788, čije rezerve nafte nisu odobrene od strane Komiteta državnih rezervi Ruske Federacije, naftonosno područje se udvostručio. Naftno ležište na području bušotine 785 sa sjeverozapada ograničeno je linijom tektonskog poremećaja identifikovanom od strane NVSP, iza koje je otkriven rased od 5 metara po vertikali. Depozit je ograničen linijom kvara, koja je u ovom slučaju ekran. Veličina depozita je smanjena za 4 puta. Stoga, nakon izvođenja radova koje su autori predložili na upravljanju mrežom seizmičkih profila u pojedinim područjima polja, ponovnoj obrađivanju cjelokupnog raspoloživog materijala za seizmička istraživanja i provođenju istraživanja sedimentacije niskog intenziteta u bušotinama predloženim u dodatnom istražnom poglavlju. , potrebno je razjasniti rezerve nafte polja u skladu sa dobijenim rezultatima.

Ukupna debljina sedimenata Paši horizonta je u prosjeku 22,8 m, efektivna naftom zasićena 1,9 m, što se shodno tome odražava na koeficijent pijeskosti - 0,071, a koeficijent pjeskovitosti za naftom zasićeni dio je 0,631. Koeficijent fragmentacije je 4,067.

Više na sekciji, na dubini od 1734,2 m, nalaze se produktivne naslage horizonta Kynovsky, ograničene na sloj D 0 -v. Akumulacija je uglavnom zastupljena alevritom, rjeđe sitnozrnim i kvarcnim pješčarama. Vrsta rezervoara je porozna.

D 0 -v sloj je razvijen u cijelom području. Na osnovu njega identifikovano je i ocrtano 11 nalazišta nafte, koja se u osnovi preklapaju u pogledu ležišta u ležištima Paši. U 25 bušotina izbušenih u 9 ležišta ispitana je naftom zasićena formacija D 0 -v. Protok ulja dobijen tokom ispitivanja varira od 1,3 do 19,2 tone/dan. Vrsta ležišta - slojevito-svod. OWC je otkriven u 14 bušotina. Na osnovu rezultata uzorkovanja nacrtane su uljne konture u skladu sa hipsometrijskim oznakama donjih perforacijskih rupa iz kojih je dobiveno ulje. U četiri ležišta položaj naftonosnih kontura uzima se duž osnove donjeg sloja zasićenog uljem.

Ukupna debljina horizonta Kynovsky varira od 13,8 do 23,6 m, u prosjeku 19,3 m. Broj međuslojeva je 1 - 4, koeficijent disekcije je 1,852. Ukupna efektivna debljina međuslojeva zasićenih uljem varira između 0,6 - 0,62 m, prosjek je 2,2 m. Koeficijent pjeskovitosti je 0,712. Debljina nepropusnog sloja između slojeva zasićenih uljem je mala - 0,6-1,4 m.

1.2 Svojstva ležišta proizvodnih horizonata

Naslage pašijskog i kinovskog horizonta fransijskog stadijuma gornjeg devona sastavljene su od aleveta i peščara. Karakterizirane su jezgrom u 10 bunara (70 uzoraka).

Pješčanici su monomineralni kvarc, sitnozrni. Zrna kvarca su poluokrugla, zrna su dobro sortirana, pakovanje je prosečno, gusto na površinama. Prema granulometrijskoj analizi, pješčenici su sitnozrni (50,1% - 80,8%) sa malim dodatkom srednje-psamitske frakcije (0 - 10,3%), visoko muljeviti, glinoviti (2,7 - 7,1%). Sadržaj vapna kreće se od 0,1 do 3%.

Cement je sekundarni kvarc, koji formira regeneracijske rubove, i karbonatno-glineni materijal koji stvara kontakt, a u nekim područjima i cement tipa pora. Poroznost pješčenjaka kreće se od 12,9 - 20,4%, propusnost 118,3 - 644,5 * 10 -3 μm 2.

Siltstones su kvarcnog sastava sa dobrim sortiranjem zrna. Prema granulometrijskom sastavu: krupnozrni (43,6-63,7%), srednje i visoko peskoviti (11,2-44,7%), slabo glinoviti (2,2-5,3%) sa malom dodatkom srednje i sitne frakcije mulja (1,5-8,1%) ). Vrsta cementa je regenerativna, kontaktna i pora. Poroznost siltstonea prema jezgru varira od 15 do 21,2%, propusnost - od 9,6 do 109,9 * 10 -3 μm 2.

Poroznost ležišta sedimenata Pashi, utvrđena iz GIS-a (47 bušotina) i jezgra (3 bušotine - 33 određivanja), je skoro ista: 19,7% i 20,5%, zasićenost uljem je 71,9 i 81,6%, respektivno. Parametri propusnosti utvrđeni na osnovu rezultata istraživanja jezgre i hidrodinamičkih studija variraju; Za projektovanje, kao najreprezentativnija uzeta je prosječna vrijednost iz rezultata karotaže bunara (46 bunara - 151 određivanje), koja je jednaka 0,13 µm 2. Standardne vrijednosti koeficijenata poroznosti, zasićenosti uljem i propusnosti za terigene rezervoare starosti Pashiy i Kynov su identične i iznose redom: 0,115, 0,55 i 0,013 μm 2.

Kolektori su velikog kapaciteta, vrlo propusni. Vrsta rezervoara - porozna.

Naslage Paši karakteriše generalno nizak sadržaj peska (0,071), au naftom zasićenom delu - 0,631. Na heterogenost objekta ukazuje prilično visoka vrijednost njegove disekcije, jednaka 4,067. Ukupna debljina horizonta je u prosjeku 22,8 m, ukupna naftom zasićena 1,9 m. Visoka prosječna vrijednost efektivne debljine (10,7 m) ukazuje na prisustvo značajnog vodozasićenog dijela u slojevima sa donjem vodom.

Pokrov za naslage Pašinih naslaga su muljnici kinovskog doba debljine od 2 do 6 m.

Svojstva ležišta ležišta Kynov karakteriziraju podaci o jezgru, rezultati karotaže i hidrodinamičke studije. Prema prvom su veće, a prema reprezentativnijim materijalima, prema geofizičkim studijama, akumulacije se odlikuju sljedećim vrijednostima: poroznost - 19,6%, zasićenost uljem - 74,3%, propusnost - 0,126 µm 2, prikazano u tabeli 1.2. .1. U pogledu svojih kapacitivnih filterskih svojstava, klasificirani su kao visokopropusni, visokopropusni. Vrsta rezervoara - porozna.

Ukupna debljina ležišta Kynovsky je u prosjeku 19,3 m, prosječna debljina zasićenosti naftom je 2,2 m, efektivna debljina je 3,0 m. Akumulacije se odlikuju visokom heterogenošću - disekcija 1,852, visokim sadržajem pijeska - 0,712. Pokrivač za ležišta Kynov je glina iste starosti do 10 m debljine.

1.3 Fizičko-hemijska svojstva formacijskih fluida

Proučavanje fizičko-hemijskih svojstava ulja u uslovima ležišta i površine obavljeno je korišćenjem uzoraka ležišta u TatNIPIneftu iu analitičkoj laboratoriji TGRU. Uzorci su uzimani dubinskim uzorkivačima tipa PD-3 i ispitivani na instalacijama UIPN-2 i ASM-300 prema opšteprihvaćenim metodama. Viskoznost ulja određivana je viskozimetrom VVDU (univerzalni viskozimetar visokog pritiska) i kapilarnim viskozimetrom tipa VPZh. Gustoća izdvojenog ulja određena je piknometrijskom metodom. Sastav nafte i plina nakon jednokratnog otplinjavanja uzorka nafte iz ležišta analiziran je pomoću hromatografa kao što su LKhM-8M, Khrom-5. Svi podaci istraživanja prikazani su u skladu sa RD-153-39-007-96 „Pravilnik za izradu projektno-tehnološke dokumentacije za razvoj naftnih i gasno-naftnih polja“.

Ukupno je za polje Buhara analizirano: akumulacijski uzorci - 39, površinski uzorci - 37 uzoraka. Zbog nedostatka podataka o Tournaisian etapi i Bureg horizontu, korišćeni su prosečni parametri za Kadirovsko i Romaškinsko polje, respektivno.

Fizičko-hemijska svojstva fluida prikazana su u tabeli

Tabela 1. Fizičko-hemijska svojstva

Ime	Pashisky horizont
	Broj pregledanih	Domet
			promjene	značenje
Tlak zasićenja plina, MPa
otplinjavanje, m3/t
otplinjavanje, frakcije jedinica.
Gustina, kg/m3
Viskoznost, mPa*s
Proizvedena voda
Nastavak tabele 1
uklj. vodonik sulfid, m3/t
Viskoznost, mPa*s
Ukupna mineralizacija, g/l
Gustina, kg/m3
Kynovsky horizon
Tlak zasićenja plina, MPa
otplinjavanje, m3/t
Koeficijent volumena pri jednom udarcu
otplinjavanje, frakcije jedinica.
Gustina, kg/m3
Viskoznost, mPa*s
Volumenski koeficijent na diferencijalu
otplinjavanje u radnim uslovima, udio jedinica.
uklj. vodonik sulfid, m3/t
Koeficijent volumena, udjeli jedinica.
Viskoznost, mPa*s
Ukupna mineralizacija, g/l
Gustina, kg/m3
Buregsky horizont
Tlak zasićenja plina, MPa
otplinjavanje, m3/t
Koeficijent volumena pri jednom udarcu
otplinjavanje, frakcije jedinica.
Gustina, kg/m3
Viskoznost, mPa*s
Volumenski koeficijent na diferencijalu
otplinjavanje u radnim uslovima, udio jedinica.
Proizvedena voda
uklj. vodonik sulfid, m3/t
Koeficijent volumena, udjeli jedinica.
Viskoznost, mPa*s
Ukupna mineralizacija, g/l
Gustina, kg/m3
Tournaisian Stage
Tlak zasićenja plina, MPa
otplinjavanje, m3/t
Koeficijent volumena pri jednom udarcu
otplinjavanje, frakcije jedinica.
Gustina, kg/m3
Viskoznost, mPa*s
Volumenski koeficijent na diferencijalu
otplinjavanje u radnim uslovima, udio jedinica.
Nastavak tabele 1
Proizvedena voda
uklj. vodonik sulfid, m3/t
Koeficijent volumena, udjeli jedinica.
Viskoznost, mPa*s
Ukupna mineralizacija, g/l
Gustina, kg/m3
Bobrikovsky horizont
Tlak zasićenja plina, MPa
otplinjavanje, m3/t
Koeficijent volumena pri jednom udarcu
otplinjavanje, frakcije jedinica.
Gustina, kg/m3
Viskoznost, mPa*s
Volumenski koeficijent na diferencijalu
otplinjavanje u radnim uslovima, udio jedinica.
Proizvedena voda
uklj. vodonik sulfid, m3/t
Koeficijent volumena, udjeli jedinica.
Viskoznost, mPa*s
Ukupna mineralizacija, g/l
Gustina, kg/m3

1.4 Kratke tehničke i operativne karakteristike fond

bunari

Devonske naslage ležišta.

Zaliha bušotina za horizont D 0 + D 1, predviđena pilot projektom proizvodnje i dodatnom dokumentacijom, određena je u iznosu od 85 jedinica, uključujući proizvodnju - 18, procjenu - 6, istraživanje - 61. Gustina mreže je 16 hektara/bunar.

Naime, od 1. januara 2004. godine izbušeno je 79 bušotina, od čega 18 proizvodnih, 55 istražnih, a 6 procjeničkih.

Na kraju 2004. godine proizvodni fond za pogon iznosio je 28 bušotina.

U toku 2004. godine došlo je do sljedećih promjena u proizvodnom fondu: 1 nova bušotina (br. 793a) iz pijezometrijskog fonda puštena je u rad za naftu.

Od 1. januara 2005. godine operativni fond je bio 25 bušotina. U 2004. godini 1 bušotina (br. 750) prestala je iz postojećeg fonda, a puštena su u rad 4 bunara (br. 785, 792, 794, 1027).

U neaktivnoj zalihi postoje 3 bunara: sva 3 bunara čekaju ORS.

Dinamika rudarskog fonda je prikazana u nastavku:

Tabela 1. Dinamika rudarskog fonda

	Broj bunara
	od 1. januara 2004	od 1. januara 2005
1. Rudarski fond
uključujući: font
2. Aktivni fond
uključujući: font
3. Neaktivni fond
4.U masteringu

Dinamika prosječnog dnevnog protoka jednog radnog bunara može se pratiti u tabeli:

Tabela 2 Prosječni dnevni protok bunara.

	od 1. januara 2004	od 1. januara 2005
Način rada
Avg. protok 1 bunar, t/dan
Nastavak tabele 2

Krajem 2004. godine injekcioni fond za postrojenje je bio 1 bušotina.

Dinamika fonda injekcionih bušotina od 1. januara 2005. godine data je u nastavku:

Tabela 3. Dinamika fonda injekcionih bušotina

	Broj bunara
	od 1. januara 2004	od 1. januara 2005
Cijeli fond za injekcije
a) bušotine pod ubrizgavanjem
b) neaktivni fond
c) naftaši
d) pijezometrijski
e) u savladavanju

Trenutna zaliha injekcionih bunara je 1 bušotina (br. 1009).

Drugi bunari.

Od 1. januara 2005. godine, zaliha piezometrijskih bunara iznosi 12 bunara. U izvještajnoj godini bušotina br. 1038 prešla je iz osmatračkog fonda u ovaj fond, a 1 bušotina je puštena u proizvodnju iz pijezometrijskog fonda.

Broj napuštenih bušotina na kraju izvještajne godine je 25 bunara, što je isto kao i prošle godine.

Od 1. januara 2005. godine nema bunara u konzerviranom fondu.

Planirano je da proizvodnja nafte za 2004. godinu duž horizonta D 0 i D 1 polja Buhara proizvede 27.934 hiljade tona, ali je stvarno proizvedeno 28.768 hiljada tona. Stopa proizvodnje u postrojenju iznosila je 1,45% početnih nadoknadivih rezervi i 1,65% tekućih nadoknadivih rezervi.

U izvještajnoj godini puštena je u rad 1 nova naftna bušotina sa 0,271 hiljada tona nafte. Prosječni protok nafte nove bušotine iznosio je 1,6 tona/dan.

U 2004. godini proizvedeno je: SRP - 13.769 tona nafte (47,9%), ESP - 14.999 (52,1%). nadoknadive rezerve su odabrane

Puštanjem u rad 4 bušotine iz neaktivnosti proizvedeno je 0,932 hiljade tona nafte. Prosječni protok nafte jedne bušotine puštene u rad iz neaktivnosti iznosio je 1,3 tone/dan, a za tekućine 8,6 tona/dan.

Utiskivanje vode u 2003. godini, tehnološko utiskivanje, iznosilo je 29.186 hiljada m 3 . Godišnje povlačenje fluida u rezervoarskim uslovima kompenzovano je tehnološkim ubrizgavanjem za 14,2%.

Generalno, duž horizonta D 0 + D 1, od 1. januara 2005. godine radi 25 bunara sa vodom, svi bunari su poplavljeni formacijskom vodom.

Prema stepenu zalijevanja proizvedenih proizvoda, u tabeli 4. raspoređena je zaliha vode iz bunara.

Tabela 4. Sječenje vode proizvedenih proizvoda.

Stanje rezervoarskog pritiska.

Od 1. januara 2005. godine, rezervoarski pritisak na postrojenju u zoni vađenja iznosio je 163,1 atm, u odnosu na 164,2 atm prošle godine.

Bobrikovsky depoziti depozita.

Godine 1997. puštena su u razradu ležišta horizonta Bobrikovsky.

Zaliha bušotina za horizont Bobrikovsky, predviđena pilot projektom proizvodnje i dodatnim dokumentima, određena je u iznosu od 25 jedinica, uključujući proizvodnju - 20, rezervu - 1, procjenu - 2, istraživanje - 2.

Gustina mreže je 16,0 ha/m2.

Naime, od 1. januara 2005. godine izbušeno je 17 bušotina, od čega 13 proizvodnih, 2 istražne i 2 procjene.

Na kraju 2004. godine proizvodni fond za pogon iznosio je 23 bušotine.

Od 1. januara 2005. godine operativni fond je bio 23 bušotine. U 2004. godini 2 bunara su izvučena iz stanja mirovanja (br. 1022, 1029). U neaktivnom fondu nema bunara.

Dinamika rudarskog fonda prikazana je u tabeli 5.

Tabela 5. Dinamika rudarskog fonda.

	Broj bunara
	od 1. januara 2004	od 1. januara 2005
1. Rudarski fond
Uključuje: font
Nastavak tabele 5
2. Aktivni fond
uključujući: font
Neaktivni fond
U razvoju

Dinamika prosječnog dnevnog protoka jednog radnog bunara može se pratiti u tabeli 6.

Tabela 6 Prosječni dnevni protok aktivnog bunara.

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Koristite obrazac ispod

Studenti, postdiplomci, mladi naučnici koji koriste bazu znanja u svom studiranju i radu biće vam veoma zahvalni.

Objavljeno na http://allbest.ru/

Ministarstvo obrazovanja i nauke REPUBLIKE TATARSTAN

ALMETYEVSK DRŽAVNI INSTITUT ZA NAFTU

Odjel za razvoj i radnaftna i gasna polja"

IZVJEŠTAJ

Prema obrazovnoj praksi koja se odvijala u NGDU “Leninogorskneft”, poligon, NGDU “Elkhovneft”

Mjesto prakse: Almetjevsk

Voditelj prakse sa Katedre za RiENGM

Almetjevsk 2012

WITHposjedovanje

Uvod

1. Kriterijumi i principi za identifikaciju operativnih objekata

2. Sistemi razvoja naftnih polja

3. Postavljanje bunara prema površini ležišta

4. Geološke i fizičke karakteristike objekata

5. Bušenje bunara

6. PPD sistem

7. Rad naftnih i injekcionih bušotina

8. Dobro istraživanje

9. Metode povećanja produktivnosti bušotine

10. Tekuće i kapitalne popravke bunara

11. Prikupljanje i priprema nafte, gasa i vode

12. Industrijska sigurnost u naftnim i gasnim preduzećima

Bibliografija

Uvod

Trust za proizvodnju nafte i gasa Almetyevneft formiran je 1. oktobra 1952. godine na osnovu naftnog polja Minnibaevo trusta Bugulmaneft PA Tatneft. Godine 1954. transformisan je u odeljenje naftnog polja, 1970. godine u Odeljenje za proizvodnju nafte i gasa Almetyevneft, kulturno-domaće, maloprodajne i proizvodne objekte.

Danas menadžment uključuje:

6 radionica za proizvodnju nafte i gasa;

2 radionice za kompleksnu pripremu i pumpanje ulja;

radionica za prijem i isporuku ulja;

Radionica za održavanje rezervoarskog pritiska;

10 radionica za pomoćnu proizvodnju;

Odjeljenje za stambeno-komunalne poslove.

Uprava Almetyevnefta ima sportsko-rekreativnu radionicu, a zadužena je za zdravstveni kamp Yunost i ribarsku bazu Kama.

NGDU Almetyevneft razvija centralne i sjeverozapadne dijelove Romaškinskog polja.

Organizacija proizvodnih procesa u NGDU Almetyevneft:

OPPD" Odsjek za održavanje ležišnog pritiska i povećanje povrata nafte Osnovni zadatak je izrada i organizacija realizacije mjera u cilju ispunjavanja plana upumpavanja procesnog fluida u ležište, povećanje efikasnosti korištenja fonda injektnih bušotina i druge opreme postrojenja. sistem kontrole saobraćaja, praćenje blagovremenog sprovođenja mera za povećanje eksploatacije nafte, kontrola sprovođenja ekoloških mera u toku rada objekata za održavanje rezervoarskog pritiska;

CITS obezbjeđuje realizaciju dnevnih i mjesečnih planova proizvodnje nafte i plina, organizira i prati realizaciju dnevnih zadataka, svakodnevnu analizu stanja proizvodnje, 24-časovnu organizaciju i kontrolu rada na svim ciljevima, koordinaciju sa pomoćnom proizvodnjom.

TODNIRP - tehnološko odjeljenje za proizvodnju i razvoj proizvodnje nafte, Glavni zadatak: izrada dugoročnih, godišnjih, kvartalnih i mjesečnih planova proizvodnje nafte, puštanje u rad bunara, podzemnih i kapitalnih remonta bunara i bunara za mehanizovanu proizvodnju nafte.

OKPC - osiguranje kvalitetne sanacije bunara od pisanja planova rada do završetka remonta, razvijanje organizaciono-tehničkih mjera u cilju povećanja efikasnosti remonta bunara, praćenje usklađenosti tehnološkog procesa pri remontu bunara, uvođenje novih tehnologija i materijala.

OOSS - odeljenje organizacije izgradnje bunara vrši kontrolu blagovremenog završetka radova na izgradnji bunara, pod uslovom da se ne prekoračuje troškovna granica.

SPSN servis za prijem i isporuku ulja. Glavni zadatak prijemne isporuke nafte je organizovanje prijema nafte iz divizija OAO Tatneft i njena isporuka u integrisanim mernim centrima u sistem magistralnih naftovoda AK Transneft.

SPbiOT - služba za industrijsku sigurnost i zaštitu rada (Glavni zadatak je obezbjeđivanje industrijske sigurnosti i zaštite rada u odeljenjima menadžmenta, organizovanje i koordinacija rada u ovom pravcu. Tehnička služba - rukovodi implementacijom i radom nove opreme i napredne tehnologije u objektima NGDU.

OMTSKO odjel materijalno-tehničkog snabdijevanja i konfiguracije opreme. Vrši korporativno upravljanje procesom materijalno-tehničke podrške proizvodnje.

Odeljenje glavnog inženjera - obezbeđuje tehničko-metodološko upravljanje službom upravljanja energijom, razvija i kontroliše sprovođenje mera za racionalan rad energetske i toplotne opreme.

Odeljenje glavnog mehaničara. Glavni zadatak je pružanje tehničkog i metodološkog vođenja servisa mehaničkih popravki i osiguranje racionalnog rada opreme.

Odjeljenje glavnog tehnologa. Osnovni zadatak je organizovanje realizacije planova pripreme i crpljenja nafte, proizvodnje široke frakcije i mera za poboljšanje kvaliteta i smanjenje gubitaka prečišćenog ulja.

TORNiGM je tehnološki odjel za razvoj naftnih i plinskih polja. Osnovni zadatak odjela je implementacija i odobravanje tehnoloških šema i projekata razvoja terena.

Geološki odjel. Osnovni zadatak Geološkog odeljenja je detaljno proučavanje naftnih i gasnih polja u periodu njihovog bušenja proizvodnim i injekcionim bušotinama.

MGS - geodetska i geodetska služba. Glavni zadatak MGS-a je pravovremena i kvalitetna provedba kompleksa geodetskih radova predviđenih regulatornim zahtjevima, dovoljnih da osiguraju sigurno obavljanje poslova vezanih za korištenje podzemlja, najpotpunije izvlačenje mineralnih rezervi iz podzemlje, obezbjeđenje tehnološkog ciklusa rudarskih, građevinskih i instalaterskih radova, kao i za predviđanje opasnih situacija pri izvođenju tih radova.

OVP - odjel pomoćne proizvodnje. Osnovni zadatak Odsjeka je proučavanje socioloških problema organizacije rada, života i odmora radnika, izrada socijalnih programa, organizacija njihove realizacije i praćenje toka njihove implementacije.

SOI je usluga obrade informacija. Osnovni zadatak je implementacija i osiguranje efikasnog funkcionisanja informacionog sistema NGDU, prikupljanje primarnih informacija i blagovremeno izdavanje rezultata proračuna potrošačima.

POOM - proizvodni odjel za razvoj polja. Osnovni zadatak je izrada mjera za blagovremeno puštanje u rad objekata u izgradnji, tekući i budući planovi kapitalne izgradnje.

OER i P - odjel za ekonomske proračune i prognoze. Osnovni zadatak je organizovanje i unapređenje obračuna i opravdanja za prognoziranje i operativnu analizu finansijskih aktivnosti menadžmenta, kalkulacije i obrazloženja finansijskog plana za samostalne strukturne jedinice.

OH&ZP - odjel organizacije rada i nadnica. Osnovni zadatak je stvaranje uslova za progresivnu i efektivnu radnu aktivnost kroz razvoj i implementaciju naprednih oblika organizacije rada.

OKS - odjel kapitalne izgradnje. Osnovni zadatak odeljenja je izrada tekućih i dugoročnih planova kapitalne izgradnje gradskih stambenih i civilnih objekata, finansiranih iz OAO Tatneft i drugih izvora finansiranja, praćenje toka izgradnje i finansiranja izgrađenih objekata i obezbeđenje pravovremeno puštanje u rad završenih objekata.

Odjel za registraciju imovine - Glavni zadatak odjela je predstavljanje NGDU Almetyevneft po pitanjima državne registracije prava na imovinu i prilikom sklapanja transakcija (zakupa, kupovine i prodaje) sa imovinom, kao i računovodstvo, kontrola i analiza efikasnosti korištenje imovine u vlasništvu OGDU Almetyevneft i izrada prijedloga za njeno poboljšanje.

PSO - odeljenje za projektovanje i procenu. Osnovni zadatak je blagovremeno izdavanje projektno-procjenske dokumentacije „Kupcu“ u skladu sa mjerama razvijenim za pravovremeno puštanje u rad. Objekti u izgradnji, sadašnji i budući planovi izgradnje novih, rekonstrukcija postojećih objekata vlastitim sredstvima.

TsDNG - radionice za proizvodnju nafte i plina. Glavni zadatak je osigurati razvoj naftnih i plinskih polja.

TSPP - radionica za održavanje rezervoarskog pritiska. Glavni zadatak je održavanje akumulacionog pritiska na gradilištima.

TsKPPN - radionica za složenu pripremu i pumpanje ulja. Glavni zadatak je primanje nafte iz CDNG-a u rezervoare, odvajanje nafte od robnih depoa, proizvodnja široke frakcije lakih ugljikovodika i isporuka tretirane nafte

TsKPRS - radionica za kapitalne i podzemne popravke bunara. Glavni zadatak je pravovremena i kvalitetna zamjena neispravnih električnih centrifugalnih postrojenja i podzemne opreme.

PRTSGNO je radionica za valjanje i popravku opreme za pumpanje dubokih bunara. Glavni zadatak je izvršiti popravke i revizije presovanja.

TsPSN - radionica za prijem i isporuku ulja. Osnovni zadatak je organizaciona i tehnička podrška operacijama prijema i isporuke nafte, osiguravanje pouzdanosti računovodstva i kontrole kvaliteta nafte.

PRTSEiE - radionica za valjanje i popravku električne opreme i napajanja.

Osnovni zadatak je osigurati pouzdan, ekonomičan, siguran rad električnih instalacija, te izvršiti popravke električne opreme u svim odjeljenjima NGDU.

CHP - toplana i elektrana. Glavni zadatak radionice je nesmetano, racionalno snabdevanje toplotom i energijom objekata NGDU, OJSC Tatneft uz minimalne troškove i sprečavanje gubitaka energije.

PRTSEO - radionica za valjanje i popravku operativne opreme. Glavni zadatak radionice je osigurati pouzdan i nesmetan rad opreme naftnih polja.

DAC - radionica za automatizaciju proizvodnje. Glavni zadatak je održavanje i osiguranje pouzdanog rada instrumentacije.

AUTT-1 - Odjel tehnološkog transporta Almetyevsk. Osnovni zadatak AUTT-1 je kvalitetna i pravovremena transportna usluga i izvođenje radova sa specijalnom opremom za preduzeća, organizacije i strukturne podjele NGDU-a kako bi se osiguralo ispunjenje planiranih ciljeva za proizvodnju nafte i plina, izgradnju nafte i plina. gasne bušotine.

TsAKZO - radionica za antikorozivnu zaštitu opreme. Glavni zadatak radionice je povećanje vijeka trajanja naftne opreme korištenjem tehnologija zaštite od korozije.

SPC - Sportsko fitnes radionica NGDU "AN". Osnovni zadatak radionice je da obezbijedi uslove za unapređenje zdravlja i svestranog fizičkog razvoja zaposlenih u NGDU “AN” i članova njihovih porodica.

Rekreacijski centar "Omladina". Glavni zadatak je osigurati odmor za radnike NGDU i njihove porodice.

Centralno skladište. Poslovi skladišta obuhvataju: prijem, obradu, skladištenje i ispuštanje materijalnih sredstava i opreme.

UKK - Centar za obuku. Osnovni zadatak je: obuka, prekvalifikacija, usavršavanje radnika, obuka majstora i njihovih rezervi.

1. Kriterijumi i principi za identifikaciju operativnih objekata

Razvoj višeslojnih polja sa različitim vrstama ugljovodoničnih fluida (nafta, gas, gasni kondenzat i voda) je složen problem optimizacije čije kompetentno rešenje određuje koliko će se efikasno i racionalno eksploatisati podzemlje. Odlučujuću ulogu u rješavanju ovog pitanja ima stepen istraženosti polja, odnosno dostupnost pouzdanih informacija o konfiguraciji ležišta, geološkim i fizičkim karakteristikama proizvodnih formacija, njihovim prirodnim režimima, fizičkim i hemijskim svojstvima i komponentni sastav ugljikovodičnih sirovina.

Visok stepen znanja omogućava minimiziranje rizika od greške pri odabiru operativnih objekata, formirajući najracionalniju shemu za njihov odabir. Istovremeno, evidentno je da je za izbušene oblasti karakterističan visok stepen znanja: ovde su odluke o raspodeli proizvodnih kapaciteta već formirane i moguće je samo njihovo prilagođavanje. Stoga je najhitnije pitanje identifikacija operativnih objekata u početnoj fazi razvoja. U pravilu, količina početnih informacija za dizajn u ovoj fazi je vrlo ograničena. U tom smislu, izbor optimalnog broja objekata je dvosmislen zadatak. Kako nove informacije postanu dostupne, njihov broj se može značajno povećati ili značajno smanjiti. Takve promjene mogu značajno uticati i na tehnološku i na ekonomsku efikasnost projekta.

Trenutno, zbog poboljšanja tehničke opremljenosti polja, postoji tendencija uzimanja u obzir većeg broja parametara i kriterijuma prilikom kombinovanja više slojeva u jedan proizvodni pogon. Glavni kriterij za ispravnu identifikaciju operativnih objekata je racionalnost indikatora razvoja.

Stoga se u posljednje vrijeme pokušavaju uzeti u obzir kvantitativni kriteriji koji se odnose na geološke karakteristike strukture različitih horizonata prilikom identifikacije operativnih objekata.

Greška predviđanja funkcije može se koristiti kao kriterij odabira.

Kriterijum za odabir projektnih režima rada bunara je minimalni pritisak u dnu bušotine potreban za protok bušotine; pritisak zasićenja gasom rezervoara nafte; minimalni pritisak potreban za normalan rad centrifugalne ili klipne pumpe za duboke bunare; maksimalni dozvoljeni protok bušotine (ili maksimalni specifični protok po metru debljine formacije).

Nisu svi ovi kriteriji uvijek prihvatljivi.

Naprotiv, za stijene koje su vrlo slabe i nestabilne mogu se pokazati nepotrebnim svi ograničavajući kriteriji tlakova u dnu rupe, jer se ne mogu postići kao rezultat ograničavanja protoka.

Međutim, ovaj osnovni zahtjev ne može poslužiti kao jedini kriterij za racionalnost razvoja.

Očigledno je da postoje određene veze između ovih veličina koje mogu poslužiti kao kriterijumi koji određuju uslove za izvodljivost i ekonomsku isplativost bušenja dodatnih bušotina.

Jedan od mogućih kriterijuma za izvodljivost bušenja rezervnih bušotina može biti trošak dodatne proizvodnje nafte, koji ne bi trebalo da prelazi određenu granicu - granicu isplativog troška, ​​zavisno od kvaliteta proizvedene nafte, lokacije ležišta, itd.

Kao glavni kriterij, kao iu slučaju kontinuiranog ležišta, uzet ćemo cijenu nafte dodatno proizvedene kroz rezervne bušotine. Kriterijum za njihovu primjenjivost je Fourierov parametar Fo: gdje je Yak polumjer dovodne konture ili vanjske granice formacije (karakterizirajući veličinu formacije). Kao kriterijum za prelazak sa režima rastvorenog gasa na mešoviti režim istiskivanja gazirane nafte vodom, jednakost pritisaka u dnu rupe pri konstantnim brzinama protoka ili jednakost brzina protoka pri konstantnim pritiscima uzetih za i-tu seriju iz formule interferencije nestišljivog fluida za istovremeni rad serije kada se uporede s odgovarajućim vrijednostima dobivenim izračunavanjem rada ove serije u načinu rada otopljenog plina.

Metoda proračuna mora biti dovoljno tačna, za šta se moraju usvojiti određeni kriterijumi.

Takav kriterij može biti, na primjer, poređenje indikatora izračunatih prema ovoj shemi i točnije (višedimenzionalne).

Objektivni kriterij adekvatnosti modela je kriterij slaganja.

Kriterijumi za efikasnu primenu metoda

Kriterijumi za primenljivost metoda u određenoj meri obuhvataju tehničko-ekonomske pokazatelje korišćenja metode zasnovane na generalizaciji prethodno stečenog iskustva u primeni metode u različitim geološkim i fizičkim uslovima.

Na osnovu analize brojnih teorijskih, laboratorijskih i terenskih studija domaćih i stranih autora, utvrđeni su geološki i fizički kriteriji za primjenjivost novih metoda povećanja iskorištenja nafte i dati su u tabeli.

Odabir depozita vrši se njihovom analizom prema kriterijima primjenjivosti svake metode.

Na jednom polju se ispostavlja da je moguće preporučiti dva ili više metoda, a kriterijumi za primenljivost metoda i dodatni uslovi i ograničenja ne dozvoljavaju izbor jedne metode uticaja za oblast izvode se posebne tehničko-ekonomske procene.

Opravdanost metode povećanja iskorištenja nafte prilikom plavljenja na osnovu kriterija primjenjivosti metoda.

Označavanjem udjela vode u ukupnoj zapremini unesene tekućine i zadržavanja stijene pri njenom obrnutom strujanju kroz koeficijent e, dobijamo glavni kriterij djelotvornosti cikličkog djelovanja.

Navedeni podaci se utvrđuju na osnovu rezultata laboratorijskih studija na fizički sličnim modelima ležišta u odnosu na uslove određenog objekta (koristeći uzorke stvarnih stijena, ležišno ulje i podložni kriterijima sličnosti u procesu modeliranja).

2. Sistemi za razvoj naftnih polja

Naftna i naftna i plinska polja su nakupine ugljikovodika u zemljinoj kori, ograničene na jednu ili više lokaliziranih geoloških struktura, tj. objekata koji se nalaze u blizini iste geografske lokacije. Ležište je prirodna lokalna pojedinačna akumulacija nafte u jednom ili više međusobno povezanih slojeva ležišta, odnosno u stijenama koje mogu sadržavati i ispuštati naftu tokom razvoja.

Naslage ugljovodonika uključene u polja obično se nalaze u slojevima ili stijenskim masama koje imaju različite distribucije pod zemljom, često s različitim geološkim i fizičkim svojstvima. U mnogim slučajevima, pojedinačne formacije koje sadrže naftu i plin su odvojene značajnim debljinama nepropusnih stijena ili se nalaze samo u određenim područjima polja.

Takve izolirane formacije ili formacije različitih svojstava razvijaju različite grupe bunara, ponekad koristeći različite tehnologije. Veličina i višeslojnost polja sa kapacitivnim svojstvima ležišta uglavnom određuju veličinu i gustinu rezervi nafte, au kombinaciji sa dubinom pojavljivanja, određuju izbor sistema razvoja i metoda proizvodnje nafte.

Sistem razvoja naftnog polja treba nazvati skupom međusobno povezanih inženjerskih rješenja koja definišu razvojne objekte; redoslijed i tempo njihovog bušenja i razvoja; prisustvo uticaja na formacije u cilju vađenja nafte i gasa iz njih; broj, odnos i lokacija injekcionih i proizvodnih bušotina; broj rezervnih bušotina, upravljanje razvojem polja, zaštita podzemlja i okruženje. Izgraditi sistem razvoja terena znači pronaći i implementirati gore navedeni skup inženjerskih rješenja.

Sistem razvoja polja mora ispunjavati zahtjeve za maksimalno izvlačenje nafte ili plina iz podzemnih najkraće moguće vreme uz minimalne troškove.

Razvojnim projektom utvrđuje se broj i lokacija sistema proizvodnih i injektnih bušotina, nivo proizvodnje nafte i gasa, načini održavanja ležišnog pritiska itd.

Razvoj pojedinačnih nalazišta nafte ili gasa odvija se kroz sistem proizvodnih i injekcionih bušotina koje obezbeđuju vađenje nafte ili gasa iz ležišta. Kompleks svih aktivnosti koje obezbeđuju razvoj ležišta određuje sistem razvoja.

Osnovni elementi sistema razvoja ležišta su: način uticaja na formiranje, postavljanje proizvodnih i injekcionih bušotina, tempo i redosled bušenja proizvodnje i injekcionih bušotina.

Najvažniji elementi razvojnog sistema su metode uticaja na formaciju, jer će se u zavisnosti od njih rješavati i druga pitanja razvoja ležišta.

Da bi se povećala efikasnost prirodnih režima ležišta i osigurao najracionalniji razvoj, potrebno je koristiti različite metode uticaja na ležište. Takve metode mogu uključivati ​​različite vrste vodoplavljenja, ubrizgavanje plina u plinsku kapu ili u naftni dio ležišta, tretmane hlorovodoničnom kiselinom, hidrauličko frakturiranje i niz drugih mjera koje imaju za cilj održavanje pritiska u ležištu i povećanje produktivnosti bušotine.

Trenutno, bez održavanja ležišnog pritiska, razvijaju se ili ležišta koja imaju aktivan prirodni režim, sposobna da održe pritisak tokom čitavog perioda razvoja i dobiju visok konačni faktor izvlačenja nafte, ili polja sa malim rezervama, gde je organizovana organizacija rada za održavanje pritiska. nije ekonomski izvodljivo.

3. Postavljanje bunara prema površini ležišta

Postavljanje bunara se odnosi na mrežu postavljanja i udaljenosti između bunara (gustina mreže), tempo i redoslijed puštanja bunara u rad. Razvojni sistemi se dijele na sljedeće: sa bunarima postavljenim na jednoličnoj mreži i sa bunarima postavljenim na neravnoj mreži (uglavnom u redovima).

Razvojni sistemi sa pozicioniranjem bunara na uniformnoj mreži razlikuju se: po obliku mreže; po gustini mreže; po stopi puštanja u rad bunara; prema redosledu puštanja u rad bušotina u odnosu jedna na drugu i strukturne elemente ležišta. Mreže su u obliku kvadrata i trokuta (šestougaone). Kod trokutaste mreže na površinu se postavlja 15,5% više bunara nego kod kvadratne mreže u slučaju jednakih razmaka između bunara. Raspored lokacija bušotina u perspektivnom ili naftno-gasonosnom području i redosled njihovog bušenja, pruža pouzdano i efikasno rešenje geoloških istražnih problema u specifičnim geološkim uslovima.

Osnovni sistemi za postavljanje bunara:

Triangular

Postavljanje svake nove bušotine na vrh trougla, u čija druga dva vrha se nalaze već izbušene bušotine.

Prsten

Postavljanje bunara u uzastopne redove oko otkrivnog bunara na istim hipsometrijskim oznakama osnovnog produktivnog horizonta.

Profil

Postavljanje bunara na različite hipsometrijske oznake duž profila (linije) koji prelazi strukturu ili područje ležišta u određenom smjeru, kako bi se dobio profilni geološki presjek.

U praksi se pod određenim uslovima koriste kombinovani sistemi za postavljanje bušotina koji se sastoje od različitih kombinacija osnovnih sistema ili njihovih modifikacija (npr. sistem cik-cak profila).

Kombinacije sistema za postavljanje bušotina se posebno često koriste u istraživanju polja koja sadrže ležišta različitih vrsta i veličina i čije se istraživanje vrši nezavisnim šablonima bušotina.

Uz savremene metode prospekcije i istraživanja, sistemi za postavljanje bušotina se biraju i na osnovu rješenja dobijenih analizom odgovarajućih matematičkih modela industrijskih naftnih i plinskih akumulacija.

4. Geološke i fizičke karakteristike objekata

Romaškinsko polje nalazi se 70 km zapadno od grada Almetjevska. Otkriven 1948. godine, razvijan od 1952. Ograničen na vrh Almetyevskaya Tatarskog luka veličine 65x75 km, dio blizu luka je komplikovan brojnim lokalnim izdizanjima. Depozit je višeslojni. Glavni industrijski sadržaj nafte povezan je sa terigenim slojevima srednjeg, gornjeg devona i srednjeg karbona (bobrikovski horizont); Manje naslage nalaze se u karbonatnim rezervoarima gornjeg devona, donjeg i srednjeg karbona. Otkriveno je preko 200 nalazišta nafte. Glavno ležište, visoko 50 m, nalazi se u horizontu Paši. Akumulacije su predstavljene kvarcnim peščarima ukupne debljine od nekoliko do 50 m, prosečna debljina zasićenosti naftom je 10-15 m. Poroznost peščara je 15-26%, propusnost 40-2000 mD. Ulje naftensko-parafinskog sastava, gustina 796-820 kg/m 3, sadržaj S 1,5-2,1%, parafin 2,6-5,4%. Sastav pratećeg gasa (%): CH 4 30-40, C 2 H 6 + više 27-55. Akumulacija horizonta Kynov gornjeg devona (debljina pješčanih ležišta je do 9 m, prosječna debljina zasićene naftom 3,2 m) hidrodinamički je povezana sa ležištem Pashi. Preostale naslage u terigenim naslagama (donji karbon) su ograničene na pješčano-alevtske rezervoare ukupne debljine do 18 m. Režim ležišta je vodno-pritisni i elastično-vodeni. Glavna ležišta se razvijaju održavanjem ležišnog pritiska (unutarkružno i periferno plavljenje) korišćenjem mehanizovane metode. Proizvodni centar je Almetjevsk.

Područje Minnibaevskaya jedno je od centralnih područja ležišta. Područje se počelo sa industrijskim razvojem 1952. godine. Prve injekcione bušotine Almetyevsko-Minnibaevsky rezanog niza prebačene su na injektiranje vode 1954. godine. Danas je ovo jedno od najrazvijenijih područja Romashkinskog polja.

Objavljeno na http://allbest.ru/

Objavljeno na http://allbest.ru/

Romashkinskoye polje:

kvadrati: 1 - Berezovskaya, 2 - Severno-Almetyevskaya, 3 - Almetyevskaya, 4 - Minnibaevskaya, 5 - Zay-Karatayskaya, 6 - Kuakbashskaya, 7 - Tashliyarskaya, 8 - Chishminskaya, 9 - Alkeevskaya - East-S111 Abdrahmanovskaja, 12 - Južno-Romaškinska, 13 - Zapadno-Leninogorska, 14 - Pavlovska, 15 - Zelenogorskaja, 16 Istočna - Leninogorska, 17 - Aznakaevskaja, 18 - Kholmovskaja, 19 Karakalinska -2manskaja, 19 Karakalinskaja -2manskaja;

Novo-Elkhovsko polje;

Bavlinskoe polje

a - granice depozita;

b - granice područja.

5. Bbušenje bunara

Bušenje bunara je proces izgradnje usmjerenog cilindričnog rudničkog otvora u tlu, čiji je prečnik “D” zanemarljiv u odnosu na njegovu dužinu duž okna “H”, bez ljudskog pristupa čeonoj površini. Početak bunara na površini zemlje naziva se ušće, dno se naziva dno, a zidovi bunara čine njegovo deblo.

Na osnovu načina udara na stijene, razlikuje se mehaničko i nemehaničko bušenje. Prilikom mehaničkog bušenja alat za bušenje direktno utiče na stijenu uništavajući je, a kod nemehaničkog bušenja dolazi do uništenja bez direktnog kontakta sa stijenom od izvora udara na nju. Nemehaničke metode (hidraulične, termičke, elektrofizičke) su u razvoju i trenutno se ne koriste za bušenje naftnih i plinskih bušotina.

Mehaničke metode bušenja dijele se na udarne i rotacijske.

Prilikom udarnog bušenja, uništavanje stijene vrši se svrdlom 1 okačenom na uže (sl. 3). Alat za bušenje uključuje i udarnu šipku 2 i bravu za užad 3. Ovješen je na užetu 4, koji se prebacuje preko bloka 5 postavljenog na jarbol (nije prikazan). Pokretno kretanje bušaćeg alata obezbeđuje bušaća oprema 6.

Objavljeno na http://allbest.ru/

Objavljeno na http://allbest.ru/

Rice. 3. Šema udarnog bušenja:

1 - bit; 2 - udarna šipka; 3 - brava za uže; 4 - uže; 5 - blok; 6 - oprema za bušenje.

Kako se bunar produbljuje, konopac se produžava. Cilindričnost bušotine osigurava se okretanjem svrdla tokom rada.

Da bi se očistila površina uništene stijene, alat za bušenje se povremeno uklanja iz bušotine, a u nju se spušta bailer, sličan dugačkoj kanti s ventilom na dnu. Kada se bajler uroni u mješavinu tekućine (formacije ili izlivene odozgo) i izbušenih čestica stijene, ventil se otvara i bajler se puni ovom mješavinom. Kada se bailer podigne, ventil se zatvara i smjesa se uklanja do vrha.

Nakon što je čišćenje dna završeno, alat za bušenje se ponovo spušta u bunar i bušenje se nastavlja.

Rice. 2. Klasifikacija metoda za bušenje bušotina za naftu i gas

Kako bi se izbjeglo urušavanje zidova bunara, u njega se spušta obložna cijev čija se dužina povećava kako se dno produbljuje.

U našoj zemlji se trenutno ne koristi udarno bušenje prilikom bušenja naftnih i gasnih bušotina.

Naftne i plinske bušotine grade se metodom rotacionog bušenja. Ovom metodom stijene se ne drobe udarima, već se uništavaju rotirajućim bitom, koji je podložan aksijalnom opterećenju. Obrtni moment se prenosi na svrdlo ili sa površine sa rotatora (rotora) kroz cijev za bušenje (rotaciono bušenje) ili sa niskog motora (turbo bušilica, električna bušilica, vijčani motor) koji je instaliran direktno iznad svrdla. Turbobušilica je hidraulična turbina koja se pokreće u rotaciju pomoću tekućine za ispiranje koja se ubrizgava u bušotinu. Električna bušilica je električni motor zaštićen od prodiranja tekućine, na koji se napajanje napaja preko kabela s površine. Vijčani motor je vrsta hidraulične mašine u rupi u kojoj se vijčani mehanizam koristi za pretvaranje energije protoka tečnosti za ispiranje u mehaničku energiju rotacionog kretanja.

Na osnovu prirode razaranja stijena na dnu, pravi se razlika između kontinuiranog i jezgrenog bušenja. Prilikom kontinuiranog bušenja dolazi do razaranja stijene na cijelom čeonom području. Jezgro bušenja podrazumijeva uništavanje stijena samo duž prstena kako bi se izvukla jezgra – cilindrični uzorak stijena duž cijele ili dijelom dužine bušotine.

6. PPD sistem

Održavanje ležišnog pritiska je proces prirodnog ili veštačkog očuvanja pritiska u produktivnim slojevima naftnih ležišta na početnoj ili projektovanoj vrednosti u cilju postizanja visokih stopa proizvodnje nafte i povećanja stepena njenog oporavka. Održavanje ležišnog pritiska tokom razvoja ležišta nafte može se vršiti zahvaljujući prirodnom aktivnom režimu pritiska vode ili elastično-vodnog pritiska, veštačkom režimu pritiska vode koji nastaje kao rezultat ubrizgavanja vode u slojeve ležišta tokom perifernog ili perifernog plavljenja. , kao i tokom plavljenja unutar kruga. U zavisnosti od geoloških uslova i pokazatelja ekonomskog razvoja, bira se jedan ili drugi način održavanja ležišnog pritiska ili njihova kombinacija.

Održavanje tlaka u ležištu metodom plavljenja unutar kruga je najefikasnije i najekonomičnije, posebno za naftna ležišta velikih površina. Nastaje blokovskim, stepenastim aksijalnim, barijeranim površinama, fokalnim ili selektivnim metodama plavljenja. Prilikom održavanja ležišnog pritiska u naftnom dijelu ležišta, voda ili mješavina vode i plina bez aditiva ili sa raznim aditivima pumpa se kroz injekcione bušotine radi poboljšanja svojih istiskivanja. Ako ležište nafte ima izražen krov, tada se u njega ubrizgava plin ili zrak kako bi se održao tlak u rezervoaru, uslijed čega se stvara tlak umjetne plinske kapice. Prilikom proračuna procesa injektiranja utvrđuje se raspored injekcionih bušotina, ukupna zapremina injektiranja, injektivnost injekcionih bušotina, njihov broj i pritisak injektiranja. Odabran je raspored injekcionih bušotina koji obezbeđuje najefikasniju vezu između zone injektiranja i ekstrakcije i ravnomerno istiskivanje nafte vodom.

Prilikom površinskog plavljenja, u zavisnosti od geološke strukture nalazišta nafte i faze njegovog razvoja, za održavanje ležišnog pritiska koriste se linijski, 4-točkovni, 7-točkovni i drugi rasporedi injekcionih i proizvodnih bušotina. Odstupanja mogu biti dozvoljena u postavljanju bunara duž ispravne geometrijske mreže ako se plavljenje površine vrši pored prethodno sprovedenog sistema plavljenja, uzimajući u obzir njegovu efikasnost, geološku strukturu i stanje razvijenosti slojeva akumulacije. Ukupna zapremina ubrizganog agensa zavisi od projektovanog izvlačenja fluida iz rezervoara, od pritiska na liniji injektiranja i, najvećim delom, od ležišta i elastičnih svojstava formacija. Broj injekcionih bunara sa poznatom zapreminom injektiranja zavisi od apsorpcionog kapaciteta svake bušotine pri datom pritisku ubrizgavanja. Kapacitet apsorpcije injekcionih bušotina određen je koeficijentom injektivnosti, kao što je produktivnost naftne bušotine određena koeficijentom produktivnosti. Maksimalni ispusni pritisak zavisi od vrste postojeće pumpne opreme. Broj injekcionih bušotina za svako ležište nafte određen je omjerom specificirane zapremine ubrizgane vode dnevno prema kapacitetu apsorpcije jedne bušotine. Efikasnost procesa plavljenja ocjenjuje se povećanjem trenutne proizvodnje nafte iz postojećih bušotina. Korištenje održavanja ležišnog tlaka naglo je povećalo stopu izvlačenja nafte, smanjilo vrijeme razvoja naftnih ležišta i osiguralo visoke faktore konačnog povrata nafte.

7. Rad naftnih i injekcionih bušotina

SSHNU je skup opreme za mehanizovanu ekstrakciju tečnosti kroz bunare pomoću šipke pumpe koju pokreće mašina za pumpanje.

Rice. 4. SSNU:

1 - mašina za ljuljanje; 2 - polirana šipka; 3 - stub šipki; 4 - kućište; 5 - cijevi pumpe i kompresora; 6 - cilindar pumpe; 7 - klip pumpe; 8 - ispusni ventil; 9 - usisni ventil.

Štapna pumpa (slika 4) se spušta u bunar ispod nivoa tečnosti. Sastoji se od cilindra, klipa spojenog na šipku, usisnog i ispusnog ventila. Cilindar pumpe sa šipkom bez umetanja spušta se na cijev, a klip se spušta na niz šipki unutar cijevi; cilindar pumpe sa utičnim šipkama spušta se zajedno sa klipom na šipkama i pričvršćuje se na podupirač za zaključavanje postavljen na kraju cijevi ili na pakeru; Pumpa velikog promjera s usisnom šipkom se u potpunosti spušta na cijev i spojena je na niz šipke preko uređaja za spajanje. Postoje i: štap pumpe sa pokretnim cilindrom i fiksnim klipom, sa dva stepena kompresije, sa dva cilindra i klipova, sa vakuum komorom itd. Šipke se spajaju u kolonu pomoću spojnica. Dužina šipke 8-10 m, prečnik 12,7-28,6 mm. Koriste se i šuplje nemetalne šipke ili kontinuirani stupovi šipki koji se namotaju dok se dižu na bubanj. Dužina stuba je do 2500 m. Za dužinu veću od 1000 m, stub od šipki se izrađuje u koracima, sa povećanjem prečnika prema vrhu radi smanjenja težine i postizanja jednake čvrstoće.

Mašina za pumpanje pretvara rotaciju osovine motora u povratno kretanje, koje se prenosi na stub šipke kroz fleksibilnu suspenziju i poliranu šipku. Koriste se uglavnom mehanički zupčanici, balansirani i neuravnoteženi, kao i toranj i hidraulične pumpne mašine. Maksimalna dužina hoda tačke ovjesa štapa je 1-6 m, maksimalno opterećenje je 1-20 tf, učestalost udaraca u minuti je od 5 do 15. Koriste električne, rjeđe plinske motore (naftni plin iz bušotine ) snage do 100 kW. Mašina za pumpanje pretvara rotaciju osovine motora u povratno kretanje koje se prenosi na stub šipke kroz fleksibilnu suspenziju (konop, lanac) i poliranu šipku. Koriste se uglavnom mehanički zupčanici, balansirani i neuravnoteženi, kao i toranj i hidraulične pumpne mašine. Maksimalna dužina hoda tačke ovjesa štapa je 1-6 m (tornjevi do 12 m), maksimalno opterećenje je 1-20 tf, učestalost udaraca u minuti je od 5 do 15. Koriste električni, rjeđe plin motori snage do 100 kW.

Upravljačka stanica za pumpnu jedinicu sa sisaljkom omogućava pokretanje, instalaciju, zaštitu od preopterećenja, kao i periodični rad. Opciona oprema pumpna jedinica sa sidrom: sidro za sprječavanje pomicanja donjeg kraja cijevi; košuljica - stup cijevi malog promjera (25-40 mm) ispod pumpe za uklanjanje vode; sidra za plin i pijesak za zaštitu pumpe od slobodnog plina i abrazivnih mehaničkih nečistoća; štitnici šipki (polimerni ili s valjcima) za smanjenje habanja cijevi i spojnica šipki u kosim bunarima; strugači za šipke za uklanjanje parafinskih naslaga s cijevi za cijevi; dinamograf koji pokazuje ovisnost opterećenja o kretanju tačke ovjesa šipke, za tehničku dijagnostiku komponenti pumpne jedinice sa sisaljkom.

Proizvodi bunara (nafta, voda, slana voda) se dovode na površinu kroz cijevi, omotače ili šuplje šipke. Produktivnost sa konstantnim crpljenjem je do 300 m 3 /dan za manje protoke, koristi se periodična proizvodnja nafte.

Električna centrifugalna pumpna jedinica je skup opreme za mehaniziranu ekstrakciju tekućine kroz bušotine pomoću centrifugalne pumpe direktno spojene na potopljeni elektromotor. Koristi se za ekstrakciju ulja i vode, uključujući i slane vode. Električna centrifugalna pumpna jedinica za naftne bušotine (slika 5) uključuje centrifugalnu pumpu sa 50-600 stupnjeva; asinhroni elektromotor napunjen posebnim dielektričnim uljem; zaštitnik koji štiti šupljinu elektromotora od medija formiranja; kablovski vod koji povezuje elektromotor sa transformatorom i kontrolnom stanicom. Stupanj centrifugalne pumpe sadrži vodeću lopaticu sa impelerom (slika 6).

Rice. 5. Električna centrifugalna pumpna jedinica:

1 - elektromotor; 2 - zaštitnik; 3 - centrifugalna pumpa; 4 - kabl; 5 - armatura na ušću bunara; 6 - transformator; 7 - kontrolna stanica; 8 - senzor.

Vodiće lopatice su zategnute u cilindričnom kućištu pumpe, a impeleri su osigurani ključem na osovini okačenoj na aksijalnom osloncu i rotirajućoj u krajnjim i srednjim radijalnim nosačima. Delovi su liveni od specijalnog livenog gvožđa, bronze, legura otpornih na koroziju i habanje i polimernih materijala. Kako bi se smanjio ulazak slobodnog plina u pumpu, ispred nje je ugrađen gravitacijski ili centrifugalni separator plina.

Elektromotor se sastoji od statora koji sadrži cilindrično kućište sa presovanim elektro-čeličnim paketima, u čijim žljebovima se nalazi namotaj, i rotora okačenog na aksijalni oslonac sa čeličnim paketima pričvršćenim na osovinu, gdje je kratko spojen vjeverica. nalazi se tip namotaja; Radijalni nosači se nalaze između paketa.

Zaštitnik sadrži zaptivku vratila, sistem za kompenzaciju toplotnog širenja ulja, au nekim slučajevima i hidrauličnu zaptivku sa tečnošću veće gustine od bušotinskog medija i neutralnog u odnosu na nju i elektromotorno ulje.

Trožilni oklopni pljosnati ili okrugli kabel velikog poprečnog presjeka ima zatvoren ulaz u elektromotor i povezuje ga preko transformatora sa kontrolnom stanicom. Stanica kontroliše, nadzire i električno štiti električnu centrifugalnu pumpnu jedinicu od kratkih spojeva, preopterećenja, nestanka struje i smanjenog otpora izolacije. Transformator pretvara mrežni napon u radni napon i ima stepenasto podešavanje za odabir načina rada. Frekvencijski pretvarači se također koriste za beskonačno podešavanje brzine vrtnje električne centrifugalne pumpne jedinice i senzora tlaka i temperature elektromotora, koji putem strujnog kabela ili signalnog jezgra prenose signal o odstupanju ovih parametara od sigurnih vrijednosti.

Dužina električne centrifugalne pumpne jedinice je 25-30 m. Kada je dužina centrifugalne pumpe i elektromotora preko 5-8 m (u zavisnosti od prečnika), sastoje se od zasebnih delova radi lakšeg transporta i ugradnje. Električna centrifugalna pumpna jedinica montira se u vertikalnom položaju direktno tokom procesa spuštanja u bunar. Tijela sekcija su spojena prirubnicama, a osovine navojnim spojnicama. Instalacija se spušta na unaprijed određenu dubinu na cijevnim cijevima obješenim na armaturu glave bunara sa hermetički zatvorenim kablovskim uvođenjem u bunar. Kablovski vod je sa vanjske strane pričvršćen kaiševima na cijevi pumpe i kompresora. Kada radi električna centrifugalna pumpna jedinica, proizvod se dovodi na površinu kroz cijevi pumpe i kompresora. Manje se koriste električne centrifugalne pumpne jedinice bez cijevi sa pakerom, ovjesom užeta i dovodom proizvoda kroz kućište. Produktivnost električne centrifugalne pumpne jedinice za naftne bušotine je od 15-20 do 1400-2000 m 3 /dan, pritisak do 2500-3000 m, snaga elektromotora do 500 kW, napon do 2000 V, temperatura pumpani medij do 180°C, pritisak do 25 MPa.

Električna centrifugalna pumpna jedinica za vodu sadrži elektromotor napunjen vodom i pumpu sa 5-50 stupnjeva. Produktivnost mu je do 3000 m 3 /dan, pritisak do 1500 m, snaga elektromotora do 700 kW, napon 3000 V, temperatura vode do 40°C.

8. Dobro testiranje

Ispitivanje bušotina je skup metoda za određivanje glavnih parametara naftnih i plinonosnih formacija i bušotina korištenjem instrumenata dubokog ležišta; informacije se prenose dubokim komunikacijskim kanalom.

Svrha studije je dobijanje podataka za izradu projekata i kontrolu razvoja terena. Postoje geofizičke, hidrodinamičke, gasno-hidrodinamičke metode, kao i mjerenje protoka, snimanje buke i dr. Tokom hidrodinamičkih studija određuju se parametri koji karakterišu relativno velike površine proučavanih slojeva ležišta, tehnološke karakteristike bušotina, geološka struktura. razjašnjava se sloj ležišta, utvrđuje hidrodinamička veza između slojeva i bušotina i dr.

Koristeći debitometriju u operativnim ubrizgavajućim i proizvodnim bušotinama, identifikuju se intervali dotoka fluida na dna bušotine, određuju se protoci pojedinih slojeva, permeabilnost, piezoelektrična provodljivost, prati stanje omotača, anulusa bušotina itd. Tokom dubinskih studija, manometri, termometri, mjerači protoka, mjerači nivoa zvuka i složeni instrumenti u bušotini za mjerenje pritiska, temperature, protoka i sadržaja vode u fluidu. Za hidrodinamička dubinska istraživanja koristi se automatska poljska elektronska laboratorija.

9. Metode za povećanje produktivnosti bunara

Brzine protoka gasnih bušotina sa istim prečnikom, radnim uslovima formacije i rezervoarskim pritiskom mogu se povećati smanjenjem otpora filtracije kada se gas kreće u zoni dna formacije. To je moguće zbog stvaranja kanala, šupljina i pukotina u njemu, smanjujući sadržaj čvrstih čestica i tekućina u kanalima pora.

Poznate su sljedeće metode utjecaja na zonu formiranja dna.

1) Fizičko-hemijski: tretman hlorovodoničnom kiselinom (HAT); termička obrada kiselinom (TAT); tretman surfaktantima (tenzidi); isušivanje zone dna rupe suhim dehidriranim gasom;

2) Mehanički: torpedovanje; hidraulično lomljenje (frakturiranje); perforacija hidropjeskarenjem (GPP); nuklearna eksplozija;

3) Kombinovano: hidraulično lomljenje + SKO; GPP+SKO.

Izbor načina uticaja na zonu dna bušotina zavisi od litološkog i mineraloškog sastava stena i cementnog materijala gasonosnih stena, pritiska i temperature gasnih i formacijskih stena, debljine produktivnog horizonta, heterogenost formacije duž presjeka.

Hlorovodoničnom kiselinom i termičkom kiselinskom obradom zona dna bušotina daju dobre rezultate kod niskopropusnih karbonatnih stijena (vapnenci, dolomiti) i pješčara s karbonatnim cementirajućim supstancama. Kod peščara sa glinenim cementnim materijalom efikasan je tretman hlorovodoničnom i fluorovodoničnom kiselinom (tzv. blatna kiselina).

Tretman hlorovodoničnom kiselinom zasniva se na sposobnosti hlorovodonične kiseline da otapa karbonatne stene.

U zavisnosti od uslova rezervoara, u praksi se koristi 8--15% hlorovodonična kiselina. Industrijska hlorovodonična kiselina se isporučuje iz tvornica u koncentrovanom obliku. Na terenu se razrjeđuje vodom do potrebne koncentracije.

Rice. 7. Šema tretmana kiselinom.

Za smanjenje korozije metalne opreme u procesu SKO-a koriste se supstance koje se nazivaju inhibitori korozije, u koje spadaju formalin (CH 2 O), Unikol PB-5, I-1-A sa urotropinom, kao i sulfonol, DS-RAS, dissolvan 4411, neutralizirani crni kontakt.

Proizvodi interakcije kiseline sa stijenom uklanjaju se iz formacije tokom razvoja bušotine. Da bi se olakšao ovaj proces, kiselini se dodaju pojačivači za smanjenje površinske napetosti produkta reakcije - NCP-a, alkohola, DS preparata i drugih surfaktanata.

Redoslijed dodavanja različitih reagenasa kiselini pri njenoj pripremi za ubrizgavanje u bunar je sljedeći: voda - inhibitori - stabilizatori (octena i fluorovodonična kiselina) - tehnička hlorovodonična kiselina - barijum hlorid - pojačivač.

Kiselina se ubrizgava u bunar u količini od 0,5--0,7 do 3--4 m 3 po 1 m dužine filtera pomoću posebnih jedinica, na primjer Azinmash-30, montiranih na vozilo KrAZ-219, kao i jedinica za cementiranje TsA-300, TsA-320M, 2AN-500. Vrijeme reakcije kiseline od kraja ubrizgavanja ne bi trebalo da prelazi 6-8 sati. Rezultati se određuju na osnovu podataka ispitivanja bunara nakon tretmana. Tretman se smatra uspješnim ako se koeficijent C smanji, a protok bušotine poveća pri istom povlačenju na formaciju. Torpediranje, hidrauličko lomljenje, perforacija hidropjeskarenjem i nuklearne eksplozije obično se koriste u formacijama sastavljenim od jakih, gustih stijena koje imaju nisku propusnost i poroznost, ali visok ležišni tlak.

Suština hidrauličkog lomljenja je stvaranje visokog pritiska na dnu bušotina, koji bi premašio lokalni pritisak stijene za iznos koji ovisi o svojstvima čvrstoće stijena. Sa takvim povećanjem pritiska u formaciji nastaju pukotine ili se već postojeće šire, što dovodi do značajnog povećanja propusnosti formacije. Stvorene pukotine se fiksiraju krupnim pijeskom.

Rice. 8. Šema hidrauličkog lomljenja:

1 - produktivna formacija; 2 - cijev; 3 - proizvodni niz; 4 - paker

Pritisak hidrauličkog lomljenja, orijentacija i veličina nastalih pukotina zavise od pritiska stijena, odnosno pritiska stijena iznad, prirode i parametara prirodnog lomljenja plinonosnih stijena, kao i veličine ležišnog pritiska. U procesu hidrauličkog lomljenja moraju se stvoriti uslovi pod kojima se pukotine pojavljuju i fiksiraju u formaciji. Brzine ubrizgavanja fluida loma moraju biti takve da ubrizgani volumen premašuje injektivnost formacije koja se hidraulički lomi. Potrebna brzina injektiranja zavisi od viskoznosti fluida za lomljenje i parametara zone u blizini bušotine. Iz ovoga slijedi da se u stijenama niske propusnosti hidrauličko lomljenje može dogoditi pri relativno niskim brzinama injektiranja korištenjem fluida niske viskoznosti. U visoko propusnim stijenama potrebno je koristiti tečnosti za lomljenje visokog viskoziteta ili značajno povećati stope injektiranja.

produktivnost naftnog polja

10. Tekuće i kapitalne popravke bunara

Prilikom rada bunara metodom fontane, kompresora ili pumpanja dolazi do poremećaja njihovog rada, što se izražava postupnim ili naglim smanjenjem protoka, ponekad čak i u potpunom prestanku dovoda tekućine. Radovi na obnavljanju navedenog tehnološkog režima rada bunara uključuju podizanje podzemne opreme radi zamjene ili popravke, čišćenje bunara od pješčanog čepa sa bailerom ili ispiranje, uklanjanje slomljenih ili odvrnutih sisaljki i druge radnje.

Svi popravci, ovisno o prirodi i složenosti, dijele se na tekuće i kapitalne popravke bunara.

Tekuće popravke uključuju sljedeće radove:

Planirano preventivno održavanje.

Pregled podzemne opreme.

Otklanjanje kvarova na podzemnoj opremi.

Zamjena pumpe za bunar (PTsEN ili ShSN).

Promjena načina rada, prebacivanje sa PCEN na ShSN ili obrnuto, itd.

Čišćenje cijevi od parafina ili soli.

Zamjena konvencionalnih cijevi sa obloženim cijevima (vitrificirane cijevi).

Promjena dubine suspenzije pumpne jedinice.

Podizanje opreme u nizu prije stavljanja bušotine u naftalin.

Posebne podzemne popravke u vezi sa proučavanjem produktivnog horizonta.

Neke vrste hitnih popravki, kao što su zaglavljeni klip, slomljene šipke, slomljena strugačka žica ili električni kabl.

Navedene remontne radove, kao i niz drugih, izvode ekipe za popravku podzemnih bunara organizovane u preduzeću za proizvodnju nafte. Remont bušotine uključuje popravke, što zahtijeva korištenje složenije opreme, uključujući korištenje opreme za bušenje. Velike popravke posebno uključuju sljedeće radove:

Otklanjanje složenih nezgoda povezanih s lomljenjem šipki, cijevi, kablova i stvaranjem brtvi u bušotini.

Ispravljanje prekršaja u kolonama oplate.

Izolacija formacijskih voda.

Rad na otvaranju formacije i razvoju bušotina u vezi sa prelaskom na drugi horizont.

Bušenje drugog debla.

Bušenje gustih čepova od slanog pijeska na dnu.

Hidraulično lomljenje.

Obrada bunara hlorovodoničnom kiselinom.

Montaža privremenih stubova - „plutača“, pranje i ugradnja filtera, eliminacija zaglavljenih cevi, pakera i urušavanje kolona omotača.

Operacije napuštanja bunara.

Prilikom izvođenja podzemnih popravki dubokih bunara koriste se proizvodni tornjevi i jarboli, stacionarni ili pokretni, dizajnirani da okače pokretni sistem, da izdrže težinu niza cijevi ili šipki tokom remontnih radova na bušotini.

Stacionarni tornjevi i jarboli se koriste krajnje neracionalno, jer... Popravci na svakoj bušotini izvode se samo nekoliko dana u godini, a ostatak vremena su neaktivni. Stoga je preporučljivo koristiti liftove koji nose svoje jarbole tokom podzemnih popravki. Njihova transportna baza su traktori i automobili.

Dizalo je mehaničko vitlo montirano na traktor, vozilo ili poseban okvir. U prvom slučaju, vitlo se pokreće od vučnog motora traktora ili automobila, u drugim od nezavisnog motora sa unutrašnjim sagorevanjem ili elektromotora.

Jedinica je, za razliku od lifta, opremljena tornjem i mehanizmom za podizanje i spuštanje.

11. Prikupljanje i priprema nafte, gasa i vode

Skupljanje nafte i gasa na poljima je priprema nafte, gasa i vode do takvog kvaliteta da se mogu transportovati do potrošača. Izvodi se kroz set opreme i cjevovoda dizajniranih za prikupljanje produkata pojedinačnih bunara i njihovo transportiranje do centralne točke obrade nafte, plina i vode (CPS).

Slični dokumenti

Razvoj naftnih polja. Oprema i tehnologija proizvodnje nafte. Protočni rad bunara, njihove podzemne i velike popravke. Sakupljanje i priprema nafte na terenu. Sigurnosne mjere pri izvođenju radova na servisiranju bunara i opreme.

izvještaj o praksi, dodan 23.10.2011


Opće informacije o ribolovnom objektu. Geografski i ekonomski uslovi i geološka struktura ležišta. Organizacija i izrada bušaćih operacija. Metode za povećanje produktivnosti bunara. Tekuće i kapitalne popravke naftnih i gasnih bušotina.

izvještaj o praksi, dodan 22.10.2012


Studija tehnoloških procesa za bušenje naftnih i gasnih bušotina na primjeru NGDU Almetyevneft. Geološke i fizičke karakteristike objekata, razvoj naftnih polja. Metode za povećanje produktivnosti bunara. Sigurnosne mjere.

izvještaj o praksi, dodan 20.03.2012


Otklanjanje prodora nafte, gasa i vode prilikom bušenja bunara. Metode otvaranja produktivne formacije. Oprema bunara kojima upravlja ESP. Sakupljanje, priprema i transport bunarskih proizvoda. Faze pripreme vode za plavljenje rezervoara nafte.

kurs, dodato 07.07.2015


Kratka istorija razvoja naftnog i gasnog poslovanja. Pojam i namjena bunara. Geološke i terenske karakteristike proizvodnih formacija. Osnove razvoja naftnih i plinskih polja i njihov rad. Razmatranje metoda za povećanje povrata nafte.

izvještaj o praksi, dodan 23.09.2014


Metode pretraživanja i istraživanja naftnih i plinskih polja. Faze prospekcijskih i istražnih radova. Klasifikacija nalazišta nafte i gasa. Problemi u potrazi i istraživanju nafte i gasa, bušenje bušotina. Opravdanost postavljanja razgraničenja istražnih bunara.

kurs, dodan 19.06.2011


Fizička svojstva i nalazišta nafte i gasa. Faze i vrste geoloških radova. Bušenje naftnih i plinskih bušotina i njihov rad. Vrste energije rezervoara. Načini razvoja nalazišta nafte i gasa. Terensko prikupljanje i priprema nafte i gasa.

sažetak, dodan 14.07.2011


Koncept nalazišta nafte, njegove glavne vrste. Izvori energije rezervoara. Pritisak rezervoara. Protok tečnosti u bunar. Uslovi za postojanje načina razvoja naftnih polja: pritisak vode, elastični, gasna kapa, rastvoreni gas.

prezentacija, dodano 29.08.2015


Opće karakteristike polja, hemijska i fizička svojstva nafte. Stanja, uzroci i vrste šikljanja. Karakteristike rada bunara sa pumpama za duboke bunare. Metode za povećanje povrata nafte. Tehnologija i oprema za bušenje bunara.

izvještaj o praksi, dodan 28.10.2011


Primarne, sekundarne i tercijarne metode razvoja naftnih i gasnih polja, njihova suština i karakteristike. Pa i njegove vrste. Usmjereno (horizontalno) bušenje. Vještačka devijacija bunara. Bušenje bunara za naftu i gas.

Student grupe 10-1 3B

fakultet nafte i gasa specijaliteti 130503.65

By prva obrazovna praksa, održan u NGDU "Almetyevneft", NGDU Yamashneft, poligon NGDU "Elkhovneft".

Mjesto pripravničkog staža Almetyevsk.

Početak prakse 2.04.2012 kraj prakse 20.04.2012

Šef ordinacije

sa Katedre RiENGM Nadyrshin R.F.

Almetjevsk, 2012

UVOD………………………………………………………………………………………………….. 3

OSNOVNA SVOJSTVA REZERVOARA NAFTE I GASA.......... ....4

GEOLOŠKE KARAKTERISTIKE LEŽIŠTA….…11

OPREMA I TEHNOLOGIJA PROIZVODNJE NAFTE……………………….. 13

Protočni rad bunara………………………………….…13

Rad bunara sa sisaljkom……….. 16

Rad bunara sa električnim centrifugalnim i vijčanim pumpama…………………………………………………………………………………………………………….. 21

Osnovne operacije koje se izvode pri servisiranju mehanizovanih bunara……………………………………………………………………………………… 30

Podzemni i kapitalni popravci bunara………………………………….. 32

Metode utjecaja na dio formacije uz bušotinu…………. ..34

4. PRIKUPLJANJE I PRIPREMA NAFTE NA POLJIMA………….…….…40

5. ORGANIZACIJA RPM-a NA RIBOLOVNIM OBJEKTIMA………….…45

6. KRATKE KARAKTERISTIKE VRSTA RADOVA NA ODRŽAVANJU I POPRAVCI CEVOVODA……………………………….. 48

7. SIGURNOSNE MJERE PRILIKOM IZVOĐENJA RADOVA NA ODRŽAVANJU I POPRAVCI BUNORA……………………………….…..… 50

LITERATURA…………………………………………………………………………………….….. 52

Uvod

Uvodna praksa je početna faza obuke. Pomaže vam da se upoznate sa svojom profesijom prije nego počnete studirati posebne predmete. Ova praksa se odvijala u preduzećima za proizvodnju nafte i gasa Yamashneft, Almetyevneft i poligon Elkhovneft. Glavni ciljevi prakse bili su:

Upoznavanje studenata sa procesima bušenja naftnih i gasnih bušotina, proizvodnje nafte i gasa i razvoja naftnih polja.

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

Upoznavanje sa glavnom karikom industrije proizvodnje nafte - naftnim poljem i njegovim proizvodnim i privrednim aktivnostima.

Sticanje određenih praktičnih znanja koja doprinose boljoj asimilaciji teorijskog materijala u procesu daljeg usavršavanja u specijalnosti.

Stjecanje prvog iskustva komunikacije u produkcijskom timu.

Tokom edukativne prakse obišli smo i upoznali se sa uređenjem GZNU-6, BPS-1, kao i sa klasterom bunara za proizvodnju električne energije. Također, objekti naše posjete bili su „GZNU, DNS-61, KNS-121 NGDU Almetyevneft“, pored toga, obišli smo i bušaću opremu, mašine za remont i obuku NGDU Elkhovneft, za popravku opreme i održavanje takmičenja među zaposlenima.

MINISTARSTVO PROSVETE I NAUKE

RUSKA FEDERACIJA

FEDERALNA AGENCIJA ZA OBRAZOVANJE

GOUVPO "UDMURT DRŽAVNI UNIVERZITET"
NAFTNI FAKULTET

Odjel za razvoj i rad naftnih i plinskih polja

za drugu industrijsku praksu
Sadržaj
1. Uvod…………………………………………………………………………………………….3

2. Karakteristike depozita…………………………………………………………4

3. Razvojni objekti i njihove karakteristike…………………………………5

4. Akumulacijske osobine proizvodnih formacija…………………………11

5. Fizička svojstva formacijskog fluida (nafta, gas, voda)…………12

6. Pokazatelji razvoja akumulacije (produktivne formacije)…………………17

7. Dijagram ugradnje bušotine štap pumpe (USSHN)…………..18

8. Pumpe za usisnu šipku, njihovi elementi………………………………19

9. Navojne veze cijevi pumpa-kompresor i

usisne šipke………………………………………………………………………...22

10. Šema instalacije električne centrifugalne pumpe (ESP)………………25

11. Tehnološki režim rada USSHN na konstantnom

12. Tehnološki režim rada USSHN sa periodičnim

ispumpavanje tečnosti ................................................................ ........................................27

13. Tehnološki način rada ESP……………………………………………….28

14. Instrumenti za proučavanje rada bunarskih pumpi…………………29

15. Rezultati studije rada USSHN………………………………..37

16. Projektiranje plinsko-pješčanih sidara………………………………………………………….38

17. Uređaji za suzbijanje naslaga parafina u

podzemna oprema………………………………………………………………………….39

18. Šema grupne instalacije mjerenja……………………………………40

19. DNS šema…………………………………………………………………………….41

20. Automatizacija rada bušotinskih pumpnih instalacija……….42

21. Funkcionalne odgovornosti operatera proizvodnje nafte i plina…….43

22. Osiguravanje zahtjeva za sigurnost rada tokom održavanja

proizvodni bunari…………………………………………………………44

23. Izvještajna dokumentacija u timu za proizvodnju nafte…………….47

24. Struktura preduzeća za proizvodnju nafte i gasa……………...49

25. Zahtjevi za zaštitu okoliša pri proizvodnji nafte………….50

26. Tehničko-ekonomski pokazatelji aktivnosti NGDU………51

Spisak referenci…………………………………………………………………………...53

1. UVOD

Stažirao sam u OJSC Udmurtneft NGDU Votkinsk na Miškinskom polju u timu za proizvodnju nafte i gasa. Bio je na poziciji operatera za proizvodnju nafte i gasa 4. kategorije.

Bio sam raspoređen u operatera 5. kategorije, pod čijim sam vodstvom obavljao praksu. Tokom pripravničkog staža dobijao sam uputstva o elektrosigurnosti i elektrosigurnosti, išao u obilaske, gde sam posmatrao rad elektro sistema i sistema za kontrolu gasa, radio na računaru, gde sam sastavio elektronsku verziju raznih kola.

Imao sam dobre utiske sa prakse. Najprije se majstor pobrinuo da dobijem što više informacija o odgovornostima operatera proizvodnje nafte i plina: dao je upute operateru koji mi je dodijeljen, a nakon 3 sedmice prakse dao ispit o znanju I. stekao. Drugo, želja samih operatera da pričaju o svom radu.

Skoro svaki dan sam bio na različitim poslovima. Nisam se razočarao u izabrano zanimanje i drago mi je što studiram ovu specijalnost.

^ 2. KARAKTERISTIKE DEPOZITA

Naftno polje Miškinskoe otkriveno je 1966. godine i nalazi se na granici okruga Votkinsk i Šarkanski sjeverno od grada Votkinsk.

Područje polja se nalazi u slivu rijeke Kame i zauzima sliv rijeka Votke i Sive. Apsolutne nadmorske visine reljefa variraju od 140-180 m na jugu do 180-250 m na sjeveru. Područje ležišta Miškinskoe 70% zauzimaju crnogorične šume, ostatak zauzima poljoprivredno zemljište.

Klima ovog područja je umjereno kontinentalna, sa dugim zimama. Prosječna godišnja temperatura je +2S, mrazevi u januaru – februaru ponekad dostižu -40°S. Prosječna dubina smrzavanja tla je 1,2 m, debljina snježnog pokrivača je 60 – 80 cm.

Zahvat vode za RPM se nalazi na rijeci Sivi. Izvor napajanja je trafostanica 220/110/35/6 kV “Siva”. Prerada ulja se vrši u Centralnoj prerađivačkoj fabrici Miškinskoe, koja se nalazi na teritoriji polja.

Strukturu Miškinske kompliciraju dvije kupole: zapadna - Votkinsk i istočna - Čerepanovski.
^ 3. RAZVOJNI OBJEKTI I NJIHOVE KARAKTERISTIKE

Na Miškinskom polju zabeležene su pojave nafte u stenama turneskog stadijuma i nadhorizonta Jasne Poljane (slojevi Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), donjeg karbona, u Baškirski stadijum i verejski horizont (slojevi B-II, B-III) moskovske faze srednjeg karbona.

Naftno-plinski potencijal dionice je proučavan jezgrom, bočnim uzorcima tla, analizom terenskih karotečnih materijala, karotažom plina i rezultatima ispitivanja dotoka bušotine.

Tournaisian Stage

U naslagama Tournaisian otkrivena su tri nalazišta nafte, ograničena na tri strukture: zapadnu i istočnu kupolu Votkinsk i Cherepanovsky. Industrijski naftonosni sloj je sloj porozno-kavernoznog krečnjaka na vrhu Čerepetskog horizonta sa debljinom do 36 m. Najviši dio nalazišta nafte pronađen je na Votkinsk uzvišenju, u bušotini br. 180 at na nadmorskoj visini od 1334 m otkriveno je malo ležište na području od 184 bunara sa najvišom nadmorskom visinom od 1357 m.

Nagib površine OWC-a (od bunara br. 189 do bunara br. 183) zapadno-votkinske kupole je uzet u rasponu od 2 - 2,5 m nalazišta nafte na Zapadnoj Votkinsk kupoli iznosi 32 m, a njegove dimenzije su oko 8x5 km.

Na istočnoj Votkinsk kupoli uobičajeno se pretpostavlja da je prosječna pozicija OWC-a 1358 m. Visina ležišta na ovoj kupoli u području bunara br. 184 iznosi oko 5 m, njegove dimenzije su 3x1,5 km. .

Na Čerepanovskom uzvišenju, OWC je konvencionalno prihvaćen na 1370 m Visina ležišta nafte u ovom izdizanju je 4,5 m, njegove dimenzije su oko 4,5x2 km. Prisustvo gustih međuslojeva praćenih na velikoj površini i uzorkovanje bunara blizu kupole 211, 190, 191 dokazuju slojevito-masivnu strukturu zemlje.

Uljni prikazi horizonta Kizilovsky pronađeni su u njegovom donjem dijelu u sloju finoporoznog krečnjaka. Rezultati uzorkovanja ukazuju na loša svojstva ležišta produktivne formacije horizonta Kizilovsky.

OWC ležišta Kizilovskaya uslovno se uzima na nivou od 1330,4 – 1330 m.

Superhorizont Yasnaya Polyana

U superhorizontu Yasnaya Polyana, naftne emisije su ograničene na slojeve poroznih pješčenjaka i alevkata horizonta Tula i Bobrikovsky.

U horizontu Bobrikovsky mogu se pratiti tri porozna sloja. Industrijski priliv nafte iz formacije Bb-III dobijen je u bušotini br. 211, a nafte sa vodom iz bušotine br. 190.

Sloj Bb-II je praćen u svim bušotinama, otkrivajući donji karbon i samo je u bušotini br. 191 zamijenjen nepropusnim stijenama.

Debljina formacije Bb-II varira od 0 do 2 m, a Bb-I od 0,8 do 2,5 m u bušotini br. 189 dobijeni su dotoci industrijske nafte iz formacije Bb-I.

U tulskom horizontu utvrđen je komercijalni sadržaj ulja u tri sloja Tl-0, Tl-I, Tl-II. U superhorizontu Yasnaya Polyana nalazišta nafte su ograničena na strukture: Zapadnu i Istočnu kupolu Votkinska i Čerepetsko izdizanje. Najneznačajnije debljine nepropusnih slojeva koji razdvajaju naftonosne slojeve superhorizonta Yasnaya Polyana, a često i veze propusnih slojeva međusobno i njihova litološka varijabilnost omogućavaju nam da pretpostavimo slojevit tip naslaga s jednim OWC za sve slojeve. Votkinskog izdizanja i posebno za slojeve Čerepanovskog.

OWC Čerepanovskog izdizanja za tulske formacije Tl-I, Tl-II, Tl-0 uzet je iz baze formacije Tl-II, koja je proizvodila bezvodnu naftu u bušotini br. 187 na nadmorskoj visini od 1327,5 m.

Bashkir stage

Naftne pojave u sedimentima baškirskog stadijuma pronađene su u svim bušotinama koje su otkrile nalazišta nafte i koje su bile okarakterisane jezgrom. Štaviše, u gornjem, gušćem dijelu dionice, nalaze se naftne emisije. Debljina efektivnih slojeva varira od 0,4 do 12,2 m. U nekim bušotinama nisu dobijeni prilivi tokom ispitivanja ili su dobijeni nakon tretmana čeone hlorovodoničnom kiselinom. Značajne fluktuacije u vrijednostima dotoka upućuju na složenu strukturu akumulacije, kako po veličini tako i po površini. Prisustvo značajnih brzina protoka vjerovatno ukazuje na prisustvo velike neravnine ili pukotina u ležištu. Najviši dio nafte iz Votkinsk izbočine pronađen je u bušotini br. 211 na 1006,6 m. Visina ležišta je oko 38 metara, a dimenzije ležišta su unutar 16x8 km. OWC je uslovno prihvaćen na nivou od 1044 m.

Z Naftna ležišta Čerepanovskog izdizanja nisu dovoljno proučena. Od ležišta Votkinsk uzdignuta je zonom pogoršanja akumulacijskih svojstava karbonatnih stijena. OWC Čerepanovskog uzvišenja prihvaćen je na nivou od 1044 m.

Vereisky horizon

U horizontu Vereisky mogu se pratiti uglavnom dva sloja nafte, odvojena slojevima muljika i glinovitih krečnjaka. Debljina efektivnih uljem zasićenih krečnjaka B-III kreće se od 0,6 do 6,8 m (bušotina br. 201). Najniža kota sa koje se dobija bezvodna nafta je 1042,8 metara (bušotina br. 214). Najveća nadmorska visina ležišta B-III iznosi 990 m. Visina ležišta je 1042 m i iznosi oko 52 m konture su oko 25x12 km. Debljina efektivnog dijela formacije kreće se od 1,2 do 6,4 m.

Najviši dio ležišta formacije B-II otkriven je u bušotini br. 211. Visina ležišta u okviru prihvaćenog OWC-a iznosi oko 50 m ležišta unutar vanjske naftonosne konture su oko 25x12 km. Nalazišta nafte tipa ležišta B-II i B-III.

Efektivni dio formacije B-I nije praćen u svim bušotinama. Rezultati ispitivanja ukazuju na nisku propusnost formacije, a složen raspored poroznih razlika u području polja otežava procjenu mogućih naftnih izgleda formacije B-I.

^ 4. SVOJSTVA REZERVOARA PRODUKTIVNIH FORMACIJA
Tournaisian Stage

Turnejsku fazu predstavljaju karbonatne stene - krečnjaci horizonata Čerepetskog i Kizilovskog. Bušotine sadrže od 1 (bušotina br. 212) do 29 (bušotina br. 187) poroznih slojeva. Debljina identifikovanih poroznih varijanti varira od 0,2 do 25,2 m. Ukupna debljina akumulacija Čerepetskog horizonta u proučavanom dijelu kreće se od 10,8 (bušotina br. 207) do 39,2 m (bušotina br. 193). U gotovo svim bušotinama u vrhu turneskog stadijuma razlikuju se po pravilu međuslojevi, to je jedan sloj debljine oko 2 m, ali se u nekim bunarima (195, 196) javlja veći broj tankih poroznih međuslojeva; , čiji broj dostiže 8. Ukupna debljina rezervoara Kizelovski raste u ovom slučaju do 6,8 m.
Superhorizont Yasnaya Polyana

Naslage superhorizonta Yasnaya Polyana predstavljene su naizmjeničnim pješčarama, alevrima i glinama horizonta Bobrikovsky i Tula. Horizont Bobrikovsky uključuje slojeve pješčenjaka Bb-II i Bb-I, a horizont Tula uključuje Tl-0, Tl-I, Tl-II. Ovi slojevi se mogu pratiti na cijelom području Miškinskog polja. Ukupna debljina akumulacija horizonta Bobrikovsky i Tula kreće se od 7,4 m (bušotina br. 188) do 24,8 m (bušotina br. 199).
Bashkir stage

Predstavljaju ga naizmjenično gusti i porozno-propusni krečnjaci. Krečnjaci nisu glinoviti. Zadati relativni parametar Jnj varira od 0,88 u gustim slojevima do 0,12 – 0,14 u visoko poroznim varijantama. Ovakva priroda promjene Jnj ukazuje na značajnu kavernoznost krečnjaka. Broj poroznih slojeva u bušotinama varira po površini od 5 (bušotina br. 255) do 33 (bušotina br. 189). Debljina istaknutih poroznih varijanti kreće se od 0,2 do 21,0 m. Ukupna debljina baškirskih akumulacija kreće se od 6,8 ​​m (bušotina 205) do 45,5 m (bušotina br. 201).
Vereisky horizon

Naslage Verei su predstavljene naizmjeničnim alevritom i karbonatnim stijenama. Proizvodni rezervoar je ograničen na karbonatne sedimente, koji su porozni i propusni. Postoje dva sloja B-III i B-II.

Ukupna debljina akumulacija horizonta Vereisky varira od 4,0 (bušotina br. 198) do 16,0 m (bušotina br. 201). Debljina pojedinačnog propusnog sloja varira na području od 0,4 do 6,4 m.
Zbirni podaci o akumulacijskim svojstvima proizvodnih formacija

Indikatori	Vereisky horizon	Bashkir stage	Horizont Yasnaya Polyana	Tournaisian Stage
Poroznost, %	20,0	18,0	14,0	16,0
Permeabilnost, µm 2	0,2	0,18	0,215	0,19
Zasićenost uljem, %	82	82	84	88

^ 5. FIZIČKA SVOJSTVA FORMACIONE FLUIDA

(ULJE, PLIN, VODA)
OIL
Vereisky horizon

Iz analize dubokih uzoraka proizilazi da su ulja Vereisky horizonta teška, visoko viskozna, gustina nafte u uslovima ležišta je u rasponu od 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 i u prosjeku iznosi 0,8798 g/cm 3 . Viskoznost nafte u uslovima ležišta kreće se od 12,65 do 26,4 SP, a u proračunima je pretpostavljeno 18,4 SP.

Prosečna vrednost pritiska zasićenja je 89,9 atm. Ulja horizonta Vereisky su slabo zasićena gasom, faktor gasa je 18,8 m 3 /t.

Na osnovu rezultata analize površinskih uzoraka ulja utvrđeno je: gustina ulja je 0,8963 g/cm 3 ; Uzorci nafte iz horizonta Vereisky sadrže 3,07% sumpora, količina silika gel smola se kreće od 13,8 do 21% i u prosjeku iznosi 15,6%. Sadržaj asfaltena je u rasponu od 1,7 - 8,5% (prosječna vrijednost 4,6%), a sadržaj parafina 2,64 - 4,8% (prosječno 3,6%).
Bashkir stage

Podaci analize pokazuju da je nafta iz baškirskog stadijuma lakša od nafte iz drugih formacija Miškinskog polja, gustina nafte u uslovima ležišta iznosi 0,8641 g/cm 3 . Viskoznost nafte je niža od viskoznosti horizonta Vereisky i određena je na 10,3 cp. Pritisak zasićenja za baškirski stepen treba uzeti jednakim 107 atm. Faktor gasa za formaciju je 24,7 m 3 /t. Rezultati analize pokazuju da je prosječna gustina ulja 0,8920 g/cm 3 . Sadržaj sumpora u baškirskoj nafti varira od 22,4 do 3,63% i u prosjeku iznosi 13,01%. Količina silika gel smola kreće se od 11,6% do 18,7% i u prosjeku iznosi 14,47%. Sadržaj asfaltena je u rasponu od 3,6 - 6,4% (prosjek 4,51%), a sadržaj parafina 2,7 - 4,8% (prosjek 3,97%).
Superhorizont Yasnaya Polyana

Nafta iz horizonta Tula je teška, specifične težine 0,9 g/cm3, visoko viskozne 34,2 cp. Faktor gasa je 12,2 m 3 /t, pritisak zasićenja nafte gasom je 101,5 atm, što je posledica visokog sadržaja azota u gasu do 63,8 zapreminskih procenata.

Površinski uzorci nafte iz superhorizonta Yasnaya Polyana uzeti su iz 8 bušotina. Gustoća ulja prema rezultatima analize površinskih uzoraka iznosi 0,9045 g/cm 3 . Sadržaj sumpora  3,35%, sadržaj asfaltena 5,5%, sadržaj parafina 4,51%.
Tournaisian Stage

Viskoznost nafte u uslovima ležišta bila je 73,2 cp. Gustina ulja je 0,9139 g/cm3. Faktor gasa 7,0 m 3 /t. faktor volumena 1,01. Površinski uzorci Tournaisian nafte prikupljeni su iz 8 bušotina. Prosječna gustina ulja je 0,9224 g/cm3. Povećan sadržaj silika gel smola 17,4 - 36,6% (prosjek 22,6%). Sadržaj asfaltena i parafina u prosjeku iznosi 4,39%, odnosno 3,47%.
^ PRIDRUŽENI PLIN

Povezani gas sadrži povećanu količinu azota. Za turnejsku etapu njena prosječna vrijednost je 93,54%, za superhorizont Jasnaja Poljana - 67,2%, za baškirski etapu - 44,4%, za verejski horizont - 37,7%. Ovaj sadržaj azota, kao i niski faktori gasa, omogućavaju korišćenje pratećeg gasa kao goriva samo za potrebe industrijskih preduzeća.

Na osnovu sadržaja helijuma u konturnom gasu superhorizonta Yasnaya Polyana (0,042%) i stadijuma Cherepetsky (0,071%), on je od industrijskog interesa, ali zbog niskih faktora gasa, tj. mala proizvodnja helijuma dovodi se u pitanje isplativost njegove proizvodnje. Sadržaj helijuma u povezanom gasu horizonta Vereisky i Baškirskog stadijuma je 0,0265% i 0,006%, respektivno.
^ PROIZVODENA VODA
Vereisky horizon

Obilje vode u slojevima gornjeg dijela horizonta Verei praktički nije proučavano. Formacijski slanici imaju gustinu od 1,181 g/cm3, prvi salinitet 70, a sadrže B - 781 mg/l, J - 14 mg/l i B 2 O 2 - 69,4 mg/l. U sastavu gasa rastvorenog u vodi dominiraju azot - 81%, metan - 13%, etan - 3,0% i teže supstance - 0,3%.
Bashkir stage

Vode baškirskih naslaga imaju sličan ionsko-solni sastav i nešto manju mineralizaciju i metamorfizaciju u odnosu na vode gornjih i donjih kompleksa. Mineralizacija vode u baškirskim sedimentima ne prelazi 250-260 mg/l., Cl – Na/Mg ne prelazi 3,7; SO 4 /Cl ne prelazi 0,28; mg/l sadržaj broma 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 – 28-39; kalijum – 1100; stroncijum – 400; litijum – 4,0.
Superhorizont Yasnaya Polyana

Odlikuju se visokom mineralizacijom, metamorfizacijom, odsustvom asfaltena, visokim sadržajem broma i joda, koji ne prelazi 50 mg/l. Neznatan sadržaj sulfata služi kao korelativ za razlikovanje voda kompleksa Yasnaya Polyana od voda viših i donjih kompleksa.

Prosječna gasna zasićenost formacijskih voda ležišta Yasnaya Polyana iznosi 0,32 – 0,33 g/l. Sastav gasa je azot, sadržaj ugljovodonika je oko 3 - 3,5%, argona - 0,466%, helijuma - 0,069%. Kontaktni gasni gas se sastoji od azota 63,8%, metana 7,1%, etana 7,9%, propana 12,1%.
Tournaisian stage

Mineralizacija voda turneske etape iznosi 279,2 g/l; S – 68; SO 4 /Cl – 100-0,32; B – 728 mg/l; J – 13 mg/l; B 2 O 3 – 169 mg/l. Voda sedimenata Tournaisian faze oštro se razlikuje od vode sedimenata Yasnaya Polyana, što ukazuje na izoliranost vodonosnika horizonta.

Vode Tournaisian faze su visoko mineralizovane. Karakteriše ih visok sadržaj kalcijuma od 19%, ekvivalentni odnos Cl-Na/Mg iznad 3; SO 4 /Cl – 100-0,12*0,25. Sadržaj broma 552-706 mg/l; jod 11-14 mg/l; NH 4 79-89 mg/l; B 2 O 3 39-84 mg/l; kalijum 1100 mg/l; stroncijum 4300 mg/l;
Fizičko-hemijska svojstva nafte u uslovima ležišta

Indikatori	Vereisky horizon	Bashkir stage	Obzor Tule	Tournaisian Stage
Pritisak rezervoara, MPa	12,0	10,0	12,9	14,0
Gustina ulja, g/cm3	0,8798	0,8920	0,9	0,9139
Pritisak zasićenja, kg/cm2	89,9	107,0	101,5	96,5
Viskoznost, SDR	18,4	10,3	34,2	73,2
Faktor gasa, m 3 /t	18,8	24,7	12,2	7,0
Faktor kompresibilnosti	9,1	8,0	5,3	6,0
Koeficijent zapremine	1,04	1,05	1,009	1,01
sumpor% Silika gel smole % Asfalteni % parafini %	3,07	13,01	3,35	5,7

Fizičko-hemijska svojstva gasa

Indikatori	Vereisky horizon	Bashkir stage	Obzor Tule	Tournaisian Stage
Gustina gasa, g/l	1,1	1,168	1,253	1,194
Sadržaj komponenti u %
CO 2 + H 2 S	1,5	1,1	0,3	1,15
N	41,23	37,65	63,8	86,60
CH 4	14,0	8,0	7,0	0,83
C2H6	14,1	12,9	7,9	2,83
C 3 H 8	17,4	18,1	12,1	1,28
C4H10	2,9	5,2	2,5	1,44
C5H12	1,85	3,0	0,9	0,87

Fizičko-hemijska svojstva formacijskih voda

Sastav soli																		Ukupna mineralizacija mg/l			Gustina, g/cm3					Viskoznost, SDR
Na+Ka		MD	Ca		Fe			Cl		SO 4			HCO3
Vode horizonta Vereisky
50406,8		2879,2	15839,5					113600,0		738,2				134,2					183714,5
Vode baškirske faze
75281,829	3721,0		16432,8			127,1		156010,8			111,10					24,40			251709,0
Vode tulskog horizonta
79135,7		4355,4		201690				170400				br			24,4			274075
Tournaisian waters
65867,1	4349,3			15960,0					142000,0			160,0					35,4			228294

^ 6. INDIKATORI RAZVOJA DEPOZITA

(produktivna formacija)

Indikatori za 2003. godinu	Vereisky horizon	Bashkir stage	Obzor Tule	Tournaisian Stage	Ukupno ili prosječno
Proizvodnja nafte od početka godine, hiljada tona.	334,623	81,919	129,351	394,812	940,705
Proizvodnja nafte po danu, t/dan	1089,7	212,2	358,2	1043,9	2704,0
% nadoknadivih rezervi	28,1	35,0	59,4	40,3	36,3
Ubrizgavanje vode, hiljada m 3	1507,318	673,697	832,214	303,171	3316,400
Proizvodnja vode od početka godine, hiljada tona.	1430,993	618,051	1093,363	2030,673	5173,080
Rez vode (po težini), %	74,5	86,5	87,5	82,0	81,4
Prosječni faktor gasa, m 3 /t	18,4	24,7	12,2	10,0	14,8

Obavljamo sve vrste studentskih radova

Izvještaj

Radni dio vijčane pumpe je čelični vijak s jednim potiskom koji se okreće u gumenom kavezu posebnog profila, čija je unutrašnja šupljina vijčana površina dvostrukog potiska sa korakom dvostruko većim od koraka vijka. Pumpa sa vijkom je pumpa sa pozitivnim pomakom, čiji je protok direktno proporcionalan brzini rotacije vijka. Kada se okreće, vijak i njegov kavez se formiraju cijelom dužinom...

Eksploatacija naftnih i gasnih polja (esej, rad, diploma, test)

MINISTARSTVO PROSVETE I NAUKE REPUBLIKE TATARSTAN IZVEŠTAJ DRŽAVNOG NAFTNOG INSTITUTA ALMETJEVSK Studenti Maklakova A. S. grupa 18−13 B Prema obrazovnoj praksi održanoj u NGDU

"Almetyevneft", poligon za obuku centra za proizvodnju nafte i gasa "Elkhovneft"

Smješten u Almetyevsk Početak prakse 31.03.10. kraj treninga 26.04.10.

Voditelj prakse sa Katedre za RiENGM:

Garipova L.I.

Almetjevsk 2010

1. Razvoj naftnih polja

1.1 Geologija područja i rudarstvo

1.2 Organizacija proizvodnih procesa u NGDU

2. Oprema i tehnologija proizvodnje nafte

2.1 Protočna proizvodnja bunara

2.2 Rad bunara sa pumpama sa sisaljkom

2.3 Rad bunara sa pumpama za duboke bunare bez šipke

2.4 Osnovne operacije koje se izvode tokom ispitivanja bušotine

2.5 Podzemne i velike popravke bunara

2.6 Metode utjecaja na dio formacije u blizini bušotine

3. Sakupljanje i priprema nafte na terenu

3.1 Sakupljanje i priprema ekstrahiranih proizvoda

3.2 PPD sistem. Organizacija upravljanja održavanjem na terenskim lokacijama

3.3 Upoznavanje sa poslovima održavanja i popravke cjevovoda

4. Sigurnosne mjere pri izvođenju radova na servisiranju bunara i podzemne opreme

4.1 Zaštita na radu i industrijska sanitacija

4.2 Zaštita rada i životne sredine u preduzeću Spisak korišćene literature

Uvod

Svrha prve nastavne prakse je konsolidacija ideja o procesima izgradnje bušotina i proizvodnje nafte i gasa koje su stekli studenti u nastavnoj disciplini „Osnove proizvodnje nafte i gasa“ i priprema studenata za izučavanje posebnih disciplina. S obzirom na to da se na početku uvodne prakse ne planira izučavanje posebnih disciplina uključenih u kompleks stručnih znanja, stoga je prvi obrazovna praksa je početna faza praktične nastave za studente. Njegova svrha je upoznavanje studenata sa osnovnim tehnološkim procesima i opremom.

Zbog kratkog trajanja, prva nastavna praksa se izvodi kao ekskurzija. Tokom obilaska preduzeća, mogu se pokriti sljedeća pitanja:

1. Proizvodna i organizaciona struktura NGDU. Sistem razvoja terena.

2. Oprema i tehnologija proizvodnje nafte. Sistem za prikupljanje i tretman nafte i gasa. Sigurnosne mjere. Zaštita rada i životne sredine u preduzeću.

3. Upoznavanje sa tehnološkim procesima i opremom koja se koristi u objektima NGDU.

NGDU Almetyevneft razvija centralne i sjeverozapadne dijelove Romaškinskog polja. Objekti razvoja - 4 područja terigenog devona (Minnibaevskaya, Almetyevskaya, Severo-Almetyevskaya, Berezovskaya), depoziti terigenih i karbonatnih naslaga karbona. NGDU Elkhovneft razvija šest naftnih polja: Novo-Elkhovskoe polje, jedinstveno po rezervama (druge najveće rezerve nafte u Republici Tatarstan).

1. Razvoj naftnih polja

Geologija područja i razvoj lokacijeOrođenja

Najveće polje u Tatarstanu, Romaškinsko polje, administrativno zauzima teritoriju Almetjevskog, Bugulminskog, Leninogorskog i Sarmanovskog okruga Republike. Romaškinsko polje je višeslojno. U sedimentima devona i karbona identifikovana su 22 naftonosna horizonta, od kojih je 18 od industrijskog interesa. U njima je identifikovano oko 400 nalazišta nafte. Detaljno su proučavani regionalni naftonosni horizonti: ležišta Pašijsko-Kynovsky, Cherepetsky-Kizelovsky, Bobrikovsky. Lokalni naftni horizonti (Zavolzhsky, Aleksinsky, Dankovo-Lebedyansky) i dalje su slabo proučeni. Glavne rezerve nafte na polju su ograničene na terigene sedimente devona i karbona. Romashkinskoe polje ograničeno je na veliki tektonski element teritorije - južnu kupolu tatarskog luka. Nalazište nafte u horizontu Pashi ograničeno je na vrh ovog izdizanja. Režim rezervoara je elastično-vodno-pritisak. U cijelom sedimentnom dijelu ležišta identificirano je do 22 kompleksa vodonosnih stijena. Najbogatije vodom su terigene stijene devona i karbona. Ulja iz devonskih naslaga su laka, sumporna, parafinska. Ulja svih ugljeničnih naslaga su sličnog sastava i teškog su, visokosumpornog, parafinskog tipa. Polje je pušteno u razvoj 1952. godine. Do sada je na terenu raspoređeno 10 proizvodnih pogona.

Razvoj nalazišta nafte ili gasa podrazumeva kontrolu procesa kretanja tečnosti i gasa u ležištu do proizvodnih bušotina korišćenjem određene šeme za postavljanje procenjenog broja bušotina na određenom području, redosleda i brzine njihovog puštanja u rad, održavanja način rada bunara i regulisanje ravnoteže energije rezervoara. 2.24]

Ukupnost navedenih podataka, uzimajući u obzir zaštitu podzemlja i životne sredine, određuje sistem razvoja ležišta ili polja.

Racionalni razvojni sistem je sistem u kojem se nalazište eksploatiše sa minimalnim brojem bušotina, obezbeđujući propisane stope proizvodnje, visoku konačnu iskorišćenost nafte i uz najnižu moguću cenu nafte.

Sastavni dio razvoja terena je dodjela razvojnih objekata.

Objekat razvoja je veštački identifikovana geološka formacija (formacija, skup formacija, masiv) u okviru polja koje sadrži industrijske rezerve ugljovodonika, koje se iz podzemne površine izdvajaju određenom grupom bušotina.

Razvojni objekti se dijele na samostalne i povratne. Povratne objekte treba da razvijaju bunari koji su korišteni za eksploataciju primarnog objekta prije njegovog iscrpljivanja.

Razvojni sistemi se klasifikuju prema geometriji lokacije bušotina u prostoru i prema načinu uticaja na produktivnu formaciju.

Na osnovu geometrije lokacije bunara, sistemi sa uniforma I neuniforma postavljanje bunara.

Sisteme sa ujednačenim razmakom karakteriše raspored bunara duž pravilne geometrijske mreže: kvadratne ili trouglaste. Obično se koristi u ležištima sa fiksnom konturom koja sadrži ulje.

Neravnomjerno raspoređeni sistemi obično imaju bunare raspoređene u redove paralelne sa pokretnim konturama ili redovima injekcionih bunara. Udaljenost između bušotina u redovima i između redova za svaku konkretnu akumulaciju utvrđuje se hidrodinamičkim proračunima na osnovu podataka o geološkoj strukturi ležišta, svojstvima formacijskih fluida i režimima rada ležišta.

Razvojni sistemi se razlikuju prema načinu uticaja nema uticaja I sa inhakcija po sloju

U sistemima bez uticaja na rezervoar, tokom razvoja rezervoara koristi se samo prirodna energija rezervoara.

Razvojni sistemi se ocjenjuju po njihovim karakteristikama i performansama.

Karakteristike razvojnog sistema:

— dobro zaliha- ukupan broj proizvodnje (proizvodnja, injekcione bušotine namenjene za razradu ležišta).

Podijeljen je na glavni i rezervni.

— specifične nadoknadive rezerve— odnos nadoknadivih rezervi nafte i ukupnog broja bušotina;

- gustina mreže Bunari na površini obično se izražavaju u hektarima po bunaru.

— intenzitet sistema poplava— omjer broja injekcionih bunara i broja proizvodnih bunara.

— omjer broja rezervnih bunara i broja bunara glavnog fonda, udaljenost između redova bunara i između bunara, udaljenost od konture do proizvodnih bunara, itd.

Apsolutni pokazatelji razvoja karakterišu intenzitet i stepen vađenja nafte, gasa i vode tokom vremena:

— proizvodnja nafte— glavni pokazatelj je ukupna za sve proizvodne bušotine postrojenja po jedinici vremena i prosječna dnevna proizvodnja po bušotini.

— tečna ekstrakcija— ukupna proizvodnja nafte i vode u jedinici vremena,

— proizvodnja gasa- odnos zapremine gasa i količine nafte izvučene iz bušotine u jedinici vremena,

— akumulirana proizvodnja— odražava količinu nafte koju je postrojenje proizvelo u cijelom proteklom vremenskom periodu.

Regulacija procesa razvoja je da se osigura ravnomjerno kretanje vodonosnih kontura. Neravnomjerno kretanje vode eliminiše se ograničavanjem povlačenja tečnosti iz bunara koji se zalijevaju uz istovremeno povećanje volumena ubrizganog sredstva u područjima gdje je kretanje konturne vode sporo. Konstantno se prati promjena tlaka u rezervoaru na području. Pritisak se mjeri u što je moguće većem broju bušotina i u određenim intervalima se konstruiše izobarska mapa koja se koristi za određivanje pada ležišnog pritiska u pojedinim područjima.

1.2 Organizacija proizvodnih procesa u NGDU

proizvodnja naftnih bušotina Sl. 1.2.1 Šema organizacije proizvodnih procesa u NGDU Šef NGDU je šef. Njegovi direktni podređeni su glavni geolog, glavni inženjer, glavni tehnolog i zamjenik za opšta pitanja. Glavnom geologu su podređeni: razvojni odjel (RD), geološki odjel (GO), grupa za modeliranje (GM) i naučno-proizvodna radionica (TSNIPR). Odeljenje proizvodnje nafte (OPD), služba glavnog mehaničara (CHM), služba zaštite na radu i protivpožarne bezbednosti (OHS), odeljenje održavanja i remonta bušotina (odeljenje popravke i remonta), tehnološka služba za rad opreme u bušotini (TSBO) i centralni inženjering i služba tehnološke službe (CITS) raportiraju glavnom inženjeru. Centar je zadužen za: radionicu za popravku podzemnih bušotina, radionicu za proizvodnju nafte i gasa br. 1 (CDNG-1), radionicu za proizvodnju nafte i gasa br. 2 (CDNG-2), radionicu za održavanje rezervoarskog pritiska (RPMS) i valjanje i radionica za popravku proizvodne opreme (PRTSEO). Glavnom tehnologu su podređeni: služba glavnog tehnologa (CGS), radionica za pripremu i pumpanje ulja (OPS), gasna služba (GS) i hemijsko-analitička laboratorija (CHAL). Administrativno-ekonomsko odeljenje (AHO), služba za podršku proizvodnji (SOP), transportna proizvodnja (TP), zona za utovar i istovar (UPRR) i odeljensko obezbeđenje (VOKhR) direktno su podređeni zameniku načelnika NGDU za opšta pitanja.

Glavni inženjer nadgleda rad svih proizvodnih radionica i laboratorija. On rukovodi istraživačkim i razvojnim radom u preduzeću.

Funkcija tehničkog odjela je da obezbijedi unapređenje opreme i tehnologije proizvodnje. Osnovni zadatak ovog odjela je razvoj i implementacija napredne tehnologije za izgradnju bušotina i razvoj polja.

Odjel za zaštitu na radu prati poštivanje pravila o sigurnosti, zaštiti na radu i industrijskim sanitarnim propisima.

Geološki odjel obavlja posebne funkcije u upravljanju preduzećima za bušenje i proizvodnju nafte i plina. Osnovni zadatak ovog odeljenja je izbor i opravdanje glavnih pravaca istražnih i istražnih radova, sprovođenje geološke kontrole tokom bušenja i ispitivanja bušotina, identifikacija industrijskih naftno-gasonosnih horizonata, izbor racionalnog polja. razvojni sistem.

Glavni zadatak proizvodnog odjela je izrada i analiza realizacije operativnih planova - rasporeda, proizvodni program organizacione i tehničke mjere.

Odjeljenje za ekonomsko planiranje izrađuje tekuće i dugoročne planove i organizira obračun troškova u pogonu.

Odjeljenje za organizaciju rada i nadnice obavlja poslove planiranja naučne organizacije rada, troškova rada i nadnica i organizuje socijalističko takmičenje.

Za organizaciju i upravljanje kapitalnim građevinskim radovima, preduzeća imaju odjel za kapitalnu izgradnju i gradilišta i gradilišta.

Računovodstvo vodi evidenciju o gotovinskim rashodima preduzeća, stalnim i obrtnim kapitalom i platama.

Odeljenje ljudskih resursa bira i zapošljava osoblje, zapošljava i otpušta.

Administrativno-ekonomski odjel - stvaranje povoljnih uslova za djelovanje zaposlenih u menadžmentu.

Udruženje Tatneft je jedno od najvećih udruženja za proizvodnju nafte i gasa u Ruskoj Federaciji. Udruženje je složen proizvodni kompleks sa ogromnim proizvodnim kapacitetima i visoko razvijenom društvenom infrastrukturom. Udruženje je svojim djelovanjem oživjelo niz modernih gradova i radničkih naselja. Udruženje danas uključuje 14 odjela za proizvodnju nafte i plina (OGPD).

Organizacija proizvodnje i upravljanja u udruženju za proizvodnju nafte i gasa u velikoj meri je određena specifičnostima industrije i varira u zavisnosti od obima i strukture proizvodnje.

Karakteristične karakteristike naftne industrije su sljedeće:

proizvodnja nafte i plina povezana je s velikim obimom posebnih radova na traženju i istraživanju naftnih polja i projektovanju njihovog razvoja; bušenje bunara, njihov razvoj, razvoj polja; proizvodnja, sakupljanje, priprema za preradu nafte i gasa, transport i skladištenje proizvoda.

Konstrukcije i oprema za proizvodnju nafte su pod jakim uticajem okoline, često agresivne, pa je značajan i sve veći obim posla povezan sa popravkom podzemne i površinske opreme:

— obim i struktura proizvodnje se mijenjaju kako se puštaju u rad novi kapaciteti i iscrpljuju se rezerve nafte u zemlji;

— pogoni naftnih polja (bušotine u izgradnji, bušotine, skladišta robe, postrojenja za preradu nafte itd.) i proizvodne jedinice su disperzirane na velikoj teritoriji, značajno udaljene od pomoćnih proizvodnih i snabdjevačkih baza;

— pokretljivost granica proizvodnih objekata zbog puštanja u rad novih polja, površina i bunara;

— non-stop (tokom cijele godine) rad proizvodnje;

— značajan uticaj prirodnih, geoloških i klimatskih uslova na rezultate proizvodnih aktivnosti.

2. Oprema i tehnologija za proizvodnju nafteI

2.1 Proizvodnja protočnih bunara

Način rada u kojem se tekućina diže samo zahvaljujući prirodnoj energiji naziva se fontana. Protok naftnih bušotina nastaje pri ležišnom pritisku manjem od hidrostatskog pritiska kolone tečnosti u bušotini, što je posledica velike količine gasa rastvorenog u nafti.

Kada se fluid kreće iz zone visokog pritiska (formacije) u zonu niskog pritiska (bušotina), iz nje se oslobađa gas koji, šireći se, pomaže da se fluid podigne. Prilikom podizanja proizvodnje bušotine sa smanjenjem pritiska zasićenja, gas rastvoren u nafti se oslobađa u nizu uzlaznih cevi i formira se mešavina gasa i tečnosti (GLM), čija je gustina cm manja od gustine tečnosti ( cm< ж).

Uslovi tečenja u ovom slučaju: R pl > cm g H.

Pritisak u dnu rupe: P sab = cm g H + P tr + P y.

Što je veći priliv tečnosti iz formacije, to je niži pritisak na dnu - P. Istovremeno, što je veći pritisak na dnu, to će biti veći protok lifta. Tokom rada šava i lifta uspostaviće se ravnoteža sistema – “sloj-dizanje”.

Rice. 2.1.1 Izgradnja bunara za protočnu proizvodnju.

1 - proizvodni niz;

3 - cipela;

4 - prirubnica;

5 — armatura za fontane;

6 - okov.

Kako rad napreduje, prirodni protok nafte u bušotinu se postepeno smanjuje. To je zbog smanjenja tlaka u dnu bušotine. U tom smislu koristi se mehanizirani način rada. Konkretno, kompresorski i nekompresorski gas lift. Podizanje se izvodi pomoću energije komprimiranog plina koji se unosi u bunar ili izvlači raznim vrstama pumpi.

Rice. 2.1.2. Konstrukcija bunara za rad gas lifta

1 - kućište cijevi;

2 — cijevi za podizanje;

3 - plinske cijevi.

2.2 Rad bunara sa sisaljkom

Dugotrajan rad pumpe dubokog pritiska u bušotini osigurat će se dobro odabranim režimom rada - sistemom sljedećih parametara: veličina pumpe, dubina spuštanja, vrijednost uranjanja ispod dinamičkog nivoa, dužina hoda i broj udaraca polirani štap, kao i opterećenje na strunu štapa. Optimalni režim je dizajniran na osnovu podataka istraživanja, na osnovu kojih se izračunavaju proizvodne mogućnosti bušotine Qc. Moraju odgovarati mogućnostima opreme. Štapna pumpna jedinica se sastoji od površinske i podzemne opreme instalirane na izvorištu.

Površinska oprema uključuje pumpnu platformu sa pogonom i opremu za bušotinu. Podzemna oprema uključuje pumpu za duboke bušotine, cijev za cijevi i cijev za usisnu šipku.

Štapna pumpa je posebno dizajnirana klipna pumpa dizajnirana za rad na velikim dubinama. Pumpa se, pak, sastoji od dvije glavne komponente: cilindra i klipa. Pumpa se pokreće s površine pomoću niza usisnih šipki.

Na osnovu svog dizajna i načina ugradnje, pumpe za duboke bušotine se dijele u dvije glavne grupe: cijevni ili neumetnuti tip i umetnuti tip.

Cijevne pumpe odlikuju se činjenicom da se glavne komponente spuštaju u bunar odvojeno. Cilindar je na cijevnoj žici, a klip je na nizu osovine. Podizanje se vrši istim redoslijedom.

Pumpa za umetanje, za razliku od cijevne pumpe, spušta se u bunar i podiže iz bunara već sastavljene pomoću usisnih šipki. Pumpa je osigurana pomoću posebnog spoja za zaključavanje koji je ugrađen na cijev. Da biste zamijenili pumpu na utičnicu, jednostavno podignite vrpcu usisne šipke.

Koriste se balansirane i neuravnotežene šipke.

Šema i princip rada pumpne jedinice sa šipkom s cijevnom pumpom i balansnom pumpnom mašinom:

Rice. 2.2.1. Shema instalacije za pumpanje bunara:
1 - proizvodni niz; 2 - usisni ventil; 3 - cilindar pumpe; 4 - klip; 5 - ispusni ventil; 6 - cijevi pumpe i kompresora; 7 — usisne šipke; 8 — krst; 9 — cev bušotine; 10 - nepovratni ventil za premosnicu gasa; 11 - trojnica; 12 — zaptivka glave bunara; 13 — šipka ušća bunara; 14 — suspenzija užeta; 15 — glava balansera; 16 — balansir; 17 - postolje; 18 — uteg za balansiranje; 19 — klipnjača; 20 — težina radilice; 21 — radilica; 22 — mjenjač; 23 — pogonska remenica (na suprotnoj strani je kočnica); 24 — Pogon klinastim remenom; 25 — elektromotor na rotacionom klizaču; 26 - pogonska remenica; 27 - okvir; 28 - upravljačka jedinica.

Koriste se i bebalansne pumpne mašine u kojima se umesto balansera koristi fleksibilna karika prebačena preko remenice na postolju i spojena na punjač, ​​kao i mašine sa lančanim i hidrauličnim pogonom.

Pumpna jedinica sa lančanim pogonom uključuje: kućište mehanizma za pretvaranje 1, elektromotor 2, mjenjač 3, lančanici 4 i 5, lanac 6, nosač 7, balansni uteg 8, kočnicu 9, šipku za vješanje bušotine 10, uže 11, klinasti remen voziti 12.

Pogon je instaliran na bazi 13, a na njoj se nalazi upravljačka stanica. Obrtni moment se prenosi s elektromotora pomoću remenskog pogona s mogućnošću promjene frekvencije ljuljanja zamjenom remenica. Tijelo mehanizma za pretvaranje je zavarena metalna konstrukcija u kojoj se kreće balansno opterećenje, povezano užetom kroz valjke s ovjesom šipke glave bunara. Kućište sadrži mehanizam za redukciju pretvarača.

Rice. 2.2.2. Shema instalacije električnog pogona

1 - tijelo; 2 - elektromotor; 3 - mjenjač; 4,5 - zvjezdice; 6 - lanac; 7 — kolica; 8 - uteg za balansiranje; 9 — kočnica; 10 — suspenzija; 11 - uže; 12 — Pogon klinastim remenom; 13 - baza; 14 - kontrolna stanica.

Pogon se izvodi na sljedeći način: kretanje od elektromotora preko remenskog pogona, mjenjača i pogonskog lančanika postavljenog na osovinu mjenjača prenosi se na vučni lanac. Vučni lanac je povezan pomoću oklagije koja je na njega konzolno postavljena s kolicima i utegom za balansiranje. U trenutku kada je uteg za balansiranje u donjem položaju, a ovjes šipke na ušću bušotine u gornjem položaju, nosač je u srednjem položaju. Kada se lančanici okreću, nosač se pomiče udesno i istovremeno prema gore zajedno sa utegom za balansiranje, a ovjes šipke na vrhu bušotine pomiče se prema dolje. Kada kolica dosegne horizontalnu os donjeg lančanika, kretanje kolica udesno se zaustavlja i kreće se samo prema gore. Kada kolica dosegne horizontalnu os gornjeg lančanika, kolica se počinje kretati ulijevo, nastavljajući da se kreće prema gore. Ovo kretanje se nastavlja sve dok se kolica ne pomaknu na suprotnu stranu lančanika. U ovom slučaju, smjer kretanja utega za balansiranje i ovjesa šipke bušotine mijenja se na suprotan. Ovo osigurava povratno kretanje tačke ovjesa šipke.

Snaga priključenog elektromotora je 3 i 5 kW.

Prednosti u odnosu na balans pogon

— konstantna brzina kretanja štapova tokom pretežnog dijela zaveslaja;

— mjenjač sa manjim omjerom prijenosa;

— manja zavisnost dimenzija i težine pogona od dužine hoda;

— osiguravanje dužine hoda u širokom rasponu promjena brzine;

— smanjenje dinamičkih i hidrodinamičkih opterećenja;

— smanjenje troškova energije;

— povećanje faktora iskorištenja energije.

2.3 Rad bunara sa dubinskim pumpama bez šipkeAmi

Glavna karakteristična karakteristika bušotinskih pumpi bez šipke (BSHP), koja omogućava njihovo izdvajanje u nezavisnu grupu, je nepostojanje mehaničke veze između pogona i same pumpe, kao što je slučaj kod instalacije bušotine sa šipkom. pumpa.

Instalacije sa potopljenim centrifugalnim električnim pumpama postale su široko rasprostranjene, omogućavajući, uz veći protok, da se razvije visok pritisak dovoljan za podizanje ulja iz velikih dubina. Posebnost takvih instalacija je prijenos motora direktno na mjesto gdje pumpa radi i odsustvo šipki.

Oprema za rad bunara pomoću stanice za praćenje uključuje potopljeni elektromotor 2, centrifugalnu pumpu 5, kontrolnu stanicu 11 sa autotransformatorom. Na donji dio potopljenog elektromotora pričvršćen je kompenzator 1. Osovina elektromotora je spojena navojnim spojnicama preko štitnika 3 na osovinu pumpe. Tečnost se usisava kroz bočni ulaz 4 i pumpom se ispumpava duž cijevnog niza 6 na površinu. Za napajanje motora električnom energijom koristi se oklopni trožilni kabl 7 koji se pri spuštanju pumpe kaiševima 8 pričvršćuje za cijevi. Prilikom podizanja pumpe kabl se namotava na bubanj 10. Usta su zaptivena. sa armaturom tipa fontane 9.

Šematski dijagram ESP jedinice

1 - autotransformator; 2 — kontrolna stanica; 3 - bubanj za kablove; 4 - oprema na ušću bušotine; 5 — cevni stub; 6 — oklopni električni kabl; 7 — stezaljke za kablove; 8 — potopljena višestepena centrifugalna pumpa; 9 — sito za usis pumpe; 10 - nepovratni ventil; 11 - odvodni ventil; 12 — hidraulična zaštitna jedinica (protektor); 13 — potopljeni elektromotor; 14 - kompenzator.

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 (varijanta otporna na habanje) su projektovane za rad bunara sa jakom vodom sa sadržajem mehaničkih nečistoća do 0,5 g/l;

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

Na osnovu poprečnih dimenzija, ESP se dijele u grupe:

a) grupa 5 - pumpe sa spoljnim prečnikom kućišta od 92 mm;

b) grupa 5A - pumpe prečnika kućišta 103 mm;

c) grupe 6 i 6A - pumpe sa prečnikom kućišta od 114 mm.

Potopna centrifugalna električna pumpa - višestepena, sekciona. Svaki stepen se sastoji od vodeće lopatice i radnog kola montiranog na zajedničkom vratilu. Propeleri su pričvršćeni na osovinu zajedničkim ključem, a vodeće lopatice su u kućištu pumpe, koje je cijev od 92 do 114 mm. Broj stupnjeva može doseći 400. Pritisak koji razvija pumpa određen je brojem stupnjeva i brzinom kotača, promjerom pumpe i drugim faktorima. 3.60]

Kompenzator je uređaj za regulaciju količine ulja u potapajućem elektromotoru, koje se širi zbog zagrijavanja motora tijekom njegovog rada.

Upravljačka stanica omogućava kontrolu i regulaciju instalacije, automatsko uključivanje i isključivanje ovisno o tlaku u razdjelniku.

Razvijen je način rada bušotine bez cijevi, koji uključuje spuštanje jedinice u bunar na kabelskom užetu, što značajno pojednostavljuje i ubrzava operacije okidanja.

Za odvajanje ispusnog prostora u bušotini od usisne šupljine pumpe koriste se posebni separacijski pakeri. Potopna jedinica se koristi sa električnim motorom postavljenim na vrhu. Prema ovoj shemi, pumpna jedinica koja se spušta u bunar oslanja se na paker koji je prethodno ugrađen u proizvodni niz, koji odvaja filtersku zonu proizvodnog niza od njegovog gornjeg dijela. Pumpa uzima tekućinu ispod pakera i pumpa je u proizvodni niz. Za spuštanje jedinice u bunar koristi se posebno vitlo postavljeno na vozilo. Ova shema vam omogućava da koristite maksimalne promjere motora i pumpe, uzastopno, za povećanje protoka i tlaka. Potapajuće centrifugalne pumpe se ne preporučuju u bušotinama sa velikim sadržajem peska i slobodnog gasa, a nisu baš efikasne za vađenje nafte visokog viskoziteta.

Potopne pumpe bez šipke takođe uključuju vijčane, hidraulične klipne vibracije, membranske i mlazne pumpe. Pumpe se posebno široko koriste za proizvodnju viskoznog ulja.

Dijagram ugradnje vijčane pumpe u bunar ne razlikuje se od centrifugalne pumpe, s izuzetkom same pumpe.

Radni dio vijčane pumpe je čelični vijak s jednim potiskom koji se okreće u gumenom kavezu posebnog profila, čija je unutrašnja šupljina vijčana površina dvostrukog potiska sa korakom dvostruko većim od koraka vijka.

Pumpa sa vijkom je pumpa sa pozitivnim pomakom, čiji je protok direktno proporcionalan brzini rotacije vijka. Prilikom rotacije, vijak i njegov držač čine niz zatvorenih šupljina cijelom svojom dužinom, koje se kreću od svog ulaza do njegovog izbacivanja. Dizana tečnost se takođe kreće sa njima.

Vijčane pumpe s gornjim električnim pogonom smještene na vrhu bušotine postale su široko rasprostranjene. Rotacijski moment se prenosi na vijak kroz niz šipki opremljenih posebnim centralizatorima i smještenih unutar cijevi.

U neopremljenim bunarima moguće je vaditi tečnost metodom swabbing-a, slično tehnologijama za izazivanje priliva iz formacije.

Kod membranske pumpe, gumena membrana odvaja dizanu tekućinu od pogonskog dijela pumpe.

Mlazne pumpe treba klasifikovati kao BShNG. Razvijeno i trenutno se testira u sindikalnim poljima. Zasnovani su na principu dizanja nafte zbog efekta izbacivanja koji nastaje protokom tečnosti koja se dovodi u bušotinu.

Vibraciona pumpa je dizajnirana da diže tečnost iz bunara pod uticajem elastičnih deformacija tečnosti i cevovoda koje generiše vibrator.

2.4 Osnovne operacije koje se izvode tokom ispitivanja bušotine

Pod glavnim operacijama se podrazumeva skup radova koji imaju za cilj dobijanje podataka o parametrima i karakteristikama formacije i zone dna bušotine u cilju uspostavljanja efektivnog rada bušotine. Odvodnjavanje formacije povezano je sa stvaranjem razlike tlaka (depresije), čije pojačanje može dovesti do komplikacija: zalijevanje, stvaranje plina, parafina i soli, te uništavanje formacije.

Volume istraživački rad diktira cilj istraživanja. Za polje koje ulazi u proizvodnju, to može biti: određivanje ležišnog pritiska, određivanje temperature ležišta, određivanje karakteristika proizvedenog proizvoda i njegovih pojedinačnih komponenti, proučavanje geoloških karakteristika zone dna, merenje pritiska u dnu rupe i protoka nafte, gasa i vode pri raznim ekstrakcijama, određivanje veličine potencijala i optimalan izbor. Dakle, u zavisnosti od namjene, studije se mogu svrstati u jednu od sljedećih grupa. 3.86]

Primarno istraživanje - dobijanje informacija u fazi istraživanja i pilot eksploatacije polja za proračun rezervi i izradu razvojnog projekta.

Aktuelna istraživanja - dobijanje podataka tokom procesa razvoja radi utvrđivanja uslova rada bušotine i razjašnjavanja parametara ležišta.

Posebne studije - dobijanje podataka za rješavanje posebnih problema, na primjer: identifikacija kvara u kućištu, gdje je izolacija cementnog prstena pokvarena itd.

Direktne studije su direktna mjerenja različitih parametara u bušotinama instrumentima.

Indirektno istraživanje - dobijanje informacija izračunavanjem pomoću poznatih zavisnosti - grafikona, formula itd.

Terenska geofizička istraživanja - dobijanje podataka korišćenjem geofizičkih instrumenata različitih tipova.

Hidrodinamičke metode su studije koje se izvode u bušotinama pod datim režimima rada i uključuju određivanje parametara: nivoa, pritiska u dnu i ležišta, protoka, faktora gasa, vodenog rezanja, injektivnosti, profila dotoka itd.

Lista tehnoloških operacija prije ispitivanja USP bunara treba uključivati:

1) ugradnja ekscentrične prednje ploče i otvora za udarce;

2) opremanje cijevnog niza spojnicama sa obostranim kosinama;

3) ispiranje bušotine i čišćenje proizvodnog niza od naslaga, nakon čega sledi spuštanje šablona;

4) korišćenje žice prečnika 2,0−2,2 mm za uređaje za kačenje;

5) pre spuštanja uređaja smanjiti pritisak u prstenastom prostoru na atmosferski pritisak;

6) spuštanje uređaja preko maziva, ako je potrebno održavati pritisak iznad atmosferskog u prstenastom prostoru;

7) spuštanje instrumenata kroz vodeći valjak postavljen na prednjoj ploči i centriran duž otvora;

8) pre spuštanja uređaja spustiti šablon, koji je po dužini i prečniku jednak uređaju predviđenom za spuštanje;

9) spuštanje i. podizati uređaje brzinom ne većom od 30-40 m/min, a u intervalima povećane opasnosti bolje je preći na ručno spuštanje i podizanje;

10) ako dođe do kašnjenja tokom procesa spuštanja, preporučuje se kao prva mera povećanje težine tereta na 8-12 kg;

11) sa kašnjenjima na svakih 200−300 m; trebali biste prestati spuštati uređaj, podići ga i preusmjeriti prednju ploču;

12) rezultirajuća „preklapanja“ zbog pogrešnog pozicioniranja prednje ploče mogu se eliminisati promjenom položaja prednje ploče i, posljedično, cijevnog niza. Ako to ne pomogne, trebate podići uređaj pomoću kuka ili pozvati tim za podzemnu popravku.

Prilikom odabira smjera spuštanja treba uzeti u obzir azimut zakrivljenosti bunara pomoću inklinograma. Metoda je jednostavna za izvođenje u vertikalnoj bušotini, ali zahtijeva određeno iskustvo u devijantnim bušotinama.

Operater proizvodnje nafte:

— održava čistoću i red na teritoriji dodijeljenih bunara;

— osigurava pripremu bunara za popravku;

— kontroliše sprovođenje određenih operacija čija je realizacija specifična za datu bušotinu;

Ugradnja dodatnih uređaja, istraživačkih instrumenata itd.;

— kontroliše pokretanje ESP-a nakon popravke i vraćanje bušotine u radni režim: prati protok, prstenasti i pufer pritisak i dinamiku nivoa fluida;

— učestvuje u operacijama čišćenja bunara od parafina, soli i peska.

Tokom rada, operater utvrđuje i bilježi u dnevnik informacije o protoku fluida, rezu vode proizvoda, dinamičkom nivou, puferu, prstenastom i linijskom tlaku u sljedećim periodima:

— 1 dan nakon puštanja bunara u rad;

— tokom prvih 30 dana — sedmično; nakon prvih 30 dana - mjesečno.

— pri pokretanju;

— 2 dana nakon povlačenja u režimu;

— mjesečno 60 dana;

— 1 put u tromjesečju nakon 60 dana.

2.5 Podzemni i kapitalni popravci 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 glavne.

Podzemna sanacija je jedan od proizvodnih procesa razvoja polja i, ovisno o složenosti i intenzitetu rada, konvencionalno se dijeli na tekuće i kapitalne.

Tekuća popravka je skup radova na ispravljanju ili promjeni načina rada bušotine i opreme na ušću bušotine, održavanju bušotine u radnom stanju.

Glavni obim rutinskog održavanja obavlja se prema unaprijed utvrđenom rasporedu, uzimajući u obzir način rada, tehničke karakteristike upotrijebljene opreme, stanje bunara i svojstva objekta kojim se upravlja. Glavne vrste posla:

— revizija i djelomična ili potpuna zamjena opreme bunara;

— optimizacija režima rada;

— čišćenje i ispiranje dna bunara;

— sprovođenje planiranih geološko-tehnoloških aktivnosti.

Veliki podzemni popravci bunara objedinjuju sve vrste radova koji zahtijevaju dugotrajno, veliki fizički napor i 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.

Vrste radova koje se izvode velikim popravkama mogu se grupisati u sljedeće oblasti:

— zaštita podzemlja i životne sredine;

— izolacijski radovi za blokiranje i ograničavanje puteva vode koja ulazi u proizvodnju bunara;

— uticaj na proizvodne formacije;

— obnova i otklanjanje havarija u bušotini.

Osnova za razmatranje potrebe za kapitalnim remontom svakog konkretnog bunara je vanredno stanje, prisustvo anomalija u obima proizvodnje i sadržaja vode u njemu, zagađenje životne sredine, kao i da bunar ispunjava svoju namenu. U prvom slučaju mora se donijeti odluka o "popravci" ili "likvidaciji", u drugom - popravci ili radu u slučaju nenormalnih pokazatelja, u trećem - obaveznom uklanjanju izvora zagađenja, u četvrtom - likvidaciji.

Karakteristična karakteristika popravke podzemnih bunara je da se, uprkos različitim namjenama, trajanju i složenosti, u većini slučajeva iste operacije izvode pomoću istih specijalnih strojeva i alata.

Tehnološki proces popravke podzemnih bunara može se podijeliti u tri glavne faze:

1) pripremni radovi:

2) dizanja i stvarne popravke;

3) razvoj bunara nakon remonta.

Prva tehnološka faza popravke - pripremni radovi - sastoji se od dva dijela:

— stvarna priprema bunara za popravku;

— priprema opreme i alata za popravke.

U prvu grupu spadaju poslovi koji se odnose na sprečavanje pojave vode, nafte i gasa tokom remontnog procesa.

Bunar se smatra pripremljenim za popravku ako su u njemu stvoreni uslovi za obavljanje svih potrebnih operacija uz očuvanje sigurnosti rada, eliminisanje zagađenja životne sredine i gubitaka proizvoda.

Jedna od pripremnih tehnologija je ubijanje bušotine, koja se sastoji od zamjene bušotinskog fluida sa ubijajućim fluidom, čija gustina osigurava stvaranje potrebnog povratnog pritiska na eksploatirani objekt. Gašenje bušotine je nepoželjan proces, jer tečnost za ubijanje u kombinaciji sa potiskivanjem formacije može negativno uticati na svojstva rezervoara. 3.104]

Racionalniji način pripreme bunara za popravku u odnosu na gašenje je ugradnja zapornih ventila u bunar iznad proizvodnog pogona ili opremanje čela bušotine specijalnom opremom za izvođenje operacija okidanja pod pritiskom.

Drugi dio pripremnih radova sastoji se od isporuke i postavljanja potrebne opreme na ušću bušotine, obezbjeđenja alata, materijala i pribora, demontaže opreme po završetku radova itd.

Rice. 2.5.1. Instalacija za podizanje.

1 — sistem za prihvat; 2 - toranj; 3 — prijenos snage; 4 — prednji oslonac; 5 — kabina operatera; 6 — vitlo; 7 — hidraulični cilindar za podizanje tornja; 8 — stražnji oslonac.

Većina tehnologija popravke izvodi se pomoću operacija podizanja, tako da se spuštanje i podizanje cijevnog niza smatra nezavisnom grupom operacija. Izvodi ih kompleks opreme za dizanje, uključujući toranj sa opremom, alatima i mehanizacijom za hvatanje i podupiranje cijevi, kao i operacije sa navojnim spojevima.

Oprema za dizanje je montirana na transportnu osnovu.

Mobilna jedinica za izvođenje dizanja u popravci podzemnih bunara u radnom i transportnom položaju prikazana je na slikama:

proizvodnja naftnih bušotina Sl. 2.5.2. Samohodna podizna jedinica.

1 - graničnici za toranj, 2 - montažni čepovi, 3 - klinasti graničnici, 4 - vijčana dizalica, 5 - rotacioni kran, 6 - blok kuke, 7 - mjenjač, ​​8 - vitlo, 9 - kontrolna stanica toranjskog lifta, 10 - hidraulična dizalica , 11 - kutija za alat, 12 - stražnji nosač tornja.

Za tehnološke operacije predviđena je posebna nadzemna i podzemna oprema. Osnovna površinska oprema su pumpne jedinice za upumpavanje tečnosti u bunar, instalacije za proizvodnju pare, oprema za zaptivanje ušća bunara, jedinice za ispitivanje bunara. Pod zemljom - pakeri, ankeri, hvataljke za vađenje cijevi, užadi, alati za čišćenje dna i zidova bunara, alati za uništavanje metala u bušotini, posebna tehnička i transportna sredstva koriste se za izradu dodatnih radova.

Razvoj se sastoji u stvaranju uslova u zapušenoj bušotini za dotok tečnosti i gasa iz formacije na dno nakon remonta.

Tehnologije užadi se zasnivaju na upotrebi užeta za spuštanje instrumenata, uređaja, uređaja, kontejnera, sa odgovarajućim materijalima, na dno ili zadati interval bunara.

Tehnologije koje koriste fleksibilne cijevi uključuju odmotavanje i namotavanje kontinuirane fleksibilne kolone na bubanj koji se nalazi na platformi vozila.

Poseban mehanizam je postavljen na ušću bušotine kako bi se fleksibilna struna prisilila uz istovremeno ispravljanje. Na osi bubnja je postavljen okretni element, povezan sa vanjskim fiksnim krajem fleksibilne kolone, što omogućava dovod tekućine u cijevi dok se bubanj okreće. Na donjem kraju fleksibilnog stupa može se pričvrstiti potreban alat ili uređaj za izvođenje tehnološke operacije.

Duga fleksibilna cijev razlikuje se od cijevnih cijevi po materijalu i nedostatku spojnica.

Tehnologije popravke uključuju spuštanje fleksibilne kolone u obložne cijevi, u cijevne cijevi, u prsten u bušotini između kolone cijevi i podizanja cijevi.

Ono što razlikuje tehnologiju spiralnih cijevi od tradicionalnih metoda popravke bušotine je pojednostavljenje procesa rada pri viškom tlaka u bušotini, brzo namotavanje i postavljanje instalacija, mogućnost rada u prstenastom prostoru i eliminacija operacija okidanja. za neke vrste popravki.

2.6 Metode utjecaja na dio formacije u blizini bušotine

Visoke stope razvoja naftnih polja i konačni faktor izvlačenja nafte (ORF) mogu se postići samo racionalnim radom postrojenja.

Tokom rada bušotine značajan dio nafte (u praksi, uz moderne tehnologije, više od polovine) ostaje u podzemlju, lijepi se za stijene ležišta, zaglavi se u malim porama itd. Stoga se umjetne metode koji utiču na formiranje koriste se.

Umjetne metode utjecaja na formaciju podijeljene su u tri grupe:

Metode održavanja pritiska u rezervoaru ubrizgavanjem vode ili gasa,

— metode za povećanje iskorištenja nafte i plina iz ležišta,

— metode za povećanje propusnosti zone u blizini bušotine.

Metode poboljšanog povrata nafte (EOR) - odnosi se na cijeli skup tehnologija za volumetrijsku stimulaciju naftnog ležišta (obično se provodi kroz injekcione bušotine) s ciljem dugoročnog poboljšanja karakteristika plavljenja i, u konačnici, s ciljem povećanja povratne nafte rezerve (ubrizgavanje vode sa surfaktantima u rezervoare, istiskivanje nafte rastvorom polimera, ubrizgavanje ugljen-dioksida u formaciju, ubrizgavanje rashladnih tečnosti u formaciju, istiskivanje nafte iz formacije rastvaračima, in situ sagorevanje).

Metode povećanja propusnosti - tretman zone dna (BZT) - označava skup tehnologija za lokalno stimuliranje formacije u neposrednoj blizini bušotine (obično se provodi kroz proizvodne bušotine) kako bi se osiguralo navedeno ili obnovilo izgubljeno operativne karakteristike bušotine bez naznake povezanosti sa stanjem obnovljivih rezervi nafte (tretman kiselinom, hidraulično frakturiranje, hidraulično lomljenje, torpedovanje, udar vibracija, termička obrada).

Hemijske metode uključuju kiselinske tretmane, zasnovane na sposobnosti kiselina da otapaju određene vrste stijena, što dovodi do čišćenja i proširenja njihovih pornih kanala i povećane propusnosti. Za tretman bušotina se u većini slučajeva koriste hlorovodonične (HC1) i fluorovodične (HF) kiseline. Hlorovodonična kiselina otapa karbonatne stene (vapnence, dolomite) produktivnih formacija, a produkte reakcije hlorovodonične kiseline sa karbonatima - soli kalcijum hlorida (CaCl) i magnezijum hlorida (MgCl 2), ugljen-dioksida (CO 2), vode posle tretmana se lako ispiru uz proizvodnju bunara.

Za tretman se najčešće koristi 12-15-postotni rastvor hlorovodonične kiseline od 0,4 do 1,5 m 3 po metru visine formacije.

Da bi se metal zaštitio od korozije, kiselini se dodaju inhibitori korozije - uglavnom tenzidi.

U bušotinama sa naslagama u zoni dna rupe asfaltno-smola-parafinskih naslaga (ARPD), prethodno se pere vrućim uljem ili se vrši termička obrada kiselinom.

Termički tretman kiselinom je kombinovani proces - u prvoj fazi procesa dno bunara se tretira rastvorom vruće hlorovodonične kiseline, u drugoj fazi, bez prekida nakon prve, vrši se konvencionalna obrada kiselinom.

Suština hidrauličkog lomljenja (hidrauličkog lomljenja) je stvaranje i širenje pukotina u formaciji stvaranjem visokih pritisaka na dnu kako bi se spriječilo zatvaranje pukotine nakon uklanjanja pritiska, u nastalu pukotinu se ubrizgava sortirani krupni pijesak; sa tečnošću upumpanom u bunar.

Dužina pukotina duboko u formaciji može doseći nekoliko desetina metara širine 1-2 mm ispunjenih krupnim pijeskom, imaju značajnu propusnost. Operacija hidrauličkog frakturiranja sastoji se od sljedećih faza: uzastopno ubrizgavanje fluida u formaciju kako bi se formirale pukotine; tečnosti zasićene peskom; tečnosti za guranje peska u pukotine (slika 5.8). Jer u većini slučajeva se koristi tečnost sa istim svojstvima u svim fazama; .

Rice. 2.6.1. Shema hidrauličkog frakturiranja

I—ubrizgavanje tečnosti za lomljenje; II - ubrizgavanje tečnosti sa peskom; III-ubrizgavanje tečnosti za utiskivanje. 1 - glina; 2 - rezervoar za ulje

Metoda hidrosandžet perforacije (GSP) bazira se na korišćenju kinetičke energije i abrazivnih svojstava mlaza tečnosti sa peskom koji velikom brzinom teče iz mlaznica perforatora i usmeren je na zid bunara. Mlaz tečnosti sa peskom stvara prorez u kućištu, u cementnom kamenu i u steni formacije. Tečnost napunjena pijeskom se usmjerava do mlaznica čekića kroz niz cijevi koristeći istu površinsku opremu koja se koristi za hidraulično lomljenje.

Rice. 2.6.2. GPP dijagram Suština vibracijskog efekta na zonu dna bušotine je da se na dnu bušotine, uz pomoć vibratora, formiraju talasni poremećaji okoline u vidu oštrih fluktuacija pritiska različitih frekvencija. i amplitude. Kao rezultat vibracija nastaju nove i stare pukotine se šire, a zona dna se čisti. Kao radni fluidi koriste se ulje, rastvor hlorovodonične kiseline, rastvori surfaktanata itd.

Jedna od opcija pulsnog udara na formaciju - njeno pucanje praškastim plinovima - temelji se na stvaranju pukotina u stijeni zbog energije praškastih plinova koji nastaju prilikom sagorijevanja punjenja u posebnom aparatu. Preporučuje se za upotrebu u naftnim, gasnim i injekcionim bušotinama, čije su produktivne formacije sastavljene od gustih, napuknutih krečnjaka, dolomita i neglinenih peščara. 2.56]

Termičke metode utjecaja na zonu dna rupe koriste se pri eksploataciji bušotina čija ulja sadrže parafin ili smolu. Pri zagrijavanju se parafinsko-smolaste naslage u cijevima, na zidovima bunara, u zoni filtera i porama formacije tope i prenose se protokom nafte na površinu.

Proizvođenje eksplozije u bušotini naziva se torpediranje, a eksplozivno punjenje namijenjeno eksploziji naziva se torpedo. Postoje visokoeksplozivna torpeda (neusmjerena) i kumulativna (eksplozija je usmjerena horizontalno ili vertikalno). Proces torpediranja sastoji se od spuštanja torpeda napunjenog eksplozivom u bunar i njegovog detoniranja protiv produktivne formacije. Kada torpedo eksplodira, formira se šupljina, što rezultira povećanjem promjera bunara i mrežom pukotina koje se razilaze u radijalnom smjeru.

3. Sakupljanje i priprema nafte na terenu

3.1 Kolekcija i priprema ekstrahovanih proizvoda

Proizvodnja naftnih bušotina je mješavina nafte, plina i formacijske mineralizirane vode. Voda je prisutna u slobodnom stanju i također formira emulzije vode-ulja, u kojima se fino usitnjene kapljice vode u uljnom mediju ne talože i spajaju jedna s drugom.

U proizvodnji gasa i gasnih kondenzatnih bušotina, ekstrahuje se zajedno sa gasom. tečna faza u obliku kapi vode i ugljovodonika. Osim plina i tekućine, proizvodi sadrže mehaničke nečistoće prirodne i umjetne prirode.

Sistem prikupljanja nafte, naftnog gasa i vode organizovan je u zavisnosti od pritiska na ušću bušotine, obrasca grupisanja bušotina, interakcije sa sistemima koji utiču na ležište nafte, lokacije mesta za pripremu ekstrahovanih proizvoda, uzimajući u obzir činjenicu da tokom rada postrojenja na terenu se mijenja broj i lokacija proizvodnih bunara i njihov protok, isjecanje vode.

Terenski sistem za prikupljanje i pripremu bušotinskih proizvoda je kompleks komunalnih usluga i objekata koji se nalaze na teritoriji razvijenih objekata, koji obezbeđuju merenje, transport do tehnoloških uređaja, pripremu nafte, gasa i vode do potrebnih parametara, odlaganje svih pratećih proizvoda. i štetnih proizvoda ekstrahovanih tokom procesa proizvodnje.

Strukturno, to je široka mreža cjevovoda koji povezuju bunare, tehnološke instalacije, aparate i konstrukcije. Na terenu se polažu podzemni, nadzemni, podvodni i nadzemni cjevovodi. Prema svojoj namjeni razlikuju se naftovodi, vodovodi, plinovodi i naftovodi i plinovodi.

Priprema na terenu bušotinskih proizvoda uključuje odvajanje tekućih i plinovitih ugljovodonika, oslobađajući ih od stranih nečistoća bilo kojeg porijekla.

Rice. 3.1.1. Osnovna tehnološka šema proizvodnje i pripreme ekstrahovanih proizvoda od strane preduzeća za proizvodnju nafte i gasa (OGPD).

Injekcione bušotine se strukturno ne razlikuju od proizvodnih bušotina za proizvodnju nafte ili gasa. Jedino što oprema na ušću bunara uključuje regulator protoka za ubrizganu vodu.

Nakon sakupljanja, ulje prolazi kroz nekoliko faza prerade:

- dehidracija;

— odsoljavanje;

— stabilizacija;

- otplinjavanje.

Prilikom vađenja mješavine nafte i vode iz formacije, krećući se kroz cijevi pumpe i kompresora u bušotini, kao i kroz poljske cjevovode, nastaje emulzija ulje-voda - mehanička mješavina tekućina koje su jedna u drugoj nerastvorljive i koje se u fino raspršenom stanju.

Rice. 3.1.2. Shema dehidracije ulja

1 - jedinica za odvajanje gasa;

2 - taložnik za prethodno ispuštanje vode;

3 - peć za grijanje;

4 — jedinica za dehidrataciju ulja;

5—dropletizator;

6 - gravitacijski separator-taložnik za emulziju voda-ulja.

Postoje dvije vrste emulzija: “ulje u vodi” i “voda u ulju”. Vrsta emulzije koja se formira uglavnom zavisi od odnosa zapremina faza, kao i od temperature, površinskog napona na granici ulje-voda itd.

Za razbijanje emulzija koriste se sljedeće metode:

— gravitaciono hladno odvajanje;

— demulzifikacija u cijevima;

— toplotni udar;

— termohemijski uticaj;

— električni uticaj;

— filtracija;

— razdvajanje u polju centrifugalnih sila.

Gravitaciono hladno odvajanje se koristi kada postoji visok sadržaj vode u formacijskom fluidu. Taloženje se vrši u periodičnim i kontinuiranim taložnicima.

Serijski tankovi za taloženje obično koriste rezervoare za sirovine slične rezervoarima za skladištenje nafte. Kada se ovi rezervoari napune sirovom naftom, voda se taloži na dno rezervoara.

U kontinualnim taložnicima, odvajanje vode se vrši tokom kontinuiranog prolaska tretirane smeše kroz taložnik. Šematski dijagram kontinuiranog taložnika prikazan je na slici:

Rice. 3.1.3. Izgled taložnika Dužina taložnika se određuje iz uslova da se kapljice date veličine moraju odvojiti od ulja.

Suština in-line metode demulzifikacije je da se mješavini ulja i vode dodaje posebna tvar - demulgator u količini od 15 ... 20 g po toni emulzije. Demulgator uništava oklopnu školjku na površini kapljica vode i na taj način stvara uslove za njihovo spajanje prilikom sudara. Nakon toga, ove uvećane kapljice se relativno lako odvajaju u taložnicima zbog razlike u gustini faza.

Termički efekat je da se ulje podvrgnuto dehidraciji zagreva pre taloženja. Kada se zagrije, s jedne strane, smanjuje se čvrstoća oklopnih školjki na površini kapljica, a samim tim i njihovo spajanje postaje lakše, s druge strane, smanjuje se viskozitet ulja u kojem se kapljice talože povećava brzinu odvajanja emulzije.

Emulzija se zagreva u rezervoarima, izmenjivačima toplote i cevnim pećima na temperaturu od 45 ... 80 °C.

Termohemijska metoda sastoji se od kombinacije termičkog izlaganja i in-line demulzifikacije.

Električni utjecaj na emulzije vrši se u uređajima koji se nazivaju električni dehidratori. Pod utjecajem električnog polja na suprotnim krajevima kapljica vode pojavljuju se suprotni električni naboji. Kao rezultat toga, kapljice se privlače jedna drugoj i spajaju. Zatim se talože na dno posude.

Filtracija se koristi za razbijanje nestabilnih emulzija. Supstance koje nisu kvašene vodom, već navlažene uljem, koriste se kao filterski materijali. Dakle, ulje prodire kroz filter, ali voda ne.

Razdvajanje u polju centrifugalnih sila vrši se u centrifugama, koje su rotor koji se okreće velikim brojem okretaja. Emulzija se dovodi u rotor duž šuplje osovine. Ovdje se odvaja pod utjecajem inercijskih sila, jer kapi vode i ulja imaju različite gustine.

Tokom dehidracije, sadržaj vode u ulju se dovodi do 1 ... 2%.

Odsoljavanje ulja vrši se mešanjem dehidriranog ulja sa svježa voda, nakon čega se nastala umjetna emulzija ponovo dehidrira. Ovakav slijed tehnoloških operacija objašnjava se činjenicom da čak i u dehidriranom ulju ostaje određena količina vode u kojoj su otopljene soli. Kada se pomiješaju sa slatkom vodom, soli se raspoređuju po cijelom volumenu i stoga se njihova prosječna koncentracija u vodi smanjuje.

Prilikom odsoljevanja, sadržaj soli u ulju se dovodi na vrijednost manju od 0,1%.

Ulje nakon faze dehidracije I se zagrijava u izmjenjivaču topline 1 i miješa sa svježom vodom za pranje IV u količini od 5-10% masenog udjela prerađenog proizvoda. Prije toga se u njegov tok uvodi surfaktant - demulgator II i (ako ulje sadrži anorganske kiseline) alkalija ili soda III. Svježa voda se raspršuje u zagrijanom ulju prije ulaska u električni dehidrator 2, u kojoj se kapljice soli i slatke vode spajaju pod uticajem električnog polja. Kao rezultat povećanja, kapljice se brzo talože i prelaze u vodenu fazu, koja se zatim šalje u separator ulja 3 za dodatni mulj. Ulje zarobljeno u separatoru ulja s cirkulirajućom vodom VII vraća se u električni dehidrator, a odvodnu vodu VI ispušta se u sistem za tretman radi održavanja pritiska u rezervoaru (RPM). Osoljeno ulje iz električnog dehidratora V se šalje u sljedeću fazu - stabilizaciju.

Rice. 3.1.4. Shema odsoljevanja nafte

1 - izmjenjivač topline;

2 — električni dehidrator;

3 - separator ulja.

Proces stabilizacije nafte se odnosi na izdvajanje lakih (propan-butana i djelimično benzina) frakcija iz nje kako bi se smanjili gubici nafte tokom njenog daljeg transporta.

Stabilizacija ulja vrši se vrućom separacijom ili rektifikacijom. Tokom vruće separacije, ulje se prvo zagrijava na temperaturu od 40 ... 80 0C, a zatim se ubacuje u separator. Laki ugljovodonici koji se oslobađaju tokom ovog procesa se usisavaju kompresorom i šalju u rashladnu jedinicu. Ovdje se teški ugljovodonici kondenzuju, a laki ugljovodonici sakupljaju i upumpavaju u gasovod.

Prilikom rektifikacije ulje se zagrijava u posebnoj stabilizacijskoj koloni pod pritiskom i na povišenim temperaturama (do 240 °C). Lake frakcije izdvojene u stabilizacionoj koloni kondenzuju se i pumpaju u jedinice za frakcionisanje gasa ili postrojenja za preradu gasa za dalju obradu.

3.2 PPD sistem. Organizacijacija broja obrtaja na terenskim objektima

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.

Prilikom organizovanja održavanja pritiska u rezervoaru (RPM) najteže je postići maksimalno istiskivanje nafte iz rezervoara uz efikasnu kontrolu i regulaciju procesa. Treba imati na umu da se voda i ulje razlikuju po svojim fizičkim i hemijskim karakteristikama. Priprema slatke vode za upotrebu u sistemu za održavanje pritiska.

Količina formirane otpadne vode koja se proizvodi zajedno sa naftom i koristi u sistemu za plavljenje obično zadovoljava potrebe za ovim namjenama za najviše 30-50%, preostalih 70-50% je svježa, podzemna mineralizirana i rjeđe morska voda.

Zahvati podzemnih voda se dijele na podkanalne arteške. U praksi plavljenja, podzemni zahvati vode postali su rasprostranjeniji, čiji su dijagrami prikazani na slici 3.2.1 a.

Slika 3.2.1. Površinski zahvati vode : a-ispod-kanalni dovod vode: 1 - obložna cijev; 2- proizvodni niz; 3 - filter; 4 - rezervoar; 5 — vakum kompresor; 6.9 - pumpe; 7 - bunar; 8 — rezervoar za čistu vodu; b - dovod vode otvorenog rezervoara: 1 - dovod pumpe; 2 — izduvna cijev; 3 - platforma; 4- šipovi; 5 - crpna stanica prvog dizanja.

Centralizovani sistem injektiranja obuhvata vodozahvat, drugu lift stanicu, klaster injekcionu pumpnu stanicu i injekcione bunare.

Posljednjih godina su postali široko rasprostranjeni blokovi NCS, koji se u tvornicama proizvode u obliku zasebnih blokova i isporučuju na mjesto ugradnje u sastavljenom obliku. Klaster pumpne stanice su dizajnirane za pumpanje pročišćene vode u produktivne horizonte.

Broj crpnih stanica, njihova lokacija na terenu i snaga ugrađenih pumpi određuju se na osnovu projekta izgradnje rezervoara i tehničko-ekonomskih proračuna. Kako bi se izbjegli veliki hidraulički gubici pri dovodu vode u injekcione bušotine, crpne stanice se obično nalaze u blizini bunara. Crpna stanica je opremljena sa 2 do 5 centrifugalnih pumpi, od kojih je jedna pomoćna.

Rice. 3.2.2. Šema KNS-a.

1 - glavni vodovod;

2 - prijemni razdjelnik.

Rice. 3.2.3. Šema zalivanja konture:

1 - naftne bušotine;

2 — injekcione bušotine;

3 - nadzorni bunari;

4 - unutrašnja kontura sadržaja ulja.

Konturno plavljenje karakterizira činjenica da se injekcione bušotine nalaze izvan ležišta u blizini vanjske naftonosne konture. Proizvodne bušotine se nalaze u redovima (baterije) paralelno sa unutrašnjom naftonosnom konturom. Najpovoljniji ciljevi za ivično plavljenje su formacije sastavljene od homogenih stijena dobre propusnosti i nisu komplicirane poremećajima. Udaljenost injekcionog reda do vanjskog reda proizvodnih bušotina uzima se za homogene formacije u rasponu od 1000 - 1200 m za heterogene formacije i sa niskom propusnošću 600 - 700 m.

Nadoknadive rezerve nafte i faktor izvlačenja nafte iz ležišta u najbližoj su vezi sa pokrivenošću ležišta istisnim agensom i određeni su karakteristikama geološke strukture, propusnosti ležišta, svojstvima nafte i istisnog agensa i razvojni sistem. Najveći porast pokrivenosti ležišta omogućavaju tehnologije zasnovane na nestacionarnom plavljenju, selektivnom i fokalnom plavljenju, korišćenju povećanog pritiska na liniji injektiranja i odabiru optimalne šeme bušotine.

Povećani pritisak stvoren na liniji injekcionih bušotina aktivno utiče samo na 2-3 najbliža reda proizvodnih bušotina. Prilikom izrade ležišta značajne površine koristi se plavljenje u krugu.

Karakteristika ovog sistema je postavljanje injekcionih bušotina u redove u ležištu nafte, čime je čitava njegova površina isečena na zasebne sekcije.

Rice. 3.2.4. Shema plavljenja u krugu

1 - injekcione bušotine; 2- proizvodni bunari.

Razlikuju se aksijalno plavljenje, sa injekcionim bušotinama koje se nalaze duž ose konstrukcije, i prstenasto plavljenje, sa lokacijom unutar rezervoara u obliku prstena, koji ga deli na centralni i prstenasti prostor.

Rice. 3.2.5. Šeme centralnog plavljenja:

a - aksijalno plavljenje; b - prstenasto plavljenje;

1 - injekcione bušotine; 2 - proizvodni bunari

Blok sistem za plavljenje predviđa raspored injekcionih bušotina u paralelnim ravnim redovima sa redovima proizvodnih bunara između njih. Ležište se razvija u blokovima neovisno jedan o drugom. Takvi sistemi se dijele prema broju redova proizvodnih bunara u bloku na jednoredni, troredni i peteroredni.

Poplavljenje područja karakterizira položaj proizvodnih i injekcionih bunara na površini ravnomjerno duž pravilne geometrijske mreže

Element sistema pet tačaka je kvadrat u čijem se središtu nalazi injekciona bušotina, au uglovima kvadrata su proizvodni bunari;

Element sistema sa sedam tačaka je šestougao sa proizvodnim bušotinama u uglovima i injekcionim bunarima u sredini.

Element sistema od devet tačaka je kvadrat, u uglovima i na sredini njegovih stranica nalaze se proizvodne bušotine, au centru injekciona bušotina).

Selektivno plavljenje karakterizira odabir bunara za injektiranje vode nakon bušenja dijela područja duž uniformne mreže na osnovu podataka iz geofizičkih i hidrodinamičkih studija.

3.3 Upoznavanje sa poslovima održavanja i popravke cjevovoda

Nafta, gas i naftni proizvodi se transportuju na velike udaljenosti i u velikim količinama putem cjevovoda.

Razlikuju se sledeći sistemi cevovoda: naftovodi, naftovodi, gasovodi.

Cjevovodi za pumpanje nafte nazivaju se naftovodima.

Naftovod i plinovod je složena inženjerska konstrukcija čiji su dijelovi: zaporni, kontrolni i sigurnosni ventili; Uređaji za uvođenje kemijskih reagensa; Kontrolni i mjerni instrumenti i oprema za automatizaciju; uređaji za zaštitu od korozije, deformacije cjevovoda itd.

Sam cjevovod - glavna komponenta glavnog naftovoda - sastoji se od cijevi zavarenih u "navoj", opremljenih komorama za prijem i spuštanje svinja, separatorima i dijagnostičkim uređajima.

Cjevovod položen u zemlju podložan je koroziji tla, dok je cjevovod koji prolazi iznad tla izložen atmosferskoj koroziji. Za zaštitu cjevovoda od korozije koriste se pasivna i aktivna sredstva i metode.

Izolacijski premaz se koristi kao pasivna metoda elektrohemijske zaštite je aktivna metoda. Izolacijski premaz koji se koristi na podzemnim cjevovodima mora imati visoka dielektrična svojstva; biti čvrst, vodootporan, mehanički jak. Izolacijski premazi ne pružaju adekvatnu zaštitu podzemnih cjevovoda od korozije. Njihova instalacija mora biti izvedena u kombinaciji sa sredstvima za elektrohemijsku zaštitu (ECP).

ECP se izvodi katodnom polarizacijom cjevovoda. ako se katodna polarizacija provodi pomoću vanjskog izvora istosmjerne struje, tada se takva zaštita naziva katodnom, ali ako se polarizacija provodi spajanjem zaštićenog cjevovoda na metal koji ima negativniji potencijal, tada se takva zaštita naziva žrtvenom.

Preventivne mjere na cjevovodu, kao i otklanjanje havarija i havarija, sprovodi tim za popravku i restauraciju, koji se nalazi na crpnim stanicama; na velikim udaljenostima između crpnih stanica (više od 100-120 km), organiziraju se međupopravne i restauratorske točke, čiji broj ovisi o terenu, prisutnosti puteva i stanju cjevovoda. Ove brigade se obično nalaze u blizini naseljenih mesta.

Sastav samostalnih remontno-restauratorskih timova, njihova opremljenost mašinama i mehanizmima utvrđuje se u zavisnosti od trase, tehničkog stanja cjevovoda i broja paralelno položenih cjevovoda.

Svaki tim za popravku i restauraciju mora imati vozila, opremu za pumpanje i gašenje požara, mehanizme za zemljane radove i aparate za zavarivanje. Sve mašine i mehanizmi su uvijek u punom radnom stanju i spremni za putovanje kako bi se otklonila oštećenja na cjevovodu.

Ovisno o oštećenju, priprema se jama, čije dimenzije moraju omogućiti slobodan pristup cjevovodu za rad.

Jama se temeljito očisti od naftnih derivata (nakon potpunog ispumpavanja) i izoluje od nje. Prije početka radova zavarivanja potrebno je zaustaviti protok naftnih derivata iz cjevovoda.

Ako je oštećenje fistula, curenje ulja može se zaustaviti zabijanjem drvenog čepa i rezanjem u ravni sa cijevi

4. Sigurnosne mjere pri izvođenju radova na servisiranju bunara i podzemne opreme

4.1 Sigurnost rada i industrijske sanitacije

Sigurnosne mjere su sistem organizacionih i tehničkih mjera i sredstava kojima se sprječava izlaganje radnika opasnim proizvodnim faktorima.

Oprema i alat moraju se održavati u ispravnom stanju i čisti, biti u skladu sa tehničkim specifikacijama proizvođača i koristiti u skladu sa zahtjevima operativne i popravne dokumentacije. Za bušenje morate koristiti samo potpuno funkcionalnu opremu za bušenje. Toranj mora biti ojačan klemama od čeličnog užeta, čiji broj, prečnik i mjesta pričvršćivanja moraju biti u skladu sa tehničkom dokumentacijom za ovu instalaciju. Sva oprema mora biti instalirana tako da se može lako i bezbedno servisirati i popravljati. Oprema koja može biti izložena električnoj struji mora biti pravilno uzemljena i ispitana bez opterećenja. Uređaj za bušenje mora imati tablu sa instrumentima za praćenje rada mehanizama, odvijanja tehnoloških procesa i stanja bušotine. Na postrojenju za bušenje trebate imati komplet prve pomoći sa kompletom zavoja i lijekova potrebnih za pružanje prve pomoći u slučaju nezgode. Članovi posade za bušenje moraju biti obučeni za pružanje prve pomoći. Svi rotirajući i pokretni dijelovi strojeva i mehanizama moraju biti sigurno zaštićeni. 1.23]

Gorivo i maziva moraju se skladištiti na udaljenosti od najmanje 50 km od postrojenja za bušenje uz pridržavanje potrebnih sigurnosnih mjera.

Prilikom prihvatanja smjene, bušilica mora provjeriti sljedeće:

1. Dostupnost dokumentacije;

2. Upotrebljivost opreme za bušenje;

3. Upotrebljivost električne opreme: pouzdanost montaže motora.

Industrijska sanitacija je sistem organizacionih, higijenskih i sanitarnih mjera i sredstava kojima se sprječava izlaganje radnika štetnim proizvodnim faktorima. To uključuje povećan nivo buke, vibracija i zagađenja gasom.

Da bi se eliminisala ili smanjila opasnost od štetnih supstanci za ljude, važno je ograničiti njihovu upotrebu u broju i zapremini, a gde je moguće, zameniti visokotoksične manje toksičnim, smanjiti dužinu vremena koje ljudi provode u zagađenom vazduhu i pratiti efikasna ventilacija industrijskih prostorija. U svim slučajevima potrebno je stalno praćenje čistoće vazduha. Zajedno sa drugim sredstvima kontrole, efikasna je odorizacija emisija mirisnim mirisima. Eksterni pregled cevovoda položenih na otvoren način tokom periodičnih pregleda može se vršiti bez skidanja izolacije. Međutim, ako je u pitanju stanje zidova ili zavarenih spojeva cjevovoda, tada se po nalogu osobe koja nadzire rad cjevovoda mora izvršiti djelomično ili potpuno uklanjanje izolacije.

Eksterni pregled cjevovoda položenih u neprohodnim kanalima ili u tlu mora se vršiti otvaranjem u posebnim dionicama dužine od najmanje 2 m. Broj dionica, u zavisnosti od uslova rada, utvrđuje osoba odgovorna za sigurnost operacija.

Ako se prilikom eksternog pregleda otkriju curenja u odvojivim priključcima, pritisak u cjevovodu se mora smanjiti na atmosferski, temperatura vrućih cjevovoda mora se smanjiti na plus 60 °C, a kvarovi moraju biti otklonjeni u skladu sa neophodne sigurnosne mjere.

Ako se otkriju kvarovi, čije otklanjanje uključuje vruće radove, cevovod se mora zaustaviti, pripremiti za popravke u skladu sa važećim uputstvima, a kvarovi se moraju otkloniti.

Osoba odgovorna za siguran rad cjevovoda je odgovorna za blagovremeno otklanjanje kvarova.

Prilikom eksternog pregleda potrebno je provjeriti stanje: izolacije i premaza:

— zavare;

— prirubnički i spojni spojevi, pričvršćivači i uređaji za ugradnju instrumentacije;

— kompenzacijski uređaji;

— drenažni uređaji;

— armature i njihove zaptivke;

— mjerila za mjerenje preostale deformacije;

Osobe sa najmanje 18 godina koje su podvrgnute lekarskom pregledu, poseduju lekarsko uverenje o sposobnosti za rad u autonomnim aparatima za disanje, završile su potrebnu obuku o bezbednosti na radu na gradilištu i sertifikovane su u skladu sa zahtjevi radnika koji rade na opasnim proizvodnim pogonima koji poznaju svojstva sumporovodika, njegovo djelovanje na čovjeka i sposobni su pružiti prvu pomoć žrtvi.

Opasni i štetni faktori proizvodnje u pogonima kiselog ulja su:

kontaminacija gasom (vodonik sulfid, sumpor dioksid);

opasnost od požara i eksplozije;

ulje, hemijski reagensi;

struja.

4.2 Zaštita rada i životne sredine

Svi radovi na sanaciji bunara moraju se izvoditi u skladu sa regulatornim dokumentima, aktima, propisima i pravilima za zaštitu životne sredine. Mjere zaštite životne sredine moraju biti predviđene odobrenom dokumentacijom za sanaciju bunara (primjena, plan, predračun) i dodatnim uputstvima i zahtjevima formulisanim tokom procesa rada. Prilikom obilaska trase cjevovoda, radnik na terenu mora se pridržavati sljedećih pravila. Izbjegavajte područja otvorenog ispuštanja plina sa vjetrobranske strane i obavijestite sve prisutne u blizini zone opasnosti o opasnosti. Nemojte se odmarati ili jesti u blizini zona opasnih za gas. Ne dozvolite otvorenu vatru na ribolovnim terenima samo u za to određenim prostorima. Spriječiti izlijevanje nafte i zagađenje naftom u ribolovnom području, poduzeti sve mjere za sprječavanje kontaminacije tla i vodnih tijela naftom i atmosfere naftnim plinom. Nemojte udarati opremu pod pritiskom. Zabranjena je upotreba izolacione zaštitne opreme koja je neispravna ili nije ispitana u propisanom roku.

Lista književnost

1. Karpeev Yu S. Organizacija zaštite rada u proizvodnji nafte i gasa i prerađivačkoj industriji. M.: Izdavačka kuća Nedra, 1998. - 330 str.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. Osnove poslovanja s naftom i plinom. Ufa. 2000.-220.

3. Lysenko V. D. Razvoj naftnih polja. M.: Izdavačka kuća Nedra, 2003. - 639 str.

4. Kaloshin A.I. Zaštita na radu. M.: Izdavačka kuća Agropromizdat, 1991. - 400 str.

5. „Zbirka uputstava o zaštiti na radu i mjerama predostrožnosti za bezbjedno izvođenje radova tokom redovnih i velikih remonta bunara NGDU. 2000. - 200s.

6. Vakula Y. V. Osnove proizvodnje nafte i plina. Almetjevsk, 2009.- 364 str.

7. Yandex, http://tatnipi-razrab. ljudi. ru/web-kadastr/romashkinskoe.

Test

Grafičko-analitička metoda racionalno kombinuje grafičke i računske tehnike za pronalaženje projektnih visina i radnih oznaka. Što se tiče tačnosti, nešto je niža od analitičke, ali ima prednosti obje metode. Grafičko-analitička metoda osigurava efikasno izravnavanje projektovane površine. Metoda je primjenjiva u svim fazama projektovanja. Prema načinu prikazivanja procesa...

Položaj ručke u ležaju sedišta 4 omogućava mu da se rotira oko osovine potisnog mehanizma pod dejstvom sile u užetu za podizanje, kao i da se pomiče translatorno u ležaju sedišta kao rezultat delovanja pritiska. mehanizam. Dakle, mehanizam ima dva stepena slobode neophodna za kontrolu kašike tokom kopanja. Kanta se pomera kao rezultat dodavanja...

Kv = Troškovi penzionisanih osnovnih sredstava______. Trošak osnovnih sredstava na početku perioda (3.2). Krost = (Fvv - Fvyb)/Fkon (3.3). gdje je Fvv trošak novouvedenih osnovnih sredstava za određeni period (godina); Fvyb - trošak penzionisanih osnovnih sredstava za određeni period; Fkon - vrijednost osnovnih sredstava na kraju istog perioda. Kapitalna produktivnost (FRO) osnovnih proizvodnih sredstava je jedna...

Zbog ograničene dostupnosti esencijalnih elemenata rijetkih zemalja, neke kompanije razvijaju zamjenske materijale. Toyota i General Electric najavili su planove za smanjenje upotrebe rijetkih zemljanih elemenata u proizvodnji automobila i vjetroturbina. Istovremeno, druge zemlje (Australija, Brazil, Indija, Rusija, Južna Afrika, Malezija i Malavi) imaju značajne rezerve...

Domaće proizvedene serije analitičkih instrumenata tipa “Stereoanagraph” imaju nekoliko modifikacija. Prve modifikacije instrumenata sastojale su se od stereokomparatora, koordinatnog grafa i kompjutera. Oni su bili dizajnirani da kreiraju i ažuriraju karte i planove čitave serije velikih razmera koristeći zračne i satelitske snimke. Ovi uređaji imaju povećanu tačnost obrade slike, automatizaciju procesa orijentacije...

Kurs

Aparat formula za predračunavanje greške poravnanja i tačnosti poligonometrije je prilično širok. Ali bez obzira koliko je dobar predkalkulacija tačnosti budućih mjerenja, bez obzira koje se formule koriste, uvijek je potrebno znati stvarnu poziciju poligonometrijskih tačaka. Najjednostavnija analiza greške u položaju poligonometrijske tačke radi se pomoću x, y koordinata dobijenih u nekoliko n poteza. Za ovo...

Tabela 2.6 Rezultati obrade GGDI u 2008. za bušotinu br. 105 28.02.2008. Tabela 2.7 Rezultati obrade GGDI u 2008. za bušotinu br. 105 04.12.2008. Tabela 2.8 Rezultati obrade GGDI u 2008. za bušotinu br. 110 29.02.2008. Tabela 2.9 Rezultati obrade GGDI u 2008. za bušotinu br. 110 24.10.2008. Obrada rezultata istraživanja omogućila je dobijanje jednačine priliva gasa...

Kurs

Četvrta faza. Zglobna osovina se izvodi u osovinu. Da biste to učinili, u tački A polaže se horizontalni ugao, a u tački B horizontalni ugao, duž kojeg su pravci u horizontalnoj ravni dani vektoru koji se povlači sa oba kraja. Praćenje ispravnosti crtanja jediničnog vektora u vertikalnoj ravni vrši se pomoću izračunatog nagiba. Slika 1. Greška u zatvaranju nadolazećih lica u planu za...