Zapestnice iz gume

Poročilo o praksi proizvodnje nafte in plina. Izdelano je bilo poročilo o industrijski praksi v profilu specialnosti. Sistem za zbiranje tekočine

Uvod

Prva izobraževalna praksa je uvodni del usposabljanja in pomaga pri seznanitvi s poklicem pred začetkom študija posebnih predmetov. Ta praksa je potekala na mestu usposabljanja NGDU Yamashneft. Glavni cilji prakse so bili:

Seznanitev študentov z razvojem naftnega polja in postopki vrtanja naftnih in plinskih vrtin.

Seznanitev z glavno opremo, ki se uporablja pri vrtanju in obratovanju naftnih in plinskih vrtin.

Seznanitev z naftnim poljem in njegovimi proizvodnimi in gospodarskimi dejavnostmi.
4. Pridobivanje določenega praktičnega znanja in izkušenj, ki prispevajo k dobri asimilaciji teoretičnega gradiva med nadaljnjim usposabljanjem na specialnosti na univerzi.

Med vadbo smo si ogledali in se seznanili z ureditvijo plinskega črpalnega agregata, regeneracijske črpalne postaje, črpališča ter z gručo vrtin namenjenih za 1-dvižne elektrarne, obiskali vrtalno napravo, obnova strojev in sektorji za usposabljanje za popravilo opreme in tekmovanja med zaposlenimi.

1. Koncept podjetja za proizvodnjo in storitve nafte in plina OJSC Tatneft ali industrijskih podjetij jugovzhodnega Tatarstana (NGDU Almetneft)

Splošne določbe NGDU Almetyevneft: Oddelek za proizvodnjo nafte in plina Almetyevneft je strukturni oddelek vertikalno integriranega podjetja OJSC Tatneft, ki ima svojo organizacijsko strukturo in funkcionalne odgovornosti.

NGDU pri svojih dejavnostih vodi Listina OAO Tatneft po imenu V.D. Shashin (v nadaljevanju družba), temi predpisi, drugimi akti družbe in veljavno zakonodajo.

Poslanstvo NGDU Almetyevneft je neločljivo povezano s poslanstvom ene največjih ruskih naftnih in plinskih družb - OJSC Tatneft: krepitev in povečanje statusa mednarodno priznane, finančno stabilne družbe, kot enega največjih ruskih vertikalno integriranih proizvajalcev nafte. in plinski proizvodi rafiniranje nafte in petrokemikalije, kar zagotavlja visoko stopnjo družbene odgovornosti.

Glavne dejavnosti NGDU so proizvodnja, priprava, predelava in prodaja nafte in naftnih derivatov.

Glavni cilj ustanovitve NGDU Almetyevneft je ustvarjanje dobička s svojimi dejavnostmi v naftni industriji.

Glavne dejavnosti NGDU Almetyevneft so:

Razvoj in obratovanje naftnih polj, vključno s tistimi, ki jih je težko pridobiti;

Povečano pridobivanje nafte (s sekundarnimi in terciarnimi metodami) z uporabo naprednih tehnologij;

Izvajanje popravil v vodnjakih;

Razvoj vodnjaka;

Najem osnovnih sredstev fizičnim in pravnim osebam;

Kontrola kakovosti gradnje cevovoda z uporabo laboratorija za odkrivanje napak;

Zbiranje, sortiranje in predelava surovin in sekundarnih surovin ter odpadkov;

Izdelava projektnih ocen in implementacija v proizvodnjo;

Ustanovitev in delovanje proizvodnega in preskusnega laboratorija za testiranje opreme in materialov z uporabo neporušnih metod testiranja itd.

2. Osnovni tehnični ekonomski kazalci, ki označuje delo podjetja. Organizacijska struktura podjetja

vrtanje ekonomična proizvodnja nafte

Glavni tehnični in ekonomski kazalniki bi morali v posplošeni obliki označevati vse vidike proizvodnih in gospodarskih dejavnosti podjetja: prikazati splošne rezultate dela, količino porabljenih virov, učinkovitost njihove uporabe, stopnjo izboljšanja življenjskih razmer. standardi delavcev. Analiza teh kazalnikov omogoča uspešno razvijanje optimalnih upravljavskih odločitev za najbolj racionalno uporabo proizvodnih zmogljivosti, osnovnih sredstev in obratnega kapitala podjetja za nadaljnji pozitiven razvoj upravljanja proizvodnje nafte in plina.

Za analizo dejavnosti NGDU uporablja sistem najpomembnejših osnovnih tehničnih in ekonomskih kazalnikov. Ta sistem objektivno ocenjuje glavne rezultate gospodarske dejavnosti. Kazalniki se uporabljajo tako za načrtovanje proizvodnih in gospodarskih dejavnosti, beleženje rezultatov, poročanje kot za analizo.

Oglejmo si sistem tehničnih in ekonomskih kazalnikov NGDU Almetyevneft, predstavljen v tabeli. 1.1.

Tabela 1.1. Glavni tehnično-ekonomski kazalniki poslovanja za leto 2011

Kazalo		2010 dejstvo	Izključeno 2011 do 2010, +/-

Proizvodnja olja - skupaj	tisoč ton
Komercialni izdelki
Količina obdelanega olja	tisoč ton
Zagon novih vrtin:
Olje
Pritisk
Delujoča zaloga vodnjakov ob koncu leta
Olje
Pritisk
Povprečna letna zaloga delujočih vrtin
Olje
Pritisk
Stopnja izkoriščanja naftnih vrtin
Stopnja izkoriščenosti naftnih vrtin
Povprečni dnevni pretoki vrtin
Za olje
Po tekočini
Med popravili vodnjakov
Tekoča popravila vodnjakov
Število popravljenih vodnjakov
Obseg dela
Tekoča ekstrakcija	tisoč ton
Rez olja vode
Kapitalske naložbe
Vnos osnovnih sredstev
Povprečna letna stopnja OPF
Povprečno število zaposlenih
Povprečna plača 1 zaposlenega

Neindustrijsko osebje
Produktivnost dela 1 zaposlenega v PPP
Specifična poraba števila PPP na 1 vrtino.
Stroški za proizvodnjo tovariš.

Na podlagi podatkov v tabeli 1.1 bomo analizirali glavne tehnične in ekonomske kazalnike NGDU Almetvneft za obdobje 2010–2011.

Proizvodnja olja. Ker se iz leta v leto zaradi poslabšanja rudarskih in geoloških pogojev za razvojna območja zmanjšuje obseg proizvodnje nafte, je bil izveden velik obseg geoloških in tehničnih aktivnosti za povečanje in ohranitev stopnje proizvodnje nafte v letu 2011. .

Na splošno se je obratovalni fond povečal, in sicer z 2.735 vrtin v obratovalnem fondu na 2.774.

Skupaj smo proizvedli 4.035 tisoč ton olja, kar je za 2,1 % več od načrta in za 0,3 % več od proizvodnje v letu 2010.

Predanih je bilo 42 naftnih in 26 injekcijskih vrtin, kar je 9 oziroma 2 vrtini več kot prejšnja. Vendar načrt vbrizgavanja ni bil izpolnjen.

Izkoriščanje naftnih vrtin in stopnje izkoriščenosti so se nekoliko povečale.

Zmanjšanje vodnosti nafte je ostalo nespremenjeno.

Organizacijska struktura podjetja za proizvodnjo nafte in plina je odvisna od številnih dejavnikov: obsega proizvodnje in narave tehnološkega procesa; naravne, geološke in podnebne razmere; stopnja koncentracije in specializacije in še veliko več.

Splošna zahteva za organizacijsko strukturo je, da mora upravljalni aparat delovati, to pomeni, da morajo biti odločitve, ki jih sprejema, pravočasne in ustrezati zahtevam in poteku proizvodnega procesa. Njegovo delo naj bi zagotovilo sprejemanje najbolj optimalnih odločitev iz različnih možnih možnosti in zanesljivo delovanje podjetja, odpravo napak in informacijskih pomanjkljivosti.

Splošno in administrativno vodenje NGDU izvaja vodja oddelka, ki ga imenuje generalni direktor OAO Tatneft, ki deluje v imenu OAO Tatneft kot njegov pooblaščeni zastopnik na podlagi pooblastila, ki ga izda OAO Tatneft. , in uporablja njegov TRR na predpisan način. Trgovine in drugi oddelki NGDU poslujejo v skladu z določili, ki jih potrdi vodja NGDU.

Organizacijska struktura NGDU Almetyevneft je notranja struktura formalne organizacije, ki določa sestavo, podrejenost, interakcijo in porazdelitev dela med oddelki in organi upravljanja, med katerimi so vzpostavljena določena razmerja glede izvajanja pooblastil, pretoka ukazov in informacij.

Struktura podjetja je sestava in razmerje njegovih notranjih povezav: delavnic, oddelkov, oddelkov, laboratorijev in drugih oddelkov, ki sestavljajo en sam gospodarski subjekt.

Splošna struktura podjetja (podjetja) se razume kot kompleks proizvodnih oddelkov, organizacij za upravljanje podjetja in storitev zaposlenih, njihovo število, velikost, razmerja in razmerja med njimi glede na velikost zasedenega prostora, število zaposlenih in pretočnost. .

Struktura podjetja mora biti racionalna, ekonomična, enostavna (zagotoviti najkrajše poti za transport surovin, materialov in končnih izdelkov).

Organizacijska struktura upravljanja podjetja je urejen niz služb, ki upravljajo njegove dejavnosti, odnose in podrejenost. Neposredno je povezana s proizvodno strukturo podjetja, ki jo določajo naloge, s katerimi se sooča osebje podjetja, raznolikost vodstvenih funkcij in njihov obseg.

Organizacijska struktura - sestava in podrejenost medsebojno povezanih organizacijskih enot ali povezav , opravljanje različnih funkcij v sistemu proizvodnih in gospodarskih dejavnosti podjetja.

V naftni in plinski industriji ter vrtanju vrtin obstaja veliko različnih organizacijskih struktur podjetij in združenj, čeprav se nenehno dela za njihovo poenostavitev in poenotenje. Glavne usmeritve za izboljšanje organizacijske strukture podjetij in združenj za proizvodnjo nafte in plina so določene s sistemom ukrepov za izvajanje splošnih shem upravljanja naftne in plinske industrije.

3. Značilnosti proizvodnega procesa v proizvodnji olja

Prva značilnost proizvodnje nafte in plina je povečana nevarnost njenih produktov, tj. pridobljene tekočine - nafta, plin, visokomineralizirane in termalne vode itd. Ti izdelki so požarno nevarni, nevarni za vse žive organizme zaradi svoje kemične sestave, hidrofobnosti, sposobnosti plina v visokotlačnih curkih, da difundira skozi kožo v telo, in zaradi abrazivnosti visokotlačnih curkov. Plin, ko se v določenih razmerjih pomeša z zrakom, tvori eksplozivne zmesi. Obseg te nevarnosti se je jasno pokazal med nesrečo, ki se je zgodila nedaleč od mesta Ufa. Prišlo je do uhajanja plina iz produktovoda in kopičenja eksplozivnih komponent. Zaradi iskre (na tem območju so se premikali vlaki) je prišlo do močne eksplozije, ki je povzročila veliko žrtev.

Druga značilnost pridobivanja nafte in plina je, da lahko povzroči globoke transformacije naravnih objektov zemeljske skorje na velikih globinah - do 10-12 tisoč m v procesu pridobivanja nafte in plina, obsežnega in zelo pomembni vplivi se izvajajo na formacije (nafta, plin, vodonosniki itd.) . Intenzivno črpanje nafte v velikem obsegu iz visoko poroznih peščenih rezervoarjev torej povzroči znatno zmanjšanje tlaka v rezervoarju, tj. tlak formacijske tekočine - nafta, plin, voda. Obremenitev zaradi teže ležečih kamnin je bila na začetku podprta z napetostmi v kamninski matrici plasti in s pritiskom formacijske tekočine na stene por. Ko se tlak v rezervoarju zmanjša, se obremenitev prerazporedi - pritisk na stene por se zmanjša in s tem se povečajo napetosti v skalnem skeletu formacije. Ti procesi dosežejo tako širok obseg, da lahko povzročijo potrese, kot se je na primer zgodilo v Nefteyugansku. Pri tem je treba opozoriti, da lahko proizvodnja nafte in plina vpliva ne le na eno globoko ležečo formacijo, temveč tudi na več plasti različnih globin hkrati. Z drugimi besedami, porušeno je ravnovesje litosfere, tj. geološko okolje je moteno.

Tretja značilnost proizvodnje nafte in plina je, da so skoraj vsi njeni objekti, materiali, oprema in uporabljeni stroji vir povečane nevarnosti. Sem spada tudi vsa transportna in posebna oprema - avtomobilska, traktorska, letalska itd. Cevovodi s tekočinami in plini pod visokim pritiskom, vsi električni vodi so nevarni, številne kemikalije in materiali pa so strupeni. Zelo strupeni plini, kot je na primer vodikov sulfid, lahko prihajajo iz vrtine in se sprostijo iz raztopine; Bakle, ki sežigajo neizkoriščen pripadajoči naftni plin, so okolju nevarne. Da bi se izognili poškodbam zaradi teh nevarnih predmetov, izdelkov, materialov, je treba sistem za zbiranje in transport nafte in plina zapečatiti.

Četrta značilnost pridobivanja nafte in plina je, da je za njegove objekte potrebno umakniti pripadajoča zemljišča iz kmetijske, gozdarske ali druge rabe. Z drugimi besedami, proizvodnja nafte in plina zahteva dodelitev velikih zemljišč (pogosto na zelo produktivnih zemljiščih). Objekti za proizvodnjo nafte in plina (vrtine, zbiralnice nafte itd.) Zavzemajo razmeroma majhne površine v primerjavi, na primer s premogovniki, ki zavzemajo zelo velike površine (tako sam kamnolom kot odlagališča odkopa). Vendar pa je število obratov za proizvodnjo nafte in plina zelo veliko. Tako je zaloga vrtin v proizvodnji nafte blizu 150 tisoč. Zaradi zelo velike razpršenosti objektov za pridobivanje nafte in plina je dolžina komunikacij zelo velika - stalne in začasne ceste, železnice, vodne poti, daljnovodi, cevovodi za različne namene (naftovodi, plinovodi, vodovodi, glinovodi, produktovodi itd.). .). Zato je skupna površina zemljišč, namenjenih za proizvodnjo nafte in plina - njive, gozdovi, senožeti, pašniki, mah severnih jelenov itd. dovolj veliko.

Peta značilnost proizvodnje nafte in plina je velik znesek vozila, predvsem motorna vozila. Vsa ta oprema - avtomobilska, traktorska, rečna in morska plovila, letala, motorji z notranjim zgorevanjem v pogonih vrtalnih naprav itd. tako ali drugače onesnažujejo okolje: ozračje z izpušnimi plini, vode in prst z naftnimi derivati (dizelsko gorivo in olja). Glede na stopnjo negativnega vpliva na okolje je proizvodnja nafte in plina na prvem mestu med sektorji nacionalnega gospodarstva. Onesnažuje skoraj vsa področja okolju- atmosfera, hidrosfera, in ne samo površinske vode, ampak tudi podtalnica, geološko okolje, tj. celotno debelino formacij, ki jih predre vrtina, skupaj s tekočinami, ki jih nasičijo.

4. Koncept vodnjaka. Načrtovanje proizvodnega programa. Koncept začetne proizvodnje vrtine

Zaloga vrtin - število in razvrstitev po stanju in namenu vseh izvrtanih vrtin (na polju, plinskem polju ali podzemnem skladišču plina). Ta sklad vključuje vse raziskovalne, proizvodne, opazovalne in posebne vrtine. Delijo se na likvidirane in delujoče za izvajanje operativnih, nadzornih ali drugih funkcij. Delujoče vrtine so v bilanci stanja podjetja za proizvodnjo plina.

Zaloga vrtin je razdeljena na naslednje kategorije:

1. Pritisk.

2. Operativno:

a) velja:

¨ zagotavljanje izdelkov;

¨ ustavljeno v času obračuna:

¨ čakanje na popravilo;

¨ za popravila;

¨ zaradi pomanjkanja opreme;

b) neaktiven:

¨ v letu poročanja (ustavljeno v tekočem letu in decembra prejšnjega leta);

¨ v razvoju in čaka na razvoj.

Testi.

Ohranjeno:

¨ likvidiran in čaka na likvidacijo.

¨ likvidiran:

a) po vrtanju:

¨ zaradi nesreč s smrtnim izidom in zapletov;

¨ geološko neuspešen;

¨ raziskovanje, ki so izpolnili in tisti, ki niso izpolnili svojega namena;

b) po zaključku operacije.

Obratovalna zaloga vrtin je tisti del osnovnih sredstev podjetij za proizvodnjo nafte in plina, ki zagotavlja proizvodnjo nafte in plina. Obratovalni fond vrtin predstavlja glavni delovni del fonda vrtin, ki zagotavlja nalogo za pridobivanje nafte in plina. To so vse vrtine, ki so bile kdajkoli v obratovanju.

kjer - aktivni vodnjaki, - neaktivni vodnjaki

Ker obratujoči fond vrtin predstavlja glavnino fonda vrtin in le ta zagotavlja nalogo za pridobivanje nafte in plina, so kazalniki obsega dela v posameznem trenutku določeni s tem delom fonda in so izraženi v obliki števila naftnih vrtin na začetku ali koncu določenega časovnega obdobja.

Načrtovanje proizvodne in komercialne dejavnosti podjetja se začne z določitvijo obsega in zmožnosti proizvodnje in prodaje izdelkov, tj. proizvodni program.

Proizvodni program - To je naloga proizvodnje in prodaje proizvodov v asortimentu ustrezne kakovosti v fizičnem in vrednostnem smislu, ki temelji na povpraševanju in realnih zmožnostih podjetja, da ga zadovolji v določenem obdobju. Običajno sestavljeno za leto, razdeljeno po četrtletjih in mesecih.

Proizvodni program je podlaga za izdelavo naslednjih načrtov:

) logistika;

) število osebja in plače;

) naložbe;

) finančni načrt.

Proizvodni program vnaprej določa naloge za zagon novih proizvodnih zmogljivosti, potrebe po materialu in surovinah, število delavcev itd. Je tesno povezan s finančnim načrtom, načrtom proizvodnih stroškov, dobička in rentabilnosti.

Podjetja tvorijo svoje proizvodni program neodvisno na podlagi povpraševanja potrošnikov, ugotovljenega med raziskavo trga; portfelj naročil (pogodb) za izdelke in storitve; vladna naročila in lastne potrebe.

Letni proizvodni program določa številne nomenklaturne in količinske naloge, ki sestavljajo njegove dele:

¨ nomenklatura in obseg izdelkov;

¨ naloga za izdelavo končnih izdelkov v fizičnem in vrednostnem smislu po povečanih skupinah;

¨ obseg dobav polizdelkov tretjim osebam;

¨ obseg dela, industrijske storitve tretjim osebam;

Proizvodni program sestavljajo trije sklopi:

Načrt proizvodnje izdelkov v fizičnem smislu - določa obseg proizvodnje izdelkov ustrezne kakovosti po nomenklaturi in sortimentu v fizičnih merskih enotah (t, m, kos.). Določen je na podlagi popolnega in najboljšega zadovoljevanja povpraševanja potrošnikov in doseganja maksimalne izrabe proizvodnih zmogljivosti;

Načrt proizvodnje vrednostno v bruto, tržni in neto proizvodnji;

Načrt prodaje izdelkov v fizičnem in vrednostnem smislu. Sestavljen je na podlagi sklenjenih pogodb o dobavi izdelkov, pa tudi polizdelkov, komponent in delov po kooperacijskih pogodbah z drugimi podjetji ter lastne ocene tržne zmogljivosti. Obseg prodanih proizvodov se izračuna na podlagi obsega tržnih proizvodov ob upoštevanju sprememb stanja proizvodov v skladišču in tistih, ki so bili odpremljeni, a jih kupci niso plačali na začetku in koncu načrtovanega leta. Toda na obseg prodaje izdelkov vplivajo tudi spremembe v kakovosti izdelkov in cene izdelkov in storitev, ki veljajo v podjetju.

Hitrost pretoka je prostornina tekočine (vode, nafte ali plina), ki se stabilno dovaja iz naravnega ali umetnega vira na časovno enoto. Pretok je sestavni del vir(vrtina, cev, vodnjak itd.), ki določa njegovo sposobnost generiranja proizvoda v danem načinu delovanja, odvisno od njegovih povezav s sosednjimi nafto, plinom ali vodonosniki, izčrpanosti teh plasti, pa tudi sezonskih nihanj (za podtalnica). Pretok tekočine je izražen v l/s ali m³/s, m³/h, m³/dan; plin - v m³/dan.

Pretok vrtine je količina proizvodnje, proizvedene iz vrtine na časovno enoto (sekundo, dan, uro itd.). Lahko opiše proizvodnjo nafte, plina, plinskega kondenzata in vode.

¨ Pretok naftnih vrtin se meri v kubičnih metrih ali tonah na časovno enoto (m³/uro, m³/dan).

¨ Pretok plinskih vrtin se meri v tisoč kubičnih metrih na časovno enoto (tisoč m³/uro, tisoč m³/dan).

¨ Pretok vrtin plinskega kondenzata se meri v tonah na časovno enoto (ton/uro, tona/dan).

5. Geologija nafte in plina

Zemeljska skorja je zgornji del litosfere. V merilu celotnega sveta ga lahko primerjamo z najtanjšim filmom - njegova debelina je tako nepomembna. Toda niti te najvišje lupine planeta ne poznamo dobro. Kako lahko spoznamo strukturo zemeljske skorje, če tudi najgloblje vrtine, izvrtane v skorjo, ne sežejo dlje od prvih deset kilometrov? Znanstvenikom na pomoč priskoči seizmična lokacija. Z dešifriranjem hitrosti prehajanja potresnih valov skozi različne medije je mogoče pridobiti podatke o gostoti zemeljskih plasti in sklepati o njihovi sestavi. Pod celinami in oceanskimi bazeni je zgradba zemeljske skorje drugačna.

Oceanic Zemljina skorja tanjši (5-7 km) od celinskega in je sestavljen iz dveh plasti - spodnjega bazaltnega in zgornjega sedimentnega. Pod bazaltno plastjo je površina Moho in zgornji plašč. Topografija oceanskega dna je zelo zapletena. Med različnimi reliefnimi oblikami izstopajo ogromni srednjeoceanski grebeni. Na teh mestih pride do rojstva mlade bazaltne oceanske skorje iz materiala plašča. Skozi globoko prelomnico, ki poteka vzdolž vrhov v središču grebena - razpoko - na površje prihaja magma, ki se širi v različnih smereh v obliki podvodnih tokov lave, ki nenehno potiska stene razpočne soteske v različnih smereh. Ta proces se imenuje širjenje. Srednjeoceanski grebeni se dvigajo več kilometrov nad oceanskim dnom, njihova dolžina pa doseže 80 tisoč km. Grebene prerezujejo vzporedni prečni prelomi. Imenujejo se transformativni.

Riftna območja so najbolj turbulentna seizmična območja na Zemlji. Bazaltno plast prekrivajo morske sedimentne plasti. Celinska skorja zavzema manjšo površino (približno 40% zemeljske površine), vendar ima bolj zapleteno strukturo in veliko večjo debelino. Pod visokimi gorami se njegova debelina meri 60-70 kilometrov. Struktura celinske skorje je tričlenska - bazaltne, granitne in sedimentne plasti. Granitna plast pride na površje v območjih, imenovanih ščiti. Na primer, Baltski ščit, katerega del zavzema polotok Kola, je sestavljen iz granitnih kamnin. Tu so izvajali globoko vrtanje, supergloboka vrtina Kola pa je dosegla 12 km. Toda poskusi vrtanja skozi celotno granitno plast so bili neuspešni. Šelf - podvodni rob celine - ima tudi celinsko skorjo. Enako velja za velike otoke - Novo Zelandijo, otoke Kalimantan, Sulavezi, Nova Gvineja, Grenlandija, Sahalin, Madagaskar in druge. Obrobna in notranja morja, kot so Sredozemsko, Črno in Azovsko, se nahajajo na skorji celinskega tipa.

Hitrost curka migracije plina in nafte je odvisna predvsem od fazne prepustnosti za plin in nafto, poroznosti naftnega in s plinom nasičenega dela formacije, pa tudi od viskoznosti nafte in plina, kota naklona nastanek in razlika v gostoti vode, nafte in plina v pogojih nahajališča. Narava porazdelitve plasti peska in gline v plasteh, ki vsebujejo nafto in plin, v veliki meri določa pogoje za nastanek nahajališč. V primeru enakomernega menjavanja glinenih pokrovov z rezervoarskimi plastmi, ob ugodnih pogojih za vertikalno migracijo, se usedline oblikujejo po celotnem delu kompleksa. Znotraj naftonosnega ozemlja, ki združuje naftna in plinska polja iste vrste glede na pogoje za nastanek nahajališč. Pri proučevanju pogojev za kopičenje ogljikovodikov je treba upoštevati, da nastajanje nahajališč nafte in plina poteka v vodnem okolju, nafta in plin pa sta po prostornini le manjša sestavina formacijskih tekočin.

Hidrogeološki dejavniki v veliki meri določajo pogoje za migracijo in kopičenje nafte in plina. Proučevanje dinamike formacijskih voda je nujno za ugotavljanje smeri migracije ogljikovodikov in določanje pogojev za ohranitev nahajališča. Na naftnih in plinskih poljih med uničenjem slednjih pod določenimi pogoji opazimo nastanek žveplovih usedlin. Nafta in plin iz rezervoarja se lahko kopičita, ko se rezervoar upogne v antiklinalno strukturo.

Opis dela

Osnova gospodarskega potenciala regije Okha je kompleks goriva in energije. Njegovo osnovno podjetje je oddelek za proizvodnjo nafte in plina Ohaneftegaz, ki je del strukture OJSC NK Rosneft - Sakhalinmorneftegaz.
Zgodovina podjetja NGDU Okhaneftegaz se je začela z razvojem polja Okha leta 1923. Od leta 1923 do 1928 je Japonska na podlagi koncesijske pogodbe razvijala polje Okha. Od leta 1928 do 1944 sta raziskovanje in razvoj polja skupaj izvajala sklad Sakhalinneft (ustanovljen leta 1927) in japonski koncesionar

Uvod. Splošne informacije o podjetju
2
1.
Teoretični del
3

1.1. Struktura podjetja
3

1.3. Razvrstitev metod povečanega pridobivanja nafte
6

1.4. Zalivni sistemi in pogoji za njihovo uporabo
9

1.5. Raziskave injekcijskih vrtin
13

1.6. Podzemna popravila injekcijskih vrtin, vrste in razlogi za popravila
14
2.
Varstvo pri delu pri poplavljanju rezervoarja
15
3.
Varstvo okolja pri uporabi odpadne vode za PPD
16

Zaključek. Kako ugotoviti učinkovitost uporabe metod PPD
18

Bibliografija
19

Datoteke: 1 datoteka

Zvezna agencija za izobraževanje in znanost Ruske federacije

Razvoj in delovanje naftnih in plinska polja

(ime specialnosti)

(priimek, ime, patronim študenta)

Dopisni oddelek, šesti letnik.

koda 130503.

za kvalifikacijsko (pripravniško) prakso

dne __________________________ __________________________

(Ime podjetja)

Vodja prakse iz poslovalnice

Vodja prakse iz podjetja

____________________ ___________________________

(položaj) (podpis) (v.d.)

Odločba Komisije z dne “______” ____________________ 2010

priznati, da poročilo

dokončano in zaščiteno z oceno “_______________________________”

člani komisije

_____________________ ___________________________ ____________________

(položaj) (podpis) (v.d.)

Uvod

Splošne informacije o podjetju.

Zgodovina podjetja NGDU Okhaneftegaz se je začela z razvojem polja Okha leta 1923. Od leta 1923 do 1928 je Japonska na podlagi koncesijske pogodbe razvijala polje Okha. Od leta 1928 do 1944 sta raziskovanje in razvoj polja skupaj izvajala sklad Sakhalinneft (ustanovljen leta 1927) in japonski koncesionar.

Leta 1944 je bil sporazum z Japonsko prekinjen in od tega obdobja je razvoj polja Okha nadaljevalo združenje Sakhalinneft, naftno polje Okha pa je bilo v različnih letih vključeno v različne oddelke:

1944-1955 - naftno polje Okha (pri razvoju osrednjega polja Okha);

1955-1958 – razširjeno naftno polje Okha, del direktorata za naftna polja Ekhabineft (pri razvoju polj Central Okha, Severna Okha, Nekrasovka, Južna Okha, Kolendo - do 1965);

1968-1971 - Oddelek za naftna polja "Okhaneft" (pri razvoju polj Central Okha, South Okha, Nekrasovka);

1971-1979 - NGDU Kolendoneft (pri razvoju polj Central Okha, Northern Okha, Southern Okha);

1979-1981 - Osnovno podjetje proizvodnega združenja "Sakhaneftegazdobycha", ki je del Vsezveznega industrijskega združenja "Sakhalinmorneftegaz" (pri razvoju polj Central Okha, Northern Okha, Southern Okha);

1981-1988 - NGDU "Seveneftegaz" (ista področja v razvoju). NGDU Okhaneftegaz deluje na 17 naftnih in plinskih poljih v regiji Okha.

Leta 1988 sta se PA Okhanefegazdobycha in VPO Sakhalinmorneftegaz preoblikovala v PA Sakhalinmorneftegaz, NGDU Severneftegaz pa v NGDU Okhaneftegaz, ki je spet vključeval polje Kolendo. Na starih naftnih poljih, ki se nahajajo na kopnem, se je začela uvedba tehnologije hidravličnega lomljenja, ki omogoča povečanje stopnje proizvodnje vrtin.

Teoretični del

1.1. Struktura podjetja Okhaneftegaz

1.2. Kratke geološke značilnosti nahajališča

Splošne informacije o depozitu. Nahajališče Tungor je bilo odkrito leta 1958, 28 km južno od Okhe. Orografsko se antiklinalna guba nahaja na mejah dveh morfoloških območij: vzhodne, dvignjene, izražene v obliki meridianskega grebena Vzhodnega Sahalina, in zahodne, ki jo predstavljajo položnejše in nižje oblike reliefa. Najvišje absolutne nadmorske višine v vzhodnem delu dosežejo 120 metrov. Lok gube ustreza znižani reliefni coni z absolutnimi višinami, ki ne presegajo 30-40 m.

Hidrografska mreža regije je slabo razvita. Treba je opozoriti, da obstajata dve lokalni drenažni kotlini - jezeri Tungor in Odoptu, ki sta tektonske narave. Skozi območje teče več manjših potokov in rek. Njihove doline so močvirnate, tok vode pa neenakomeren. Neposredno blizu polja je vas Tungor, ki je z mestom Okha povezana z 28 km dolgo cesto.

Podnebje v regiji je hladno, zima je dolga, snežna odeja se začne novembra in vztraja do maja. Tajfuni pozimi prinašajo snežne nevihte, poleti pa močno deževje. Veter doseže 30 m/s. Poletje je kratko in deževno. Povprečna letna temperatura je 2,5.

Stratigrafija. Sedimentni odsek tungorskega nahajališča predstavljajo terigene peščeno-glinaste kamnine neogenske starosti. Kompleks formacij, ki so jih odkrile najgloblje vrtine, je razdeljen (od spodaj navzgor) na formacije Daginsky, Okobykaysky in Nutovsky.

Daginskaya formacija. Največja odkrita debelina v vrtini št. 25 je 1040 m. Meja med formacijama Dagin in Okobykai je narisana na vrhu horizonta XXI. Daginske usedline so razdeljene na horizonte XXI – XXVI.

Sestavljeni so pretežno iz peskov in peščenjakov, svetlo sivih, sivih, heterogenih, meljasto-glinastih kamnin.

Blatniki so temno sivi do črni, nalomljeni, razdrobljeni, peščeno-meljasti, na vrhu sljudasti, vsebujejo zoglenele rastlinske ostanke. Za kamnine je značilna visoka vsebnost kremena.

Formacija Okobykai. Meja med nahajališči Nutovske in Okobykajske formacije je običajno narisana na dnu 3. plasti. Debelina formacije doseže 1400 m. Klastične kamnine predstavljajo peski, gline in njihove vmesne in cementirane različice. Za zgornjo polovico formacijskega dela je značilna stabilnost sedimentacije, ki se pokaže pri analizi debelin. Razširjena prekinitev plasti III - XII, ostre litološko-faciesne zamenjave otežujejo lokalno korelacijo odseka posameznih vrtin in vnaprej določajo pogojenost stika med nahajališči Nutov in Okobykai.

Peski in peščenjaki so sivi, svetlo sivi, drobnozrnati, glinasto meljasti s prodniki in prodom. Meljevci in meljevci so svetlo in temno sivi, glinasto-peščeni. Gline in muljevci so temno sivi, peščeni, meljasti in razpokani. Ilovnato-peščeni kompleks spodnjih plasti Okobykay vključuje glavna nahajališča nafte in plina.

Nutovska suita. Razporejen je po celotnem območju, srednje nutovske kamnine so izpostavljene v grebenu gube. Skupna debelina presega 1000 m. Če je v spodnjem delu prereza mogoče zaslediti posamezne peščene plasti (III, II, I, M), je zgoraj izpostavljen neprekinjen peščeni kompleks s tankimi glinastimi vmesnimi plastmi. Peščene kamnine so sive, svetlo sive, sipke, drobnozrnate in mešanozrnate z raztresenimi kamenčki in prodam. Gline so temno sive, peščeno meljaste, meljaste z vključki zoglenelih rastlinskih ostankov.

Tektonika. Tungorska guba je del antiklinalne cone Ekhabin, ki se nahaja na območju severovzhodnega skrajnega dela otoka.

Znotraj antiklinalne cone je bilo identificiranih devet antiklinalnih struktur, združenih v dve antiklinalni veji - Okha in East Ekhabinskaya.

Tungorska antiklinala se nahaja na spodnjem koncu vzhodne Ekhabinskaya cone in se od drugih gub razlikuje po številnih strukturnih značilnostih. Od sosednjih struktur - vzhodne Ekhabinskaya na vzhodu in Ekhabinskaya, ki meji na severu - se razlikuje po rahli potopljenosti, manjšem kontrastu in odsotnosti napak. Glede na pliocenske usedline, ki so se razvile na površju, je guba brahiantiklinala meridianskega poteka.

Vzdolž strehe XX horizonta se guba razprostira v meridionalni smeri, njena krila so skoraj simetrična. Koti nagiba kamnin na zahodnem boku se gibljejo med 8-9 stopinj, na vzhodnem boku so bolj strmi in dosežejo 12-14. Pogreznost kamnin v južni smeri je položna, pod kotom 3-4, prisotna je fleksurasta zgostitev izohips in strmejši pogreznost tečaja (padni kot 6-7).

Vsebnost olja. Leta 1958 je raziskovalec vrtin ugotovil komercialno vsebnost nafte v horizontu XX. Leta 1961 je bilo med testiranjem vrtine št. 28 odkrito naftno nahajališče XX horizonta. Do danes je bila na polju Tungor dokazana produktivnost treh naftnih horizontov (XXI, XX in XX) in desetih plinskih horizontov. V odseku Tungorskega polja obstaja širok razpon produktivnosti in skladnosti z navpičnim coniranjem pri porazdelitvi nahajališč: navzgor po odseku se naftna nahajališča nadomestijo s plinskim kondenzatom, nato s čisto plinom. Morfologija naravnih rezervoarjev polja Tungor je v obliki vilice, zato bodo pasti nahajališč nafte in plina razvrščene kot kupolaste plasti in večina jih je delno litološko presejana.

1.3. Razvrstitev metod povečanega pridobivanja nafte

Uporaba metod za vzdrževanje tlakov v rezervoarju med razvojem naftnih nahajališč (bočno in znotrajkrožno poplavljanje z vodo, vbrizgavanje plina ali zraka v višje dele rezervoarja) omogoča najbolj racionalno uporabo naravne energije rezervoarja in njeno dopolnjevanje, kar bistveno zmanjša čas razvoja nahajališč zaradi intenzivnejše stopnje črpanja nafte. Kljub temu ostaja bilanca preostalih zalog na poljih v končni fazi razvoja zelo visoka in v nekaterih primerih znaša 50-70 %.

Trenutno znano in implementirano velika številka metode za izboljšanje pridobivanja nafte. Razlikujejo se po načinu vplivanja na produktivne formacije, naravi interakcije med delovnim sredstvom, vbrizganim v formacijo, in tekočino, ki nasiči formacijo, ter vrsti energije, ki se vnese v formacijo. Vse metode povečanja pridobivanja nafte lahko razdelimo na hidrodinamične, fizikalno-kemijske in toplotne.

Hidrodinamične metode za povečanje pridobivanja nafte.

Pri uporabi teh metod se sistem razporeditve proizvodnih in injekcijskih vrtin ne spremeni in se ne uporabljajo dodatni viri energije, ki se vnašajo v formacijo s površine za izpodrivanje ostankov nafte. Hidrodinamične metode povečanega pridobivanja nafte delujejo v okviru tekočega razvojnega sistema, najpogosteje pri poplavljanju naftnih rezervoarjev in so usmerjene v nadaljnjo intenziviranje naravnih procesov pridobivanja nafte. Hidrodinamične metode vključujejo ciklično poplavljanje, metodo spremenljivih filtracijskih tokov in prisilni odvzem tekočine.

Ciklične poplave. Metoda temelji na občasnem spreminjanju obratovalnega načina nahajališča s prekinitvijo in ponovnim vbrizgavanjem in odvzemom vode, zaradi česar se kapilarne in hidrodinamične sile bolj izkoristijo.

To spodbuja vnos vode v območja formacije, ki prej niso bila prizadeta. Ciklično poplavljanje je učinkovito na poljih, kjer se uporablja klasično poplavljanje, predvsem v hidrofilnih rezervoarjih, ki bolje zadržijo vodo, ki je vanje prodrla s kapilarnim delovanjem. V heterogenih formacijah je učinkovitost cikličnega poplavljanja večja kot pri običajnem poplavljanju. To je posledica dejstva, da je v pogojih poplavljanja heterogene formacije nasičenost s preostalo nafto odsekov formacije s slabšimi lastnostmi rezervoarja bistveno višja kot v glavnem poplavljenem delu formacije. Z naraščajočim tlakom elastične sile formacije in tekočine prispevajo k prodiranju vode v območja formacije s slabšimi rezervoarskimi lastnostmi, medtem ko kapilarne sile zadržijo vodo, ki je prodrla v formacijo s kasnejšim znižanjem tlaka v formaciji.

Metoda spreminjanja smeri filtracijskih tokov. V procesu poplavljanja naftnih rezervoarjev, zlasti heterogenih, se po tradicionalnih shemah v njih postopoma oblikujejo tlačno polje in narava filtracijskih tokov, v katerih posamezni odseki rezervoarja niso zajeti z aktivnim procesom izpodrivanja nafte. po vodi. Za vključitev stoječih območij rezervoarjev, ki niso poplavljena, je treba spremeniti splošno hidrodinamično stanje v njem, kar dosežemo s prerazporeditvijo črpanja in vbrizgavanja vode med vrtine. Zaradi sprememb v črpanju (injektiranju) se spremenita smer in velikost tlačnih gradientov, zaradi česar območja, ki prej niso bila poplavljena, prizadenejo višji tlačni gradienti, nafta iz njih pa se izpodriva v poplavni, tekoči del. formacije, s čimer se poveča pridobivanje nafte. Pri izvajanju metode se ob spremembah v proizvodnji in vbrizgavanju izvaja periodična zaustavitev posameznih vrtin ali skupin proizvodnih in vbrizgalnih vrtin.

Zvezna agencija za izobraževanje

Državna visokošolska izobraževalna ustanova

izobraževanje

"UFA STATE OIL TECHNICAL

UNIVERZA"

Oddelek za opremo naftnih in plinskih polj

vzgojna praksa

Študent skupine MPZ – 02 – 01 A.Ya. Islamgulov

Vodja prakse iz R.R. Safiullin

Oddelek dr. docent

splošne značilnosti podjetja

Direkcija za proizvodnjo nafte Aksakovneft je bila ustanovljena leta 1955 v zvezi z odkritjem vrtine št. 3 naftnega polja Shkapovskoye, ki jo je izvrtala vrtalna ekipa mojstra I.Z. Poyarkova 23. novembra (slika 1).

Slika 1 – Vodnjak št. 3

Od samega začetka delovanja je NPU Aksakovneft pripadal skladu Bashneft s sedežem v Ufi, ki je bil reorganiziran v delniško naftno družbo Bashneft,

NGDU ima v bilanci stanja 15 polj. Nadomestljive preostale zaloge znašajo 22,358 milijona ton na dan 1. januarja 2004 (brez povečanja zalog v letu 2004). Pri trenutnem obsegu proizvodnje nafte so zaloge na voljo za 21 let. Trenutno se raziskovalno vrtanje izvaja na dveh območjih: Afanasyevskaya in Lisovskaya.

Polja NGDU Aksakovneft LLC so prikazana na sliki 2.

Od začetka razvoja so proizvedli 229.937 ton nafte. Načrt proizvodnje nafte za leto 2004 je izpolnjen 100,2 %, proizvedeno je bilo 2 tisoč ton nafte nad planom.

Slika 2 – Pregledna karta nahajališč

V obratovanje je bilo predanih 21 novih vrtin, od načrtovanih 20. Proizvodnja nafte iz novih vrtin je znašala 31.768 ton, pri načrtu 27.000 ton pretok novih vrtin je bil 9,5 ton/dan, pri planu 7,8 ton/dan. .

V obratovanje je bilo predanih 6 novih injekcijskih vrtin od načrtovanih 6.

Zaradi neaktivnosti je bilo predanih v obratovanje 26 vrtin proti načrtu 26.

Obdobje razvoja vrtine pri standardu 17 dni je bilo 7,7 dni.

Prevzetega je bilo 39.754 tisoč m3 plina, od tega 422 tisoč m3 nad planom. Stopnja izrabe virov pripadajočega naftnega plina je 96,3 % pri načrtu 95,1 %.

Glavna pozornost je namenjena uvajanju nove opreme in naprednih tehnologij, povečanju pridobivanja nafte ter učinkovitosti geoloških in tehničnih ukrepov (slika 3).

Zahvaljujoč novim tehnologijam za povečanje črpanja nafte je bilo v preteklem obdobju leta opravljenih veliko del za izvajanje geoloških in tehničnih dejavnosti. Tako je bilo pri planu 467 opravljenih 467 aktivnosti. Učinkovitost je 113,8 tisoč ton.

Specifični izkoristek pri planu 243,3 t/m. bo 243,7 t/mer.

Slika 3 – Tehnologija za povečanje injektivnosti injekcijske vrtine s tehnologijo, ki uporablja cevno navito enoto.

Ena od faz reorganizacije JSOC Bashneft je bila združitev proizvodne skupine za predelavo plina Shkapovsky v LLC NGDU Aksakovneft julija lani. V letu 2004 je bilo predelanih 39 milijonov 208 tisoč kubičnih metrov pripadajočega naftnega plina pri načrtu 34 milijonov 712 tisoč m 3, presežek je bil 4496 tisoč m 3 ali +13 % načrta.

LLC NGDU Aksakovneft je podjetje z visoko razvito opremo in tehnologijo za proizvodnjo nafte ter regionalno infrastrukturo, ki se nahaja v jugozahodnem delu Republike Baškortostan na naslovu Priyutovo, st. Vokzalnaya 13. To je sodobno, visoko razvito podjetje - oddelek združenja Bashneft z napredno opremo in tehnologijo za proizvodnjo in obdelavo nafte.

Glavni cilj je ustvarjanje dobička in zadovoljevanje potreb javnosti po proizvodih in storitvah, ki jih proizvaja. Glavne dejavnosti so:

Proizvodnja nafte in plina ter njihova priprava;

Gradnja, kapitalska in podzemna popravila vodnjakov:

Popravilo in gradnja cest;

Zagotavljanje plačanih storitev prebivalstvu;

Proizvodnja potrošnega blaga;

Gradnja, obratovanje in popravilo objektov naftnih polj in socialnih objektov;

Transportne storitve, storitve posebne opreme;

Proizvodnja in prodaja pare in vode;

Usposabljanje in izpopolnjevanje osebja;

Izvajanje skupne ekonomske, cenovne, tehnične in okoljske politike z družbo;

Družba izvaja svoje dejavnosti na podlagi veljavne zakonodaje Ruske federacije in Republike Baškortostan, listine, sklepov upravnih organov družbe in sklenjenih pogodb.

Odobreni kapital družbe in njegovo gibanje se odražata v bilanci stanja vodstva JSOC Bashneft.

8. NGDU "Chekmagushneft"

avgust 1954. Iz vrtine št. 11, ki jo je izvrtala ekipa vrtanje mojstri M. Sh. Gazizullina iz sklada Bashzapadnefterazvedka, v bližini vasi Verkhne-Mancharovo, je začel teči naftni vodnjak s pretokom 150 ton na dan. Tako se je začela velika olje severozahodno od Baškortostana.

1956 Območje Mancharovskaya je pripravljeno za industrijski razvoj.

Nafto so odkrili na območju Kreshcheno-Bulyakskaya. Zgrajen je bil nov obrat za proizvodnjo oljaorganizacija - Kultubinsk integrirano naftno polje - z namenom razvojanaftna bogastva obetavnega območja.

september 1957. Prve tone industrijske Mancharovke so bile izkopane olje.

1960 Mančarovski, Igmetovski,Kreshcheno-Bulyaksky in Tamyanovski odseki skupine Mancharovskydepoziti. 59 obratujočih naftnih vrtin, letno proizvodnja olje - približno0,5 milijona ton; skupni vtis vode v injekcijske vrtine je 117 tisoč m3.

Sistematičen in hkrati hiter razvoj osnovnihMancharovskoye polje. Višina proizvodnja nastane zaradi povečanjazalogo naftnih vrtin in razvoj sistema poplavljanja.

Za drugo polovico šestdesetih je značilna širokauvajanje vrtanje dela na lokacijah Grem-Klyuchevsky in IvanaevskyYusupovskaya Square, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky,Naftna polja Čermasan in Men-Uzov.

1968 Začetek vrtanje na trgu Saitovskaya. Zagon novih vrtin vindustrijsko izkoriščanje.

Pospešen razvoj novih področij je to omogočil naftni delavci doseči najvišjo raven proizvodnja nafte – 6282 tisoč ton na leto. 10 letleta 1958 je ta številka znašala nekaj več kot 40 tisoč ton. Takšnanihče ni poznal kratkih rokov za razvoj pridobivanje nafte regiji države.

1970 Začetek vrtanja naftnega polja Andreevskoye.Nastajajoča težava zmanjševanja vode v nafti in s tem povezana tehnološkatežave so povzročile povečanje števila izvedenih geoloških in tehničnih študijdejavnosti (GTM) do 3000 letno.

1970-1980. Proizvajalci nafte so začeli trdo delati za stabilizacijoraven proizvodnja nafte v količini 5,3-4,9 milijona ton letno, v naslednjih letih 1980-1990 palet - na ravni 4,8-4,1 milijona ton nafte na leto.

V teh letih je potekalo intenzivno vrtanje naftnih polj,povečanje količine vbrizgavanja sveže in odpadne vode ter proizvodnja tekočina poimplementacija visoko zmogljivih enot ESP.

Leta 1990 je bila največja letna količina vbrizgane vode vproduktivni horizonti – 43,8 milijona m3 in največji obseg tekoče proizvodnje – 50,2 milijona ton.

V 40 letih, ki so minila od ustanovitve NGDU "Chekmagushneft", je bila uvedena vizkoriščanje 3490 olje vodnjaki iz vrtanje, 803 injekcijske vrtine.

V produktivne formacije je bilo vbrizganih 794 milijonov m3 vode. Proizvedenih je bilo 871 milijonov ton tekočine.

Zdaj se nam je uspelo stabilizirati proizvodnja nafte pri 2 milijoniht na leto. To je postalo mogoče zaradi velikega številageološke in tehnične dejavnosti, uvajanje znanstvenih in tehnoloških dosežkov vporast pridobivanje nafte, uporaba tehničnega in tehnološkega razvoja sz namenom intenziviranja proizvodnja olje,

V 70. letih je uvedba načela integriranegaavtomatizacija in ureditev naftnih podjetij; je bil naročen leta 1973prva celovito avtomatizirana daljinska inženiring in tehnstoritev št. 2, do konca leta 1975 pa je bilo to delo končano v svetovnem merilu NGDU.

Vključeno v tehnološke sheme objektov proizvodnja razvoj nafteInženirji NGDU na področju zbiranja in avtomatizacije olja. Med njimi:– tehnološka shema črpalne postaje in separacijske enotez odvajanjem odpadne vode,

– oprema za ustja vrtine;

– načine za preprečevanje usedlin anorganskih soli v vodnjakih;

– brigadne merilne enote za olje;

– poševna cevna napeljava za čiščenje in odvod vode itd.

Prvič v Baškortostanu, na poljih NGDU Chekmagushneft,problem usedlin anorganske soli v naftnih vrtinah na podlagiperiodična obdelava mavčnih vrtin z domačimi in uvoženimizaviralci tvorbe soli.

NGDU posveča resno pozornost gospodarsko delo, izboljšavavodstvene strukture delavnic in timov, uvajanje novih oblik organiziranostiproizvodnje in dela.

Tako so skladi, ustvarjeni v 70. letih prejšnjega stoletja na podlagi rezultatov njihove dejavnostiekonomske spodbude – materialne spodbude, razvojproizvodnja, stanovanjska gradnja in družbeni razvoj - dovoljenov teh letih porabiti 1758 milijard rubljev kapitalskih naložb.

NGDU je prvič v panogi razvil sistem za servisiranje oljavodnjakov na poljih, ki temeljijo na široki kombinaciji poklicev. Danes naV panogah ima vsak delavec več sorodnih poklicev.Kompleksne mehanizirane enote, začenši s Kushulskim

ekonomski poskus, uspešno opravljajo celoten obseg del,zagotavljanje normalnega ritma tehnološkega procesa proizvodnja nafte inplin. Ja, ekipa proizvodnja olje in plin mojster R. M. Galeevzagotavlja nemoteno delovanje približno 200 vodnjakov in drugih objektovproizvodnja nafte. Ekipa za proizvodnjo nafte št. 4 olje in plin(mojster F.M.Akramov) servisira do 280 vrtin

Za podporo operativni vrtine v delujočem stanju inzagotavljanje zanesljivega delovanja vodnjaka opremo na NGDUustanovljene so bile podzemne in velike servisne delavnice. Danes podzemlje vdo popolnosti obvladajo skrivnosti svojega poklica. Ni naključje, da je eden odglavni kazalniki podzemnih popravil - obdobje med popravilivrtine (MCI) – je več kot 600 dni. Ekipa PRS mojstra 3. I.Akhmetzyanova je dosegla najvišji kazalnik MCI - 645 dni in glede naelektrične centrifugalne črpalke – 697 dni.

Remontne ekipe letno opravijo 550-600 večjih popravilvodnjaki Izvajajo se ob upoštevanju okoljskih zahtev, medtem kopozornost je namenjena izolaciji proizvedene vode in ponovni vzpostavitvi tesnostistebri in cementni obroč za stebrom in vodnikom, kar odpravlja navzkrižne tokove.

Zahvaljujoč uigranemu delu govedorejskih vpreg pod vodstvom mojstrov F.F.Khaidarov, M. S. Tuktarov, R. L. Nasibullin, A. M. Molchanov,povprečno trajanje enega popravila je 1103 b/uro po planu120,3 b/uro, produktivni čas -98,2 %.

Ekipa NGDU Chekmagushneft je postala bistveno bolj aktivnaokoljske dejavnosti za preprečevanje onesnaževanjapodzemlje, voda, zemljiški viri in ozračje. Proizvajalci nafte to razumejoV tej zadevi ni malenkosti, zato se vsa vprašanja rešujejo z aktivnim sodelovanjemvsak vodstveni delavec.

Ustvarjeno je bilo omrežje za nadzor kakovosti površinskih in podzemnih vodanadzorne vodne točke. Leta 1996 se je to omrežje razširilo s 30 na 88 točk(točke), iz katerih se voda vzorči in analizira po urniku in kdajPo potrebi se sprejmejo ukrepi za identifikacijo in odpravo vzrokov.

povzročajo poslabšanje njegove kakovosti.Za zmanjšanje agresivne aktivnosti povezane tekočine invoda, črpana v cevovode sistema za zbiranje in čiščenje nafte,vzdrževanje tlaka splava (FPP) vrtin in njihove globine opremo Zaviralci korozije se dozirajo s 183 točk.

NGDU "Chekmagushneft" je pionir v razvoju in izvedbi ceviseparatorji vode (WWO), ki omogočajo izpustvode neposredno v obratih za proizvodnjo nafte. TVO ne potrebujejo konstantevzdrževanje, izpust vode po njih, dobra kakovost. pri čemerprihranimo sredstva za transport te vode do inštalacijpredrazelektritev (UPS) in nazaj, kar izniči potencialnevarnost izrednih vplivov na okolje odpadne vode, ko jeprevoz. Trenutno deluje NGDU13 TVO, potekajo gradbeno inštalacijska dela še na dveh vodnih separatorjih.

NGDU si nenehno prizadeva za zmanjšanje porabe sveže vodeproizvodnih potreb, zlasti pri PPD. Specifična teža sveže vode na prostorninokoličina vbrizga v letu 1996 je bila 3 %.

Za zmanjšanje emisij plini vnesel v ozračje pri izkoriščanje naprave za zajemanje lahkih frakcij ogljikovodikov v zbiranje olja parka "Kalmash" (1993) in "Manchar" (1996). Samo v NSP "Kalmash" sob začetku izstrelitve je bilo zajetih več kot 450 tisoč m3 plin. Veliko se dela napovečanje zanesljivosti in tesnosti vodnjakov in zapornih ventilovnaftno polje opremo, zmanjšanje puščanja črpalke, pravočasnopopravilo in izdelava protikorozijskih premazov.

Od leta 1990 NGDU intenzivno nadomešča kovinske cevi s cevmiprotikorozijska zasnova (kovinsko-plastična, fleksibilnapolimer-kovina, podloga). V začetku leta 1997 je bila predana v uporaboizkoriščanje delavnica za proizvodnjo kovinsko-plastičnih cevi s produktivnostjo 200 km cevi na leto.

Ministrstvo za izobraževanje in znanost Ruske federacije in Republike Tatarstan

Almetjevski državni naftni inštitut

Oddelek za razvoj in delovanje

naftna in plinska polja"

Poročilo

študent Abunagimov Rustam Rinatovič skupine 68-15 W

Posebnost Fakultete za nafto in plin 13503.65

Glede na izvedeno izobraževalno prakso v JSC Bashneft

NGDU "Oktjabrskneft"

( podjetje, oddelek za proizvodnjo nafte in plina)

Kraj pripravništva OJSC Bashneft

NGDU "Oktjabrskneft"

Vodja prakse

z Oddelka za RiENGM Čekmajeva R.R.

(položaj, polno ime)

Almetjevsk

UVOD 3

1 Proizvodna in organizacijska struktura NGDU. 4

2. Geološke in fizikalne značilnosti objektov. 8

3. Vrtanje vodnjakov. 13

4. Razvoj naftnih polj. 15

5. Sistem PPD. 19

6. Obratovanje naftnih in injekcijskih vrtin. 22

7. Raziskave vodnjaka. 25

8. Metode za povečanje produktivnosti vrtine. 26

9. Tekoča in večja popravila vodnjakov. trideset

10. Zbiranje in priprava nafte, plina in vode. 33

11. Varnost, varstvo dela in okolja. 36

REFERENCE 39

UVOD

To prakso sem opravil v NGDU Oktyabrskneft. Med prakso sem se seznanil z metodami pridobivanja nafte, metodami povečanja črpanja nafte, sistemom za vzdrževanje tlaka v rezervoarju, kot tudi sistemom za zbiranje proizvodnje iz vrtine v pogojih te enote za proizvodnjo nafte in plina.

NGDU "Oktyabrskneft" je podjetje za proizvodnjo nafte in plina. Osnova dejavnosti NGDU je proizvodnja nafte, plina, bitumna, sveže in mineralne vode, njihov transport z različnimi načini prevoza, v nekaterih primerih pa predelava in prodaja.

NGDU Oktyabrskneft je velik oddelek OJSC Bashneft. Zaradi visoke stopnje raziskanosti (več kot 82%) ozemlja Baškortostana podjetje še naprej izvaja geološka raziskovalna dela tako na ozemlju republike kot v drugih regijah. V letu 2009 je bil dokončan letni načrt raziskovalnega vrtanja več kot 10 tisoč metrov, dokončana je bila izgradnja 10 vrtin, pridobljeni komercialni pretoki nafte v 6 vrtinah (60-odstotna učinkovitost), odkriti sta bili 2 novi naftni polji, povečanje nadomestljive rezerve industrijskih kategorij so znašale 1,3 milijona ton Podjetje izvaja potresna raziskovanja, globoka raziskovalna vrtanja, geokemijske raziskave in tematska dela na področju geoloških raziskav. Proizvodnja nafte se bo povečala zaradi polj, ki jih razvija družba, kot so Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye in druga polja. Povečanje proizvodnje nafte je pričakovano zaradi povečanja obsega geoloških in tehničnih dejavnosti: vrtanja novih vrtin, optimizacije pridobivanja tekočin, prenosa vrtin v druge objekte, izvajanja hidravličnega lomljenja, ustvarjanja novih poplavnih območij, zmanjševanja neuporabnega fonda vrtin in širitve uporaba dokazano zelo učinkovitih metod za povečanje pridobivanja nafte.

NGDU "Oktyabrskneft" je približno dva ducata delavnic in oddelkov glavne in pomožne proizvodnje ter družbenih storitev. Oddelek ima svoj center za usposabljanje, Hišo tehnike, pomožne rastlinjake, rekreacijski center, zobozdravstvene in bolnišnične postaje itd.

V zadnjem času se naftni delavci veliko ukvarjajo z okoljskimi vprašanji: obnavljajo slane izvire, čistijo reke, obnavljajo z nafto onesnažena zemljišča.

V praksi sem pogosto hodil na vrtine, med katerimi sem se učil dejanj operaterja pri pridobivanju nafte in plina neposredno v delovnih pogojih. Pomemben vidik pripravništva je bilo praktično utrjevanje predhodno pridobljenega teoretičnega znanja.

1 Proizvodna in organizacijska struktura NGDU

NGDU "Oktyabrskneft" se nahaja v reki. vas Serafimovsky, okrožje Tuymazinsky, Republika Baškortostan. Proizvedeni proizvodi glede na glavno dejavnost podjetja so komercialno olje.

Glede na vrsto strukture upravljanja NGDU Oktyabrskneft spada v linearno funkcionalno strukturo upravljanja, ki ima manjše pomanjkljivosti in je na splošno optimalna za to podjetje. Od leta 2009 je bilo v tem podjetju zaposlenih približno 1750 ljudi.

NGDU Oktyabrskneft je kompleksen sistem struktur in oddelkov, ki zagotavljajo neprekinjeno proizvodnjo nafte. Diagram strukture NGDU Oktyabrskneft je predstavljen na sliki 1.

Vodenje izvaja vodja oddelka za proizvodnjo nafte in plina, ki so mu podrejene vse službe, oddelki in delavnice. Vodi vse dejavnosti podjetja na podlagi enotnosti. Pravice in odgovornosti posameznega oddelka namestnika vodje, pa tudi zaposlenih v aparatu, so ločene s posebnimi določbami.

Prvi namestnik vodje je glavni inženir, izvaja proizvodno in tehnično vodenje ekipe in skupaj z direktorjem nosi polno odgovornost za učinkovitost podjetja.

Glavni inženir je zadolžen za:

1) Proizvodno-tehnični oddelek (PTO), katerega glavna naloga je določiti racionalno opremo in tehnologijo za proizvodnjo nafte in plina, uvedbo nove opreme in napredne tehnologije.

2) Služba glavnega mehanika (CMS) vodi službo za popravila mehanikov NGDU.

3) Služba glavnega energetika (CHS) se ukvarja z organizacijo zanesljivega in varnega obratovanja termoelektrarn, uvajanjem novih, bolj zanesljivih, ekonomičnih električnih pogonov in shem napajanja.

4) Oddelek za varnost pri delu in zdravje pri delu (VZD), katerega glavna naloga je organizirati delo za ustvarjanje varnih delovnih pogojev.

Geološki oddelek je odgovoren glavnemu geologu. Oddelek se ukvarja s podrobnim preučevanjem polja, upoštevanjem gibanja zalog nafte in plina, dodatnim raziskovanjem posameznih območij, uvajanjem tehnoloških shem in razvojnih projektov ter iskanjem poti za intenziviranje razvoja.

Slika 1 Organizacijska struktura NGDU Oktyabrskneft

Ekonomski oddelek za načrtovanje (PEO) poroča glavnemu ekonomistu NGDU. Glavna naloga oddelka je organizirati delo vodstva, analizirati delo podjetja in opredeliti načine za izboljšanje učinkovitosti proizvodnje. Ministrstvo za delo in plače(Delo in plače) se ukvarja z izboljšanjem organizacije dela in vodenja proizvodnje, uvajanjem progresivnih oblik in sistemov plač ter materialnih spodbud z namenom nadaljnjega povečevanja produktivnosti dela.

Storitev finančno tehnična podpora in dobava opreme (MSTO in KO) poroča namestniku vodje NGDU za splošna vprašanja. Glavna naloga je zagotoviti enotam NGDU vse vrste materialov in virov.

Namestnik vodje za ekonomska vprašanja je glavni ekonomist, ki usklajuje in nadzoruje delovanje vseh gospodarskih služb in oddelkov.

Oddelek za sistem avtomatiziranega vodenja (OACS) je zasnovan za avtomatsko vodenje. Vzajemno deluje s sistemi upravljanja podjetij, ki jih oskrbujejo računalniški grozdi ter informacijski in računalniški centri (KVT in KIVC).

Proizvodnja v NGDU je razdeljena na glavno in pomožno. Glavna proizvodnja vključuje delavnice, ki so neposredno vključene v proizvodnjo glavnih izdelkov.

Ti vključujejo CDNG 1, 2, 3, 4; CPPD; CPPN. Te delavnice izvajajo naslednje funkcije: premikanje nafte in plina na dno z uporabo energije nahajališča; dvigovanje nafte na površje, zbiranje, kontrola, merjenje količine proizvodnje; kompleksna priprava nafte za pridobitev komercialne kakovosti.

Struktura pomožne proizvodnje vključuje tiste oddelke podjetja, ki zagotavljajo nemoteno delovanje glavnih proizvodnih delavnic. Dejavnosti pomožne proizvodnje vključujejo: popravilo opreme, vodnjakov, naprav in mehanizmov; oskrba proizvodnih prostorov z elektriko, vodo in drugimi potrebnimi materiali; Nudenje informacijskih storitev glavnim proizvodnim trgovinam. Vse te naloge opravljajo delavnice, vključene v strukturo NGDU: TsAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; transportna delavnica.

Delavnica za pripravo in črpanje nafte TsPPN, sprejem pridobljene trifazne tekočine (nafta, plin, voda) iz naftnega polja, priprava (ločitev na faze), obračun nafte in vode, dostava nafte v upravljanje naftovoda in formacijske vode v delavnico za vzdrževanje tlaka v rezervoarju, za uporabo v tlaku sistema za vzdrževanje formacije.

Obrt za vzdrževanje tlaka v rezervoarju (RPM) za vbrizgavanje vode v produktivne formacije.

Delavnica za podzemna in večja popravila vrtin (oddelek ORS), ki izvajajo redna popravila vrtin, izvajajo geološke in tehnične ukrepe za vplivanje na območje dna formacije.

Območje remonta vrtine (CHS) - izvedba remonta vrtin, izvajanje geoloških in tehničnih ukrepov, namenjenih intenziviranju proizvodnje nafte, povečanju izkoristka nafte, povečanju injektivnosti injekcijskih vrtin.

Servisna delavnica za električno opremo in napajanje (PRTSE&E) - zagotavljanje napajanja objektov NGDU, izvajanje načrtovanih preventivnih popravil in preventivnih preizkusov električne opreme, opreme in električnih omrežij.

Avtomatizacija proizvodnje in delavnice za oskrbo s paro (CAPP) - dobavlja tehnološko vodo in toplotno energijo (para) enotam NGDU in tretjim porabnikom.

Gradbena in inštalacijska delavnica (CMS) - ureditev raziskovanja, proizvodnje in vrtin, ki se začnejo uporabljati pred mirovanjem in mirovanjem, večja popravila objektov za proizvodnjo nafte ter socialnih in kulturnih objektov, vzdrževanje in načrtovana preventivna popravila opreme za instrumentacijo, avtomatizacijo in telemehanizacijo na objektih NGDU .

Naftna raziskovalna in proizvodna delavnica (TSNIPR) - izvajanje hidrodinamičnih študij vrtin in formacij, preučevanje rezervoarjev sladke vode, določanje onesnaženosti zraka na območju dejavnosti NGDU, laboratorijske študije proizvedene tekočine, ugotavljanje kakovosti očiščene in odpadne vode. na čistilni napravi za analizo fizikalnih in kemijskih lastnosti naftnega plina.

Trgovina za antikorozijske premaze in večja popravila cevovodov in konstrukcij (DAC in CRTS). Funkcije delavnice: notranje čiščenje rezervoarjev, večja popravila rezervoarjev in toplotnih izmenjevalnikov, protikorozijsko nanašanje rezervoarjev in kontejnerjev, demontaža opreme in konstrukcij, polaganje cevovodov na GPMT (gibljive polimer-kovinske cevi), spremljanje stanja zvarov in merjenje debeline stene cevovodov, rezervoarjev, pip in rezervoarjev (odkrivanje napak), popravilo cevi črpalke in kompresorja, njihova dostava ekipam črpalnih in remontnih del.

Delavnica fleksibilnih polimer-kovinskih cevi (CGMPT) - proizvodnja fleksibilnih polimer-kovinskih cevi za sisteme za zbiranje olj in vzdrževanje rezervoarskega tlaka, za transport visoko razvodnjene nafte in visoko agresivnih odpadnih voda, proizvodnja blaga široke potrošnje.

Upoštevana struktura NGDU Oktyabrskneft omogoča podjetju, da reši vse naloge, ki so mu dodeljene, učinkovito uporablja materialne in delovne vire, zato je priporočljivo upravljati svoje proizvodne zmogljivosti.

2 Geološke in fizikalne značilnosti objektov

Naftno polje Serafimovskoye se nahaja v severozahodnem delu Baškortostana, v okrožju Tuymazinsky. Neposredno severozahodno od njega je veliko naftno polje Tuymazinskoye, južno pa sta naftna polja Troitskoye in Stakhanovskoye.

V okviru depozita so r.p. Serafimovsky, ki je bilo ustanovljeno 31. decembra 1952. Tam živi večina delavcev, ki sodelujejo pri razvoju in delovanju tega področja. Skozi ozemlje polja potekajo asfaltirane ceste in avtoceste, ki povezujejo naftna polja z mesti Oktyabrsky in Belebey ter z železniškimi postajami Tuymazy, Urussu in Kandra.

Razvoj polja izvaja NGDU Oktyabrskneft LLC, ki se nahaja v vasi. Serafimovsky, vrtanje vrtin pa izvaja BurKan. Produkti naftnih vrtin se po začetni obdelavi iz zbirnega parka nafte prek črpalne postaje Subkhankulovo črpajo po naftovodu v rafinerije nafte v Ufi. Povezani plin porabi obrat za predelavo plina Tuymazinsky, delno se uporablja za lokalne potrebe in se po plinovodu transportira v mesto Ufa. Oskrba z vodo je zagotovljena iz centralnega vodovoda, ki dovaja vodo iz podkanalnih vodnjakov reke Usen.

Podnebje regije je celinsko. Zanj so značilne mrzle zime s temperaturami do 45 0 C v januarju in precej vroča poletja s temperaturami do + 35 0 C v juliju. Povprečna letna temperatura je +3 0 C. Povprečna letna količina padavin je približno 500 mm. Padavine se pojavljajo predvsem jeseni in zimski čas leta.

Med mineralnimi surovinami so poleg nafte še apnenci, gline in peski. Te materiale lokalno prebivalstvo uporablja za gradnjo in gospodinjske potrebe. Poleg tega se glina posebne kakovosti uporablja za pripravo glinenega blata za vrtanje vrtin.

Orografsko je območje nahajališča hribovita planota. Najnižje nadmorske višine so omejene na rečne doline in znašajo okoli +100 m; najvišje absolutne nadmorske višine na razvodjih dosežejo +350 m. Južna pobočja razvodij so praviloma strma in tvorijo rtaste vzpetine, dobro izpostavljena, medtem ko so severna pobočja položna, travnata in pogosto porasla z gozdom.

Hidrografsko omrežje regije je dobro razvito, vendar ni velikih rek. Glavna vodna arterija regije je reka. Vem. Njeni pritoki južno od depozita. sta reki Kidash in Uyazy Tamak. Reka teče znotraj polja. Bishindy, ki je levi pritok reke. Usen, ki teče izven polja. Na jugu nahajališča so izviri podtalnice v obliki izvirov.

Geološka zgradba nahajališča Serafimovskoye vključuje predkambrij, bavlin, devon, karbon, perm, kvartar, rifej in vend.

Polje Serafimovskoye je večplastno. Glavni produktivni horizont je peščena formacija D jaz Pashi horizont. Industrijsko naftonosne peščene formacije: C- VI 1 , Z- VI 2 , bobrikovski horizont, karbonatni člen kizelovskega horizonta turnejske stopnje, karbonatni členi famenske stopnje, peščena plast D 3 Kynovsky horizont, peščena plast D II Horizont Mullinsky, peščene plasti D III in D IV Stary Oskalsky horizont.

Povprečna globina bobrikovskega horizonta je 1250 m, turnejske stopnje 1320 m, famenske stopnje 1560 m, formacija D jaz -1690m, formacija D II - 1700m, sloj D III - 1715 m, formacija D IV - 1730 m.

Tektonsko se Serafimovskaya brachy anticlinal struktura nahaja v jugovzhodnem delu vrha Almetyevskaya Tatarskega loka in skupaj z Baltaevskaya strukturo tvori Serafimovsky Baltaevsky val. Skupna dolžina jaška doseže 100 km, širina pa se giblje od 26 km na zahodu do 17 km na vzhodu. V osrednjem in severovzhodnem delu valovanja Serafimov-Baltaevsky je vzpetina Serafimovsky, ki jo v jugozahodnem delu začrta stratoizohipsa minus 1560 m, v severovzhodnem delu pa minus 1570 m. Dimenzije vzpetine so 12X4 km in se razprostirajo od jugozahoda proti severovzhodu.

Treba je opozoriti, da loki struktur v karbonu in permu na vzpetinah Leonidovsky in Serafimovsky sovpadajo z njegovim položajem v devonskih usedlinah.

Po geofizikalnih podatkih plasti predstavljajo predvsem tri vrste kamnin: muljevci, meljevci in peščenjaki.

Glavna nahajališča na nahajališču so devonske usedline. Po površini in debelini je najbolj razširjena formacija D jaz . Njegova debelina doseže 19,6 m. Predstavljata ga kremen in drobnozrnati peščenjak.

Obzorje D II pripada peščenjakom mullinskega horizonta. Predstavljajo ga vložki meljevca in muljevca, prevladuje pa predvsem drobnozrnat, kremenov peščenjak. Njegova debelina se giblje od 19 do 33 metrov.

Plasti horizonta D III predstavljajo slabo sortirani, drobnozrnati, kremenovi peščenjaki. Njihova debelina je zelo majhna in se giblje od 1-3 metrov. Nanosi tega horizonta so strukturno litološko majhni.

Plasti horizonta D IV - predstavlja drobnozrnat, ponekod prodnat, kremenov peščenjak. Njihova debelina je 8 metrov, ponekod pa 8-12 metrov. V njih je identificiranih 10 nahajališč strukturnega tipa.

Skupna debelina rezervoarjev bloka D je 28 - 35 m, z nafto nasičenih plasti pa 25,4 m.

Glavne značilnosti horizontov so podane v tabeli 1.

Tabela 1 Glavne značilnosti horizontov

Opcije	Predmeti
Opcije	D jaz	D II	D III	D IV
Povprečna globina, m
Povprečna z nafto nasičena debelina, m
Poroznost, deleži enot
Prepustnost, µm 2
Temperatura rezervoarja, 0 C
Tlak v rezervoarju, MPa
Viskoznost olja v rezervoarju, mPas*
Gostota nafte v rezervoarju, kg/cm3


Tlak nasičenosti nafte s plinom, MPa

Nafta iz nahajališč Tournaisian se precej razlikuje od nafte iz devonskih nahajališč. Tlak nasičenja nafte s plinom je 2,66 MPa. V devonskih skladih je ta vrednost 9 9,75 MPa, kar je skoraj trikrat več kot v tournejski stopnji. Gostota nafte v rezervoarskih pogojih je 886 kg/m3. Lastnosti olja so podrobneje podane v tabelah 2 in 3.

Tabela 2 Fizikalne lastnosti olja

Indikatorji	D jaz	D II	D III	S1k s 1
Temperatura rezervoarja,С
Tlak nasičenja, MPa
Specifična prostornina olja pri tlaku nasičenja, g/cm3
koeficient stisljivosti, 10 4 0,1 1/MPa
Koeficient toplotno raztezanje, 10 4 1 0 C
Gostota olja, kg/m3 pri tlaku nasičenja
Viskoznost olja, mPa s pri tlaku nasičenja
Krčenje olja zaradi tlaka nasičenja, %

Koeficient volumna

Tabela 3 Kemična sestava olja

Lastnosti formacijske vode so podane v tabeli 4.

Tabela 4 Lastnosti proizvedene vode

Indikatorji	D jaz	D II	D III	C1 do s 1
Gostota, kg/m 3
	49 ,98

	0 ,003
Ca + +
M g+		4 ,1
K+ Na+	32 ,1

Sestava plina je podana v tabeli 5.

Tabela 5 Lastnosti plina

Komponenta	Delež komponente
Komponenta	D pcs = 9,5 mm Molska masa	D kos = 17,2 mm Molska masa	D kos = 21 mm Molska masa
Z H 4
C2H6
C 3 H 8
C4H10
C5H12
C6H12
C 7 H 16

Gostota, kg/m 3

3 Vrtanje vodnjakov.

Naftno ali plinsko polje se izvrta kot del razvojnega ali raziskovalnega projekta. Geološki oddelek urada za vrtanje vrtin, ki ga vodi projekt, s topografom izbere točke na terenu, ki bodo vrtine tega polja.

Za tehnološko kompetentno izvedbo procesa vrtanja je potrebno poznavanje osnovnih fizikalnih in mehanskih lastnosti kamnin, ki vplivajo na proces vrtanja (elastične in plastične lastnosti, trdnost, trdota in abrazivna sposobnost). To dosežemo z vrtanjem raziskovalnih vrtin, iz katerih pridobimo kamninski odsek (jedro). Vzorci jedra in odrezkov se pošljejo v geološki oddelek, ki jih v celoti pregleda.

Tehnologija vrtanja vrtin je kompleks zaporednih operacij, katerih cilj je doseči določen cilj. Jasno je, da je kakršno koli tehnološko operacijo mogoče izvesti le z uporabo potrebne opreme. Razmislimo o zaporedju operacij med gradnjo vodnjaka. Gradnja vodnjaka se nanaša na celoten cikel gradnje vodnjaka od začetka vseh pripravljalnih operacij do demontaže opreme.

Pripravljalna dela vključujejo načrtovanje območja, postavitev temeljev za vrtalno ploščad in drugo opremo, polaganje tehnoloških komunikacij, električnih in telefonskih vodov. Obseg pripravljalnih del določajo relief, podnebje in geografsko območje, okoljske razmere.

Montaža: postavitev opreme vrtalne naprave na mesto priprave in njenega cevovoda. Trenutno se v naftni industriji široko uporablja montaža blokov, gradnja velikih blokov, sestavljenih v tovarnah in dostavljenih na mesto namestitve. To poenostavi in pospeši namestitev. Namestitev vsake enote se konča s testiranjem v načinu delovanja.

Vrtanje vodnjaka, ki se postopoma poglablja v debelino zemeljsko površje do naftnega rezervoarja z ojačitvijo sten vrtin. Vrtanje vodnjaka se začne s polaganjem luknje globine 2..4 m, v katero se spusti bit, privijačen na kvadrat, ki je obešen na pritrdilni sistem stolpa. Vrtanje se začne, poročam rotacijsko gibanje kvadrat, in posledično bit s pomočjo rotorja. Ko gre sveder globlje v skalo, se sveder in ogljik spustita z vitlom. Izvrtano kamnino iznaša vrtalna tekočina, ki jo črpalka dovaja v sveder skozi vrtljivo in votel kvadrat.

Ko je vodnjak poglobljen na dolžino kvadrata, ga dvignemo iz vrtine in med njega in svedro vgradimo vrtalno cev.

Pri poglabljanju se lahko stene vodnjakov porušijo, zato jih je treba v določenih intervalih utrjevati (zabetonirati). To se izvede s pomočjo posebej spuščenih zaščitnih cevi, zasnova vrtine pa dobi stopničast videz. Na vrhu se vrtanje izvaja s svedrom velikega premera, nato z manjšim itd.

Število stopenj je odvisno od globine vrtine in lastnosti kamnin. Zasnova vodnjaka se nanaša na sistem zaščitnih cevi različnih premerov, spuščenih v vrtino na različne globine. Za različne regije so načrti naftnih vrtin različni in jih določajo naslednje zahteve:

- zoperstavljanje silam pritiska kamnin, ki težijo k uničenju vrtine;

- ohranjanje predpisanega premera debla po celotni dolžini;

- izolacija horizontov, ki se pojavljajo v odseku vrtine, ki vsebujejo sredstva različne kemične sestave, in preprečevanje njihovega mešanja;

- sposobnost zagona in upravljanja različne opreme;

- možnost dolgotrajnega stika s kemično agresivnimi okolji in odpornost na visoke pritiske in temperature.

Na poljih so zgrajene plinske, injekcijske in piezometrične vrtine, ki so po zasnovi podobne naftnim vrtinam.

Posamezni elementi strukture vodnjaka imajo naslednje namene:

1 Smer preprečuje erozijo zgornjih ohlapnih kamnin z vrtalno tekočino pri vrtanju vrtine.

2 Vodnik zagotavlja izolacijo vodonosnikov, ki se uporabljajo za pitno vodo; oskrba z vodo

3 Vmesni stolpec se spusti, da se izolirajo absorpcijske cone in pokrijejo produktivna obzorja z nenormalnimi pritiski.

4 Proizvodno ohišje zagotavlja izolacijo vseh plasti, ki se nahajajo v odseku polja, spuščanje opreme in delovanje vrtine.

Glede na število stebrov ohišja je lahko zasnova vodnjaka enostebrna, dvostebrna itd.

Dno vrtine, njen filter, je glavni element stebra, saj neposredno zagotavlja komunikacijo z naftnim rezervoarjem, odvajanje rezervoarske tekočine v določenih mejah in vpliva na rezervoar z namenom intenziviranja in uravnavanja njegovega delovanja.

Zasnovo sten določajo značilnosti kamnine. Tako je v mehansko stabilnih kamninah (peščenjakih) mogoče izvajati odprti odkop. Zagotavlja popolno povezavo s formacijo in je vzet kot standard, indikator učinkovitosti komunikacije, koeficient hidrodinamične popolnosti, pa je vzet kot ena. Pomanjkljivost te zasnove je nezmožnost selektivnega odpiranja posameznih slojev, če sploh obstajajo, zato so odprte ploskve deležne omejene uporabe.

Znane so izvedbe čelnih struktur z ločeno spuščenimi, montažnimi filtri v popolnoma izpostavljeno neobloženo formacijo. Obročasti prostor med dnom ohišja in vrhom filtra je zatesnjen. Luknje v filtru so okrogle ali v obliki reže, širine 0,8 ... 1,5 mm, dolžine 50 ... 80 mm. Včasih so filtri spuščeni v obliki dveh cevi, votlina med katerima je napolnjena z sortiranim gramozom. Takšne filtre je mogoče zamenjati, ko postanejo umazani.

Najpogosteje uporabljeni filtri so oblikovani v zaprtem rezervoarju za olje in cementiranem proizvodnem ohišju. Poenostavijo tehnologijo odpiranja, omogočajo zanesljivo izolacijo posameznih plasti in delujejo na njih, vendar imajo ti filtri tudi številne pomanjkljivosti.

4 Razvoj naftnih polj .

Razvoj naftnega polja se nanaša na proces premikanja tekočine (nafta, voda) in plina v formacijah do proizvodnih vrtin. Nadzor nad procesom gibanja tekočine in plina se doseže z namestitvijo naftnih, injekcijskih in kontrolnih vrtin na polje, številom in vrstnim redom njihovega zagona, načinom delovanja vrtin in bilanco energije rezervoarja. Sistem razvoja, sprejet za določeno nahajališče, vnaprej določa tehnične in ekonomske kazalnike - hitrost pretoka nafte, njegovo spreminjanje skozi čas, faktor pridobivanja nafte, kapitalske naložbe, stroške itd. Pred vrtanjem nahajališča je zasnovan razvojni sistem. V razvojnem projektu se na podlagi podatkov o raziskavah in poskusnem obratovanju določijo pogoji, pod katerimi bo potekalo izkoriščanje nahajališča, to so njegova geološka zgradba, rezervoarske lastnosti kamnin (poroznost, prepustnost, stopnja heterogenosti), fizične lastnosti tekočine in plini, ki nasičijo formacijo (viskoznost, gostota, topnost plinov), nasičenost kamnin nafte, vode in plina, ležiščni tlak, temperatura itd. Na podlagi teh podatkov se s pomočjo hidrodinamičnih izračunov določijo tehnični kazalniki delovanja ležišča za različne razvojne sistemske možnosti in se opravi ekonomska ocena sistemskih možnosti. Kot rezultat tehnične in ekonomske primerjave se izbere optimalen razvojni sistem.

Nafta se črpa iz vrtin z naravnim tokom pod vplivom energije iz rezervoarja ali z uporabo ene od več mehaniziranih metod dvigovanja tekočine. Značilno je, da v začetni fazi razvoja polja prevladuje tekoča proizvodnja, in ko teče oslabi, se vrtina prenese na mehanizirano metodo proizvodnje. Mehanizirane metode vključujejo: plinski dvig in globoko črpanje (z uporabo paličnih, potopnih električnih centrifugalnih in vijačnih črpalk).

Razvoj naftnih polj je področje znanosti, ki se intenzivno razvija. Njegov nadaljnji razvoj bo povezan z uporabo novih tehnologij za pridobivanje nafte iz podzemlja, novih metod za prepoznavanje narave in situ procesov, upravljanja razvoja nahajališč, uporabe naprednih metod za načrtovanje raziskovanja in razvoja polj, ob upoštevanju računski podatki iz povezanih sektorjev nacionalnega gospodarstva in uporaba avtomatiziranih nadzornih sistemov za procese pridobivanja mineralov iz podzemlja, razvoj metod za podrobno obračunavanje strukture plasti in narave procesov, ki se v njih pojavljajo na podlagi determinističnih modelov .

Razvoj naftnih polj je povezan s pomembnimi posegi človeka v naravo in zato zahteva brezpogojno upoštevanje uveljavljenih standardov za varstvo podtalja in okolja.

Vrtanje vrtine se konča z odpiranjem naftnega rezervoarja, tj. komunikacija med naftnim rezervoarjem in vrtino. Ta stopnja je zelo pomembna zaradi naslednjih razlogov. Mešanica nafte in plina v rezervoarju je pod visokim pritiskom, katerega velikost morda ni vnaprej znana. Pri tlaku, ki presega tlak stolpca tekočine, ki polni vrtino, lahko pride do izliva tekočine iz vrtine in lahko pride do odprtega pretoka tekočine za pranje (v večini primerov raztopine gline) v nafto, ki zamaši njene kanale, kar ovira; pretok nafte v vrtino.

Izbruhom se lahko izognete z namestitvijo posebnih naprav na usti vrtine, ki blokirajo vrtino preprečevalcev, ali z uporabo tekočine za izpiranje visoke gostote.

Preprečevanje prodiranja raztopine v oljni rezervoar se doseže z vnosom v raztopino različnih komponent z lastnostmi, podobnimi formacijski tekočini, na primer emulzije na osnovi nafte.

Ker se po odpiranju naftnega rezervoarja z vrtanjem v vrtino spusti in zacementira zaščitni niz, ki zamaši naftni rezervoar, je potrebno rezervoar ponovno odpreti. To dosežemo s streljanjem stebra v formacijski interval s posebnimi perforatorji s smodniškimi polnitvami. V vrtino jih na kabelski vrvi spusti geofizikalna služba.

Trenutno je obvladanih in uporabljenih več metod perforacije vrtin.

Zaključeno je strelno perforiranje vodnjakov. pri spuščanju v luknjo na kabelski vrvi posebnih naprav perforatorjev, v telesu katerih so vgrajeni smodniški naboji s kroglami. Ob prejemu električnega impulza s površine naboji eksplodirajo, kar daje kroglam visoko hitrost in večjo prebojno silo. Povzroča uničenje kovine stebra in cementnega obroča. Število lukenj v stolpcu in njihova lokacija vzdolž debeline tvorbe se izračuna vnaprej, zato se včasih spusti venec perforatorjev. Tlak gorečih plinov v sodu komore lahko doseže 0,6...0,8 tisoč MPa, kar zagotavlja perforacije s premerom do 20 mm in dolžino 145...350 mm Krogle so izdelane iz legiranega jekla prevlečen z bakrom za zmanjšanje trenja pri premikanju vzdolž komore ali svinca.

Torpedna perforacija je načeloma podobna kot nabojna, le teža naboja je povečana. od 4 ... 5 do 27 in vodoravna debla se uporabljajo v vrtalnem kladivu. Premer lukenj je 22 mm, globina je 100 ... 160 mm, na 1 m debeline formacije so izdelane do štiri luknje.

Kumulativna perforacija je nastanek lukenj zaradi usmerjenega gibanja vročega curka, ki uhaja iz perforatorja s hitrostjo 6 ... 8 km / s s tlakom 0,15 ... 0,3 milijona MPa. V tem primeru se oblikuje kanal s globino do 350 mm in premerom 8 ... 14 mm. Največja debelina formacije, ki jo odpre kumulativni perforator na spust, je do 30 m, torpedo do 1 m, krogla do 2,5 m. Količina smodniškega naboja je do 50 g.

Hydrosand-jet perforacija je nastanek lukenj v stolpcu zaradi abrazivnega učinka mešanice peska in tekočine, ki uhaja s hitrostjo do 300 m / s iz kalibriranih šob s tlakom 15 ... 30 MPa.

Stroj za peskanje, razvit na Vseruskem raziskovalnem inštitutu in tržen pod oznako AP 6M, se je dobro izkazal: globina hruškastih kanalov, ki jih proizvaja, lahko doseže 1,5 m.

Vrtalno kladivo je naprava za oblikovanje filtra z vrtanjem lukenj. V ta namen se uporablja vzorčevalnik jeder, razvit v VNIIGIS (Oktjabrski), katerega električni pogon je povezan z diamantnim svedrom. Največji radialni je 60 mm, kar na podlagi rezultatov prakse prehoda ohišja zagotavlja vstop v formacijo do globine največ 20 mm. Perforacija se imenuje "nežna", saj odpravi poškodbe stebra in cementnega obroča, ki so neizogibne pri eksplozivnih metodah. Vrtalna perforacija ima visoko natančnost oblikovanja filtra v zahtevanem intervalu.

Razvoj naftnih vrtin je sklop del, ki se izvajajo po vrtanju, da se povzroči dotok nafte iz formacije v vrtino. Dejstvo je, da med postopkom odpiranja, kot smo že omenili, lahko v formacijo vstopita vrtalna tekočina in voda, ki zamaši pore formacije in potisne nafto stran od vrtine. Zato spontani pretok nafte v vrtino ni vedno mogoč. V takih primerih se zatečejo k umetnemu pritoku, ki je sestavljen iz izvajanja posebnega dela.

Ta metoda se pogosto uporablja in temelji na dobro znanem dejstvu: stolpec tekočine z večjo gostoto izvaja večji povratni pritisk na formacijo. Želja po zmanjšanju protitlaka s premestitvijo, na primer, raztopine gline z gostoto Qg = 2000 kg / kubični m iz vrtine sveža voda gostota Qb = 1000 kg/cub.m povzroči prepolovitev protitlaka na formacijo. Metoda je enostavna, ekonomična in učinkovita, ko je tvorba rahlo zamašena.

Če zamenjava raztopine z vodo ne prinese rezultatov, se zatečejo k nadaljnjemu zmanjšanju gostote: zrak, stisnjen s kompresorjem, se dovaja v sod. V tem primeru je možno potisniti stolpec tekočine do čevlja cevi črpalke in kompresorja, s čimer se zmanjša protitlak na formacijo na pomembne vrednosti.

V nekaterih primerih je lahko učinkovita metoda periodičnega dovajanja zraka s kompresorjem in tekočine s črpalno enoto, kar ustvarja zaporedne izbruhe zraka. Takih porcij plina je lahko več in ko se razširijo, iz soda izbijejo tekočino.

Za povečanje učinkovitosti izpodrivanja po dolžini niza cevi so nameščeni zagonski ventili, skozi katere stisnjen zrak vstopi v cevi takoj po vstopu v vrtino in začne "delovati", tj. dvignite tekočino tako v obroču kot v cevju.

Za spuščanje cevi se uporablja tudi poseben bat za bris, opremljen z zapornim ventilom. Ko se premika navzdol, bat prehaja tekočino skozi sebe, ko se dvigne navzgor, se ventil zapre in celoten stolpec tekočine nad njim je prisiljen dvigniti skupaj z batom, nato pa se vrže iz vrtine. Ker je lahko stolpec tekočine, ki se dviguje, velik (do 1000 m), je lahko zmanjšanje pritiska na formacijo znatno. Torej, če je vodnjak napolnjen s tekočino do ustja in se bris lahko spusti do globine 1000 m, se bo tlak zmanjšal za količino zmanjšanja stolpca tekočine v obroču, od koder del tekočina bo tekla iz cevi. Postopek odvzema brisa lahko večkrat ponovimo, kar omogoča zelo močno zmanjšanje pritiska na tvorbo.

5 PPD sistem

Naravni režimi pojavljanja naftnih nahajališč so kratkotrajni. Proces zmanjševanja tlaka v rezervoarju se pospeši, ko se povečuje črpanje tekočine iz rezervoarja. In potem, tudi z dobro povezavo nahajališč nafte z oskrbovalnim krogom, se neizogibno začne njegov aktivni vpliv na nahajališče, izčrpavanje energije rezervoarja. To spremlja obsežno zmanjšanje dinamičnih nivojev tekočin v vrtinah in posledično zmanjšanje proizvodnje.

Pri organizaciji vzdrževanja rezervoarskega tlaka (RPM) je najtežje teoretično vprašanje, ki še ni v celoti rešeno, doseganje največjega izpodriva nafte iz rezervoarja z učinkovitim nadzorom in regulacijo procesa.

Upoštevati je treba, da se voda in olje razlikujeta po fizikalnih in kemijskih lastnostih: gostoti, viskoznosti, koeficientu površinske napetosti, omočljivosti. Večja kot je razlika med indikatorji, težji je proces premikanja. Mehanizem za izpodrivanje olja iz poroznega medija ni mogoče predstaviti kot preprosto izpodrivanje bata. Tu pride do mešanja agentov in pretrganja oljnega toka ter nastanka ločenih, izmeničnih tokov nafte in vode ter filtracije skozi kapilare in razpoke ter nastanka stagnirajočih in slepih con.

Od vseh zgoraj naštetih dejavnikov je odvisen faktor izkoristka nafte, katerega največjo vrednost si mora tehnolog prizadevati doseči. Materiali, zbrani do danes, omogočajo oceno vpliva vsakega od njih.

Pomembno vlogo pri učinkovitosti procesa vzdrževanja tlaka v rezervoarju ima postavitev vrtin na polje. Določajo vzorec poplavljanja, ki je razdeljen na več vrst.

Poplavljanje konture vključuje črpanje vode v injekcijske vrtine, ki se nahajajo zunaj zunanje naftonosne konture. Ko se naftonosna kontura odmika od injekcijskih vrtin in se prva vrsta proizvodnih vrtin namoči, se fronta vbrizgavanja premakne.

Kriterij za normalno delovanje procesa je vrednost rezervoarskega tlaka v proizvodni coni, ki naj teži k povečanju ali stabilizaciji.

Konturna poplava je učinkovita v prisotnosti naslednjih dejavnikov:

- majhnost nahajališča (razmerje med površino nahajališča in obodom naftonosne konture je 1,5 ... 1,75 km);

- formacija je homogena z dobrimi rezervoarskimi lastnostmi v debelini in površini;

Injekcijske vrtine bodo nameščene na razdalji 300...800 m od naftonosne konture, kar bo zagotovilo bolj enakomerno napredovanje vodne fronte in preprečilo nastanek vodnih jezikov;

obstaja dobra hidrodinamična povezava med cono ekstrakcije in cono vbrizgavanja.

Slabosti robnega poplavljanja vključujejo:

1 velike izgube vbrizgane vode zaradi njenega puščanja v nasprotni smeri od območja vbrizgavanja, kar povzroči dodatne stroške energije;

2 oddaljenost vbrizgalne linije od ekstrakcijskega območja, ki zahteva znatno porabo energije za premagovanje izgub;

3 počasna reakcija ekstrakcijske fronte na spremembe pogojev na liniji za vbrizgavanje;

4 potreba po izgradnji velikega števila injekcijskih vrtin; Oddaljenost injekcijskih vrtin od glavnih objektov za vbrizgavanje, ki se v procesu razvoja povečuje, povečuje stroške sistema.

In-line poplavljanje vključuje vbrizgavanje vode neposredno v naftno cono, organiziranje ene ali več vrstic injekcijskih vrtin v središču polja in s tem razdelitev nahajališča na ločena območja, ki se razvijajo neodvisno. Rezanje je možno na trakove, obroče itd. Stroškovna učinkovitost te metode poplavljanja z vodo je očitna: učinkovitost sistema se poveča z odpravo odtekanja tekočine in približevanjem fronte vbrizgavanja fronti ekstrakcije.

Vrste poplav znotraj kroga so: arealne, žariščne, selektivne, blokovne.

Poplavljanje območja vključuje postavitev injekcijskih vrtin po območju polja po eni od shem. Zalivanje območja se običajno organizira v pozni fazi razvoja polja, ko se začne intenzivno namakanje nahajališča in druge metode poplavljanja ne dosegajo cilja, ki se nahaja na geometrijski mreži: pet, sedem ali devet točk. Hkrati je za eno injekcijsko vrtino ena proizvodna vrtina v pettočkovnem sistemu, dve v sedemtočkovnem sistemu in tri v devettočkovnem sistemu.

Fokalno poplavljanje je lahko shematično predstavljeno v obliki ene ali več injekcijskih vrtin, ki se nahajajo v središču rezervoarja, in številnih proizvodnih vrtin na obrobju. Ta metoda poplavljanja je značilna za lokalizirana nahajališča z majhnimi površinami (leče, stagnirna območja).

Selektivno poplavljanje se uporablja za izpodrivanje nafte iz posameznih, slabo dreniranih formacij, ki so heterogene vzdolž strmine. Za njegovo uporabo so potrebni podatki o značilnostih odseka, motnjah in povezavah produktivne formacije z drugimi. Takšni podatki so lahko na voljo po določenem času razvoja rezervoarja, zato se selektivno poplavljanje uporablja v pozni fazi razvoja.

Blokovno poplavljanje je sestavljeno iz rezanja rezervoarja na ločene dele in oblikovanja vsakega od njih z injekcijskimi vrtinami. Znotraj vsakega bloka so izvrtane proizvodne vrtine, katerih število in vrstni red se določi z izračuni. Poplavljanje blokov omogoča, da se polje začne razvijati takoj, preden je v celoti raziskano, in tako skrajša čas razvoja. To je učinkovito pri velikih depozitih.

Obstoječe pomanjkljivosti sistema za vbrizgavanje vode pod pritiskom vključujejo:

1) postopno poplavljanje polja z veliko količino nafte, ki ni pridobljena;

2) nizke pralne lastnosti vode, vbrizgane v rezervoar;

3) veliko število zapletov, ki jih povzroča vračanje formacijske vode, proizvedene skupaj z nafto, v rezervoar, izraženo v obliki uničenja vodovodov, zasoljevanja zalog pitne vode in motenj ekološkega ravnovesja.

Izboljšanje PPD poteka na naslednjih področjih:

1) razvoj novih procesnih tekočin ali dodatkov vodi, ki izboljšajo njene čistilne lastnosti in so manj agresivni do opreme in narave;

2) razvoj zanesljivega nadzora nad gibanjem tekočine v formaciji;

3) razvoj metode za regulacijo filtracijskih tokov v formaciji in odpravo nastajanja slepih in nerazvitih con.

RPM je zasnovan na začetku razvoja večine naftnih polj.

Trenutno se za namene RPM uporablja več vrst vode, ki jih določajo lokalne razmere. To je sladka voda, pridobljena iz posebnih arteških ali podkanalnih vrtin, voda iz rek ali drugih odprtih vodnih virov, voda iz vodonosnikov, ki se nahajajo v geološkem delu polja, voda iz formacije, ločena od nafte zaradi njene priprave.

Vse te vode se med seboj razlikujejo po fizikalnih in kemijskih lastnostih in s tem po učinkovitosti vplivanja na tvorbo ne samo za povečanje pritiska, ampak tudi za povečanje izkoristka nafte.

V procesu ločevanja iz nafte se formacijske vode mešajo s sladko vodo, z deemulgatorji, pa tudi s tehnološko vodo iz naprav za obdelavo nafte. To je voda, imenovana odpadna voda, ki se črpa v zbiralnik. Značilnost odpadne vode je vsebnost naftnih derivatov (do 100 g / l), ogljikovodikovih plinov do 110 l / kubni meter, suspendiranih delcev - do 100 mg / l.

Vbrizgavanja takšne vode v rezervoar ni mogoče izvesti brez čiščenja do zahtevanih standardov, ki se določijo na podlagi rezultatov pilotnega vbrizgavanja. Trenutno se čiščenje odpadne vode pogosto uporablja za namene RPM, da bi zmanjšali porabo sveže vode in izkoristili proizvedeno formacijsko vodo.

Najbolj razširjena metoda čiščenja je gravitacijska separacija komponent v rezervoarjih. V tem primeru se uporablja zaprta shema. Odpadna voda, ki vsebuje naftne derivate do 500 tisoč mg/l in trdne snovi do 1000 mg/l, vstopa v usedalnike od zgoraj. Plast olja, ki se nahaja na vrhu, služi kot nekakšen filter in izboljša kakovost čiščenja vode iz olja. Mehanske nečistoče se usedejo in ko se kopičijo, se odstranijo iz rezervoarja.

Iz rezervoarja voda teče v tlačni filter. Nato se v cevovod dovaja zaviralec korozije, voda pa se črpa v črpališče.

Vertikalni jekleni rezervoarji se uporabljajo za zbiranje in usedanje vode. Na njihovo notranjo površino so naneseni protikorozijski premazi za zaščito pred vplivi plastične vode.

6 Delovanje naftnih in injekcijskih vrtin

Najpogostejši tehnološki kompleks med izkoriščanjem nahajališča v podjetju LLC NGDU "Oktyabrskneft" je proizvodnja nafte z uporabo črpalk na sesalnih palicah. Prisilno črpanje nafte iz vrtin s pomočjo globokotlačne črpalke je najdaljše v življenjski dobi polja.

Sodobne črpalne enote s sesalnimi palicami lahko črpajo nafto iz ene ali dveh plasti vrtin do globine 3500 m s pretokom tekočine od nekaj kubičnih metrov do več sto kubičnih metrov na dan. Na Serafimovskem polju je 172 vrtin opremljenih s črpalnimi enotami sesalnih palic, kar je 94% celotne zaloge proizvodnih vrtin.

USP je enodelujoča batna črpalka, katere palica je s stebrom palic povezana z zemeljskim pogonom - črpalnim strojem.

Slednji vključuje ročični mehanizem, ki pretvarja rotacijsko gibanje glavnega motorja v povratno gibanje in ga sporoča stebru palice in batu črpalke. Podzemno opremo sestavljajo: cevne in kompresorske cevi, črpalka, palice in naprave za boj proti zapletom. Površinska oprema vključuje pogon (črpalni stroj), opremo za ust vrtine in delovni monofold.

Namestitev deluje na naslednji način. Ko se bat premakne navzgor, se tlak v cilindru črpalke zmanjša in spodnji (sesalni) ventil se dvigne, kar odpre dostop tekočine (sesalni proces). Istočasno stolpec tekočine, ki se nahaja nad batom, pritisne zgornji (izpustni) ventil na sedež, se dvigne in se vrže iz cevi v delovni monofold. Ko se bat premika navzdol, se zgornji ventil odpre, spodnji ventil se zapre zaradi tlaka tekočine in tekočina v valju teče skozi votel bat v cevje.

V LLC NGDU Oktyabrskneft opremo za površinske vrtine predstavljajo predvsem črpalni stroji normalne serije, kot so SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Na terenu se uporabljajo tudi električne centrifugalne črpalke (ESP). ESP poganja potopni elektromotor, ki se skupaj s črpalko spusti v vrtino na določeno globino.

ESP-je glede na zasnovo delimo v tri skupine:

a) črpalke različice 1 so namenjene za obratovanje naftnih in vodnih vrtin z vsebnostjo mehanskih nečistoč do 0,1 g / l;

b) črpalke različice 2 (izvedba, odporna proti obrabi) so zasnovane za delovanje močno zalitih vodnjakov z vsebnostjo mehanskih nečistoč do 0,5 g/l;

c) črpalke izvedbe 3 so namenjene črpanju tekočin s pH vrednostjo pH=5-8,5 in vsebnostjo vodikovega sulfida do 1,25 g/l.

Podzemna oprema vključuje:

a) električna centrifugalna črpalka, ki je glavna enota naprave (ESP);

b) potopni elektromotor (SEM), ki poganja črpalko;

c) hidravlični zaščitni sistem, ki varuje SEM pred vstopom formacijske tekočine in je sestavljen iz zaščite in kompenzatorja;

d) tokovni kabel, ki se uporablja za napajanje motorja z električno energijo;

e) tubing, ki je kanal, skozi katerega teče proizvedena tekočina iz črpalke na površje.

Talna oprema vključuje:

a) priključki na ustju vrtine, ki služijo za usmerjanje in uravnavanje dotoka tekočine iz vrtine ter tesnjenje ustja in kabla;

b) krmilno postajo potopnega motorja, ki sproži, spremlja in nadzoruje delovanje ESP;

c) transformator, namenjen uravnavanju napetosti, ki se napaja v motor;

d) obešalni valj, ki se uporablja za obešanje in vodenje kabla v vodnjak med dvigovanjem.

ESP je glavna enota namestitve. Za razliko od batnih črpalk, ki prenašajo tlak črpane tekočine s pomočjo povratka prevodna gibanja bata, pri centrifugalnih črpalkah črpana tekočina prejema pritisk na lopatice hitro vrtečega tekača. V tem primeru se kinetična energija gibajoče se tekočine pretvori v potencialno energijo tlaka.

Pred namestitvijo ESP je potrebno vodnjak pripraviti za njegovo delovanje. Da bi to naredili, ga speremo, to pomeni, da obraz očistimo čepov peska in morebitnih tujkov. Nato se posebna šablona, katere premer je nekoliko večji od največjega premera potopne enote, spusti in dvigne v ohišje od ustja do globine, ki presega globino enote za 100 - 150 m. V tem primeru je stolp ali jambor skrbno centriran glede na glavo vrtine.

Večinoma se injekcijske vrtine po zasnovi ne razlikujejo od proizvodnih vrtin. Poleg tega se določeno število proizvodnih vrtin, ki se nahajajo v vodonosni konturni coni ali zunaj nje, prenese v kategorijo injekcij. Pri poplavljanju v krogu in območju se prenos proizvodnih vrtin za vbrizgavanje vode šteje za normalno.

Obstoječe izvedbe injekcijskih vrtin vključujejo črpanje vode skozi cevne in kompresorske cevi, spuščene s pakerjem in sidrom. Prostor nad pakerjem naj bo napolnjen s kovinsko nevtralno tekočino.

Stena mora imeti filter zadostne debeline, da zagotovi vbrizgavanje načrtovane količine vode, z globino najmanj 20 m za kopičenje mehanskih nečistoč. Priporočljivo je, da uporabite vložne filtre, ki jih je mogoče občasno dvigniti iz vodnjakov in očistiti.

Priključki za vbrizgavanje vrtine so zasnovani za dovajanje in uravnavanje količine vode v vrtino, izvajanje različnih tehnoloških operacij izpiranja, razvoja, obdelave itd.

Priključki so sestavljeni iz prirobnice stebra, nameščene na ohišju, križa, ki se uporablja za komunikacijo z obročem, koluta, na katerem je obešena cev, in T-ja za dovajanje vbrizgane tekočine v vrtino. Namen in zasnova pakerja in sidra se bistveno ne razlikujeta od tistih, ki se uporabljajo pri proizvodnji tekočih vrtin.

7 Testiranje vodnjakov

Med obratovanjem vrtin se pregledujejo, da se spremlja tehnično stanje proizvodnega ohišja, delovanje opreme, preveri skladnost obratovalnih parametrov vrtine z uveljavljenim tehnološkim režimom in pridobi informacije, potrebne za optimizacijo teh režimov.

Pri testiranju vodnjakov:

a) preveri se tehnično stanje vrtine in nameščene opreme (tesnost cementnega kamna, ohišja in cevi, stanje spodnjega območja formacije, kontaminacija vrtine, oskrba s črpalko, delovanje ventilov in drugih naprav, nameščenih na globini) ;

b) ocenjena je zanesljivost in delovanje komponent opreme, določeno je obdobje med popravili delovanja opreme in vodnjakov;

c) prejemanje informacij, potrebnih za načrtovanje različne vrste popravila in obnovitvena ter druga dela v vodnjakih, pa tudi za ugotavljanje tehnološke učinkovitosti teh del.

Za reševanje zgornjih problemov se uporablja kompleks različnih vrst raziskav in meritev (merjenje pretoka olja, razvodnitve izdelkov, plinskega faktorja, globinske meritve temperature in tlaka, globinska sondiranja, dinamometri, snemanje pretoka delovnega sredstva). , obračun okvar in popravil opreme, analiza vzorcev proizvodnje vrtin itd.).

Vrste, obseg in pogostost študij in meritev za spremljanje delovanja opreme za vse načine delovanja vrtine določi vodstvo skupaj z znanstvenimi raziskovalne organizacije in geofizikalna podjetja.

Raziskave za spremljanje delovanja proizvodnih vrtin je treba izvajati ob popolnem upoštevanju varnostnih pravil v naftni in plinski industriji, v skladu z zahtevami za varstvo podtalja in okolja.

Osnova študije USP je dinamometrija - metoda obratovalnega spremljanja delovanja podzemne opreme in osnova za vzpostavitev pravilnega tehnološkega načina delovanja črpalne enote.

Bistvo metode je, da se obremenitev palice polnila določi brez dvigovanja črpalke na površino z dinamografom. Obremenitve med hodom navzgor in navzdol so zapisane na papir v obliki diagrama v odvisnosti od gibanja palice.

Za določitev razdalje od ustja do dinamičnega nivoja se uporabljajo metode zvočne metrije. Najpogostejše so različne ehometrične naprave za vrtine s tlakom 0,1 MPa. Načelo delovanja teh naprav je, da se zvočni impulz pošlje v obroč iz krekerja prahu. Ta impulz, ki se odbije od nivoja tekočine, se vrne v usta, vpliva na termofon, in potem, ko se pretvori in ojača v električnega, ga pero zapiše na premikajoči se papirni trak.

Merjenje valov se izvaja z odmevom, ki vam omogoča določanje dinamičnega nivoja v vrtinah do globine 4000 m pri krožnem tlaku do 7,5 MPa. Na dnu in vzdolž vrtine se tlak in temperatura merita z globinskimi termometri, ki so združeni v eni napravi.

8 Metode za povečanje produktivnosti vrtine

V naftnih in plinskih vrtinah se pretok in produktivnost vrtin sčasoma zmanjšata. To je naravni proces, saj se tlak v rezervoarju postopoma znižuje, energija tvorbe, ki je potrebna za dvig tekočine in plina na površje, pa se zmanjšuje.

Produktivnost vrtine se zmanjša tudi zaradi poslabšanja prepustnosti kamnin in produktivnih formacij zaradi zamašitve njenih por v območju dna vrtine s smolnatimi, parafinskimi usedlinami in mehanskimi delci odstranjevanja formacije.

Za stabilizacijo ravni proizvodnje nafte in plina se uporabljajo različne metode vplivanja na območje dna formacije, ki omogočajo povečanje pridobivanja nafte iz formacij in ne zmanjšujejo produktivnosti vrtin. Metode za povečanje produktivnosti vrtin pri vplivu na območje nastajanja spodnje luknje so razdeljene na kemične, mehanske, toplotne in kompleksne.

Zahtevana globina obdelave produktivne tvorbe za obnovitev ali izboljšanje prepustnosti je odločilnega pomena pri izbiri metode vpliva v vsakem posameznem primeru. Zato lahko metode stimulacije vodnjakov glede na globino vpliva na porozni medij razdelimo v dve veliki kategoriji: metode z majhnim radijem vpliva in metode z velikim radijem vpliva. Glavni načini za izboljšanje povezanosti formacije z vrtino z majhnim polmerom vpliva:

a) Uporaba eksploziva. Ti vključujejo naboj, kumulativno perforacijo in različne možnosti torpediranja.

Če ni zadostne komunikacije med formacijo in vrtino, se lahko običajna perforacija ponovi z uporabo nabojnega perforatorja. Da bi povečali učinkovitost, vodnjak ne napolnimo z raztopino gline ali vode, temveč s tekočinami, ki ne onesnažujejo novonastalih lukenj.

Pri trdih in gostih kamninah je možno produktivno formacijo torpedirati z eksplozivom, spuščenim v interval formacije v patronah, in z električno vžigalno vžigalno vžigalno vžigalno napravo, ki se sproži s pomočjo kabla iz ustja vrtine. Tulci so izdelani iz azbestne kovine ali plastike. Kot eksplozivi se najpogosteje uporabljajo nitroglicerin, dinamit TNT itd. Eksplozija lahko ustvari votline in razpoke v produktivni formaciji. Tako se sočasno z izboljšanjem povezanosti formacije z vrtino povečuje tudi prepustnost formacije v coni z velikim radijem (nastajanje mikro in makro razpok, ki se lahko širijo na desetine metrov).

Usmerjeno torpediranje je mogoče doseči z uporabo ustrezne zunanje oblike naboja in vložkov na poti udarnega vala. Odvisno od potrebe lahko uporabite torpeda bočnega razpršenega delovanja, bočno koncentriranega in navpičnega delovanja.

Perforatorji z eksplozivnimi izstrelki ustvarjajo okrogle luknje v stebru in cementnem obroču, prodirajo v skalo in ob eksploziji tvorijo votline in razpoke. Kumulativno vrtalno kladivo je sestavljeno iz naprave, katere celice vsebujejo naboje kumulativnega delovanja. Vsaka celica na nasprotni strani varovalke je opremljena z vdolbino ustreznega profila. Tako se plinasti produkti eksplozije usmerijo vzdolž osi naboja v obliki močnega curka, ki ustvari kanal v stebru, cementu in kamnini v ustrezni smeri.

b) Čiščenje vrtine in območja perforacije s površinsko aktivnimi snovmi ali kislinskimi kopelmi. Uporabljene tekočine so sestavljene iz raztopine 15 % površinsko aktivnih snovi, raztopljenih (ali razpršenih) v vodi, ali raztopine, ki vsebuje 15 % HCI , ki mu dodamo 0,5 2 % inhibitorja korozije in včasih 1 4 % fluorovodikovo kislino. V nekaterih primerih se uporabljajo mešane sestavke kislin in površinsko aktivnih snovi. Običajno se vrtina spere z eno od omenjenih raztopin, nato pa se v formacijo doda delovna tekočina v prostornini 0,3–0,7 m 3 za vsak meter intervala perforacije. Za kisle sestavke je naveden čas zadrževanja 1–6 ur za površinsko aktivno snov brez kisline, čas zadrževanja je 24 ur, nato se izrabljena raztopina odstrani in vrtina se zažene ali se začne obdelava formacije po metodi; z velikim radijem vpliva.

Uporaba površinsko aktivnih raztopin za izpiranje vrtine ali njeno črpanje v formacijo na majhno globino zagotavlja disperzijo in odstranitev trdnih delcev in filtrata vrtalne tekočine ter vodno-oljne emulzije s sten vrtine in iz vrtine. nastanek.

Kisle kopeli očistijo raztopino gline v novih vrtinah (ali tistih, ki so bile podvržene večjim popravilom), prav tako pa odstranijo usedline soli iz formacijske vode, nabrane med obratovanjem.

c) Povišanje temperature v vrtini v intervalu produktivne formacije. Termične metode. Za povečanje temperature lahko uporabite kroženje vroče tekočine v vodnjaku, termokemične procese in električne grelnike. Trajanje ogrevanja območja perforacije vodnjaka je običajno 5–50 ur. Pri tem pride do utekočinjenja usedlin trdnih ogljikovodikov (parafina, smol, asfaltenov itd.), ki se nato ob zagonu vrtine odstranijo. Kroženje vnetljivih tekočin v vrtini je enostavno izvesti, vendar na globinah več kot 1000–2000 m. je malo učinkovita zaradi velikih toplotnih izgub iz vrtine v usedline izpostavljenega geološkega izpusta.

Električni grelniki uporabljajo sistem električnih uporov, nameščenih v cevi, ki je nameščena na koncu cevnega niza. Električna energija se dovaja po kablu s površine. Obstajajo tudi grelci, ki temeljijo na uporabi visokofrekvenčnih tonov. Električni grelniki se lahko med delovanjem nahajajo na dnu vodnjaka. Zagon in zaustavitev grelnikov v tem primeru poteka z vklopom in izklopom električnega napajanja

Plinski gorilniki so sestavljeni iz cevaste komore, spuščene v vrtino z dvema koncentričnima stebroma cevi. Gorljive pline črpamo po ceveh majhnega premera, primarni zrak skozi obročni prostor in sekundarni zrak skozi kolono. Zgorevanje se sproži z dovajanjem električne energije po kablu s površine. Drugi kabel s termočlenom meri temperaturo od zunaj, ki ne sme preseči 300-400 0 C, da ne poškodujemo vodnjaka. Temperaturo na želeni ravni vzdržujemo z ustrezno regulacijo volumnov vbrizgavanja plina in zraka.

Termokemična obdelava temelji na sproščanju toplote na dnu vrtine zaradi kemičnega procesa, ki izravna težke ogljikovodike, odložene v območju perforacije vrtine, z namenom njihove kasnejše odstranitve. Če želite to narediti, uporabite reakcijo 15% raztopine HCI s kavstično sodo ( Na OH), aluminij in magnezij.

Pri reakciji 1 kg natrijevega hidroksida s klorovodikovo kislino se sprosti 2868 kJ toplote. Pri reakciji se pridobi velika količina toplote HCI z aluminijem (ki ustvari 18924 kJ na kg Al ). Vendar pri tem nastanejo kosmiči aluminijevega hidroksida. Al ( OH )3, ki lahko zamašijo pore in pretočne kanale v produktivni formaciji. Najučinkovitejša uporaba magnezija, ki ob reakciji z HCI sprosti 19259 kJ, in magnezijev klorid MgCi 2 je zelo topen v vodi.

Glavni načini za izboljšanje povezanosti produktivne formacije z vrtino z velikim polmerom vpliva:

a) Kislinska obdelava območja dna produktivne formacije. Te metode se večinoma uporabljajo v peščenih formacijah z vsebnostjo karbonata več kot 20 % ali s cementnim materialom, ki je sestavljen iz kalcijevih ali magnezijevih karbonatov.

Glavna uporabljena kislina je H Z jaz . Učinkovito napada kalcijev ali magnezijev karbonat, pri čemer tvori topne in zlahka odstranljive kloride. Klorovodikova kislina je poceni in je ne primanjkuje. Uporabljajo se tudi druge kisline: ocetna, mravljinčna itd. V kislinske raztopine dodajamo tudi različne dodatke: inhibitorje korozije, dodatke za zmanjšanje površinske napetosti, upočasnitev reakcij, disipacijo itd.

Ko se kislinska raztopina črpa v formacijo pri tlakih vbrizgavanja, ki so nižji od tlaka hidravličnega lomljenja, se pore v območju dna formacije ali razpoke in mikrorazpoke v rezervoarski kamnini očistijo in razširijo, s čimer se obnovi poslabšana prepustnost obdelane cone. in v nekaterih primerih celo poveča svojo prvotno vrednost.

Tehnologija dela je naslednja: vodnjak se očisti in napolni z oljem ali vodo (slano ali svežo) z dodatkom 0,1-0,3% površinsko aktivne snovi. Na površini se pripravi kislinska raztopina z dodatkom potrebnih komponent, katerih zaporedje vnosa je določeno predvsem z laboratorijskimi testi. Raztopina kisline se črpa v cevje z odprtim ventilom v obroču vrtine. Ko doseže interval perforacije vrtine, se omenjeni ventil zapre in črpa kislinska raztopina po ceveh, dokler ne prodre v produktivno formacijo, na zadnji stopnji pa se raztopina stisne z oljem ali vodo z 0,1-0,3% površinsko aktivne snovi. aditiv. Pustite 1-6 ur (vendar ne več), da kislina reagira, nato raztopino odstranite. Vodnjak je dan v obratovanje. Hkrati se skrbno spremlja sprememba pretoka, da se ugotovi učinek zdravljenja.

Obstajajo različne tehnološke možnosti obdelave s kislino, kot so: enostavna, selektivna, ponavljajoča se, izmenična, z vibracijami itd.

b) Hidravlično lomljenje produktivne formacije v območju dna vrtine. Ta metoda se uporablja v formacijah, ki jih predstavljajo trde, goste kamnine z nizko prepustnostjo (peščenjaki, apnenci, dolomiti ipd.) Porušitveni tlak se doseže s črpanjem tekočine v vrtino pod visokim pritiskom. S tem se odprejo obstoječe razpoke in mikrorazpoke v produktivni formaciji oz. ustvarja nove, ki lahko bistveno izboljšajo hidrodinamično povezavo med formacijo in vrtino.

c) Podzemne jedrske eksplozije. Eksplozije so bile eksperimentalno raziskane s pozitivnimi rezultati v trdih, gostih kamninah z nizko prepustnostjo. Okoli polnilne vrtine v produktivni formaciji se kot posledica jedrske eksplozije oblikuje votlina, napolnjena z uničeno kamnino, nato območje drobljenja in za njim območje s sistemom razpok in mikrorazpok. Ta metoda je zanimiva predvsem za plinske vrtine, katerih pretok je tako mogoče povečati za nekaj desetkrat.

d) Termične metode. Temeljijo na zvišanju temperature v formaciji okoli vrtine in se uporabljajo v produktivnih nahajališčih, nasičenih z visoko viskoznimi olji z visoko vsebnostjo parafina. Te metode so podobne metodam zvišanja temperature v vrtini, vendar zahtevajo več toplote za segrevanje formacije v radiju 2-15 m. V ta namen lahko uporabite termokemično obdelavo s kislino, ki temelji na vbrizgavanju segretega kisline v formacijo kot posledica njene reakcije z nekaterimi kovinami, periodičnega vbrizgavanja omejenih prostornin pare v formacijo (ciklično vbrizgavanje pare) ali krožne fronte podzemnega zgorevanja okoli proizvodne vrtine, določene z izračunanim polmerom, do katerega je potrebno za ogrevanje tvorbe. Poleg tega za Zadnja leta Razvite so bile različne nove tehnologije za vplivanje na območje dna formacije, ki temeljijo na uporabi sodobnih reagentov in odpadkov iz kemične industrije.

9 Tekoča in večja popravila vodnjakov

Obstajata dve vrsti sanacije vodnjaka - nadzemna in podzemna. Površinsko popravilo je povezano z obnovitvijo delovanja opreme, ki se nahaja na ustju cevovodov, črpalnih strojev, zapornih ventilov, električne opreme itd.

Podzemna popravila vključujejo dela, katerih namen je odpraviti napake v opremi, spuščeni v vodnjak, ter obnoviti ali povečati pretok vodnjaka. Podzemna popravila vključujejo dvigovanje opreme iz vodnjaka.

Glede na kompleksnost izvedenih operacij so podzemna popravila razdeljena na tekoča in večja.

Vzdrževanje vrtine se razume kot sklop tehnoloških in tehničnih ukrepov, namenjenih obnovitvi njene produktivnosti in omejenih z vplivom na območje dna formacije in opreme, ki se nahaja v vrtini.

Tekoča popravila vključujejo naslednja dela: zamenjavo okvarjene opreme, čiščenje dna in vrtine, obnovitev produktivnosti rezervoarja s posameznimi metodami intenzifikacije (ogrevanje, izpiranje, vbrizgavanje kemikalij).

Tekoča popravila se lahko načrtujejo preventivno in izvajajo z namenom preventivnega pregleda, ugotavljanja in odprave posameznih kršitev v delovanju vodnjaka, ki se še niso pokazale.

Druga vrsta trenutnega popravila je obnovitvena, ki se izvaja za odpravo okvare - to je pravzaprav nujno popravilo. V praksi takšna popravila prevladujejo zaradi različnih razlogov, predvsem pa zaradi nepopolnih tehnologij in nizke zanesljivosti uporabljene opreme.

Kazalnika, ki označujeta delovanje vrtine skozi čas, sta obratovalni faktor (OF) in čas med popravili (MRP). EC je razmerje med časom dela vrtine, na primer na leto (TOTR), in koledarskim obdobjem (TCAL). MCI je povprečni čas med dvema popraviloma za izbrano obdobje ali razmerje med skupnim časom vzdrževanja in popravila v enem letu in številom popravil P za isto obdobje.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Načini za povečanje EC in MRP so zmanjšanje števila popravil, trajanje enega popravila in podaljšanje časa obratovanja vrtine.

Trenutno je več kot 90% vseh popravil opravljenih na vrtinah s samohodno črpalno enoto in manj kot 5% z ESP.

Med rednimi popravili se izvajajo naslednji postopki

1. Transport – dostava opreme do vrtine;

2. Pripravljalni – priprava na popravila;

3. Dvižno-dvižna in spuščajoča oprema za olje;

4. Operacije čiščenja vodnjaka, zamenjava opreme, odprava manjših nesreč;

5. Končno – razstavljanje opreme in priprava za transport.

Če ocenite čas, porabljen za te operacije, boste opazili, da gre največja izguba časa za transportne operacije (zavzamejo do 50% časa), zato bi morala biti glavna prizadevanja oblikovalcev usmerjena v zmanjšanje časa za transport - z ustvarjanjem strojev in enot, pripravljenih za montažo, dvižne operacije - z ustvarjanjem zanesljivih avtomatskih strojev za sestavljanje in odvijanje cevi in palic.

Ker trenutno popravilo vodnjaka zahteva dostop do njegovega debla, tj. povezana z znižanjem tlaka, zato je treba izključiti primere morebitnega brizganja na začetku ali koncu dela. To se doseže na dva načina: prvi in široko uporabljen je "ubijanje" vodnjaka, tj. vbrizgavanje v formacijo in vrtino tekočine z gostoto, ki zagotavlja ustvarjanje tlaka P na dnu vrtine. , ki presega rezervoarsko. Drugi je uporaba različnih naprav - odklopnih naprav, ki blokirajo dno vrtine pri dvigovanju cevi.

Tekaške in dvigalne operacije (HRO) zavzemajo glavni delež v skupni časovni bilanci za popravilo vrtine. Neizogibni so pri kakršnih koli delih pri spuščanju in zamenjavi opreme, udarjanju v dno vrtine, pranju kolon itd. Tehnološki proces proizvodnega procesa je sestavljen iz izmeničnega vijačenja (ali odvijanja) cevi črpalke-kompresorja, ki so sredstvo za obešanje opreme, kanal za dvig proizvedene tekočine in dovod procesnih tekočin v vrtino, v nekaterih primerih pa tudi orodje za ribolov, čiščenje in druga dela. Zaradi te raznolikosti funkcij so cevi postale nepogrešljiv sestavni del opreme za vrtine za vse načine delovanja brez izjeme.

Delovanje cevi je monotono, delovno intenzivno in ga je mogoče zlahka mehanizirati. Poleg pripravljalnih in zaključnih operacij, ki imajo svoje posebnosti za na različne načine delovanja, je celoten postopek SPO s cevmi enak za vse vrste rutinskih popravil. Dviganje in premikanje palic poteka na enak način kot pri cevovodih, odvijanje (vijačenje) palic pa z mehanskim paličnim ključem, v primeru zagozdenja bata v cilindru črpalke ali palic v cevi (voskanje) ali če se zlomijo, je treba sočasno dvigniti cevi in palice. Postopek poteka z izmeničnim odvijanjem cevi in palice.

Remont vrtin združuje vse vrste del, ki zahtevajo dolgo časa, velik fizični napor in uporabo številnih večnamenskih naprav. To je delo, povezano z odpravo zapletenih nesreč, tako z opremo, ki je spuščena v vrtino, kot tudi s samim vodnjakom, delo za prenos vrtine z enega delovnega mesta na drugo, delo za omejitev ali odpravo dotoka vode, povečanje debeline vodnjaka. izkoriščen material, vpliv na formacijo, sekanje novega debla in drugo.

Ob upoštevanju posebnosti dela se v oddelkih za proizvodnjo nafte in plina oblikujejo specializirane delavnice za remont vrtin. Vrtina, ki je vključena v večji remont, ostane v obratovalnem fondu, vendar se izloči iz obratovalnega fonda.

10 Zbiranje in priprava nafte, plina in vode

Produkti, ki prihajajo iz naftnih in plinskih vrtin, ne predstavljajo čiste nafte oziroma plina. Iz vrtin skupaj z nafto prihajajo proizvedena voda, pripadajoči (naftni) plin in trdni delci mehanskih nečistoč.

Voda v akumulaciji je visoko mineraliziran medij z vsebnostjo soli do 300 g/l. Vsebnost formacijske vode v olju lahko doseže 80%. Mineralna voda povzroča povečano korozivno uničenje cevi, rezervoarjev ter povzroča obrabo cevovodov in opreme. Povezani (naftni) plin se uporablja kot surovina in gorivo.

Tehnično in ekonomsko je smiselno, da se nafta pred vstopom v glavni naftovod posebej pripravi za razsoljevanje, dehidracijo, razplinjevanje in odstranitev trdnih delcev.

Na naftnih poljih se najpogosteje uporablja centralizirana shema zbiranja in priprave nafte (slika 2). Produkti se zbirajo iz skupine vrtin s pomočjo avtomatiziranih skupinskih merilnih enot (AGMU). Iz vsake vrtine se nafta skupaj s plinom in formacijsko vodo dovaja v AGSU po posameznem cevovodu. V AGZU se evidentira točna količina nafte, ki prihaja iz posamezne vrtine, ter primarna separacija za delno ločevanje plastične vode, naftnega plina in mehanskih primesi z usmeritvijo izločenega plina po plinovodu v GPP (plinopredelovalni obrat). Delno dehidrirano in delno razplinjeno olje se transportira skozi zbirni razdelilnik do centralne zbirne točke (CPC). Ponavadi na enem naftno polje uredi en DSP.

Naprave za obdelavo nafte in vode so skoncentrirane v centralnem predelovalnem obratu. V napravi za obdelavo olja se vse tehnološke operacije za njegovo pripravo izvajajo v kompleksu. Komplet te opreme se imenuje enota UKPN za kompleksno pripravo olja .

Slika 2. - Shema zbiranja in priprave produktov vrtin na naftnem polju:

1 naftna vrtina;

2 avtomatizirane skupinske merilne enote (AGMU);

3 črpalka za dvig tlaka (BPS);

4 čistilna naprava za proizvedeno vodo;

5 enota za obdelavo olja;

6 plinska kompresorska postaja;

7 7 osrednje zbirališče nafte, plina in vode;

8 rezervoar Park

Dehidrirano, razsoljeno in razplinjeno olje se po opravljeni končni kontroli dovaja v komercialne naftne rezervoarje in nato v glavno črpališče glavnega naftovoda.

Dehidracija olja je zapletena zaradi dejstva, da olje in voda tvorita stabilne emulzije tipa "voda v olju". V tem primeru se voda v oljnem mediju razprši v drobne kapljice, ki tvorijo stabilno emulzijo. Zato je za dehidracijo in razsoljevanje olja potrebno iz njega ločiti te drobne kapljice vode in odstraniti vodo iz olja. Za dehidracijo in razsoljevanje nafte se uporabljajo naslednji tehnološki postopki:

- gravitacijska sedimentacija nafte,

- gošča vročega olja,

- termokemijske metode,

- električno razsoljevanje in električno dehidracijo olja.

Proces gravitacijskega usedanja je najenostavnejši v tehnologiji. V tem primeru se rezervoarji napolnijo z oljem in se hranijo določen čas (48 ur ali več). Med izpostavljenostjo pride do koagulacijskih procesov vodnih kapljic, večje in težje vodne kapljice pa se pod vplivom gravitacije (gravitacije) usedajo na dno in kopičijo v obliki plasti proizvedene vode.

Vendar pa je gravitacijski proces usedanja hladnega olja neučinkovit in nezadosten učinkovita metoda dehidracija olja. Vroče usedanje razvodnjenega olja je učinkovitejše, če s predgretjem olja na temperaturo 50–70 °C bistveno olajšamo procese koagulacije vodnih kapljic in pospešimo dehidracijo olja med usedanjem. Pomanjkljivost metod gravitacijske dehidracije je nizka učinkovitost.

Učinkovitejše metode so kemična, termokemična, pa tudi električna dehidracija in razsoljevanje. S kemičnimi metodami se v razvodnjeno olje vnesejo posebne snovi, imenovane deemulgatorji. Površinsko aktivne snovi se uporabljajo kot deemulgatorji. Vnašajo se v olje v majhnih količinah od 5-10 do 50-60 g na 1 tono olja. Najboljše rezultate kažejo tako imenovane neionske površinsko aktivne snovi, ki v olju ne razpadejo na anione in katione.

Deemulgatorji se adsorbirajo na meji olje-voda in izpodrivajo ali nadomeščajo površinsko aktivne naravne emulgatorje v tekočini. Poleg tega je film, ki nastane na površini vodnih kapljic, krhek, kar označuje zlivanje majhnih kapljic v velike, tj. proces koalescence. Velike kapljice vlage se zlahka usedejo na dno rezervoarja. Učinkovitost in hitrost kemične dehidracije se bistveno poveča s segrevanjem olja, t.j. s termokemičnimi metodami z zmanjšanjem viskoznosti olja pri segrevanju in olajšanjem procesa koalescence vodnih kapljic.

Odstranjevanje ostankov vode se doseže z uporabo električne metode dehidracija in razsoljevanje. Električna dehidracija in električno razsoljevanje olja sta povezana s prehajanjem olja skozi posebne aparate, električne dehidratorje, kjer olje prehaja med elektrodami, ki ustvarjajo visokonapetostno električno polje (20-30 kV). Za povečanje hitrosti električne dehidracije se olje predhodno segreje na temperaturo 50–70 °C. Pri shranjevanju takšne nafte v rezervoarjih, pri transportu po cevovodih in v rezervoarjih vzdolž železnica velik del ogljikovodikov se izgubi z izhlapevanjem. Lahki ogljikovodiki so dragocene surovine in gorivo (lahki bencin). Zato se pred dobavo nafte iz nje ekstrahirajo lahki ogljikovodiki z nizkim vreliščem. To tehnološko operacijo imenujemo stabilizacija olja. Za stabilizacijo olja je izpostavljeno rektifikaciji ali vročemu ločevanju. Najenostavnejša in najbolj razširjena pri obdelavi naftnih polj je vroča separacija, ki se izvaja v posebni stabilizacijski enoti. Med vročo separacijo se olje predgreje v posebnih grelnikih in dovaja v separator, običajno vodoraven. V separatorju se olje segreje na 40-80°C in iz njega aktivno izhlapevajo lahki ogljikovodiki, ki jih kompresor posesa in pošlje skozi hladilno enoto v zbirni plinovod.

Skupaj s prečiščeno formacijsko vodo se sveža voda, pridobljena iz dveh virov, črpa v produktivne formacije za vzdrževanje formacijskega pritiska: podzemnih (arteški vodnjaki) in odprtih rezervoarjev (reke). Za podzemno vodo, pridobljeno iz arteških vrtin, je značilna visoka stopnja čistosti in v mnogih primerih ne zahteva globokega čiščenja pred vbrizgavanjem v formacije. Hkrati je voda odprtih rezervoarjev močno onesnažena z delci gline, železovimi spojinami, mikroorganizmi in zahteva dodatno čiščenje. Trenutno se uporabljata dve vrsti zajetja vode iz odprtih rezervoarjev: podvodni in odprti. Pri podrečni metodi se voda črpa izpod rečnega dna "pod rečno strugo". Da bi to naredili, se v rečni poplavni ravnini izvrtajo vodnjaki globine 20–30 m in premera 300 mm. Ti vodnjaki nujno potekajo skozi plast peščene zemlje. Vodnjak je okrepljen z zaščitnimi cevmi z luknjami na naperah in vanje so spuščene cevi za dovod vode s premerom 200 mm. V vsakem primeru je tako, kot da bi dobili dve povezani posodi "rečni vodnjak", ločeni z naravnim filtrom (plast peščene zemlje). Voda iz reke prehaja skozi pesek in se nabira v vodnjaku. Dotok vode iz vodnjaka se pospešuje z vakuumsko črpalko ali vodočrpalko in dovaja v gručasto črpališče (ČČ). Pri odprti metodi se voda črpa iz reke s črpalkami in se dostavi v čistilno napravo, kjer gre skozi cikel čiščenja in konča v zbiralniku. V usedalniku se s pomočjo koagulacijskih reagentov delci mehanskih nečistoč in železovih spojin odstranijo v usedlino. Končno čiščenje vode poteka v filtrih, kjer se kot filtrski material uporablja čisti pesek ali droben premog.

11 Varnost, zdravje in varstvo okolja

Podjetja za dobavo naftnih derivatov izvajajo postopke skladiščenja, razdeljevanja in prejemanja naftnih derivatov, od katerih so mnogi strupeni, zlahka izhlapijo, se lahko naelektrijo ter so ognjevarni in eksplozivni. Pri delu v industrijskih podjetjih so možne naslednje glavne nevarnosti: pojav požara in eksplozije, ko je procesna oprema ali cevovodi pod tlakom, pa tudi kadar so kršena pravila za njihovo varno delovanje in popravilo; zastrupitev delavcev zaradi toksičnosti številnih naftnih derivatov in njihovih hlapov, zlasti osvinčenega bencina; poškodbe delavcev zaradi vrtečih se in premikajočih se delov črpalk, kompresorjev in drugih mehanizmov v primeru manjkajočih ali pokvarjenih varoval; električni udar v primeru kršitve izolacije delov električne opreme pod napetostjo, napačne ozemljitve ali neuporabe osebne zaščitne opreme; povišana ali znižana temperatura površine opreme ali zraka v delovnem območju; povečana raven vibracij; nezadostna osvetlitev delovnega območja; možnost padca pri servisiranju opreme, ki se nahaja na višini. Pri servisiranju opreme in izvajanju njenih popravil je prepovedano: uporaba odprtega ognja za ogrevanje naftnih derivatov, tople armature itd.; delovanje pokvarjene opreme; delovanje in popravilo opreme, cevovodov in fitingov v nasprotju z varnostnimi predpisi, v prisotnosti puščanja naftnih derivatov zaradi puščanja v priključkih in tesnilih ali zaradi obrabe kovine; uporaba kakršnih koli vzvodov (lomičev, cevi itd.) za odpiranje in zapiranje zapornih ventilov; popravilo električne opreme, ki ni odklopljena od električnega omrežja; čiščenje opreme in delov strojev z vnetljivimi vnetljivimi tekočinami; delo brez ustrezne osebne zaščitne opreme in zaščitne obleke. Ko pride do razlitja naftnega derivata, je treba mesto razlitja pokriti s peskom in nato odstraniti na varno mesto. Po potrebi odstranite zemljo, onesnaženo z naftnimi proizvodi. V prostorih, kjer je prišlo do razlitja, se izvede razplinjevanje z dikloraminom (3% raztopina v vodi) ali belilom v obliki gošče (en del suhega belila na dva do pet delov vode). Da bi preprečili vžig, je prepovedano razplinjevanje s suhim belilom. Kajenje na ozemlju in v proizvodnih prostorih podjetja je prepovedano, razen na posebej določenih mestih (v dogovoru z gasilsko službo), kjer so nameščeni znaki "Prostor za kajenje". Dohodi do požarnih hidrantov in drugih vodnih virov morajo biti vedno prosti za neoviran prehod gasilskih vozil.

Pozimi je treba: očistiti sneg in led, posuti s peskom za preprečevanje zdrsa: talne obloge, stopnice, prehode, pločnike, poti za pešce in ceste; nemudoma odstranite žled in ledeno skorjo, ki se tvori na opremi, strehah zgradb in kovinskih konstrukcijah.

Ljudje sprva niso razmišljali o tem, kaj pomeni intenzivna proizvodnja nafte in plina. Glavna stvar je bila, da jih čim bolj izčrpamo. To so storili. Sprva se je zdelo, da olje ljudem le koristi, a se je sčasoma pokazalo, da ima njegova uporaba tudi slabo stran. Onesnaženje z nafto ustvarja novo ekološko situacijo, ki vodi do globoke spremembe ali popolne preobrazbe naravnih virov in njihove mikroflore. Onesnaženje tal z nafto povzroči močno povečanje razmerja ogljik-dušik. To razmerje poslabša dušikov režim tal in moti koreninsko prehrano rastlin. Tla se zelo počasi samočistijo z biološko razgradnjo nafte. Zaradi tega morajo nekatere organizacije izvajati melioracijo tal po kontaminaciji.

Eden najbolj obetavnih načinov za zaščito okolja pred onesnaževanjem je ustvarjanje celovite avtomatizacije procesov proizvodnje, transporta in skladiščenja nafte. Prej, na primer, polja niso mogla skupaj prenašati nafte in povezanega plina po enem cevovodnem sistemu. V ta namen so bile zgrajene posebne naftne in plinske komunikacije velik znesek predmetov, razpršenih po velikih ozemljih. Polja so sestavljala na stotine objektov, ki so bili v vsaki naftni regiji zgrajeni drugače; Seveda se je pri taki tehnologiji pridobivanja in transporta veliko produkta izgubilo zaradi izhlapevanja in puščanja. Strokovnjakom je uspelo z uporabo energije podzemnih in globokih črpalk zagotoviti dobavo nafte iz vrtine do centralnih zbirališč nafte brez vmesnih tehnoloških operacij. Število ribiških objektov se je zmanjšalo za 12-15-krat.

Na razvojnih območjih, zlasti ob gradnji cevovodov, začasnih cest, daljnovodov in lokacij za bodoča naselja, je porušeno naravno ravnovesje vseh ekosistemov. Takšne spremembe vplivajo na okolje.

Glavni viri onesnaženja površinskih in podzemnih voda na območjih proizvodnje nafte so izpusti industrijskih odpadnih voda v površinska vodna telesa in odtoke. Do onesnaženja prihaja tudi: pri izlitjih industrijskih odpadnih voda; v primeru prekinitve vodovoda; ko površinski odtok iz naftnih polj pride v površinske vode; med peritoki visoko mineraliziranih voda globokih horizontov v sladkovodne horizonte zaradi puščanja v injekcijskih in proizvodnih vrtinah.

V naftni industriji se različne kemikalije pogosto uporabljajo v različnih tehnoloških procesih. Vsi reagenti imajo ob izpustu v okolje negativen vpliv. Glavni vzroki onesnaženja okolja pri črpanju različnih kemikalij v rezervoar so: naslednje dejavnike: netesnost sistemov in opreme ter kršitev varnostnih predpisov pri tehnoloških operacijah.

Pri okoljskih dejavnostih v podjetju so poleg tradicionalnih področij spremljanja okolja, racionalne rabe vode in predelanih zemeljskih virov, zaščite zraka, večjih popravil in zamenjave zasilnih odsekov omrežij za zbiranje nafte, vodovodov, rezervoarjev, Najnovejše tehnologije varstvo okolja.

BIBLIOGRAFIJA

1. Akulshin A.I. Izkoriščanje naftnih in plinskih polj M., Nedra, 1989.

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

3. Istomin A. Z., Yurchuk A. M. Izračuni v proizvodnji nafte. M.,: Nedra, 1979.

4. Navodila za varstvo pri delu za delavce v delavnici za proizvodnjo nafte in plina. Ufa, 1998.

5. Miščenko I. T. Izračuni v proizvodnji nafte. M., Nedra, 1989.

6. Muravyov V. M. Delovanje naftnih in plinskih vrtin. M., Nedra, 1978.

7. Varnostna pravila v naftni in plinski industriji. M., Nedra, 1974

8. Proizvodni material LLC NGDU Oktyabrskneft.2009 2010.

9. Priročnik opreme za naftna polja. M., Nedra, 1979.

10. Shmatov V.F. , Malyshev Yu.M. Ekonomika, organizacija in načrtovanje proizvodnje v podjetjih naftne in plinske industrije M., Nedra, 1990.