Raport de practică de producție de petrol și gaze. A fost realizat un raport privind practica industrială în profilul de specialitate. Sistem de colectare a fluidului de puț

Introducere

Prima practică educațională este o parte introductivă a pregătirii și ajută la familiarizarea cu profesia înainte de a începe să studieze discipline speciale. Această practică a avut loc la locul de antrenament al NGDU Yamashneft. Principalele obiective ale practicii au fost:

Familiarizarea studenților cu dezvoltarea unui zăcământ de petrol și a proceselor de forare a puțurilor de petrol și gaze.

Familiarizarea cu principalele echipamente utilizate la forarea și exploatarea sondelor de petrol și gaze.

Familiarizarea cu câmpul petrolier și cu activitățile sale de producție și economice.
4. Obținerea anumitor cunoștințe practice și experiență care contribuie la o bună asimilare a materialului teoretic în timpul pregătirii ulterioare în specialitatea proprie la o universitate.

În timpul antrenamentului, am vizitat și ne-am familiarizat cu amenajarea unității de pompare a gazului, a stației de pompare de rapel, a stației de pompare, precum și cu un grup de puțuri destinate centralelor electrice cu 1 ridicare, am vizitat o instalație de foraj, mașini de reparare și sectoare de antrenament pentru repararea echipamentelor și concursuri între angajați.

1. Conceptul de întreprindere de producție și servicii de petrol și gaze OJSC Tatneft sau întreprinderi industriale din sud-estul Tatarstanului (NGDU Almetneft)

Prevederi generale ale NGDU Almetyevneft: Departamentul de producție de petrol și gaze Almetyevneft este o divizie structurală a companiei integrate vertical OJSC Tatneft, care are propria sa structură organizatorică și responsabilități funcționale.

NGDU în activitățile sale este ghidată de Carta OAO Tatneft numită după V.D. Shashin (denumită în continuare Compania), aceste reglementări, alte acte ale Companiei și legislația în vigoare.

Misiunea NGDU Almetyevneft este indisolubil legată de misiunea uneia dintre cele mai mari companii rusești de petrol și gaze - OJSC Tatneft: consolidarea și creșterea statutului unei companii stabile din punct de vedere financiar recunoscută la nivel internațional, ca unul dintre cei mai mari producători ruși de petrol integrați vertical. și produse din gaze rafinarea petrolului și petrochimiei, asigurând un nivel înalt de responsabilitate socială.

Principalele activități ale NGDU sunt producția, prepararea, prelucrarea și vânzarea petrolului și a produselor petroliere.

Scopul principal al creării NGDU Almetyevneft este de a obține profit prin activitățile sale în industria petrolului.

Principalele activități ale NGDU Almetyevneft sunt:

Dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere, inclusiv a celor cu rezerve greu de recuperat;

Recuperarea îmbunătățită a petrolului (prin metode secundare și terțiare) prin utilizarea tehnologiilor avansate;

Efectuarea lucrărilor de reparații în puțuri;

Dezvoltare bine;

Închiriere de active fixe către persoane fizice și juridice;

Controlul calității construcției conductelor folosind un laborator de detectare a defectelor;

Colectarea, sortarea și prelucrarea materiilor prime și a materialelor secundare și a deșeurilor;

Elaborarea estimărilor de proiectare și implementarea în producție;

Crearea și funcționarea unui laborator de producție și testare pentru monitorizarea echipamentelor și materialelor folosind metode de testare nedistructivă etc.

2. Tehnic de bază indicatori economici, care caracterizează activitatea întreprinderii. Structura organizatorică a întreprinderii

foraj producția economică de petrol

Principalii indicatori tehnici și economici ar trebui să caracterizeze într-o formă generalizată toate aspectele producției și activităților economice ale întreprinderii: să arate rezultatele generale ale muncii, cantitatea de resurse utilizate, eficiența utilizării lor, gradul de îmbunătățire a vieții. standardele muncitorilor. Analiza acestor indicatori face posibilă dezvoltarea cu succes a deciziilor optime de management pentru utilizarea cât mai rațională a capacităților de producție, a activelor fixe și a capitalului de lucru al întreprinderii pentru dezvoltarea pozitivă în continuare a managementului producției de petrol și gaze.

Pentru a analiza activitățile NGDU, acesta utilizează un sistem de cei mai importanți indicatori tehnici și economici de bază. Acest sistem evaluează obiectiv principalele rezultate ale activității economice. Indicatorii sunt utilizați atât pentru planificarea activităților de producție și economice, înregistrarea rezultatelor, raportare, cât și pentru analiză.

Să luăm în considerare sistemul de indicatori tehnici și economici ai NGDU Almetyevneft, prezentat în tabel. 1.1.

Tabelul 1.1. Principalii indicatori de performanță tehnică și economică pentru anul 2011

	Index		fapt 2010					Oprit 2011 până în 2010, +/-
	Productie de petrol - total	mii de tone
	Produse comerciale
	Volumul uleiului tratat	mii de tone
	Punerea în funcțiune a puțurilor noi:
	Ulei
	Presiune
	Stoc care funcționează bine la sfârșitul anului
	Ulei
	Presiune
	Stocul mediu anual de exploatare a sondei
	Ulei
	Presiune
	Raportul de exploatare a sondei de petrol
	Rata de utilizare a sondei de petrol
	Debitul mediu zilnic al puțului
	Pentru ulei
	Prin lichid
	Între reparațiile puțurilor
	Reparații curente de puțuri
	Numărul puțurilor reparate
	Scopul muncii
	Extracție lichidă	mii de tone
	Ulei tăiat apă
	Investiții de capital
	Introducerea mijloacelor fixe
	Rata OPF medie anuală
	Numărul mediu de angajați
	Salariu mediu de 1 angajat
	Personal neindustrial
	Productivitatea muncii a 1 angajat PPP
	Consumul specific de număr PPP per 1 godeu.
	Costuri pentru producerea tovarășului.

Pe baza datelor din Tabelul 1.1, vom analiza principalii indicatori tehnici și economici ai NGDU Almetvneft pentru perioada 2010-2011.

Productie de ulei. Întrucât de la an la an, din cauza deteriorării condițiilor miniere și geologice pentru zonele în curs de dezvoltare, se constată o scădere a volumelor producției de petrol, s-a desfășurat un volum mare de activități geologice și tehnice pentru creșterea și menținerea ritmului producției de petrol în anul 2011. .

În general, stocul de exploatare a crescut, de la 2.735 sonde în stocul de exploatare la 2.774.

Au fost produse în total 4.035 mii de tone de petrol, ceea ce reprezintă cu 2,1% mai mult decât cel planificat și cu 0,3% mai mult decât producția din 2010.

Au fost puse în funcțiune 42 de puțuri de petrol și 26 de puțuri de injecție, adică cu 9 și, respectiv, 2 puțuri mai mult decât precedenta. Totuși, planul de injecție nu a fost îndeplinit.

Ratele de exploatare și utilizare a puțurilor de petrol au crescut ușor.

Ulei-apa tăiată a rămas neschimbată.

Structura organizatorică a unei întreprinderi de producție de petrol și gaze depinde de o serie de factori: volumul producției și natura procesului tehnologic; condiții naturale, geologice și climatice; grad de concentrare și specializare și multe altele.

Cerința generală pentru structura organizatorică este ca aparatul de management să fie operațional, adică deciziile pe care le ia trebuie să fie oportune și să corespundă cerințelor și progresului procesului de producție. Activitatea sa ar trebui să asigure adoptarea celor mai optime decizii dintr-o varietate de opțiuni posibile și funcționarea fiabilă a întreprinderii, eliminând erorile și deficiențele de informații.

Conducerea generală și administrativă a NGDU este efectuată de șeful departamentului, numit de directorul general al OAO Tatneft, care acționează în numele OAO Tatneft în calitate de reprezentant autorizat al acesteia pe baza unei procuri eliberate de OAO Tatneft. și își folosește contul curent în modul prescris. Magazinele și alte divizii ale NGDU funcționează în conformitate cu prevederile confirmate de șeful NGDU.

Structura organizatorică a NGDU Almetyevneft este structura internă a unei organizații formale care determină componența, subordonarea, interacțiunea și distribuția muncii între departamente și organe de conducere, între care se stabilesc anumite relații privind implementarea autorității, fluxul de comenzi și informații.

Structura unei întreprinderi este alcătuirea și relația legăturilor sale interne: ateliere, secții, departamente, laboratoare și alte divizii care alcătuiesc o singură entitate economică.

Structura generală a unei întreprinderi (companii) este înțeleasă ca un complex de divizii de producție, organizații pentru managementul întreprinderii și servicii pentru angajați, numărul acestora, dimensiunea, relațiile și relațiile dintre acestea în ceea ce privește dimensiunea spațiului ocupat, numărul de angajați și debitul. .

Structura întreprinderii trebuie să fie rațională, economică, simplă (furnizează cele mai scurte rute pentru transportul materiilor prime, materialelor și produselor finite).

Structura organizatorică a managementului întreprinderii este un set ordonat de servicii care gestionează activitățile, relațiile și subordonarea acesteia. Este direct legată de structura de producție a întreprinderii, determinată de sarcinile cu care se confruntă personalul întreprinderii, varietatea funcțiilor de conducere și volumul acestora.

Structura organizationala - alcătuirea şi subordonarea unităţilor sau legăturilor organizatorice interdependente , îndeplinind diverse funcţii în sistemul de producţie şi activităţi economice ale întreprinderii.

În industria de petrol și gaze și foraj de puțuri, există o mare varietate de structuri organizatorice ale întreprinderilor și asociațiilor, deși se lucrează în mod constant pentru simplificarea și unificarea acestora. Principalele direcții de îmbunătățire a structurii organizatorice a întreprinderilor și asociațiilor producătoare de petrol și gaze sunt prevăzute de un sistem de măsuri pentru implementarea schemelor generale de management pentru industria petrolului și gazelor.

3. Caracteristici ale procesului de producție în producția de petrol

Prima trăsătură caracteristică a producției de petrol și gaze este pericolul crescut al produselor sale, adică. fluid extras - petrol, gaz, ape foarte mineralizate și termale, etc. Aceste produse sunt periculoase pentru incendiu, periculoase pentru toate organismele vii datorită compoziției lor chimice, hidrofobicității, capacității gazului din jeturile de înaltă presiune de a difuza prin piele în corp și datorită abrazivității jeturilor de înaltă presiune. Gazul, atunci când este amestecat cu aerul în anumite proporții, formează amestecuri explozive. Amploarea acestui pericol a fost clar demonstrată în timpul unui accident care a avut loc nu departe de orașul Ufa. A existat o scurgere de gaz din conducta de produs și s-a format o acumulare de componente explozive. De la o scânteie (trenurile se deplasau în această zonă), a avut loc o explozie puternică, care a dus la multe victime.

A doua caracteristică a producției de petrol și gaze este că este capabilă să provoace transformări profunde ale obiectelor naturale ale scoarței terestre la adâncimi mari - până la 10-12 mii m. În procesul de producție de petrol și gaze, la scară mare și foarte se efectuează impacturi semnificative asupra formațiunilor (petrol, gaze, acvifere etc.) . Astfel, extracția intensivă a petrolului pe scară largă din rezervoarele de nisip foarte poroase duce la o scădere semnificativă a presiunii din rezervor, adică. presiunea fluidului de formare - ulei, gaz, apă. Sarcina datorată greutății rocilor de deasupra a fost susținută inițial atât de solicitările din matricea de rocă a straturilor, cât și de presiunea fluidului de formare pe pereții porilor. Când presiunea rezervorului scade, sarcina este redistribuită - presiunea pe pereții porilor scade și, în consecință, tensiunile din scheletul de rocă al formațiunii cresc. Aceste procese ating o scară atât de largă încât pot duce la cutremure, așa cum sa întâmplat, de exemplu, în Nefteyugansk. Trebuie remarcat aici că producția de petrol și gaze poate afecta nu numai o singură formațiune adâncă, ci și mai multe straturi de adâncimi diferite în același timp. Cu alte cuvinte, echilibrul litosferei este perturbat, i.e. mediul geologic este perturbat.

A treia caracteristică a producției de petrol și gaze este că aproape toate instalațiile, materialele, echipamentele și mașinile utilizate sunt o sursă de pericol crescut. Aceasta include și toate echipamentele de transport și speciale - auto, tractor, aeronave etc. Conducte cu lichide și gaze sub presiune ridicată, toate liniile electrice sunt periculoase, iar multe substanțe chimice și materiale sunt toxice. Gazele foarte toxice, cum ar fi, de exemplu, hidrogenul sulfurat pot proveni din sondă și pot fi eliberate din soluție; Arderile care ard gazul petrolier asociat neutilizate sunt periculoase pentru mediu. Pentru a evita deteriorarea de la aceste obiecte periculoase, produsele, materialele, sistemul de colectare și transport al petrolului și gazelor trebuie sigilat.

A patra caracteristică a producției de petrol și gaze este că pentru instalațiile sale este necesară retragerea parcelelor corespunzătoare de teren din agricultură, silvicultură sau altă utilizare. Cu alte cuvinte, producția de petrol și gaze necesită alocarea unor suprafețe mari de teren (adesea pe terenuri foarte productive). Instalațiile de producție de petrol și gaze (puțuri, puncte de colectare a petrolului etc.) ocupă suprafețe relativ mici în comparație, de exemplu, cu carierele de cărbune, care ocupă suprafețe foarte mari (atât cariera în sine, cât și haldele de suprasarcină). Cu toate acestea, numărul instalațiilor de producție de petrol și gaze este foarte mare. Astfel, stocul de puțuri în producția de petrol se apropie de 150 de mii. Datorită împrăștierii foarte mari a instalațiilor de producție de petrol și gaze, lungimea comunicațiilor este foarte mare - drumuri permanente și temporare, căi ferate, căi navigabile, linii electrice, conducte pentru diverse scopuri (petrol, gaze, apă, argilă, conducte de produse etc. .). Prin urmare, suprafața totală de teren alocată pentru producția de petrol și gaze - teren arabil, păduri, fânețe, pășuni, mușchi de ren etc. suficient de mare.

A cincea caracteristică a producției de petrol și gaze este o cantitate mare vehicule, în special autovehicule. Toate aceste echipamente - auto, tractor, râu și nave maritime, avioane, motoare cu ardere internă în dispozitivele de foraj etc. poluează într-un fel sau altul mediul: atmosfera cu gaze de eșapament, apa și solul cu produse petroliere (combustibil diesel și uleiuri). În ceea ce privește nivelul de impact negativ asupra mediului, producția de petrol și gaze se situează pe primul loc în rândul sectoarelor economiei naționale. Poluează aproape toate zonele mediu inconjurator- atmosfera, hidrosfera, si nu numai apa de suprafata, ci si apa subterana, mediul geologic, i.e. întreaga grosime a formaţiunilor pătrunse de puţ, împreună cu fluidele care le saturează.

4. Conceptul de stoc de sondă. Planificarea programului de producție. Conceptul de producție inițială a sondei

Stocul de puțuri - numărul și clasificarea după starea și scopul tuturor puțurilor forate (într-un zăcământ, zăcământ de gaze sau depozitare subterană de gaze). Acest fond include toate puțurile de explorare, producție, observare și speciale. Acestea sunt împărțite în lichidate și funcționale pentru implementarea funcțiilor operaționale, de supraveghere sau de altă natură. Sondele în exploatare sunt în bilanţul întreprinderii de producere a gazelor.

Stocul puțului este împărțit în următoarele categorii:

1. Presiune.

2. Operațional:

a) valabil:

¨ furnizarea de produse;

¨ oprit la momentul contabilizării:

¨ în așteptarea reparațiilor;

¨ pentru reparații;

¨ din lipsa echipamentului;

b) inactiv:

¨ în anul de raportare (oprit în anul curent și în luna decembrie a anului precedent);

¨ în dezvoltare și în așteptarea dezvoltării.

Teste.

Conservat:

¨ lichidate și în așteptarea lichidării.

¨ lichidat:

a) după forare:

¨ ca urmare a unor accidente mortale și complicații;

¨ nereușită din punct de vedere geologic;

¨ explorarea, cei care și-au îndeplinit și cei care nu și-au îndeplinit scopul;

b) la finalizarea exploatării.

Stocul de sondă în exploatare este acea parte din activele fixe ale întreprinderilor producătoare de petrol și gaze care asigură producția de petrol și gaze. Stocul de sondă în exploatare reprezintă principala parte de lucru a stocului de sondă, asigurând sarcina producției de petrol și gaze, toate acestea sunt puțuri puse vreodată în funcțiune.

unde - puțuri active, - puțuri inactive

Deoarece stocul de sondă în exploatare reprezintă partea principală a stocului de sondă și numai acesta asigură sarcina pentru producția de petrol și gaze, indicatorii volumului de muncă în fiecare moment dat sunt determinați de această parte a stocului și sunt exprimați în forma numărului de puțuri de petrol la începutul sau la sfârșitul unei perioade de timp date.

Planificarea activităților de producție și comerciale ale unei întreprinderi începe cu determinarea volumului și capacităților de producție și vânzări de produse, adică program de producție.

Program de fabricație - Aceasta este o sarcină pentru producția și vânzarea de produse într-un sortiment de calitate adecvată din punct de vedere fizic și valoric în funcție de cerere și de capacitățile reale ale întreprinderii de a o satisface pentru o anumită perioadă. De obicei, compilate pentru anul, defalcate pe trimestre și luni.

Programul de producție servește ca bază pentru dezvoltarea următoarelor planuri:

) logistică;

) numărul de personal și salariile;

) investiții;

) plan financiar.

Programul de producție predetermina sarcinile pentru punerea în funcțiune a noilor unități de producție, necesarul de materiale și materii prime, numărul de muncitori etc. Este strâns legat de planul financiar, planul de costuri de producție, profit și profitabilitate.

Întreprinderile își formează program de producție independent pe baza cererii consumatorilor identificate în timpul cercetării de piață; portofoliu de comenzi (contracte) pentru produse si servicii; ordinele guvernamentale și nevoile proprii.

Programul anual de producție stabilește o serie de nomenclaturi și sarcini cantitative care alcătuiesc secțiunile sale:

¨ nomenclatura și gama de produse;

¨ sarcina de producere a produselor finite in termeni fizici si valorici pe grupe largi;

¨ volumul livrărilor de semifabricate către terți;

¨ domeniul de activitate, servicii industriale către terți;

Programul de producție este format din trei secțiuni:

Planul producției produsului în termeni fizici - stabilește volumul producției de produse de calitate corespunzătoare conform nomenclatorului și sortimentului în unități fizice de măsură (t, m, buc.). Se determină pe baza satisfacerii complete și cât mai bune a cererii consumatorilor și atingerea utilizării maxime a capacității de producție;

Plan de producție în termeni valoric în termeni de producție brută, comercializabilă și netă;

Planul de vânzări al produselor în termeni fizici și valorici. Este întocmit pe baza contractelor încheiate de furnizare a produselor, precum și a semifabricatelor, componentelor și pieselor în baza acordurilor de cooperare cu alte întreprinderi, precum și a propriei evaluări a capacității pieței. Volumul produselor vândute se calculează pe baza volumului produselor comercializabile, ținând cont de modificările soldului produselor din depozit și ale celor expediate, dar neachitate de către clienți la începutul și sfârșitul anului planificat. Dar volumul vânzărilor de produse este afectat și de modificările calității produselor și ale prețurilor produselor și serviciilor în vigoare la întreprindere.

Debitul este volumul de lichid (apă, petrol sau gaz) furnizat stabil dintr-o sursă naturală sau artificială pe unitatea de timp. Debitul este o caracteristică integrală sursă(foraj, conductă, puț etc.), care determină capacitatea acestuia de a genera un produs, într-un mod de funcționare dat, în funcție de legăturile acestuia cu petrol, gaze sau acvifere adiacente, epuizarea acestor straturi, precum și fluctuațiile sezoniere (pentru panza freatica). Debitul lichidului este exprimat în l/s sau m³/s, m³/h, m³/zi; gaz - în m³/zi.

Debitul sondei este volumul de producție produs dintr-o sondă pe unitatea de timp (secundă, zi, oră etc.). Poate caracteriza producția de petrol, gaze, condens de gaz și apă.

¨ Debitul sondelor de petrol se măsoară în metri cubi sau tone pe unitatea de timp (m³/oră, m³/zi).

¨ Debitul sondelor de gaze se măsoară în mii de metri cubi pe unitatea de timp (mii m³/oră, mii m³/zi).

¨ Debitul sondelor de gaz condensat este măsurat în tone pe unitatea de timp (tone/oră, tone/zi).

5. Geologia petrolului și gazelor

Scoarța terestră este partea superioară a litosferei. La scara întregului glob, poate fi comparat cu cel mai subțire film - grosimea sa este atât de nesemnificativă. Dar nici măcar acest înveliș superior al planetei nu cunoaștem prea bine. Cum se poate afla despre structura scoarței terestre dacă chiar și cele mai adânci puțuri forate în scoarță nu depășesc primii zece kilometri? Localizarea seismică vine în ajutorul oamenilor de știință. Prin descifrarea vitezei undelor seismice care trec prin diferite medii, este posibil să se obțină date despre densitatea straturilor pământului și să tragă concluzii despre compoziția acestora. Sub continente și bazine oceanice, structura scoarței terestre este diferită.

oceanic Scoarta terestra mai subțire (5-7 km) decât cel continental, și este format din două straturi - bazalt inferior și sedimentar superior. Sub stratul de bazalt se află suprafața Moho și mantaua superioară. Topografia fundului oceanului este foarte complexă. Dintre diferitele forme de relief, se remarcă imensele creste mijlocii oceanice. În aceste locuri are loc nașterea crustei oceanice bazaltice tinere din materialul mantalei. Printr-o falie adâncă care se desfășoară de-a lungul vârfurilor din centrul crestei - o ruptură - magma iese la suprafață, răspândindu-se în diferite direcții sub formă de fluxuri de lavă subacvatice, împingând constant pereții defileului riftului în direcții diferite. Acest proces se numește răspândire. Crestele oceanice de mijloc se ridică la câțiva kilometri deasupra fundului oceanului, iar lungimea lor ajunge la 80 de mii de km. Coamele sunt tăiate de falii transversale paralele. Ele sunt numite transformatoare.

Zonele Rift sunt cele mai turbulente zone seismice de pe Pământ. Stratul de bazalt este acoperit de straturi sedimentare marine. Scoarta continentală ocupă o suprafață mai mică (aproximativ 40% din suprafața Pământului), dar are o structură mai complexă și o grosime mult mai mare. Sub munții înalți grosimea sa se măsoară 60-70 de kilometri. Structura crustei continentale este cu trei membri - bazalt, granit și straturi sedimentare. Stratul de granit iese la suprafață în zone numite scuturi. De exemplu, Scutul Baltic, o parte din care este ocupată de Peninsula Kola, este compus din roci de granit. Aici s-au efectuat foraje adânci, iar puțul superadânc Kola a atins pragul de 12 km. Însă încercările de a foraj prin întregul strat de granit au fost fără succes. Raftul - marginea subacvatică a continentului - are și crustă continentală. Același lucru este valabil și pentru insulele mari - Noua Zeelandă, insulele Kalimantan, Sulawesi, Noua Guinee, Groenlanda, Sakhalin, Madagascar și altele. Mările marginale și mările interne, cum ar fi Marea Mediterană, Neagră și Azov, sunt situate pe crusta de tip continental.

Viteza de migrare a jetului a gazului și petrolului depinde în principal de permeabilitatea de fază pentru gaz și petrol, porozitatea părții saturate de petrol și gaz a formațiunii, precum și de vâscozitatea petrolului și gazului, unghiul de înclinare al formarea și diferența de densitate a apei, petrolului și gazelor în condiții de rezervor. Natura distribuției straturilor de nisip și argilă în straturile care conțin petrol și gaze determină în mare măsură condițiile de formare a depozitelor. În cazul alternanței uniforme a calotelor de argilă cu straturile rezervor, în prezența condițiilor favorabile pentru migrarea verticală, se formează depozite pe toată secțiunea complexului. În cadrul teritoriului purtător de petrol și gaze, care unește zăcăminte de petrol și gaze de același tip în ceea ce privește condițiile de formare a zăcămintelor. Când se studiază condițiile de acumulare a hidrocarburilor, este necesar să se țină cont de faptul că formarea depozitelor de petrol și gaze are loc într-un mediu acvatic, iar petrolul și gazele sunt doar componente minore ale fluidelor de formare în volum.

Factorii hidrogeologici determină în mare măsură condițiile de migrare și acumulare a petrolului și gazelor. Studierea dinamicii apelor de formare este esentiala pentru stabilirea directiei de migrare a hidrocarburilor si determinarea conditiilor de conservare a zacamantului. Peste zăcămintele de petrol și gaze, în timpul distrugerii acestora din urmă, în anumite condiții, se observă formarea zăcămintelor de sulf. Petrolul și gazele din rezervor se pot acumula atunci când rezervorul se îndoaie într-o structură anticlinală.

Descrierea muncii

Baza potențialului economic al regiunii Okha este complexul de combustibil și energie. Întreprinderea sa de bază este departamentul de producție de petrol și gaze „Ohaneftegaz”, care face parte din structura OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Istoria întreprinderii NGDU Okhaneftegaz a început odată cu dezvoltarea câmpului Okha în 1923. Din 1923 până în 1928, câmpul Okha a fost dezvoltat de Japonia în baza unui acord de concesiune. Din 1928 până în 1944, explorarea și dezvoltarea câmpului a fost realizată în comun de către trustul Sakhalinneft (format în 1927) și concesionarul japonez.

Introducere. Informații generale despre companie
2
1.
Partea teoretică
3

1.1. Structura companiei
3

4

1.3. Clasificarea metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului
6

1.4. Sisteme de inundare și condiții de utilizare a acestora
9

1.5. Cercetarea puțului de injectare
13

1.6. Reparații subterane puțuri de injecție, tipuri și motive pentru reparații
14
2.
Siguranța muncii în timpul inundațiilor rezervorului
15
3.
Protecția mediului la utilizarea apelor uzate pentru PPD
16

Concluzie. Cum se determină eficacitatea utilizării metodelor PPD
18

Bibliografie
19

Fișiere: 1 fișier

Agenția Federală pentru Educație și Știință a Federației Ruse

Dezvoltarea și exploatarea petrolului și câmpuri de gaze

(numele specialității)

(numele, prenumele, patronimul elevului)

Departamentul de corespondență, anul șase.

cod 130503.

pentru practica de calificare (stagiu).

pe ______________________________ _____________________________

(Nume de afaceri)

Șef de practică din ramură

Sef de practica din intreprindere

____________________ ___________________________

(funcție) (semnătură) (acționând)

Decizia Comisiei din data „______” ____________________ 2010

admit că raportul

completat și protejat cu un rating de „______________________________”

membrii comisiei

_____________________ ___________________________ ____________________

_____________________ ___________________________ ____________________

(funcție) (semnătură) (acționând)

Introducere

Informații generale despre întreprindere.

Baza potențialului economic al regiunii Okha este complexul de combustibil și energie. Întreprinderea sa de bază este departamentul de producție de petrol și gaze „Ohaneftegaz”, care face parte din structura OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.

Istoria întreprinderii NGDU Okhaneftegaz a început odată cu dezvoltarea câmpului Okha în 1923. Din 1923 până în 1928, Japonia a dezvoltat câmpul Okha în baza unui acord de concesiune. Din 1928 până în 1944, explorarea și dezvoltarea câmpului a fost realizată în comun de trustul Sakhalinneft (format în 1927) și concesionarul japonez.

În 1944, acordul cu Japonia a fost reziliat, iar din această perioadă dezvoltarea zăcământului Okha a fost continuată de către asociația Sakhalinneft, iar zăcământul petrolier Okha a fost inclus în diferite divizii în diferiți ani:

1944-1955 – Câmpul petrolier Okha (în dezvoltarea zăcământului Central Okha);

1955-1958 – Câmpul petrolier extins Okha, parte a Direcției zăcământului petrolier Ekhabineft (în dezvoltarea câmpurilor Okha Central, Okha de Nord, Nekrasovka, Okha de Sud, Kolendo - până în 1965);

1968-1971 – Departamentul Petrolier „Okhaneft” (în dezvoltarea câmpurilor Okha Centrală, Okha Sud, Nekrasovka);

1971-1979 – NGDU Kolendoneft (în dezvoltarea câmpurilor Central Okha, Northern Okha, Southern Okha);

1979-1981 – Întreprindere de bază a Asociației de producție „Sakhaneftegazdobycha”, parte a Asociației Industriale Uniune „Sakhalinmorneftegaz” (în dezvoltarea câmpurilor Okha Centrală, Okha de Nord, Okha de Sud);

1981-1988 – NGDU „Seveneftegaz” (aceleași domenii în curs de dezvoltare). NGDU Okhaneftegaz operează în 17 zăcăminte de petrol și gaze situate în regiunea Okha.

În 1988, PA Okhaneftegazdobycha și VPO Sakhalinmorneftegaz au fost transformate în PA Sakhalinmorneftegaz, iar NGDU Severneftegaz a fost transformată în NGDU Okhaneftegaz, care a inclus din nou câmpul Kolendo. În câmpurile petroliere vechi situate pe uscat a început introducerea tehnologiei de fracturare hidraulică, ceea ce face posibilă creșterea ratelor de producție a puțurilor.

1. Partea teoretică

1.1.Structura întreprinderii Okhaneftegaz

1.2. Scurte caracteristici geologice ale zăcământului

Informații generale despre depozit. Zăcământul Tungor a fost descoperit în 1958, la 28 km sud de Okha. Din punct de vedere orografic, pliul anticlinal este situat la limitele a două zone morfologice: estul, înălțat, exprimat sub forma unei creste meridiane a lanțului Sakhalin de Est, și vestul, reprezentat prin forme de relief mai plate și inferioare. Cotele maxime absolute în partea de est ajung la 120 de metri. Arcul pliului corespunde unei zone de relief coborâte cu cote absolute care nu depășesc 30-40 m.

Rețeaua hidrografică a regiunii este slab dezvoltată. Trebuie remarcat faptul că există două bazine hidrografice locale - lacurile Tungor și Odoptu, care sunt de natură tectonă. Prin zonă curg un număr de pâraie și râuri mici. Văile lor sunt mlăștinoase și debitul apei este neuniform. Direct în apropierea depozitului se află satul Tungor, care este legat de orașul Okha printr-un drum lung de 28 km.

Clima regiunii este rece, iarna este lungă, stratul de zăpadă începe în noiembrie și persistă până în mai. Taifunurile aduc viscol iarna și ploi abundente vara. Vântul atinge 30 m/sec. Vara este scurtă și ploioasă. Temperatura medie anuală este de 2,5.

Stratigrafie. Secțiunea de sedimente a zăcământului Tungor este reprezentată de roci terigene nisipo-argiloase de vârstă neogenă. Complexul de formațiuni descoperit de cele mai adânci fântâni este împărțit (de jos în sus) în formațiunile Daginsky, Okobykaysky și Nutovsky.

Formația Daginskaya. Grosimea maximă descoperită în puțul nr. 25 este de 1040 m. Granița dintre formațiunile Dagin și Okobykai este trasată de-a lungul vârfului orizontului XXI. Depozitele Dagin sunt împărțite în orizonturi XXI – XXVI.

Sunt compuse predominant din nisipuri si gresii, roci de culoare gri deschis, gri, eterogene, limos-argilose.

Pietrele de noroi sunt de culoare cenușiu închis până la negru, fracturate, așchiate, nisipoase-nâmoase, micacee deasupra, conținând resturi de plante carbonizate. Rocile se caracterizează printr-un conținut ridicat de silice.

Formația Okobykai. Granița dintre depozitele formațiunilor Nutovskaya și Okobykaiskaya este trasată în mod convențional la baza celui de-al treilea strat. Grosimea formațiunii ajunge la 1400 m. Rocile clastice sunt reprezentate de nisipuri, argile și soiurile lor intermediare și cimentate. Jumătatea superioară a secțiunii de formare se caracterizează prin stabilitatea sedimentării, care apare la analiza grosimilor. Discontinuitatea larg răspândită a straturilor III – XII, înlocuirile ascuțite litologic-facies complică corelarea locală a secțiunii puțurilor individuale și predetermină condiționalitatea contactului dintre depozitele Nutov și Okobykai.

Nisipurile și gresiile sunt de culoare gri, gri deschis, cu granulație fină, argilo-lutos cu pietricele și pietriș. Siltstones și siltstones sunt de culoare gri deschis și închis, argilos-nisipoase. Argilele și noroiurile sunt gri închis, nisipoase, mâloase și fracturate. Complexul argilos-nisipos al straturilor inferioare Okobykay include principalele zăcăminte de petrol și gaze.

Suita Nutovskaya. Este distribuită în toată zona rocile nutoviane medii sunt expuse în creasta cutei. Grosimea totală depășește 1000 m. Dacă în partea inferioară a secțiunii este posibil să se urmărească straturi individuale de nisip (III, II, I, M), atunci deasupra este expus un complex continuu de nisip cu straturi subțiri de argilă. Rocile nisipoase sunt gri, gri deschis, libere, cu granulație fină și cu granulație mixtă, cu pietricele și pietriș împrăștiate. Argilele sunt de culoare cenușiu închis, nisipos-limios, silicioase cu incluziuni de resturi vegetale carbonizate.

tectonica. Pliul Tungora face parte din zona anticlinală Ekhabin, situată în zona extremității de nord-est a insulei.

În zona anticlinală, au fost identificate nouă structuri anticlinale, grupate în două ramuri anticlinale - Okha și East Ekhabinskaya.

Anticlinalul Tungor este situat la capătul inferior al zonei Ekhabinskaya de Est și diferă de alte pliuri printr-o serie de caracteristici structurale. Se deosebește de structurile învecinate - Ekhabinskaya de Est în est și Ekhabinskaya adiacentă la nord - prin imersiunea sa ușoară, contrastul mai mic și absența defecțiunilor. Pe baza depozitelor pliocene dezvoltate la suprafață, pliul este o brachianticline de lovire meridiană.

De-a lungul acoperișului orizontului XX, pliul se extinde în direcția meridională, aripile sale sunt aproape simetrice. Unghiurile de scufundare ale rocilor de pe flancul vestic variaza in intervalul de 8-9 grade, pe flancul estic sunt mai abrupte, ajungand la 12-14. Imersarea rocilor în direcția sudică este blândă, la un unghi de 3-4 pe periclinul nordic are loc o îngroșare în formă de flexie a izohipselor și o imersare mai abruptă a balamalei (unghiul de scufundare 6-7).

Conținut de ulei. În 1958, un descoperitor de sonde a stabilit conținutul comercial de petrol al orizontului XX. În 1961, un zăcământ de petrol din orizontul XX a fost descoperit în timpul testării sondei nr. 28. Până în prezent, productivitatea a trei orizonturi petroliere (XXI, XX și XX) și a zece orizonturi de gaze a fost dovedită la zăcământul Tungor. În secțiunea zăcământului Tungor, există o gamă largă de productivitate și respectarea zonei verticale în distribuția zăcămintelor: în sus, zăcămintele de petrol sunt înlocuite cu condensat de gaz, apoi pur gaz. Morfologia rezervoarelor naturale ale zăcământului Tungor este în formă de furcă și, în consecință, capcanele zăcămintelor de petrol și gaze vor fi clasificate ca strat-domed iar majoritatea sunt parțial cernute litologic.

1.3. Clasificarea metodelor îmbunătățite de recuperare a petrolului

Utilizarea metodelor de menținere a presiunii din rezervor în timpul dezvoltării zăcămintelor de petrol (inundare laterală și intra-circuit de apă, injectare de gaz sau aer în părțile superioare ale rezervorului) permite utilizarea cât mai rațională a energiei rezervorului natural și reumplerea acesteia, reducând semnificativ timpul de dezvoltare a zăcămintelor datorită ratelor mai intense de extracție a petrolului. Cu toate acestea, soldul rezervelor reziduale la zăcămintele aflate în stadiile finale de dezvoltare rămâne foarte ridicat, ridicându-se în unele cazuri la 50-70%.

În prezent cunoscut și implementat număr mare metode de îmbunătățire a recuperării petrolului. Ele diferă prin metoda de influențare a formațiunilor productive, natura interacțiunii dintre agentul de lucru injectat în formațiune și lichidul care saturează formațiunea și tipul de energie introdusă în formațiune. Toate metodele de creștere a recuperării petrolului pot fi împărțite în hidrodinamice, fizico-chimice și termice.

Metode hidrodinamice pentru îmbunătățirea recuperării uleiului.

La utilizarea acestor metode, sistemul de amenajare a puțurilor de producție și injecție nu se modifică și nu se folosesc surse suplimentare de energie, introduse în formațiune de la suprafață pentru a înlocui uleiul rezidual. Metodele hidrodinamice de recuperare îmbunătățită a petrolului funcționează în cadrul sistemului de dezvoltare în curs, cel mai adesea în timpul inundării rezervoarelor de petrol și au ca scop intensificarea în continuare a proceselor naturale de recuperare a petrolului. Metodele hidrodinamice includ inundarea ciclică, metoda debitelor de filtrare variabile și retragerea forțată a fluidului.

Inundații ciclice. Metoda se bazează pe schimbarea periodică a modului de funcționare al zăcământului prin oprirea și reluarea injectării și extragerii apei, datorită cărora forțele capilare și hidrodinamice sunt mai mult utilizate.

Aceasta promovează introducerea apei în zonele de formare care nu au fost afectate anterior. Inundarea ciclică este eficientă în câmpurile în care se utilizează inundarea convențională, în special în rezervoarele hidrofile, care rețin mai bine apa care a pătruns în ele prin acțiune capilară. În formațiunile eterogene, eficiența inundațiilor ciclice este mai mare decât cea a inundațiilor convenționale. Acest lucru se datorează faptului că, în condiții de inundare a unei formațiuni eterogene, saturația reziduală cu ulei a secțiunilor de formare cu proprietăți mai slabe de rezervor este semnificativ mai mare decât partea principală inundată a formațiunii. Odată cu creșterea presiunii, forțele elastice ale formațiunii și lichidului contribuie la pătrunderea apei în zonele formațiunii cu proprietăți de rezervor mai slabe, în timp ce forțele capilare rețin apa care a pătruns în formațiune cu o scădere ulterioară a presiunii formației.

Metoda de schimbare a direcției fluxurilor de filtrare. În procesul de inundare a rezervoarelor de petrol, în special a celor eterogene, conform schemelor tradiționale, în ele se formează treptat un câmp de presiune și natura fluxurilor de filtrare, în care secțiuni individuale ale rezervorului nu sunt acoperite de procesul activ de deplasare a petrolului. de apa. Pentru a implica în dezvoltare zone de rezervor stagnante neacoperite de inundații, este necesară modificarea situației hidrodinamice generale din acesta, care se realizează prin redistribuirea prelevarilor și injectărilor de apă între fântâni. Ca urmare a modificărilor extracțiilor (injecției), direcția și magnitudinea gradienților de presiune se modifică, din cauza cărora zonele care nu erau acoperite anterior de inundații sunt afectate de gradienți de presiune mai mari, iar uleiul din aceștia este deplasat în partea inundată, care curge. formațiuni, crescând astfel recuperarea petrolului. La implementarea metodei, împreună cu modificările în producție și injecție, se practică oprirea periodică a puțurilor individuale sau a grupurilor de puțuri de producție și injecție.

Agenția Federală pentru Educație

Instituție de învățământ de stat de nivel profesional superior

Educaţie

„UFA STATE OIL TEHNIC

UNIVERSITATE"

Departamentul de echipamente pentru câmpuri de petrol și gaze

practica educațională

Elev grupului MPZ – 02 – 01 A.Ya. Islamgulov

Şef de practică din R.R. Safiullin

Catedra Ph.D. asistent universitar

caracteristici generaleîntreprinderilor

Direcția de producție a zăcământului petrolier Aksakovneft a fost înființată în 1955 în legătură cu descoperirea puțului nr. 3 al zăcământului petrolier Shkapovskoye, forat de echipajul de foraj al maestrului I.Z. Poyarkova pe 23 noiembrie (Figura 1).

Figura 1 – Puțul nr. 3

Încă de la începutul activităților sale, NPU Aksakovneft a aparținut trustului Bashneft situat în Ufa, care a fost reorganizat în compania petrolieră pe acțiuni Bashneft,

NGDU are 15 câmpuri în bilanțul său. Rezervele reziduale recuperabile se ridică la 1 ianuarie 2004 la 22,358 milioane tone (excluzând creșterea rezervelor din 2004). La volumele actuale de producție de petrol, rezervele sunt disponibile pentru 21 de ani. În prezent, forajul de explorare se efectuează în 2 zone: Afanasyevskaya și Lisovskaya.

Câmpurile NGDU Aksakovneft LLC sunt prezentate în Figura 2.

De la începutul dezvoltării, au fost produse 229.937 de tone de petrol. Planul de producţie de petrol pentru anul 2004 este îndeplinit cu 100,2% peste plan s-au produs 2 mii tone de petrol.

Figura 2 – Harta de ansamblu a depozitelor

Au fost puse în funcțiune 21 de puțuri noi, față de cele 20 planificate. Petrolul produs din puțuri noi a fost de 31.768 tone, cu un plan de 27.000 tone Debitul puțurilor noi a fost de 9,5 tone/zi, cu un plan de 7,8 tone/zi. .

Au fost puse în funcțiune 6 puțuri de injecție noi față de cele 6 planificate.

Din cauza inactivității, 26 de sonde au fost puse în funcțiune împotriva planului de 26.

Perioada de dezvoltare a sondei, cu un standard de 17 zile, a fost de 7,7 zile.

Au fost colectate 39.754 mii m3 de gaz asociat, inclusiv 422 mii m3 peste plan. Nivelul de utilizare a resurselor asociate de gaze petroliere este de 96,3% față de planul de 95,1%.

Atenția principală este acordată introducerii de noi echipamente și tehnologii avansate, creșterea valorificării petrolului și eficacității măsurilor geologice și tehnice (Figura 3).

Datorită noilor tehnologii de creștere a valorificării petrolului, au fost produse 348 de tone. Deci, cu un plan de 467, au fost finalizate 467 de activități. Eficiența este de 113,8 mii tone.

Randament specific la plan 243,3 t/m. va fi de 243,7 t/măsură.

Figura 3 – Tehnologie pentru creșterea injectivității unui puț de injecție folosind tehnologia care utilizează o unitate de tuburi spiralate.

Una dintre etapele reorganizării JSOC Bashneft a fost fuziunea echipei de producție de procesare a gazelor Shkapovsky în LLC NGDU Aksakovneft în iulie anul trecut. În anul 2004, 39 milioane 208 mii metri cubi de gaze petroliere asociate au fost procesate în raport cu planul de 34 milioane 712 mii m3, supraexecutarea a fost de 4496 mii m3 sau +13% din plan.

LLC NGDU Aksakovneft este o întreprindere cu echipamente foarte dezvoltate și tehnologie de producție a petrolului și infrastructură regională situată în partea de sud-vest a Republicii Bashkortostan la adresa Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. Aceasta este o întreprindere modernă, foarte dezvoltată - o divizie a asociației Bashneft cu echipamente și tehnologie avansată pentru producția și tratarea petrolului.

Scopul principal este de a realiza profit și de a satisface nevoile publice pentru bunurile și serviciile produse de acesta. Activitățile principale sunt:

Producția de petrol și gaze și prepararea acestora;

Construcția, capitalul și reparațiile subterane de puțuri:

Reparatii si constructii de drumuri;

Furnizarea de servicii cu plată populației;

Productie de bunuri de larg consum;

Construire, exploatare și reparare a zăcămintelor petroliere și a instalațiilor sociale;

Servicii de transport, servicii de echipamente speciale;

Productie si comercializare de abur si apa;

Instruirea si pregatirea avansata a personalului;

Realizarea unei politici comune economice, de prețuri, tehnice și de mediu cu Compania;

Compania își desfășoară activitățile pe baza legislației actuale a Federației Ruse și a Republicii Bashkortostan, a Cartei, a deciziilor organelor de conducere ale Companiei și a acordurilor încheiate.

Capitalul autorizat al Societății și mișcarea acestuia sunt reflectate în bilanțul conducerii JSOC Bashneft.

8. NGDU „Chekmagushneft”

august 1954. Din puțul nr. 11, forat de echipă foraj maestrii M. Sh. Gazizullina din trustul Bashzapadnefterazvedka, lângă satul Verkhne-Mancharovo, a început să curgă un țâșnitor de petrol cu ​​un debit de 150 de tone pe zi. Așa a început cel mare ulei la nord-vest de Bashkortostan.

1956 Zona Mancharovskaya este pregătită pentru dezvoltare industrială.

Petrolul a fost descoperit în zona Kreshcheno-Bulyakskaya. A fost creată o nouă fabrică de producție de uleiorganizație - zăcământul petrolier integrat Kultubinsk - în scopul dezvoltăriibogățiile petroliere ale zonei promițătoare.

septembrie 1957. Au fost extrase primele tone de Mancharovka industrială ulei.

1960 Mancharovsky, Igmetovsky,Secțiunile Kreshcheno-Bulyaksky și Tamyanovsky ale grupului Mancharovskydepozite. 59 sonde de petrol în exploatare, anual producție ulei - aproximativ0,5 milioane de tone; injecția totală de apă în puțurile de injecție este de 117 mii m3.

Dezvoltarea sistematică și, în același timp, rapidă a de bazăCâmpul Mancharovskoye. Înălţime producție apare ca urmare a cresteriistocul de puțuri de petrol și dezvoltarea sistemului de inundare cu apă.

A doua jumătate a anilor şaizeci este caracterizată de largiimplementare foraj lucrează la site-urile Grem-Klyuchevsky și IvanaevskyPiața Yusupovskaya, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky,Câmpurile petroliere Chermasan și Men-Uzov.

1968 start foraj pe Piața Saitovskaya. Punerea în funcțiune a puțurilor noi înexploatare industrială.

Ritmul accelerat de dezvoltare a noilor domenii a permis muncitori petrolieri atinge nivelul maxim producție petrol – 6282 mii tone pe an. 10 aniînapoi, în 1958, această cifră era de puțin peste 40 de mii de tone. Astfel denimeni nu știa termenele strânse pentru dezvoltare producătoare de petrol regiune a tarii.

1970 Începutul forării câmpului petrolier Andreevskoye.Problema emergentă a tăierii apei petroliere și tehnologice aferentedificultățile au dus la creșterea numărului de studii geologice și tehnice efectuateactivități (GTM) până la 3000 pe an.

1970-1980. Producătorii de petrol și-au început munca grea pentru a se stabilizanivel productie de uleiîn valoare de 5,3-4,9 milioane de tone pe an, iar în următorii ani 1980-1990ani - la nivelul de 4,8-4,1 milioane de tone de petrol pe an.

În acești ani au avut loc foraje intensive ale câmpurilor petroliere,creşterea volumului de injecţie de apă dulce şi uzată şi producție lichid deimplementarea de unități ESP de înaltă performanță.

În 1990, volumul maxim anual de apă injectată înorizonturi productive – 43,8 milioane m3 și volum maxim de producție lichidă – 50,2 milioane de tone.

În cei 40 de ani care au trecut de la formarea NGDU „Chekmagushneft” a fost introdus înexploatare 3490 ulei fântâni din foraj, 803 godeuri de injectare.

794 milioane m3 de apă au fost injectați în formațiuni productive. Au fost produse 871 milioane de tone de lichid.

Acum am reușit să ne stabilizăm productie de ulei la 2 milioanet pe an. Acest lucru a devenit posibil datorită unui număr mare deactivități geologice și tehnice, introducerea realizărilor științifice și tehnologice încrește recuperarea uleiului, utilizarea dezvoltărilor tehnice și tehnologice cucu scopul intensificării producție ulei,

În anii 70, introducerea principiului integratuluiautomatizarea și amenajarea întreprinderilor petroliere; a fost pus în funcțiune în 1973primul district de inginerie complet automatizat și tehnologicserviciul nr. 2, iar până la sfârșitul anului 1975 această lucrare a fost finalizată la scară globală NGDU.

Inclus în schemele tehnologice ale obiectelor producție dezvoltarea petroluluiIngineri NGDU în domeniul colectării și automatizării petrolului. Printre ei:– schema tehnologică a stației de pompare de rapel și a unității de separarecu evacuare a apelor uzate,

– echipament cap de sondă;

– modalități de prevenire a depunerilor de săruri anorganice în puțuri;

– unități de contorizare a uleiului de brigadă;

– instalație de conducte înclinate pentru curățarea și evacuarea apei etc.

Pentru prima dată în Bashkortostan, pe câmpurile NGDU Chekmagushneft,problema zăcămintelor de sare anorganică din puțurile de petrol pe bazatratarea periodică a puțurilor de gips cu produse interne și de importinhibitori ai formării de sare.

NGDU acordă o atenție deosebită munca economica, îmbunătățirestructuri de conducere a atelierelor și echipelor, introducerea de noi forme de organizareproducție și muncă.

Astfel, fonduri create în anii 70 pe baza rezultatelor activităților lorstimulare economică - stimulente materiale, dezvoltareproducție, locuințe și dezvoltare socială – permisepentru a absorbi 1.758 de miliarde de ruble în investiții de capital în acești ani.

Pentru prima dată în industrie, NGDU a dezvoltat un sistem de întreținere a uleiuluifântâni în domenii bazate pe o combinație largă de profesii. Azi peÎn industrii, fiecare muncitor are mai multe profesii conexe.Unități mecanizate complexe, începând de la Kushulsky

experiment economic, efectuați cu succes întreaga gamă de muncă,asigurarea ritmului normal al procesului tehnologic productie de uleiȘigaz. Da, echipa producție ulei și gaz maestru R. M. Galeevasigură funcţionarea neîntreruptă a circa 200 de puţuri şi alte facilităţiproductie de ulei. Echipa de producție a câmpului de petrol nr. 4 uleiȘi gaz(maestrul F.M.Akramov) deservește până la 280 de puțuri

Pentru sustinere operațională puţuri în stare de funcţionare şiasigurarea funcționării fiabile a puțului echipamente la NGDUau fost create ateliere subterane și mari de reparații. Astăzi, subteranele dinau stăpânit la perfecțiune secretele profesiei lor. Nu este o coincidență că unul dintreprincipalii indicatori ai reparațiilor subterane – perioada dintre reparațiisonde (MCI) – este de peste 600 de zile. Echipa PRS a maestrului 3.I.Akhmetzyanova a atins cel mai mare indicator MCI - 645 de zile, și conformelectropompe centrifuge – 697 zile.

Echipele de reparații efectuează anual 550-600 de reparații majorefântâni Acestea sunt realizate ținând cont de cerințele de mediu, în timp cese acordă atenție izolării apei produse și restabilirii etanșeitățiicoloane și inel de ciment în spatele coloanei și conductorului, eliminând fluxurile transversale.

Datorită muncii bine coordonate a echipelor de vite conduse de maeștrii F.F.Khaidarov, M. S. Tuktarov, R. L. Nasibullin, A. M. Molchanov,durata medie a unei reparatii este de 1103 b/ora conform planului120,3 b/oră, Timp productiv -98,2%.

Echipa NGDU Chekmagushneft a devenit semnificativ mai activăactivităţi de mediu care vizează prevenirea poluăriisubsol, apă, resurse terestre și atmosferă. Producătorii de petrol înțeleg astaNu există fleacuri în această chestiune, așa că toate problemele sunt rezolvate cu participare activăfiecare angajat al managementului.

A fost creată o rețea pentru controlul calității apelor de suprafață și subteranecontrolul punctelor de apă. În 1996, această rețea a fost extinsă de la 30 la 88 de puncte(puncte), din care se prelevează apă și se analizează conform unui program și, cândDacă este necesar, se iau măsuri pentru identificarea și eliminarea cauzelor.

provocând o deteriorare a calității acestuia.Pentru a reduce activitatea agresivă a fluidului produs asociat șiapă pompată în conductele sistemului de colectare și tratare a uleiului,menținerea presiunii plutei (FPP) a puțurilor și adâncimii acestora echipamente Inhibitorii de coroziune sunt dozați de la 183 de puncte.

NGDU "Chekmagushneft" este un pionier în dezvoltarea și implementarea conductelorseparatoare de apă (WWO), care permit evacuareaapă direct la instalațiile de producție a petrolului. TVO-urile nu au nevoie de constantăîntreținere, apa deversată după ele, calitate bună. în carese economisesc fonduri pentru transportul acestei ape la instalatiidescărcare preliminară (UPS) și înapoi, ceea ce elimină potențialulpericol de impact de urgență asupra mediului al apelor uzate atunci când aceastatransport. În prezent, NGDU funcționează13 TVO, lucrări de construcție și instalare sunt în derulare la încă două separatoare de apă.

NGDU lucrează în mod constant pentru a reduce consumul de apă dulce prinnevoile de producție, în special la PPD. Greutatea specifică a apei proaspete pe volumvolumul de injectare în 1996 a fost de 3%.

Pentru a reduce emisiile gazele introdus în atmosferă la exploatare instalatii de captare a fractiunilor usoare de hidrocarburi in adunare de ulei parcuri „Kalmash” (1993) și „Manchar” (1996). Numai în NSP „Kalmash” cupeste 450 mii m3 au fost capturați la începutul lansării gaz. Se lucrează mult la elcreșterea fiabilității și etanșeității capetelor de sondă și supapelor de închiderecâmp petrolier echipamente, reducerea scurgerilor pompei, în timp utilrepararea și producerea de acoperiri anticorozive.

Din 1990, NGDU a înlocuit intens țevile metalice cu țevidesign anticoroziv (metal-plastic, flexibilpolimer-metalic, căptușeală). La începutul anului 1997 a fost pus în funcțiuneexploatare atelier de producere a tevilor metal-plastic cu productivitate 200 km de conducte pe an.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse și al Republicii Tatarstan

Institutul de Stat al Petrolului Almetyevsk

Departamentul Dezvoltare și Operare

zăcăminte de petrol și gaze"

Raport

Student Abunagimov Rustam Rinatovici grupuri 68-15 W

Facultatea de specialitate Petrol și Gaze 13503.65

Conform practicii educaționale deținute la JSC Bashneft

NGDU „Oktyabrskneft”

(întreprindere, departament de producție de petrol și gaze)

Locul stagiului OJSC Bashneft

NGDU „Oktyabrskneft”

Şef de practică

de la Departamentul RiENGM Chekmaeva R.R.

(funcția, numele complet)

Almetyevsk

INTRODUCERE 3

1 Productie și structura organizatorică a NGDU. 4

2. Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor. 8

3. Forarea puţurilor. 13

4. Dezvoltarea câmpurilor petroliere. 15

5. Sistem PPD. 19

6. Exploatarea puţurilor de petrol şi injecţie. 22

7. Ei bine de cercetare. 25

8. Metode de creștere a productivității puțului. 26

9. Reparații curente și majore ale puțurilor. treizeci

10.Colectarea și prepararea petrolului, gazelor și apei. 33

11.Siguranța, protecția muncii și a mediului. 36

REFERINȚE 39

INTRODUCERE

Am finalizat acest stagiu la NGDU Oktyabrskneft. În timpul practicii, m-am familiarizat cu metodele de producere a petrolului, metodele de creștere a recuperării petrolului, sistemul de menținere a presiunii din rezervor, precum și sistemul de colectare a producției dintr-un puț în condițiile acestei unități de producție de petrol și gaze.

NGDU "Oktyabrskneft" este o întreprindere producătoare de petrol și gaze. La baza activităților NGDU se află producția de petrol, gaze, bitum, ape dulci și minerale, transportul acestora prin diferite moduri de transport, iar în unele cazuri, procesare și vânzare.

NGDU Oktyabrskneft este o mare divizie a OJSC Bashneft. Datorită gradului ridicat de explorare (mai mult de 82%) a teritoriului Bashkortostan, compania continuă să desfășoare lucrări de explorare geologică atât pe teritoriul Republicii, cât și în alte regiuni. În 2009, a fost finalizat planul anual de foraj exploratoriu de peste 10 mii de metri, s-a finalizat construcția a 10 sonde, s-au obținut fluxuri comerciale de petrol în 6 sonde (eficiență 60%), s-au descoperit 2 zăcăminte noi de petrol, creșterea în rezervele recuperabile de categorii industriale s-au ridicat la 1,3 milioane tone Compania desfășoară explorări seismice, foraje exploratorii în adâncime, cercetări geochimice și lucrări tematice în domeniul explorării geologice. Producția de petrol va crește datorită zăcămintelor dezvoltate de companie, precum Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye și alte zăcăminte. Creșterea producției de petrol este așteptată ca urmare a creșterii volumului activităților geologice și tehnice: forarea puțurilor noi, optimizarea extracției fluidelor, transferul puțurilor către alte instalații, efectuarea fracturării hidraulice, crearea de noi locuri de inundare a apei, reducerea stocului de puțuri inactiv și extinderea utilizarea unor metode dovedite extrem de eficiente pentru creșterea recuperării petrolului.

NGDU "Oktyabrskneft" este aproximativ două duzini de ateliere și divizii de producție principală și auxiliară și servicii sociale. Departamentul are propriul centru de instruire, House of Technology, facilități subsidiare cu seră, centru de recreere, stații stomatologice și paramedicale etc.

Recent, muncitorii petrolieri au lucrat mult pe probleme de mediu: izvoarele saline sunt restaurate, râurile sunt curățate, terenurile contaminate cu petrol sunt recuperate.

În practică, am făcut deseori tururi bune, în timpul cărora am aflat acțiunile unui operator în producția de petrol și gaze direct în condiții de muncă. Un alt aspect important al stagiului a fost consolidarea practică a cunoştinţelor teoretice învăţate anterior.

1 Productie și structura organizatorică a NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" este situat în râu. satul Serafimovsky, districtul Tuymazinsky, Republica Bashkortostan. Produsele realizate, conform activității principale a întreprinderii, sunt ulei comercial.

În funcție de tipul structurii de management, NGDU Oktyabrskneft aparține unei structuri de management funcțional liniar, care are dezavantaje minore și, în general, este optimă pentru această întreprindere. În 2009, forța de muncă a acestei întreprinderi era de aproximativ 1.750 de persoane.

NGDU Oktyabrskneft este un sistem complex de structuri și diviziuni care asigură producția neîntreruptă de petrol. O diagramă a structurii NGDU Oktyabrskneft este prezentată în Figura 1.

Managementul este realizat de șeful departamentului de producție de petrol și gaze, căruia îi sunt subordonate toate serviciile, departamentele și atelierele. El conduce toate activitățile întreprinderii pe baza unității. Drepturile și responsabilitățile fiecărui departament al șefului adjunct, precum și ale angajaților aparatului, sunt separate prin dispoziții speciale.

Primul adjunct al șefului este inginerul șef, el realizează producția și conducerea tehnică a echipei și, împreună cu directorul, poartă întreaga responsabilitate pentru eficiența întreprinderii.

Inginerul sef este responsabil de:

1) Departamentul de producție și tehnic (PTO), a cărui sarcină principală este de a determina echipamente și tehnologie rațională pentru producția de petrol și gaze, introducerea de noi echipamente și tehnologie avansată.

2) Serviciul Mecanic Şef (CMS) gestionează serviciul de reparaţii mecanice al NGDU.

3) Serviciul Chief Power Engineer (CHS) este angajat în organizarea funcționării fiabile și sigure a centralelor termice, introducând noi, mai fiabile, economice unități electrice și scheme de alimentare cu energie.

4) Departamentul de Securitate Industrială și Sănătate în Muncă (IHS) a cărui sarcină principală este organizarea muncii pentru a crea condiții de muncă sigure.

Direcția Geologică raportează geologului șef. Departamentul este angajat într-un studiu detaliat al domeniului, contabilizarea mișcării rezervelor de petrol și gaze, explorare suplimentară a zonelor individuale, introducerea de scheme tehnologice și proiecte de dezvoltare și găsirea modalităților de intensificare a dezvoltării.

Figura 1 Structura organizațională a NGDU Oktyabrskneft

Departamentul de planificare economică (PEO) raportează economistului șef al NGDU. Sarcina principală a departamentului este de a organiza activitatea de management, de a analiza activitatea întreprinderii și de a identifica modalități de îmbunătățire a eficienței producției. Departamentul Muncii și salariile(Munca și Salariul) este angajat în îmbunătățirea organizării muncii și a managementului producției, introducerea unor forme și sisteme progresive de salarizare și stimulente materiale pentru a crește în continuare productivitatea muncii.

Serviciu financiar suport tehnicși furnizarea de echipamente (MSTO și KO) raportează șefului adjunct al NGDU pt probleme generale. Sarcina principală este de a oferi unităților NGDU toate tipurile de materiale și resurse.

Adjunctul șefului pentru probleme economice este economistul șef, care coordonează și controlează activitățile tuturor serviciilor și departamentelor economice.

Departamentul de Sistem de Control Automat (OACS) este proiectat pentru control automat. Interacționează cu sistemele de management al întreprinderii deservite de cluster-computing și centre de informare și de calcul (KVT-uri și KIVC).

Producția la NGDU este împărțită în principal și auxiliar. Producția principală include ateliere care sunt direct implicate în producerea produselor principale.

Acestea includ CDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Aceste ateliere funcționează următoarele funcții: mișcarea petrolului și gazelor la fund prin utilizarea energiei de rezervor; ridicarea uleiului la suprafață, colectarea, controlul, măsurarea volumului de producție prepararea complexă a uleiului pentru a-i conferi calitate comercială;

Structura producţiei auxiliare cuprinde acele divizii ale întreprinderii care asigură funcţionarea neîntreruptă a principalelor ateliere de producţie. Activitățile de producție auxiliară includ: repararea echipamentelor, puțurilor, dispozitivelor și mecanismelor; asigurarea instalațiilor de producție cu energie electrică, apă și alte materiale necesare; furnizarea de servicii de informare către principalele magazine de producție. Toate aceste sarcini sunt îndeplinite de ateliere incluse în structura NGDU: TsAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; atelier de transport.

Atelier de preparare și pompare a petrolului TsPPN, recepția lichidului trifazat extras (petrol, gaz, apă) din zăcământul petrolier, pregătirea (separarea în faze), evidența petrolului și a apei, livrarea petrolului către managementul conductei de petrol și apă de formare la atelierul de întreținere a presiunii din rezervor, pentru utilizare în sistemul de întreținere a presiunii formațiunii.

Atelier de întreținere a presiunii rezervorului (RPM) pentru injectarea apei în formațiuni productive.

Atelier de reparații subterane și majore de puțuri (secțiunea SRO) care efectuează reparații de rutină la puțuri, efectuând măsuri geologice și tehnice pentru influențarea zonei de fund a formațiunii.

Zona de reparare a sondei (CHS) - efectuarea de revizii a sondei, efectuarea de măsuri geologice și tehnice care vizează intensificarea producției de petrol, creșterea recuperării petrolului, creșterea injectivității sondelor de injecție.

Atelier de reparații rulante pentru echipamente electrice și alimentare (PRTSE&E) - asigurarea alimentării cu energie a instalațiilor NGDU, efectuarea reparațiilor preventive programate și a testelor preventive ale echipamentelor electrice, echipamentelor și rețelelor electrice.

Atelier de automatizare a producției și aprovizionării cu aburului (CAPP) - furnizează apă de proces și energie termică (abur) unităților NGDU și consumatorilor terți.

Atelier de construcții și instalații (CMS) - amenajarea explorării, producției și puțurilor puse în funcțiune din naftalină și inactivitate, reparații majore ale unităților de producție petrolieră și a unităților sociale și culturale, întreținere și reparații preventive programate ale echipamentelor de instrumentare, automatizare și telemecanizare la unitățile NGDU .

Oilfield Research and Production Workshop (TSNIPR) - efectuarea de studii hidrodinamice ale puțurilor și formațiunilor, examinarea rezervoarelor de apă dulce, determinarea poluării aerului în zona de activitate a NGDU, studii de laborator ale fluidului produs, determinarea calității apei tratate și uzate la stația de tratare a petrolului, analiza proprietăților fizice și chimice ale gazelor petroliere.

Magazin pentru acoperiri anticoroziune și reparații majore ale conductelor și structurilor (DAC și CRTS). Funcții atelier: curățare internă a rezervoarelor, reparații majore ale rezervoarelor și schimbătoarelor de căldură, acoperirea anticorozivă a rezervoarelor și containerelor, demontarea echipamentelor și structurilor, așezarea conductelor pe GPMT (țevi flexibile polimer-metal), monitorizarea stării sudurilor și măsurarea grosimii peretelui conductelor, rezervoarelor, robinetelor și rezervoarelor (detecția defectelor), repararea conductelor pompe-compresor, livrarea acestora către echipele de lucrări de pompare și reparații.

Atelier de țevi flexibile polimer-metal (CGMPT) - producție de țevi flexibile polimer-metal pentru sistemele de colectare a uleiului și menținerea presiunii rezervorului, pentru transportul uleiului puternic udat și a apelor uzate foarte agresive, producția de bunuri de larg consum.

Structura considerată a NGDU Oktyabrskneft permite întreprinderii să rezolve toate sarcinile care i-au fost atribuite, să utilizeze eficient resursele materiale și de muncă, prin urmare, este recomandabil să-și gestioneze capacitățile de producție.

2 Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor

Câmpul petrolier Serafimovskoye este situat în partea de nord-vest a Bashkortostanului, în districtul Tuymazinsky. Direct la nord-vest de acesta se află marele câmp petrolier Tuymazinskoye, iar la sud sunt câmpurile petroliere Troitskoye și Stakhanovskoye.

În cadrul depozitului există r.p. Serafimovsky, care a fost fondată la 31 decembrie 1952. Acolo locuiesc cea mai mare parte a lucrătorilor implicați în dezvoltarea și exploatarea acestui domeniu. Drumurile și autostrăzile asfaltate trec prin teritoriul câmpului, conectând instalațiile câmpului petrolier cu orașele Oktyabrsky și Belebey și cu gările Tuymazy, Urussu și Kandra.

Dezvoltarea câmpului este realizată de NGDU Oktyabrskneft LLC, situat în sat. Serafimovsky, iar forarea puțurilor este efectuată de BurKan. Produsele sondelor de petrol după tratarea inițială din parcul de colectare a petrolului prin stația de pompare Subkhankulovo sunt pompate printr-o conductă de petrol către rafinăriile de petrol din Ufa. Gazul asociat este consumat de uzina de procesare a gazelor Tuymazinsky, utilizat parțial pentru nevoile locale și transportat printr-o conductă de gaze către orașul Ufa. Alimentarea cu apă este asigurată de la o conductă centrală de apă care furnizează apă din puțurile sub canal ale râului Usen.

Clima regiunii este continentală. Se caracterizeaza prin ierni geroase cu temperaturi de pana la 45 0 C in ianuarie si veri destul de calduroase cu temperaturi de pana la + 35 0 C in iulie. Temperatura medie anuală este de +3 0 C. Precipitația medie anuală este de aproximativ 500 mm. Precipitaţiile apar mai ales toamna şi timp de iarna al anului.

Printre resursele minerale, pe lângă petrol, există calcare, argile și nisipuri. Aceste materiale sunt folosite de populația locală pentru nevoile de construcție și gospodărie. În plus, argila de calitate specială este folosită pentru a pregăti noroiul de argilă pentru forarea puțurilor.

Din punct de vedere orografic, zona depozitului este un platou deluros. Cele mai joase cote sunt limitate la văile râurilor și sunt de aproximativ +100 m; De regulă, versanții sudici ai bazinelor de apă sunt abrupți și formează înălțimi asemănătoare unui cap, bine expuși, în timp ce versanții nordici sunt blând, cu gazon și adesea acoperiți cu pădure.

Rețeaua hidrografică a regiunii este bine dezvoltată, dar nu există râuri mari. Principala arteră de apă a regiunii este râul. Ik. Afluenții săi la sud de zăcământ. sunt râurile Kidash și Uyazy Tamak. Râul curge în câmp. Bishindy, care este afluentul stâng al râului. Usen, curge în afara câmpului. În sudul zăcământului există ieșiri de apă subterană sub formă de izvoare.

Structura geologică a zăcământului Serafimovskoye include zăcăminte precambrian, bavlinian, devonian, carbonifer, permian, cuaternar, rifean și vendian.

Câmpul Serafimovskoye este multistrat. Orizontul productiv principal este formarea de nisip D eu Orizontul Pashi. Formațiuni industriale de nisip petrolier: C- VI 1 , CU- VI 2 , orizontul Bobrikovsky, membru carbonat al orizontului Kizelovsky al etapei Tournaisian, membri carbonatați ai stadiului Famennian, strat de nisip D 3 Orizontul Kynovsky, stratul de nisip D II Orizontul Mullinsky, straturi de nisip D III si D IV Stary Oskalsky orizontul.

Adâncimea medie a orizontului Bobrikovian este de 1250 m, etapa Tournaisiană este de 1320 m, etapa Famenniană este de 1560 m, formațiunea D eu -1690m, formațiunea D II - 1700m, formațiunea D III - 1715 m, stratul D IV - 1730 m.

În termeni tectonici, structura anticlinală brahială Serafimovskaya este situată în partea de sud-est a vârfului Almetyevskaya al arcului tătar și, împreună cu structura Baltaevskaya, formează umflarea Serafimovsky Baltaevsky. Lungimea totală a puțului ajunge la 100 km, iar lățimea variază de la 26 km în vest până la 17 km în est. În părțile centrale și nord-estice ale umflăturii Serafimov-Baltaevsky există ridicarea Serafimovsky, conturată în partea de sud-vest de stratoisohypsum minus 1560 m, iar în partea de nord-est minus 1570 m. Dimensiunile ridicării sunt de 12X4 km și se extind de la sud-vest la nord-est.

Trebuie remarcat faptul că arcurile structurilor din Carbonifer și Permian de pe ridicările Leonidovsky și Serafimovsky coincid cu poziția sa în depozitele devoniene.

Conform datelor geofizice, straturile sunt reprezentate în principal de trei tipuri de roci: noroioase, siltice și gresii.

Principalele zăcăminte la zăcământ sunt zăcăminte devoniene. Cea mai răspândită ca suprafață și grosime este formația D eu . Grosimea sa ajunge la 19,6 m Este reprezentată de cuarț și gresie cu granulație fină.

Orizontul D II aparține gresiilor orizontului Mullin. Este reprezentat prin intercalări de siltstone și noroi, dar este dominat în principal de gresie cu granulație fină, cuarțoasă. Grosimea sa variază de la 19 la 33 de metri.

Straturile orizontului D III este reprezentată de gresii cuarțoase, cu granulație fină, slab sortate. Grosimea lor este foarte mică și variază de la 1-3 metri. Depozitele acestui orizont sunt structural litologic de dimensiuni reduse.

Straturile orizontului D IV - reprezentată de gresie de cuarţ cu granulaţie fină, pe alocuri pietrişoasă. Grosimea lor este de 8 metri, iar pe alocuri 8-12 metri. În ele sunt identificate 10 depozite de tip structural.

Grosimea totală a rezervoarelor unității D este de 28 - 35 m, iar grosimea straturilor saturate cu ulei este de 25,4 m.

Principalele caracteristici ale orizontului sunt prezentate în Tabelul 1.

Tabelul 1 Principalele caracteristici ale orizontului

Opțiuni	Obiecte
	D eu	D II	D III	D IV
Adâncime medie, m
Grosimea medie saturată cu ulei, m
Porozitate, fracții de unități
Permeabilitate, µm2
Temperatura rezervorului, 0 C
Presiunea rezervorului, MPa
Vâscozitatea uleiului din rezervor, mPa*s
Densitatea uleiului din rezervor, kg/cm 3
Presiunea de saturație a uleiului cu gaz, MPa

Uleiul de rezervor din stadiul Tournaisian este mult diferit de petrolul din depozitele devoniene. Presiunea de saturație a petrolului cu gaz este de 2,66 MPa. În depozitele devoniene această valoare este de 9 9,75 MPa, ceea ce este de aproape trei ori mai mare decât în ​​stadiul Tournaisian. Densitatea uleiului în condiții de rezervor este de 886 kg/m3. Proprietățile uleiului sunt prezentate mai detaliat în tabelele 2 și 3.

Tabelul 2 Proprietățile fizice ale uleiului

Indicatori	D eu	D II	D III	S1k s 1
Temperatura rezervorului,С
Presiunea de saturație, MPa
Volumul specific de ulei la presiunea de saturație, g/cm3
coeficient de compresibilitate, 10 4 0,1 1/MPa
Coeficient dilatare termica, 10 4 1 0 C
Densitatea uleiului, kg/m3 la presiunea de saturație
Vâscozitatea uleiului, mPas la presiunea de saturație
Contracția uleiului de la presiunea de saturație, %
Coeficientul de volum

Tabelul 3 Compoziția chimică a uleiului

Proprietățile apei de formare sunt prezentate în tabelul 4.

Tabelul 4 Proprietățile apei produse

Indicatori	D eu	D II	D III	C1 la s 1
Densitate, kg/m3
	49 ,98
	0 ,003
Ca++
M g+		4 ,1
K+ Na+	32 ,1

Compoziția gazului este dată în tabelul 5.

Tabelul 5 Proprietățile gazului

Componentă	Cota de componente
	D buc = 9,5 mm Masa molara		D buc = 17,2 mm Masă molară		D buc = 21 mm Masă molară
CU H 4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
C6H12
C7H16
Densitate, kg/m3

3 Forarea sondelor.

Un câmp de petrol sau gaze este forat ca parte a unui proiect de dezvoltare sau explorare. Compartimentul geologic al biroului de foraj puțuri, ghidat de proiect, selectează puncte de pe teren cu un topograf care vor fi puțurile acestui câmp.

Pentru a desfășura procesul de foraj cu competență tehnologică, este necesară cunoașterea proprietăților fizice și mecanice de bază ale rocilor care afectează procesul de foraj (proprietăți elastice și plastice, rezistență, duritate și capacitate abrazivă). Acest lucru se realizează prin forarea puțurilor de explorare, din care se obține o secțiune de rocă (miez). Probele de miez și butași sunt trimise departamentului geologic, care efectuează o examinare completă a acestora.

Tehnologia de forare a puțurilor este un complex de operații efectuate secvențial care vizează atingerea unui obiectiv specific. Este clar că orice operațiune tehnologică poate fi efectuată numai cu utilizarea echipamentului necesar. Să luăm în considerare succesiunea operațiunilor în timpul construcției puțului. Construcția sondei se referă la întregul ciclu de construcție a sondei de la începutul tuturor operațiunilor pregătitoare până la dezmembrarea echipamentelor.

Lucrările pregătitoare includ planificarea zonei, instalarea fundațiilor pentru instalația de foraj și alte echipamente, așezarea de comunicații tehnologice, linii electrice și telefonice. Sfera lucrărilor pregătitoare este determinată de relief, climat și arie geografică, conditii de mediu.

Instalare: amplasarea echipamentului de foraj pe locul de pregătire și a conductelor acestuia. În prezent, montarea blocurilor este practicată pe scară largă în industria petrolului - construcția în blocuri mari asamblate în fabrici și livrate la locul de instalare. Acest lucru simplifică și accelerează instalarea. Instalarea fiecărei unități se încheie cu testarea acesteia în modul de funcționare.

Forarea unui puț care se adâncește treptat în grosime suprafața pământului la rezervorul de petrol cu ​​întărirea pereţilor puţurilor. Forarea unui puț începe cu așezarea unei găuri de 2..4 m adâncime, în care se coboară un bit, înșurubat într-un pătrat suspendat pe sistemul de fixare al turnului. Începe forajul, raportarea mișcare de rotație pătrat, și, în consecință, bitul cu ajutorul unui rotor. Pe măsură ce burghiul intră mai adânc în stâncă, burghiul și pătratul sunt coborâte cu ajutorul unui troliu. Roca forată este transportată de fluidul de spălare furnizat de o pompă la burghiu printr-un pivot și un pătrat gol.

După ce puțul a fost adâncit la lungimea pătratului, acesta este ridicat din puț și se instalează o țeavă de foraj între acesta și burghiu.

În timpul procesului de adâncire, pereții fântânilor pot fi distruși, așa că trebuie să fie întăriți (carcasați) la anumite intervale. Acest lucru se realizează folosind țevi de carcasa special coborâte, iar designul puțului capătă un aspect treptat. În partea de sus, găurirea se efectuează cu un bit de diametru mare, apoi mai mic etc.

Numărul de trepte este determinat de adâncimea puțului și de caracteristicile rocilor. Proiectarea puțului se referă la un sistem de țevi de tubaj de diferite diametre, coborâte în puț la diferite adâncimi. Pentru diferite regiuni, modelele puțurilor de petrol sunt diferite și sunt determinate de următoarele cerințe:

- contracararea fortelor de presiune a rocii care tind sa distruga sonda;

- mentinerea diametrului de trunchi specificat pe toata lungimea acestuia;

- izolarea orizonturilor care apar în secțiunea puțului care conțin agenți de compoziție chimică diferită și împiedicarea amestecării acestora;

- capacitatea de a lansa și opera diverse echipamente;

- posibilitatea contactului prelungit cu medii chimic agresive si rezistenta la presiuni si temperaturi ridicate.

Pe câmpuri sunt construite puțuri de gaz, injecție și piezometrice, al căror design este similar cu puțurile de petrol.

Elementele individuale ale structurii puțului au următoarele scopuri:

1 Direcția previne eroziunea rocilor libere superioare de către fluidul de foraj la forarea sondei.

2 Conductorul asigură izolarea acviferelor utilizate pentru apa potabilă; rezerva de apa

3 Coloana intermediară este coborâtă pentru a izola zonele de absorbție și a acoperi orizonturile productive cu presiuni anormale.

4 Carcasa de producție asigură izolarea tuturor straturilor găsite în secțiunea de câmp, coborârea echipamentelor și funcționarea puțului.

În funcție de numărul de coloane de tubaj, proiectarea sondei poate fi cu o singură coloană, cu două coloane etc.

Fundul puțului, filtrul său, este elementul principal al coloanei, deoarece asigură direct comunicarea cu rezervorul de ulei, drenarea fluidului din rezervor în limitele specificate și influența asupra rezervorului pentru a intensifica și regla funcționarea acestuia.

Designul fețelor este determinat de caracteristicile rocii. Astfel, în rocile stabile mecanic (gresii) se poate efectua exploatare deschisă. Oferă o conexiune completă cu formația și este luată ca standard, iar indicatorul eficienței comunicării, coeficientul de perfecțiune hidrodinamică, este luat ca unul. Dezavantajul acestui design este imposibilitatea deschiderii selective a straturilor individuale, dacă există, astfel încât fețele deschise au primit o utilizare limitată.

Există modele binecunoscute de structuri frontale cu filtre prefabricate coborâte separat într-o formațiune complet expusă fără carcasă. Spațiul inelar dintre partea inferioară a carcasei și partea superioară a filtrului este etanșat. Orificiile din filtru sunt realizate rotunde sau fante, latime 0,8...1,5 mm, lungime 50...80 mm. Uneori, filtrele sunt coborâte sub formă de două țevi, cavitatea dintre care este umplută cu pietriș sortat. Astfel de filtre pot fi schimbate pe măsură ce se murdăresc.

Cele mai utilizate filtre sunt formate într-un rezervor de ulei etanș și într-o carcasă de producție cimentată. Ele simplifică tehnologia de deschidere, vă permit să izolați în mod fiabil straturile individuale și să acționați asupra lor, dar aceste filtre au și o serie de dezavantaje.

4 Dezvoltarea câmpului de petrol .

Dezvoltarea unui câmp petrolier se referă la procesul de deplasare a lichidului (petrol, apă) și a gazelor din formațiuni către puțurile de producție. Controlul procesului de deplasare a lichidului și gazului se realizează prin amplasarea puțurilor de petrol, injecție și control în câmp, numărul și ordinea punerii în funcțiune a acestora, modul de funcționare al puțurilor și bilanțul energiei rezervorului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit zăcământ predetermina indicatorii tehnici și economici - debitul de petrol, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul etc. Înainte de forarea zăcământului se proiectează sistemul de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și exploatare, se stabilesc condițiile în care se va desfășura exploatarea zăcământului, adică structura geologică a acestuia, proprietățile de rezervor ale rocilor (porozitate, permeabilitate, grad de eterogenitate), proprietăți fizice lichide și gaze care saturează formațiunea (vâscozitate, densitate, solubilitate în gaz), saturație a rocii petrol, apă și gaz, presiunea rezervorului, temperatura etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatori tehnici ai funcționării rezervorului pentru diferite opțiuni de dezvoltare a sistemului și se face o evaluare economică a opțiunilor sistemului. Ca rezultat al comparației tehnice și economice, este selectat sistemul optim de dezvoltare.

Petrolul este extras din puțuri fie prin curgere naturală sub influența energiei rezervorului, fie prin utilizarea uneia dintre mai multe metode mecanizate de ridicare a fluidului. De obicei, în stadiul inițial de dezvoltare a câmpului, predomină producția curgătoare, iar pe măsură ce curgerea slăbește, puțul este transferat la o metodă de producție mecanizată. Metodele mecanizate includ: pomparea cu gaz și pomparea puțurilor adânci (cu tijă, pompe electrice submersibile centrifuge și pompe cu șurub).

Dezvoltarea câmpurilor petroliere este un domeniu al științei în curs de dezvoltare. Dezvoltarea sa ulterioară va fi asociată cu utilizarea noilor tehnologii pentru extragerea petrolului din subsol, noi metode de recunoaștere a naturii proceselor in situ, managementul dezvoltării câmpului, utilizarea metodelor avansate de planificare a explorării și dezvoltării câmpurilor, luând în considerare date contabile din sectoarele conexe ale economiei naționale și utilizarea sistemelor automate de control pentru procesele de extracție a mineralelor din subsol, elaborarea metodelor de contabilizare detaliată a structurii straturilor și a naturii proceselor care au loc în acestea pe baza unor modele deterministe. .

Dezvoltarea câmpurilor petroliere este asociată cu intervenția umană semnificativă în natură și, prin urmare, necesită respectarea necondiționată a standardelor stabilite pentru protecția subsolului și a mediului.

Forarea unui puț se termină cu deschiderea unui rezervor de petrol, de ex. comunicarea între rezervorul de petrol și sondă. Această etapă este foarte importantă din următoarele motive. Amestecul de petrol și gaz din rezervor este sub presiune ridicată, a cărei magnitudine poate fi necunoscută în prealabil. La o presiune care depășește presiunea coloanei de lichid care umple puțul, lichidul poate fi ejectat din sondă și poate avea loc o curgere deschisă, intrarea lichidului de spălare (în majoritatea cazurilor, o soluție de argilă) în formarea de ulei își înfundă canalele; curgerea uleiului în puț.

Puteți evita exploziile instalând dispozitive speciale la capul sondei care blochează sondele de foraj a dispozitivelor de prevenire sau utilizând fluid de spălare de înaltă densitate.

Prevenirea pătrunderii soluției în rezervorul de ulei se realizează prin introducerea în soluție a diferitelor componente cu proprietăți similare fluidului de formare, de exemplu, emulsii pe bază de ulei.

Deoarece după deschiderea unui rezervor de petrol prin forare, un șir de tubaj este coborât în ​​puț și cimentat, blocând astfel rezervorul de petrol, este nevoie de redeschiderea rezervorului. Acest lucru se realizează prin împușcarea coloanei în intervalul de formare cu perforatoare speciale având încărcături pe bază de pulbere. Ele sunt coborâte în fântână pe o frânghie de către serviciul geofizic.

În prezent, au fost stăpânite și utilizate mai multe metode de perforare a puțurilor.

Perforarea cu glonț a puțurilor este încheiată. în coborârea în gaură pe un cablu de dispozitive speciale de perforatoare, în corpul cărora sunt construite încărcături de pulbere cu gloanțe. Primind un impuls electric de la suprafață, încărcăturile explodează, dând gloanțelor viteză mare și forță de penetrare mai mare. Provoacă distrugerea metalului coloanei și a inelului de ciment. Numărul de găuri din coloană și locația lor de-a lungul grosimii formațiunii este calculat în avans, așa că uneori o ghirlandă de perforatoare este coborâtă. Presiunea gazelor de ardere în țeava camerei poate ajunge la 0,6...0,8 mii MPa, ceea ce asigură perforații cu un diametru de până la 20 mm și o lungime de 145...350 mm Gloanțele sunt realizate din oțel aliat acoperit cu cupru pentru a reduce frecarea la deplasarea de-a lungul camerei sau plumbului.

Perforarea torpilelor este similară în principiu cu perforarea glonțului, doar greutatea încărcăturii este crescută. de la 4...5 până la 27 și trunchiuri orizontale se folosesc la burghiu cu ciocan. Diametrul gaurilor este de 22 mm, adancimea este de 100...160 mm, se fac pana la patru gauri la 1 m de grosime a formatiei.

Perforarea cumulativă este formarea de găuri datorită mișcării direcționale a unui jet fierbinte care iese dintr-un perforator cu o viteză de 6...8 km/s cu o presiune de 0,15...0,3 milioane MPa. În acest caz, se formează un canal cu o adâncime de până la 350 mm și un diametru de 8...14 mm. Grosimea maximă a formațiunii deschise de un perforator cumulat pe coborâre este de până la 30 m, torpilă până la 1 m, glonț până la 2,5 m. Cantitatea de încărcare de pulbere este de până la 50 g.

Perforarea cu jet de hidronisip este formarea de orificii in coloana datorita efectului abraziv al amestecului nisip-lichid, iesind cu o viteza de pana la 300 m/s din duzele calibrate cu o presiune de 15...30 MPa.

Dezvoltată la Institutul de Cercetare All-Russian și comercializată sub codul AP 6M, mașina de sablare s-a dovedit bine: adâncimea canalelor în formă de para pe care le produce poate ajunge la 1,5 m.

Ciocanul de foraj este un dispozitiv pentru formarea unui filtru prin gauri. În acest scop, este utilizat un prelevator de miez de foraj dezvoltat la VNIIGIS (Oktyabrsky), a cărui acționare electrică este conectată la un burghiu cu diamant. Radiala maximă este de 60 mm, ceea ce, pe baza rezultatelor practicii de trecere a carcasei, asigură o intrare în formațiune la o adâncime de cel mult 20 mm. Perforarea se numește „blând”, deoarece elimină deteriorarea coloanei și a inelului de ciment, care sunt inevitabile cu metode explozive. Perforarea de foraj are o mare precizie de formare a filtrului în intervalul necesar.

Dezvoltarea sondelor de petrol este un ansamblu de lucrări efectuate după forare pentru a provoca un aflux de petrol din formațiune în puț. Faptul este că, în timpul procesului de deschidere, așa cum am menționat mai devreme, fluidul de foraj și apa pot pătrunde în formațiune, care înfundă porii formațiunii și împinge uleiul departe de puț. Prin urmare, un flux spontan de petrol într-un puț nu este întotdeauna posibil. În astfel de cazuri, ei recurg la un aflux artificial, care constă în efectuarea de lucrări speciale.

Această metodă este utilizată pe scară largă și se bazează pe un fapt binecunoscut: o coloană de lichid cu o densitate mai mare exercită contrapresiune mai mare asupra formațiunii. Dorința de a reduce contrapresiunea prin deplasarea, de exemplu, a unei soluții de argilă cu o densitate Qg = 2000 kg/cub.m din sondă apa dulce densitatea Qb = 1000 kg/cub.m duce la o înjumătăţire a contrapresiunii asupra formaţiei. Metoda este simplă, economică și eficientă atunci când formațiunea este ușor înfundată.

Dacă înlocuirea soluției cu apă nu aduce rezultate, se recurge la o scădere suplimentară a densității: aerul comprimat de un compresor este alimentat în butoi. În acest caz, este posibilă împingerea coloanei de lichid către sabotul conductelor pompe-compresor, reducând astfel contrapresiunea asupra formației la valori semnificative.

În unele cazuri, metoda de alimentare periodică cu aer de către un compresor și lichid printr-o unitate de pompare, creând explozii succesive de aer, poate fi eficientă. Pot exista mai multe astfel de porțiuni de gaz și, pe măsură ce se extind, ejectează lichid din butoi.

Pentru a crește eficiența deplasării de-a lungul lungimii șirului de țevi, sunt instalate supape de pornire, prin care aerul comprimat intră în țeavă imediat după intrarea în puț și începe să „lucreze”, adică. ridicați fluidul atât în ​​inelar, cât și în tub.

Un piston de tampon special echipat cu o supapă de reținere este, de asemenea, utilizat pentru a coborî tubulatura. Mișcându-se în jos, pistonul trece lichidul prin el însuși, când se ridică, supapa se închide și întreaga coloană de lichid de deasupra ei este forțată să se ridice împreună cu pistonul și apoi să fie aruncată din puț. Deoarece coloana de lichid care este ridicată poate fi mare (până la 1000 m), reducerea presiunii asupra formațiunii poate fi semnificativă. Deci, dacă puțul este umplut cu lichid până la gură, iar tamponul poate fi coborât la o adâncime de 1000 m, atunci presiunea va scădea cu cantitatea de reducere a coloanei de lichid din inel, de unde o parte din lichidul va curge din tub. Procesul de tamponare poate fi repetat de multe ori, ceea ce face posibilă reducerea presiunii asupra formațiunii cu o cantitate foarte mare.

5 sistem PPD

Regimurile naturale de apariție a zăcămintelor de petrol sunt de scurtă durată. Procesul de reducere a presiunii din rezervor se accelerează pe măsură ce extracția fluidului din rezervor crește. Și apoi, chiar și cu o bună conexiune a zăcămintelor de petrol cu ​​circuitul de alimentare, influența sa activă asupra zăcământului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului. Aceasta este însoțită de o scădere pe scară largă a nivelurilor fluidelor dinamice din puțuri și, în consecință, de o scădere a producției.

Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cea mai dificilă problemă teoretică, care nu a fost încă rezolvată pe deplin, este obținerea deplasării maxime a uleiului din rezervor cu control și reglare eficientă a procesului.

Trebuie avut în vedere faptul că apa și uleiul diferă prin caracteristicile lor fizice și chimice: densitate, vâscozitate, coeficient de tensiune superficială, umectare. Cu cât diferența dintre indicatori este mai mare, cu atât procesul de deplasare este mai dificil. Mecanismul de deplasare a uleiului dintr-un mediu poros nu poate fi reprezentat de simpla deplasare a pistonului. Aici există o amestecare a agenților și o ruptură a fluxului de petrol și formarea de fluxuri separate, alternative de ulei și apă, și filtrare prin capilare și fisuri, și formarea de zone stagnante și de fund.

Factorul de recuperare a petrolului a unui câmp, a cărui valoare maximă ar trebui să se străduiască să o atingă un tehnolog, depinde de toți factorii de mai sus. Materialele acumulate până în prezent fac posibilă evaluarea impactului fiecăruia dintre ele.

Un loc semnificativ în eficiența procesului de menținere a presiunii din rezervor îl ocupă amplasarea puțurilor în câmp. Ele determină modelul de inundații, care este împărțit în mai multe tipuri.

Inundarea conturului implică pomparea apei în puțurile de injecție situate dincolo de conturul exterior al uleiului. Pe măsură ce conturul purtător de petrol se îndepărtează de puțurile de injecție și primul rând de puțuri de producție devine udat, frontul de injecție se mișcă.

Criteriul pentru funcționarea normală a procesului este valoarea presiunii rezervorului în zona de producție, care ar trebui să tinde să crească sau să se stabilizeze.

Inundarea conturului este eficientă în prezența următorilor factori:

- dimensiunea redusă a zăcământului (raportul dintre suprafața depozitului și perimetrul conturului purtător de ulei este de 1,5...1,75 km);

- formatiunea este omogena cu proprietati bune de rezervor ca grosime si suprafata;

Sondele de injectie vor fi amplasate la o distanta de 300...800 m fata de conturul petrolier, ceea ce va asigura un avans mai uniform al frontului de apa si va impiedica formarea limbilor de apa;

exista o buna legatura hidrodinamica intre zona de extractie si zona de injectie.

Dezavantajele inundarii marginilor includ:

1 pierderi mari de apă injectată din cauza scurgerii acesteia în direcția opusă zonei de injectare, ceea ce duce la costuri suplimentare de energie;

2 distanța liniei de injecție față de zona de extracție, care necesită o cheltuială semnificativă de energie pentru a depăși pierderile;

3 reacția lentă a frontului de extracție la modificările condițiilor de pe linia de injectare;

4 necesitatea de a construi un număr mare de puțuri de injecție; Distanța puțurilor de injecție față de principalele instalații de injecție, care crește în timpul procesului de dezvoltare, crește costul sistemului.

Inundarea în linie de apă implică pomparea apei direct în zona petrolieră, organizarea unuia sau mai multor rânduri de puțuri de injecție în centrul câmpului și, astfel, împărțirea depozitului în secțiuni separate care sunt dezvoltate independent. Tăierea se poate face în benzi, inele etc. Cost-eficiența acestei metode de inundare a apei este evidentă: eficiența sistemului crește prin eliminarea scurgerii de lichid și prin apropierea frontului de injecție de frontul de extracție.

Tipurile de inundare intracircuit sunt: ​​areală, focală, selectivă, bloc.

Inundarea zonei implică amplasarea puțurilor de injecție în zona câmpului conform uneia dintre scheme. Inundarea cu apă a zonei este de obicei organizată într-o etapă târzie a dezvoltării câmpului, când începe udarea intensivă a zăcămintei și alte metode de inundare a apei nu ating obiectivul puțurile de injecție sunt amplasate pe o rețea geometrică: cinci, șapte sau nouă puncte. În același timp, pentru un puț de injecție există un puț de producție într-un sistem cu cinci puncte, două într-un sistem cu șapte puncte și trei într-un sistem cu nouă puncte.

Inundarea focală a apei poate fi reprezentată schematic sub forma unuia sau mai multor puțuri de injecție situate în centrul rezervorului și a unui număr de puțuri de producție la periferie. Această metodă de inundare este tipică pentru depozitele localizate cu suprafețe mici (lentile, zonele stagnante).

Inundarea selectivă este folosită pentru a îndepărta petrolul din formațiuni individuale, slab drenate, care sunt eterogene de-a lungul loviturii. Pentru a-l utiliza, sunt necesare informații despre caracteristicile secțiunii, perturbări și legături ale formațiunii productive cu altele. Astfel de date pot fi disponibile după un anumit timp de dezvoltare a rezervorului, astfel încât inundarea selectivă a apei este utilizată într-o etapă târzie de dezvoltare.

Inundarea blocului constă în tăierea rezervorului în părți separate și conturarea fiecăruia dintre ele cu puțuri de injecție. În interiorul fiecărui bloc sunt forate puțuri de producție, numărul și ordinea de amplasare ale cărora sunt determinate prin calcule. Inundarea blocurilor permite ca câmpul să fie pus în dezvoltare imediat, înainte de a fi explorat complet, reducând astfel timpul de dezvoltare. Acest lucru este eficient pentru depozitele mari.

Dezavantajele existente ale sistemului de injecție cu apă sub presiune includ:

1) inundarea progresivă a câmpului cu o cantitate mare de petrol nerecuperată;

2) proprietăți scăzute de spălare ale apei injectate în rezervor;

3) un număr mare de complicații cauzate de întoarcerea apei de formațiune produse împreună cu petrolul în rezervor, exprimate sub formă de distrugere a conductelor de apă, salinizarea alimentării cu apă potabilă și perturbarea echilibrului ecologic.

Îmbunătățirea PPD se realizează în următoarele domenii:

1) dezvoltarea de noi fluide de proces sau aditivi la apă care să-i îmbunătățească proprietățile de curățare și să fie mai puțin agresive față de echipamente și natură;

2) dezvoltarea unui control fiabil asupra mișcării fluidelor în formațiune;

3) dezvoltarea unei metode de reglare a fluxurilor de filtrare în formațiune și eliminarea formării zonelor de fund și nedezvoltate.

RPM este proiectat la începutul dezvoltării majorității câmpurilor petroliere.

În prezent, mai multe tipuri de apă sunt utilizate în scopuri RPM, care sunt determinate de condițiile locale. Este vorba de apă dulce extrasă din fântâni arteziene sau subcanale speciale, apă din râuri sau alte surse de apă deschise, apă din acvifere aflate în secțiunea geologică a câmpului, apă de formare separată de petrol ca urmare a pregătirii acestuia.

Toate aceste ape diferă unele de altele în proprietăți fizice și chimice și, prin urmare, în eficacitatea influențării formației nu numai pentru creșterea presiunii, ci și pentru creșterea recuperării uleiului.

În procesul de separare din ulei, apele de formare sunt amestecate cu apă dulce, cu demulgatori, precum și cu apa de proces din stațiile de tratare a uleiului. Această apă, numită apă uzată, este pompată în rezervor. O trăsătură caracteristică a apelor uzate este conținutul de produse petroliere (până la 100 g/l), gaze de hidrocarburi până la 110 l/cub.m., particule în suspensie - până la 100 mg/l.

Injectarea unei astfel de ape într-un rezervor nu poate fi efectuată fără purificare la standardele cerute, care sunt stabilite pe baza rezultatelor injecției pilot. În prezent, pentru a reduce consumul de apă dulce și a utiliza apa de formare produsă, tratarea apelor uzate a devenit utilizată pe scară largă în scopuri RPM.

Cea mai utilizată metodă de curățare este separarea gravitațională a componentelor din rezervoare. În acest caz, se utilizează o schemă închisă. Apele reziduale care conțin produse petroliere până la 500 mii mg/l și solide până la 1000 mg/l intră de sus în rezervoarele de decantare. Stratul de ulei situat în partea de sus servește ca un fel de filtru și îmbunătățește calitatea epurării apei din ulei. Impuritățile mecanice se depun și, pe măsură ce se acumulează, sunt îndepărtate din rezervor.

Din rezervor, apa curge în filtrul de presiune. Apoi, un inhibitor de coroziune este furnizat conductei, iar apa este pompată către stația de pompare.

Rezervoarele verticale din oțel sunt folosite pentru acumularea și decantarea apei. Pe suprafețele lor interioare se aplică acoperiri anticorozive pentru a le proteja de efectele apelor de formare.

6 Exploatarea puțurilor de petrol și de injecție

Cel mai comun complex tehnologic în timpul exploatării unui zăcământ la o întreprindere LLC NGDU "Oktyabrskneft" este producția de ulei folosind pompe cu tije de ventuză. Ridicarea forțată a petrolului din puțuri cu ajutorul unei pompe de presiune adâncă este cea mai lungă din viața unui câmp.

Unitățile moderne de pompare cu tije de absorbție pot extrage petrol din unul sau două straturi de puțuri de până la 3500 m adâncime, cu un debit de lichid de la câțiva metri cubi la câteva sute de metri cubi pe zi. La zăcământul Serafimovskoye, 172 de sonde sunt echipate cu unități de pompare cu tije de ventuză, ceea ce reprezintă 94% din stocul total de sonde de producție.

USP este o pompă cu piston cu acțiune simplă, a cărei tijă este conectată printr-o coloană de tije la o unitate de masă - o mașină de pompare.

Acesta din urmă include un mecanism manivelă care transformă mișcarea de rotație a motorului principal în mișcare alternativă și o comunică coloanei tijei și pistonului pompei. Echipamentul subteran este alcătuit din: tuburi și conducte de compresor, o pompă, tije și dispozitive pentru combaterea complicațiilor. Echipamentul de suprafață include o unitate (mașină de pompare), echipament pentru capul puțului și un monofold de lucru.

Instalarea funcționează după cum urmează. Pe măsură ce pistonul se mișcă în sus, presiunea din cilindrul pompei scade și supapa inferioară (de aspirație) se ridică, deschizând accesul lichidului (procesul de aspirație). În același timp, o coloană de lichid situată deasupra pistonului presează supapa superioară (de refulare) pe scaun, se ridică și este aruncată din tub în monofoldul de lucru. Pe măsură ce pistonul se mișcă în jos, supapa superioară se deschide, supapa inferioară este închisă de presiunea lichidului, iar lichidul din cilindru curge prin pistonul gol în tub.

La LLC NGDU Oktyabrskneft, echipamentele pentru sonde de suprafață sunt reprezentate în principal de mașini de pompare din seria normală, cum ar fi SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Pompele centrifuge electrice (ESP) sunt, de asemenea, folosite pe teren. ESP este acționat de un motor electric submersibil, care este coborât în ​​puț împreună cu o pompă la o anumită adâncime.

Conform designului lor, ESP-urile sunt împărțite în trei grupuri:

a) pompele din versiunea 1 sunt destinate funcționării puțurilor inundate cu petrol și apă cu un conținut de impurități mecanice de până la 0,1 g/l;

b) pompele versiunea 2 (versiunea rezistentă la uzură) sunt proiectate pentru funcționarea puțurilor puternic udate cu un conținut de impurități mecanice de până la 0,5 g/l;

c) pompele versiunea 3 sunt proiectate pentru pomparea lichidelor cu o valoare a pH-ului pH=5-8,5 si un continut de pana la 1,25 g/l de hidrogen sulfurat.

Echipamentele subterane includ:

a) pompa centrifuga electrica, care este unitatea principala a instalatiei (ESP);

b) motor electric submersibil (SEM), care antrenează pompa;

c) un sistem hidraulic de protecție care protejează SEM de pătrunderea fluidului de formare în el și este format dintr-un protector și un compensator;

d) cablu purtător de curent utilizat pentru alimentarea cu energie electrică a motorului;

e) tubulatura, care este un canal prin care fluidul produs curge de la pompa la suprafata.

Echipamentul de sol include:

a) fitinguri pentru capul sondei, care servesc la dirijarea și reglarea fluidului de intrare din sondă și la etanșarea capului sondei și a cablului;

b) o stație de comandă a motoarelor submersibile care lansează, monitorizează și controlează funcționarea ESP;

c) un transformator destinat reglarii tensiunii furnizate motorului;

d) rolă de suspensie, utilizată pentru suspendarea și ghidarea cablului în puț în timpul operațiunilor de ridicare.

ESP este unitatea principală a instalației. Spre deosebire de pompele cu piston, care comunică presiunea lichidului pompat prin retur mișcări de translație piston, în pompele centrifuge lichidul pompat primește presiune pe paletele unui rotor care se rotește rapid. În acest caz, energia cinetică a fluidului în mișcare este convertită în energie potențială a presiunii.

Înainte de a instala ESP, este necesar să pregătiți puțul pentru funcționarea acestuia. Pentru a face acest lucru, se spală, adică fața este curățată de dopuri de nisip și posibile obiecte străine. Apoi, un șablon special, al cărui diametru este puțin mai mare decât diametrul maxim al unității submersibile, este coborât și ridicat în carcasă de la gură până la o adâncime care depășește adâncimea unității cu 100 - 150 m. În acest caz, turnul sau catargul este centrat cu grijă față de capul sondei.

În cea mai mare parte, puțurile de injecție nu diferă ca proiectare de puțurile de producție. Mai mult, un anumit număr de puțuri de producție care se găsesc în zona de contur cu apă sau dincolo de aceasta sunt transferate în categoria de injecție. Cu inundații intra-circuite și suprafețe, transferul puțurilor de producție pentru injectarea apei este considerat normal.

Proiectele de puțuri de injecție existente implică pomparea apei prin țevi și țevi ale compresorului, coborâte cu un packer și ancoră. Spațiul de deasupra ambalajului trebuie umplut cu un lichid neutru din punct de vedere metal.

Fața trebuie să aibă un filtru de grosime suficientă pentru a asigura injectarea volumului de apă planificat, cu o adâncime de cel puțin 20 m pentru acumularea impurităților mecanice. Este recomandabil să folosiți filtre cu inserție care pot fi ridicate periodic din puțuri și curățate.

Fitingurile capului de sondă ale unui puț de injecție sunt proiectate pentru a furniza și regla volumul de apă în puț, pentru a efectua diverse operațiuni tehnologice de spălare, dezvoltare, tratare etc.

Fitingurile constau dintr-o flanșă de coloană instalată pe carcasă, o cruce folosită pentru a comunica cu inelul, o bobină pe care este suspendată tubulatura și un T pentru alimentarea fluidului injectat în puț. Scopul și designul packerului și ancorei nu sunt fundamental diferite de cele utilizate în producția de puțuri curgătoare.

7 Testarea bine

În timpul exploatării puțurilor, acestea sunt examinate în vederea monitorizării stării tehnice a carcasei de producție, a funcționării echipamentelor, a verificării conformității parametrilor de funcționare a puțurilor cu regimul tehnologic stabilit și a obține informațiile necesare optimizării acestor regimuri.

La testarea puțurilor:

a) se verifică starea tehnică a sondei și a echipamentului instalat (etanșeitatea pietrei de ciment, a carcasei și a tuburilor, starea zonei de fund a formațiunii, contaminarea sondei, alimentarea pompei, funcționarea supapelor și a altor dispozitive instalate la adâncime) ;

b) se evaluează fiabilitatea și operabilitatea componentelor echipamentelor, se determină perioada dintre reparațiile de funcționare a echipamentelor și puțurilor;

c) primesc informatiile necesare planificarii diferite feluri repararea și restaurarea și alte lucrări în puțuri, precum și stabilirea eficienței tehnologice a acestor lucrări.

Pentru a rezolva problemele de mai sus, se utilizează un complex de diverse tipuri de cercetări și măsurători (măsurarea debitului de ulei, tăierea de apă a produselor, factorul de gaz, măsurătorile profunde ale temperaturii și presiunii, sondaje de adâncime, dinamometre, înregistrarea debitelor agentului de lucru. , contabilizarea defecțiunilor și reparațiilor echipamentelor, analiza probelor de producție de puțuri etc.).

Tipurile, volumul și frecvența studiilor și măsurătorilor în vederea monitorizării funcționării echipamentelor pentru toate metodele de exploatare a sondei sunt stabilite de conducere împreună cu științifice. organizatii de cercetareși întreprinderile geofizice.

Cercetările pentru monitorizarea funcționării sondelor de producție trebuie efectuate cu respectarea deplină a regulilor de siguranță din industria petrolului și gazelor, cu respectarea cerințelor de protecție a subsolului și a mediului.

Baza studiului USP este dinamometrul - o metodă de monitorizare operațională a funcționării echipamentelor subterane și baza pentru stabilirea modului de funcționare tehnologic corect al unei unități de pompare.

Esența metodei este că sarcina pe tija de presa este determinată fără a ridica pompa la suprafață cu ajutorul unui dinamograf. Sarcinile din timpul cursei de sus și de jos sunt înregistrate pe hârtie sub forma unei diagrame în funcție de mișcarea tijei.

Pentru a determina distanța de la gură până la nivelul dinamic, se folosesc metode de sonometrie. Cele mai frecvente sunt diverse instalații ecometrice pentru puțuri cu o presiune de 0,1 MPa. Principiul de funcționare al acestor instalații este că un impuls acustic de la un cracker de pulbere este trimis în inel. Acest impuls, reflectat de la nivelul lichidului, revine în gură, influențând termofonul, iar după ce este transformat și amplificat într-unul electric, este înregistrat de un scriitor cu stilou pe o bandă de hârtie în mișcare.

Măsurarea undelor se efectuează folosind un ecosonda, care vă permite să determinați nivelul dinamic în puțuri de până la 4000 m adâncime la o presiune inelară de până la 7,5 MPa. În partea de jos și de-a lungul sondei, presiunea și temperatura sunt măsurate cu ajutorul termometrelor de adâncime, care sunt combinate într-un singur dispozitiv.

8 Metode de creștere a productivității puțului

În puțurile de petrol și gaze, debitul și productivitatea puțurilor scad în timp. Acesta este un proces natural, deoarece există o scădere treptată a presiunii rezervorului, iar energia de formare necesară pentru a ridica lichidul și gazul la suprafață scade.

Productivitatea puțului scade, de asemenea, ca urmare a deteriorării permeabilității rocilor și a formațiunilor productive din cauza blocării porilor săi în zona fundului găurii cu depozite rășinoase, de parafină și particule mecanice de îndepărtare a formațiunii.

Pentru a stabiliza nivelul producției de petrol și gaze, sunt utilizate diferite metode de influențare a zonei de fund a formațiunii, care fac posibilă creșterea recuperării petrolului din formațiuni și nu reducerea productivității sondei. Metodele de creștere a productivității puțului la influențarea zonei de formare a găurii de fund sunt împărțite în chimice, mecanice, termice și complexe.

Profunzimea necesară de tratare a formațiunii productive pentru restabilirea sau îmbunătățirea permeabilității este de o importanță decisivă atunci când se alege metoda de influență în fiecare caz specific. Prin urmare, în funcție de adâncimea de influență asupra mediului poros, metodele de stimulare a puțurilor pot fi împărțite în două mari categorii: metode cu o rază de influență mică și metode cu o rază de influență mare. Principalele modalități de îmbunătățire a conectivității unei formațiuni cu un puț cu o rază mică de influență:

a) Utilizarea explozibililor. Acestea includ glonț, perforație cumulativă și diverse opțiuni de torpilă.

Dacă există o comunicare insuficientă între formațiune și puț, perforarea convențională poate fi repetată folosind un perforator cu glonț. Pentru a-și crește eficiența, fântâna este umplută nu cu soluție de argilă sau apă, ci cu lichide care nu poluează perforațiile nou create.

Cu roci dure și dense, este posibilă torpilarea formației productive cu un exploziv coborât în ​​intervalul formațiunii în cartușe și cu o siguranță electrică, care este detonată cu ajutorul unui cablu de la capul sondei. Manșoanele sunt realizate din azbest metal sau plastic. Nitroglicerina, dinamita TNT etc. sunt folosite cel mai des ca explozivi O explozie poate crea cavități și fisuri în formația productivă. Astfel, concomitent cu îmbunătățirea conectivității formațiunii cu puțul, crește și permeabilitatea formațiunii într-o zonă cu rază mare (crearea de micro și macro fisuri care se pot extinde pe zeci de metri).

Torpilarea direcțională poate fi realizată folosind o formă de încărcare externă adecvată și inserții în calea undei de explozie. În funcție de necesități, puteți utiliza torpile cu acțiune laterală împrăștiată, laterală concentrată și verticală.

Perforatoarele cu proiectile explozive creează găuri rotunde în coloană și inel de ciment, pătrunzând în rocă și, explodând, formează cavități și fisuri. Un burghiu cu ciocan cumulat constă dintr-un dispozitiv ale cărui celule conțin încărcături de acțiune cumulativă. Fiecare celulă de pe partea opusă a siguranței este echipată cu o locașă a profilului corespunzător. Astfel, produșii gazoși ai exploziei sunt direcționați de-a lungul axei de sarcină sub forma unui jet puternic, care creează un canal în coloană, ciment și rocă în direcția corespunzătoare.

b) Curățarea sondei și a zonei de perforare cu agenți tensioactivi sau băi acide. Lichidele utilizate constau fie dintr-o soluție de 15% surfactanți dizolvați (sau dispersați) în apă, fie dintr-o soluție care conține 15% HCI , La care se adaugă 0,5 2% inhibitor de coroziune și uneori 1 4% acid fluorhidric. În unele cazuri, se folosesc compoziții mixte de acizi și agenți tensioactivi. De obicei, puțul este spălat cu una dintre soluțiile menționate, apoi un fluid de lucru într-un volum de 0,3–0,7 m 3 este plasat în formațiune pentru fiecare metru de interval de perforare. Pentru compozițiile acide, se acordă un timp de menținere de 1–6 ore pentru un surfactant fără acid, timpul de păstrare este de 24 de ore, apoi soluția uzată este îndepărtată și godeul este pus în funcțiune sau se începe tratamentul de formare folosind o metodă; cu o rază mare de influenţă.

Utilizarea soluțiilor tensioactive pentru spălarea unui puț sau pomparea acestuia într-o formațiune la o adâncime mică asigură dispersia și îndepărtarea particulelor solide și a filtratului fluidului de foraj, precum și a emulsiei apă-ulei, de pe pereții puțului și din formatia.

Băile acide curăță soluția de argilă din puțurile noi (sau cele care au suferit reparații majore) și, de asemenea, elimină depozitele de sare din apa de formare acumulată în timpul funcționării.

c) Creşterea temperaturii în sondă în intervalul de formare productivă. Metode termice. Pentru a crește temperatura, puteți utiliza circulația lichidului fierbinte în puț, procese termochimice și încălzitoare electrice. Durata de încălzire a zonei de perforare a puțului este de obicei de 5-50 de ore. În acest caz, se lichefiază depozitele de hidrocarburi solide (parafină, rășini, asfaltene etc.), care sunt apoi îndepărtate la punerea în funcțiune a sondei. Circulația lichidelor inflamabile într-un puț este ușor de implementat, dar la adâncimi de peste 1000–2000 m. este puțin eficient datorită pierderilor mari de căldură de la sondă către depozitele deversării geologice expuse.

Încălzitoarele electrice utilizează un sistem de rezistențe electrice montate într-o țeavă, care este instalată la capătul șirului de tuburi. Energia electrică este furnizată printr-un cablu de la suprafață. Există și încălzitoare bazate pe utilizarea tonurilor de înaltă frecvență. Încălzitoarele electrice pot fi amplasate în partea de jos a puțului în timpul funcționării acestuia. Pornirea și oprirea încălzitoarelor în acest caz se realizează prin pornirea și oprirea alimentării cu energie electrică

Arzătoarele cu gaz constau dintr-o cameră tubulară coborâtă într-un puț cu două coloane concentrice de tuburi. Gazele combustibile sunt pompate prin conducte de diametru mic, aerul primar prin spațiul inelar și aerul secundar prin coloană. Arderea este inițiată prin furnizarea de energie electrică printr-un cablu de la suprafață. Un alt cablu cu termocuplu măsoară temperatura din exterior, care nu trebuie să depășească 300-400 0 C pentru a nu deteriora șirul puțului. Temperatura la nivelul dorit este menținută prin reglarea corespunzătoare a volumelor de gaz și aer injectat.

Tratamentul termochimic se bazează pe degajarea de căldură la fundul puțului datorită unui proces chimic, care îndreaptă hidrocarburile grele depuse în zona de perforare a puțului în scopul îndepărtarii ulterioare a acestora. Pentru a face acest lucru, utilizați reacția unei soluții de 15%. HCI cu sodă caustică ( N / A OH), aluminiu și magneziu.

Ca rezultat al reacției a 1 kg de hidroxid de sodiu cu acidul clorhidric, se eliberează 2868 kJ de căldură. Din reacție se obține o cantitate mare de căldură HCI cu aluminiu (care generează 18924 kJ pe kg Al ). Cu toate acestea, acest lucru produce fulgi de hidroxid de aluminiu. Al ( OH )3, care sunt capabile să înfunde porii și canalele de curgere în formațiunea productivă. Cea mai eficientă utilizare a magneziului, care, atunci când reacționează cu HCI eliberează 19259 kJ și clorură de magneziu MgCi 2 este foarte solubil în apă.

Principalele modalități de îmbunătățire a conectivității unei formațiuni productive cu un puț cu o rază mare de influență:

a) Tratarea cu aciditate a zonei de fund a formațiunii productive. Aceste metode sunt utilizate în principal în formațiunile de nisip cu conținut de carbonat mai mare de 20% sau cu material cimentar format din carbonați de calciu sau magneziu.

Principalul acid utilizat este H CU eu . Atacă eficient carbonatul de calciu sau magneziu, formând cloruri solubile și ușor de îndepărtat. Acidul clorhidric este ieftin și nu este limitat. Se mai folosesc alti acizi: acetic, formic etc. In solutiile acide se introduc si diversi aditivi: inhibitori de coroziune, aditivi pentru reducerea tensiunii superficiale, incetinirea reactiilor, disipare etc.

Atunci când o soluție acidă este pompată în formațiune la presiuni de injecție mai mici decât presiunea de fracturare hidraulică, porii din zona de fund a formațiunii sau fisurile și microfisurile din roca rezervor sunt curățați și expandați, restabilind astfel permeabilitatea deteriorată a zonei tratate. , iar în unele cazuri chiar creșterea valorii sale inițiale .

Tehnologia de lucru este următoarea: puțul se curăță și se umple cu ulei sau apă (sare sau proaspătă) cu un aditiv de 0,1-0,3% surfactant. La suprafață se prepară o soluție acidă cu adăugarea componentelor necesare, a cărei secvență de introducere este stabilită în primul rând conform testelor de laborator. Soluția acidă este pompată în tubulatura cu supapa deschisă în inelul puțului. Când ajunge la intervalul de perforare a puțului, supapa menționată este închisă și soluția acidă este pompată prin conducte până când pătrunde în formațiunea productivă, iar în ultima etapă soluția este presată cu ulei sau apă cu un surfactant 0,1-0,3% aditiv. Se lasa 1-6 ore (dar nu mai mult) pentru ca acidul sa reactioneze, apoi se indeparteaza solutia. Fântâna este pusă în funcțiune. În același timp, modificarea debitului este atent monitorizată pentru a determina efectul tratamentului.

Exista diverse optiuni tehnologice pentru tratarea acidului, precum: simplu, selectiv, repetat, alternant, cu vibratie etc.

b) Fracturarea hidraulică a formațiunii productive în zona de fund a puțului. Această metodă este utilizată în formațiunile reprezentate de roci dure, dense, cu permeabilitate redusă (gresii, calcare, dolomite etc. Presiunea de rupere se realizează prin pomparea lichidului în puț sub presiune mare. Aceasta deschide fisurile și microfisurile existente în formațiunea productivă sau creează altele noi, care pot îmbunătăți semnificativ legătura hidrodinamică dintre formațiune și puț.

c) Explozii nucleare subterane. Exploziile au fost studiate experimental cu rezultate pozitive în roci dure, dense, cu permeabilitate scăzută. În jurul puțului de încărcare din formațiunea productivă, ca urmare a unei explozii nucleare, se formează o cavitate plină cu rocă distrusă, apoi o zonă de zdrobire și în spatele acesteia o zonă cu un sistem de fisuri și microfisuri. Această metodă prezintă interes, în special pentru sondele de gaz, al căror debit poate fi astfel crescut de câteva zeci de ori.

d) Metode termice. Acestea se bazează pe creșterea temperaturii în formația din jurul puțului și sunt utilizate în depozitele productive saturate cu uleiuri cu vâscozitate mare, cu un conținut ridicat de parafină. Aceste metode sunt similare cu metodele de creștere a temperaturii în sondă, dar necesită mai multă căldură pentru a încălzi formarea pe o rază de 2-15 m În acest scop, puteți utiliza tratamentul cu acid termochimic, bazat pe injecția de încălzit acid în formațiune ca urmare a reacției sale cu anumite metale, injectare periodică într-o formațiune de volume limitate de abur (injecție ciclică de abur) sau un front circular de ardere subterană în jurul unui puț de producție, determinat de raza calculată la care se află necesar pentru încălzirea formațiunii. În plus, pentru anul trecut Au fost dezvoltate diverse tehnologii noi pentru influențarea zonei de fund a formațiunii, bazate pe utilizarea de reactivi moderni și deșeuri din industria chimică.

9 Reparații curente și majore ale puțurilor

Există două tipuri de reparații de puțuri - supraterane și subterane. Reparația la suprafață este asociată cu restabilirea operabilității echipamentelor situate la capul de sondă al conductelor, mașinilor de pompare, supapelor de închidere, echipamentelor electrice etc.

Reparațiile subterane includ lucrări care vizează eliminarea defecțiunilor echipamentelor coborâte în puț, precum și refacerea sau creșterea debitului sondei. Reparațiile subterane implică ridicarea echipamentelor din puț.

În funcție de complexitatea operațiunilor efectuate, reparațiile subterane se împart în curente și majore.

Întreținerea puțului este înțeleasă ca un ansamblu de măsuri tehnologice și tehnice care vizează restabilirea productivității acesteia și limitate de impactul asupra zonei fundului găurii a formațiunii și a echipamentelor amplasate în puț.

Reparațiile curente includ următoarele lucrări: înlocuirea echipamentului defect, curățarea fundului și a sondei, restabilirea productivității rezervorului prin metode individuale de intensificare (încălzire, spălare, injectare de substanțe chimice).

Reparațiile curente pot fi planificate preventiv și efectuate în scopul inspecției preventive, identificării și eliminării încălcărilor individuale în funcționarea puțului care nu au devenit încă evidente.

Al doilea tip de reparație curentă este reparatorie, efectuată pentru a elimina o defecțiune - aceasta este, de fapt, o reparație de urgență. În practică, astfel de reparații prevalează din diverse motive, dar în principal din cauza tehnologiilor imperfecte și a fiabilității scăzute a echipamentelor utilizate.

Indicatorii care caracterizează funcționarea unei sonde în timp sunt factorul de funcționare (OF) și timpul dintre reparații (MRP). EC este raportul dintre timpul lucrat de o sondă, de exemplu, pe an (TOTR), și perioada calendaristică (TCAL). MCI este timpul mediu dintre două reparații pentru o perioadă selectată sau raportul dintre timpul total lucrat de întreținere și reparație pentru anul și numărul de reparații P pentru aceeași perioadă.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Modalitățile de a crește EC și MRP sunt reducerea numărului de reparații, durata unei singure reparații și creșterea timpului de funcționare a sondei.

În prezent, peste 90% din toate reparațiile sunt efectuate la puțuri cu unitate de pompare autopropulsată și mai puțin de 5% cu ESP.

În timpul reparațiilor de rutină, se efectuează următoarele operații

1. Transport – livrarea echipamentelor la sondă;

2. Pregătitor – pregătire pentru reparații;

3. Ridicare – echipamente de ridicare și coborâre ulei;

4. Operațiuni de curățare a puțului, înlocuire a utilajelor, eliminarea accidentelor minore;

5. Finală – demontarea echipamentului și pregătirea acestuia pentru transport.

Dacă evaluați timpul petrecut cu aceste operațiuni, veți observa că principala pierdere de timp se îndreaptă către operațiunile de transport (acestea durează până la 50% din timp), prin urmare eforturile principale ale proiectanților ar trebui îndreptate spre reducerea timpului de transport - prin crearea de mașini și unități gata de asamblare, operațiuni de ridicare - prin crearea de mașini automate de încredere pentru confecţionarea și deșurubarea țevilor și tijelor.

Întrucât reparația curentă a unei puțuri necesită acces la trunchiul acesteia, i.e. asociat cu depresurizarea, prin urmare, este necesar să se excludă cazurile de posibil țâșnire la începutul sau la sfârșitul lucrului. Acest lucru se realizează în două moduri: primul și utilizat pe scară largă este „uciderea” fântânii, adică. injectarea în formarea și puțul a unui fluid cu o densitate care asigură crearea presiunii P în fundul puțului. , depășindu-l pe cel de rezervor. Al doilea este utilizarea diferitelor dispozitive - dispozitive de tăiere care blochează fundul puțului la ridicarea tubulaturii.

Operațiunile de rulare și ridicare (HRO) ocupă ponderea principală în balanța totală de timp pentru repararea puțurilor. Acestea sunt inevitabile în timpul oricărei lucrări de coborâre și înlocuire a echipamentului, impact asupra orificiului de jos, spălare coloane etc. Procesul tehnologic al procesului de producție constă în înșurubarea alternativă (sau deșurubarea) țevilor pompă-compresor, care sunt un mijloc de suspendare a echipamentului, un canal pentru ridicarea fluidului produs și alimentarea fluidelor de proces în puț și, în unele cazuri, un unealtă pentru pescuit, curățare și alte lucrări. Această varietate de funcții a făcut din tubulatura o componentă indispensabilă a echipamentului de puț pentru orice metodă de operare fără excepție.

Operațiunile cu tuburi sunt monotone, necesită forță de muncă și pot fi ușor mecanizate. Pe lângă operațiunile pregătitoare și finale, care au specificul lor pentru în diverse moduri funcționare, întregul proces de SPO cu tubing este același pentru toate tipurile de reparații de rutină. Operațiunile de ridicare și rulare cu tije se efectuează în același mod ca și cu țevi, iar deșurubarea (înșurubarea) tijelor se face cu o cheie mecanică a tijei În cazul blocării pistonului în cilindrul pompei sau a tijelor în tubulatura (depilare cu ceara), sau daca se sparg, devine necesara ridicarea simultana a tevilor si tijelor. Procesul se realizează prin deșurubarea alternativă a țevii și a tijei.

Well overhaul combină toate tipurile de lucrări care necesită timp îndelungat, efort fizic mare și utilizarea a numeroase echipamente multifuncționale. Este vorba de lucrări legate de eliminarea accidentelor complexe, atât cu echipamentul coborât în ​​puț, cât și cu puțul în sine, lucrări de transfer al sondei de la un loc de operare la altul, lucrări de limitare sau eliminare a fluxului de apă, creșterea grosimii material exploatat, impact asupra formațiunii, tăierea unui trunchi nou și altele.

Ținând cont de specificul lucrării, în departamentele de producție de petrol și gaze sunt create ateliere specializate de revizie puțuri. O sondă inclusă într-o revizie majoră rămâne în stocul de exploatare, dar este exclusă din stocul de exploatare.

10 Colectarea și prepararea petrolului, gazelor și apei

Produsele care provin din sondele de petrol și gaze nu reprezintă petrol și respectiv gaz pur. Apa produsă, gazul asociat (petrol) și particulele solide de impurități mecanice provin din puțuri împreună cu petrolul.

Apa de rezervor este un mediu foarte mineralizat, cu un conținut de sare de până la 300 g/l. Conținutul de apă de formare în ulei poate ajunge la 80%. Apa minerală provoacă distrugeri corozive crescute ale țevilor, rezervoarelor și provoacă uzura conductelor și echipamentelor. Gazul asociat (petrol) este folosit ca materie primă și combustibil.

Este fezabil din punct de vedere tehnic și economic să se supună uleiului unei pregătiri speciale înainte de a intra în conducta de petrol principală în scopul desalinării, deshidratării, degazării și îndepărtarii particulelor solide.

În câmpurile petroliere se utilizează cel mai adesea o schemă centralizată de colectare și preparare a petrolului (Fig. 2). Produsele sunt colectate dintr-un grup de puțuri folosind unități automate de măsurare de grup (AGMU). Din fiecare sondă, petrolul împreună cu gazul și apa de formare sunt furnizate la AGSU printr-o conductă individuală. AGZU înregistrează cantitatea exactă de petrol care provine din fiecare sondă, precum și separarea primară pentru separarea parțială a apei de formare, a gazelor petroliere și a impurităților mecanice cu direcția gazului separat printr-o conductă de gaz către GPP (instalație de procesare a gazelor). Uleiul parțial deshidratat și parțial degazat este transportat printr-un colector de colectare la un punct central de colectare (CPC). De obicei pe una câmp petrolier aranja un DSP.

Instalațiile de tratare a uleiului și a apei sunt concentrate la uzina centrală de procesare. La stația de tratare a uleiului, toate operațiunile tehnologice pentru prepararea acestuia se desfășoară într-un complex. Setul acestui echipament se numește unitate UKPN pentru prepararea complexă a uleiului .

Figura 2. - Schema de colectare și pregătire a produselor de sondă în câmpul petrolier:

1 sondă de țiței;

2 unitati automate de masura de grup (AGMU);

3 stație de pompare de rapel (BPS);

4 stație de tratare a apei produse;

5 unitate de tratare a uleiului;

6 statie de compresor gaz;

7 7 punct central de colectare a petrolului, gazelor și apei;

8 Parcul rezervorului

Uleiul deshidratat, desarat și degazat, după finalizarea controlului final, este furnizat rezervoarelor comerciale de petrol și apoi la stația de pompare din capul conductei petroliere principale.

Deshidratarea uleiului este complicată de faptul că uleiul și apa formează emulsii stabile de tip „apă în ulei”. În acest caz, apa este dispersată în mediul uleios în picături mici, formând o emulsie stabilă. Prin urmare, pentru a deshidrata și a desaratu uleiul, este necesar să separați aceste picături minuscule de apă din el și să îndepărtați apa din ulei. Următoarele procese tehnologice sunt utilizate pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului:

- sedimentarea gravitațională a petrolului,

- nămol de ulei fierbinte,

- metode termochimice,

- desalinizarea electrică și deshidratarea electrică a uleiului.

Procesul de decontare gravitațională este cel mai simplu din tehnologie. În acest caz, rezervoarele sunt umplute cu ulei și păstrate un anumit timp (48 de ore sau mai mult). În timpul expunerii, au loc procese de coagulare a picăturilor de apă, iar picăturile de apă mai mari și mai grele, sub influența gravitației (gravitației), se așează pe fund și se acumulează sub forma unui strat de apă produsă.

Cu toate acestea, procesul gravitațional de decantare a uleiului rece este ineficient și insuficient metoda eficienta deshidratarea uleiului. Decantarea la cald a uleiului udat este mai eficientă atunci când, prin preîncălzirea uleiului la o temperatură de 50–70°C, procesele de coagulare a picăturilor de apă sunt facilitate semnificativ și deshidratarea uleiului în timpul decantarii este accelerată. Dezavantajul metodelor de deshidratare gravitațională este eficiența sa scăzută.

Metodele mai eficiente sunt chimice, termochimice, precum și deshidratarea și desalinizarea electrică. Prin metode chimice, în uleiul udat se introduc substanțe speciale numite demulgatori. Agenții tensioactivi sunt utilizați ca demulgatori. Se introduc in ulei in cantitati mici de la 5-10 la 50-60 g la 1 tona de ulei. Cele mai bune rezultate sunt arătate de așa-numiții surfactanți neionici, care nu se descompun în anioni și cationi în ulei.

Demulgatorii sunt adsorbiți la interfața ulei-apă și înlocuiesc sau înlocuiesc emulgatorii naturali activi de suprafață conținuti în lichid. Mai mult, pelicula formată la suprafața picăturilor de apă este fragilă, ceea ce marchează contopirea picăturilor mici în unele mari, adică. procesul de coalescență. Picături mari de umiditate se depun cu ușurință pe fundul rezervorului. Eficiența și viteza deshidratării chimice sunt crescute semnificativ prin încălzirea uleiului, adică. prin metode termochimice, prin reducerea vâscozității uleiului la încălzire și facilitarea procesului de coalescență a picăturilor de apă.

Eliminarea conținutului de apă reziduală se realizează prin utilizare metode electrice deshidratare și desalinizare. Deshidratarea electrică și desalinizarea electrică a uleiului sunt asociate cu trecerea uleiului prin aparate speciale, deshidratoare electrice, unde uleiul trece între electrozi care creează un câmp electric de înaltă tensiune (20-30 kV). Pentru a crește rata de deshidratare electrică, uleiul este preîncălzit la o temperatură de 50-70°C. Când depozitați un astfel de ulei în rezervoare, când îl transportați prin conducte și în rezervoare de-a lungul calea ferata o parte semnificativă a hidrocarburilor se pierde prin evaporare. Hidrocarburile ușoare sunt materii prime și combustibil valoros (benzină ușoară). Prin urmare, înainte de a furniza ulei, din acesta sunt extrase hidrocarburi ușoare, cu punct de fierbere scăzut. Această operațiune tehnologică se numește stabilizare a uleiului. Pentru a stabiliza uleiul, acesta este supus rectificarii sau separării la cald. Cea mai simplă și mai utilizată în tratarea câmpurilor petroliere este separarea la cald, realizată într-o unitate specială de stabilizare. În timpul separării la cald, uleiul este preîncălzit în încălzitoare speciale și alimentat într-un separator, de obicei orizontal. În separator, uleiul este încălzit la 40-80°C și hidrocarburile ușoare sunt evaporate activ din acesta, care sunt aspirate de un compresor și trimise printr-o unitate frigorifică la conducta de gaz de colectare.

Împreună cu apa de formare purificată, apa dulce obținută din două surse este pompată în formațiuni productive pentru a menține presiunea formațiunii: subterane (fântâni arteziene) și rezervoare deschise (râuri). Apele subterane extrase din fântânile arteziene se caracterizează printr-un grad ridicat de puritate și în multe cazuri nu necesită purificare profundă înainte de injectarea în formațiuni. În același timp, apa rezervoarelor deschise este contaminată semnificativ cu particule de argilă, compuși de fier, microorganisme și necesită o purificare suplimentară. În prezent, se folosesc două tipuri de captare a apei din rezervoare deschise: sub râu și deschis. Cu metoda sub râu, apa este luată de sub fundul râului „sub albia râului”. Pentru a face acest lucru, în lunca râului sunt forate puțuri cu o adâncime de 20–30 m și un diametru de 300 mm. Aceste fântâni trec în mod necesar printr-un strat de sol nisipos. Fântâna este întărită cu țevi de carcasă cu găuri pe spițe și țevi de admisie a apei cu un diametru de 200 mm sunt coborâte în ele. În fiecare caz, este ca și cum s-ar obține două vase comunicante „puț de râu”, separate printr-un filtru natural (un strat de sol nisipos). Apa din râu trece prin nisip și se acumulează în fântână. Afluxul de apă din fântână este stimulat de o pompă de vid sau de o pompă de ridicare a apei și este furnizat unei stații de pompare în cluster (SPS). Cu metoda deschisă, apa este pompată din râu cu ajutorul pompelor și livrată la o stație de tratare a apei, unde trece printr-un ciclu de purificare și ajunge într-un bazin. În rezervorul de decantare, cu ajutorul reactivilor de coagulare, particulele de impurități mecanice și compușii de fier sunt îndepărtate în sediment. Purificarea finală a apei are loc în filtre, unde nisip curat sau cărbune fin este folosit ca materiale de filtrare.

11 Siguranța, sănătatea și protecția mediului

Întreprinderile furnizoare de produse petroliere desfășoară operațiuni de depozitare, distribuire și primire a produselor petroliere, dintre care multe sunt toxice, se evaporă ușor, se pot electrifica și sunt incendiare și explozive. Atunci când lucrați la întreprinderile industriale, sunt posibile următoarele pericole principale: apariția unui incendiu și explozie atunci când echipamentele de proces sau conductele sunt depresurizate, precum și atunci când sunt încălcate regulile pentru funcționarea și repararea lor în siguranță; otrăvirea lucrătorilor din cauza toxicității multor produse petroliere și a vaporilor acestora, în special a benzinei cu plumb; rănirea lucrătorilor prin piesele rotative și în mișcare ale pompelor, compresoarelor și altor mecanisme în cazul lipsei sau apărărilor defecte; șoc electric în cazul încălcării izolației părților sub tensiune ale echipamentelor electrice, împământare defectuoasă sau neutilizarea echipamentului individual de protecție; creșterea sau scăderea temperaturii suprafeței echipamentului sau a aerului din zona de lucru; nivel crescut de vibrație; iluminare insuficientă a zonei de lucru; posibilitatea de cădere la întreținerea echipamentelor aflate la înălțime. La întreținerea echipamentelor și la efectuarea reparațiilor acestuia, este interzisă: utilizarea focului deschis pentru încălzirea produselor petroliere, a fitingurilor calde etc.; funcționarea echipamentelor defecte; operarea și repararea echipamentelor, conductelor și fitingurilor cu încălcarea reglementărilor de siguranță, în prezența scurgerilor de produse petroliere prin scurgeri în conexiuni și etanșări sau ca urmare a uzurii metalelor; utilizarea oricăror pârghii (rangi, țevi etc.) pentru deschiderea și închiderea supapelor de închidere; repararea echipamentelor electrice nedeconectate de la rețeaua electrică; curățarea echipamentelor și a pieselor mașinii cu lichide inflamabile inflamabile; lucrați fără echipament individual de protecție și îmbrăcăminte de protecție adecvată. Când are loc o scurgere de produs petrolier, locul deversarii trebuie acoperit cu nisip și apoi îndepărtat într-un loc sigur. Dacă este necesar, îndepărtați solul contaminat cu produse petroliere. În încăperile în care s-a produs scurgerea, degazarea se face cu dicloramină (soluție 3% în apă) sau cu înălbitor sub formă de suspensie (o parte de înălbitor uscat la două până la cinci părți de apă). Pentru a evita aprinderea, degazarea cu înălbitor uscat este interzisă. Fumatul pe teritoriul și în spațiile de producție ale întreprinderii este interzis, cu excepția locurilor special amenajate (în acord cu pompierii), unde sunt afișate indicatoarele „Zona de fumat”. Intrările la hidranții de incendiu și la alte surse de alimentare cu apă trebuie să fie întotdeauna libere pentru trecerea nestingherită a autospecialelor de pompieri.

Iarna, este necesar să: curățați zăpada și gheața, stropiți cu nisip pentru a preveni alunecarea: podele, scări, pasaje, trotuare, poteci și drumuri pietonale; îndepărtați prompt țurțurile și crustele de gheață care se formează pe echipamente, acoperișurile clădirilor și structurile metalice.

La început, oamenii nu s-au gândit la ce presupune producția intensivă de petrol și gaze. Principalul lucru a fost să le pompați cât mai mult posibil. Asta au făcut. La început părea că uleiul aduce numai beneficii oamenilor, dar treptat a devenit clar că utilizarea lui are și un dezavantaj. Poluarea cu petrol creează o nouă situație ecologică, care duce la o schimbare profundă sau la transformarea completă a resurselor naturale și a microflorei acestora. Poluarea solului cu petrol duce la o creștere bruscă a raportului carbon-azot. Acest raport înrăutățește regimul de azot al solurilor și perturbă nutriția rădăcinilor plantelor. Solul se autocurăță foarte lent prin descompunerea biologică a uleiului. Din acest motiv, unele organizații trebuie să efectueze refacerea solului după contaminare.

Una dintre cele mai promițătoare modalități de a proteja mediul împotriva poluării este crearea unei automatizări complete a proceselor de producție, transport și depozitare a petrolului. Anterior, de exemplu, zăcămintele nu erau capabile să transporte petrol și gaze asociate împreună printr-un singur sistem de conducte. În acest scop, au fost construite comunicații speciale cu petrol și gaze o cantitate mare obiecte dispersate pe teritorii vaste. Câmpurile constau din sute de instalații, iar în fiecare regiune petrolieră au fost construite diferit, acest lucru nu a permis să fie conectate printr-un singur sistem de telecontrol. Desigur, cu o astfel de tehnologie de extracție și transport, s-a pierdut mult produs din cauza evaporării și scurgerilor. Specialiștii au reușit, folosind energia subsolului și a pompelor de sondă adâncă, să asigure alimentarea cu petrol de la sondă la punctele centrale de colectare a petrolului fără operațiuni tehnologice intermediare. Numărul unităților de pescuit a scăzut de 12-15 ori.

În zonele de dezvoltare, în special în timpul construcției de conducte, drumuri temporare, linii electrice și locuri pentru viitoare așezări, echilibrul natural al tuturor ecosistemelor este perturbat. Astfel de schimbări afectează mediul.

Principalele surse de poluare a apelor de suprafață și subterane din zonele de producție a petrolului sunt deversarea apelor uzate industriale în corpurile de apă de suprafață și canalele de scurgere. Poluarea apare și: în timpul scurgerilor de ape uzate industriale; în cazul ruperii conductei de apă; când scurgerile de suprafață din câmpurile petroliere intră în apele de suprafață; în timpul peri-fluxurilor de ape foarte mineralizate de orizonturi adânci în orizonturi de apă dulce, din cauza scurgerilor în puțurile de injecție și producție.

În industria petrolului, diferite substanțe chimice sunt utilizate pe scară largă în diferite procese tehnologice. Toți reactivii au un impact negativ atunci când sunt eliberați în mediu. Principalele cauze ale poluării mediului la pomparea diferitelor substanțe chimice în rezervor sunt: următorii factori: neetanșeitatea sistemelor și echipamentelor și încălcarea reglementărilor de siguranță în timpul operațiunilor tehnologice.

În activitățile de mediu la întreprindere, pe lângă domeniile tradiționale de monitorizare a mediului, utilizarea rațională a resurselor de apă și terenuri recuperate, protecția aerului, reparații majore și înlocuirea secțiunilor de urgență ale rețelelor de colectare a petrolului, conducte de apă, rezervoare, Cele mai noi tehnologii protectia mediului.

BIBLIOGRAFIE

1. Akulshin A.I. Exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze M., Nedra, 1989.

2. Gimatutdinova Sh.K. Carte de referință despre producția de petrol. M., Nedra, 1974.

3. Istomin A. Z., Yurchuk A. M. Calcule în producția de petrol. M.,: Nedra, 1979.

4. Instrucțiuni de securitate a muncii pentru lucrătorii din atelierul de producție de petrol și gaze. Ufa, 1998.

5. Mishchenko I. T. Calcule în producția de petrol. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Exploatarea sondelor de petrol și gaze. M., Nedra, 1978.

7.Reguli de siguranță în industria petrolului și gazelor. M., Nedra, 1974

8. Material de producție al LLC NGDU Oktyabrskneft.2009 2010.

9.Manualul echipamentelor petroliere. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Economia, organizarea și planificarea producției la întreprinderile din industria petrolului și gazelor M., Nedra, 1990.