Raport despre practica la zăcământul de petrol și gaze. Raport despre practica dezvoltării și exploatării de specialitate a zăcămintelor de petrol și gaze. Productie si structura organizatorica a NGDU

Efectuăm toate tipurile de lucrări ale studenților

Partea de lucru a pompei cu șurub este un șurub de oțel cu un singur pornire care se rotește într-o carcasă de cauciuc cu un profil special, a cărei cavitate internă este o suprafață elicoidală cu două porniri, cu o treaptă de două ori mai mare decât pasul șurubului. Pompă cu șurub - pompă volumetrică, al cărei debit este direct proporțional cu viteza șurubului. În timpul rotației, șurubul și suportul său se formează pe toată lungimea ...

Exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze (rezumat, lucrare, diplomă, control)

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI AL REPUBLICII TATARSTAN ALMETYEVSK RAPORTUL INSTITUTULUI PETROLII DE STAT Elevi Malakova A. S. din grupa 18−13 B Conform practicii educaționale și de familiarizare desfășurate la NGDU

„Almetievneft”, terenul de antrenament al CTC al NGDU „Elkhovneft”

Situat în orașul Almetievsk Începutul antrenamentului 31.03.10. sfârşitul antrenamentului 26.04.10.

Șef de practică din cadrul Departamentului RiENGM:

Garipova L.I.

Almetyevsk 2010

1. Dezvoltarea câmpurilor petroliere

1.1 Geologia zonei și dezvoltarea zăcămintelor

1.2 Organizarea proceselor de producție în NGDU

2. Tehnica și tehnologia producției de petrol

2.1 Producția puțurilor

2.2 Funcționarea puțurilor cu pompe cu tije de aspirare

2.3 Funcționarea puțurilor cu pompe de fund fără tije

2.4 Operații de bază efectuate în timpul încercării puțului

2.5 Workover și workover

2.6 Metode de influențare a părții de lângă sondă a rezervorului

3. Colectarea și prepararea petrolului în câmp

3.1 Colectarea și prepararea produselor extrase

3.2 Sistem PPD. Organizarea RPM la unitățile de teren

3.3 Familiarizarea cu întreținerea și repararea conductelor

4. Măsuri de siguranță la efectuarea lucrărilor de întreținere la puțuri și echipamente subterane

4.1 Securitatea muncii și salubritatea industrială

4.2 Protecția muncii și a mediului în întreprindere Lista literaturii utilizate

Introducere

Scopul primei practici de formare este de a consolida ideile despre procesele de construcție de sonde și producție de petrol și gaze, primite de studenții la disciplina academică „Fundamentele industriei de petrol și gaze” și de a pregăti studenții pentru studiul disciplinelor speciale. . Datorită faptului că până la începutul practicii introductive nu este planificată studierea disciplinelor speciale care fac parte din complexul de cunoștințe profesionale, de aceea prima practică educațională este etapa inițială de pregătire practică a studenților. Scopul său este de a familiariza elevii cu procesele și echipamentele tehnologice de bază.

Datorită duratei scurte, prima practică de antrenament se desfășoară pe bază de excursie. În timpul turului întreprinderii, pot fi abordate următoarele aspecte:

1. Productie și structura organizatorică a NGDU. Sistem de dezvoltare a câmpului.

2. Tehnica și tehnologia producției de petrol. Sistem de colectare și tratare a petrolului și gazelor. Ingineria sigurantei. Protectia muncii si a mediului in intreprindere.

3. Familiarizarea cu procesele și echipamentele tehnologice utilizate la unitățile NGDU.

NGDU Almetyevneft dezvoltă părțile centrale și nord-vestice ale câmpului Romashkinskoye. Obiecte de dezvoltare - 4 zone de Devonian terigen (Minnibaevskaya, Almetyevskaya, Severo-Almetyevskaya, Berezovskaya), depozite de depozite terigene și carbonatice ale Carboniferului. NGDU Elkhovneft dezvoltă șase zăcăminte de petrol: zăcământul unic Novo-Elkhovskoye din punct de vedere al rezervelor (a doua ca mărime rezerve de petrol recuperabile din Republica Tatarstan).

1. Dezvoltarea câmpurilor petroliere

Geologia zonei și dezvoltarea situluidesprenasteri

Cel mai mare din Tatarstan, depozitul Romashkinskoye, ocupă administrativ teritoriul regiunilor Almetyevsk, Bugulma, Leninogorsk și Sarmanovsky ale Republicii. Câmpul Romashkinskoye este multistrat. În zăcămintele Devonian și Carbonifer au fost identificate 22 de orizonturi petroliere, dintre care 18 sunt de interes industrial. În ele au fost descoperite aproximativ 400 de zăcăminte de petrol. Orizonturile petroliere regionale au fost studiate în detaliu: depozitele Pashiysko-Kynovskiy, Cherepetskiy-Kizelovskiy, Bobrikovskiy. Orizonturile petroliere locale (Zavolzhsky, Aleksinsky, Dankovo-Lebedyansky) rămân slab studiate. Principalele rezerve de petrol ale câmpului sunt limitate la depozitele terigene ale Devonianului și Carboniferului. Depozitul Romashkinskoye este limitat la un element tectonic mare al teritoriului - Domul sudic al arcului tătar. Zăcământul de petrol din orizontul Pashian este limitat la creasta acestei ridicări. Modul de depunere este elastic-apă-presiune. În toată secțiunea sedimentară a zăcământului sunt identificate până la 22 de complexe de roci acvifere. Cele mai apoase sunt rocile terigene din Devonian și Carbonifer. Uleiurile zăcămintelor devoniene sunt de tipul uşoare, sulfuroase, parafinice. Uleiurile din toate zăcămintele carbonifere sunt similare ca compoziție și aparțin tipului de grele, cu conținut ridicat de sulf, parafinice. Domeniul a fost pus în dezvoltare în 1952. Până în prezent, pe teren au fost alocate 10 facilități operaționale.

Dezvoltarea unui zăcământ de petrol sau gaze este înțeleasă ca controlul procesului de deplasare a lichidelor și gazelor din rezervor către puțurile de producție folosind o anumită schemă de plasare a numărului estimat de sonde în zonă, ordinea și rata de punere a acestora. în exploatare, menținerea modului de funcționare al puțurilor și reglarea echilibrului energiei rezervorului. 2.24]

Totalitatea datelor specificate, ținând cont de protecția subsolului și a mediului, determină sistemul de dezvoltare a unui zăcământ sau zăcământ.

Un sistem de dezvoltare rațională este un astfel de sistem în care un câmp este operat de un număr minim de puțuri, oferind o rată de producție dată, recuperare finală ridicată a petrolului, la cel mai mic cost posibil al petrolului.

O parte integrantă a dezvoltării câmpului este selecția obiectelor de dezvoltare.

Un obiect de dezvoltare este o formațiune geologică (zăcământ, ansamblu de rezervoare, masiv) identificată artificial în câmp, care conține rezerve comerciale de hidrocarburi, care sunt extrase din intestinele unui anumit grup de puțuri.

Obiectele de dezvoltare sunt împărțite în independente și returnabile. Obiectele returnabile se presupune a fi dezvoltate de puțuri care au operat obiectul prioritar înainte de epuizarea acestuia.

Sistemele de dezvoltare se clasifică în funcție de geometria amplasării puțurilor în zonă și după metoda de influențare a formării productive.

După geometria locației puțurilor, sistemele cu uniformăȘi neuniformă bine plasare.

Sistemele cu o distanță uniformă se caracterizează prin amplasarea puțurilor în rețele geometrice regulate: pătrate sau triunghiulare. Se folosește de obicei în depozite cu un contur fix de ulei.

Sistemele distanțate neuniform au de obicei puțuri dispuse în rânduri paralele cu contururile în mișcare sau rânduri de puțuri de injecție. Distanța dintre puțuri în rânduri și între rânduri pentru fiecare zăcământ particular este determinată folosind calcule hidrodinamice bazate pe date privind structura geologică a zăcământului, proprietățile fluidelor de zăcământ și modurile de funcționare ale zăcământului.

După metoda de influență, se disting sistemele de dezvoltare fara impactȘi din inhacțiune la strat.

În sistemele fără stimulare a rezervorului, numai energia naturală a rezervorului este utilizată în procesul de dezvoltare a rezervorului.

Sistemele de dezvoltare sunt evaluate după caracteristicile și performanța lor.

Caracteristicile sistemului de dezvoltare:

— bine stoc- numărul total de producţie (producţie, puţuri de injecţie destinate dezvoltării zăcământului).

Este împărțit în principal și rezervă.

— rezerva specifică recuperabilă— raportul dintre rezervele de petrol recuperabile și numărul total de sonde;

- densitatea grilei puțuri pe suprafață este de obicei exprimată în hectare pe puț.

— intensitatea sistemului de inundații— raportul dintre numărul de puțuri de injecție și numărul de puțuri de producție.

— raportul dintre numărul de puțuri de rezervă și numărul de puțuri din stocul principal, distanța dintre rândurile de puțuri și între puțuri, distanța de la contur până la puțurile de producție etc.

Indicatorii absoluti de dezvoltare caracterizează intensitatea și gradul de recuperare a petrolului, gazelor și apei în timp:

— productie de ulei- indicatorul principal - totalul pentru toate puțurile de producție ale obiectului pe unitatea de timp și producția medie zilnică pe puț.

— extracție lichidă— producția totală de petrol și apă pe unitatea de timp;

— producerea de gaze- raportul dintre volumul de gaz și cantitatea de petrol extrasă din sondă pe unitatea de timp,

— producția cumulativă- reflectă cantitatea de petrol produsă la instalație pentru întreaga perioadă de timp trecută.

Reglarea procesului de dezvoltare este de a asigura deplasarea uniformă a contururilor apei. Mișcarea neuniformă a apei este eliminată prin limitarea selecției fluidului din puțurile inundate cu o creștere simultană a volumului agentului injectat în zonele în care mișcarea apei de contur este lentă. Modificarea presiunii rezervorului în zonă este monitorizată în mod constant. Se măsoară presiunea în cât mai multe puțuri și se construiește o hartă a izobarelor la anumite intervale, care determină scăderea presiunii din rezervor în zone individuale.

1.2 Organizarea proceselor de producție în NGDU

producția de puțuri din câmp petrolier 1.2.1 Schema de organizare a proceselor de producție în NGDU Conducătorul OGPD este șeful. Subordonații săi direcți sunt geologul șef, inginer șef, tehnolog șef și adjunct pentru probleme generale. Geologul șef este subordonat: departamentului de dezvoltare (OR), departamentului de geologie (GO), grupului de modelare (GM) și atelierului de lucrări științifice și de producție (TsNIPR). Departamentul de producție pentru producția de petrol (POD), serviciul mecanic șef (CGM), departamentul de sănătate în muncă și securitate la incendiu (OH&PB), departamentul de întreținere și reparare a puțurilor (OT&KRS), serviciul de operare a echipamentelor de foraj (TSVO) și serviciul central de inginerie și tehnologie (CITS) ) raportează inginer-șef. CITS este responsabil de: un atelier de reparare a puțurilor subterane, un atelier de producție de petrol și gaze nr. 1 (TsDNG-1), un atelier de producție de petrol și gaze nr. 2 (TsDNG-2), un atelier de întreținere a presiunii formațiunii (CPPS). ) și un atelier de laminare și reparații pentru echipamente operaționale (PRCEO). În subordinea tehnologului șef sunt: ​​serviciul tehnolog șef (SGT), atelierul de preparare și pompare a uleiului (CPP), serviciul de gaze (GZ) și laboratorul de analiză chimică (CAL). Direcția administrativă și economică (AHO), serviciul de susținere a producției (SOP), producția de transport (TP), secția de încărcare și descărcare (UPRR) și securitatea departamentală (VOKhR) sunt direct subordonate șefului adjunct al NGDU pentru probleme generale. .

Inginerul șef supraveghează activitatea tuturor atelierelor de producție, laboratoarelor. El este responsabil de activitatea de cercetare și dezvoltare la întreprindere.

Funcția departamentului tehnic este de a asigura îmbunătățirea echipamentelor și a tehnologiei de producție. Sarcina principală a acestui departament este dezvoltarea și implementarea tehnologiei avansate pentru construcția puțurilor și dezvoltarea câmpului.

Compartimentul pentru Siguranța Muncii monitorizează respectarea regulilor de siguranță, protecția muncii și salubritate industrială.

Departamentul geologic îndeplinește funcții speciale în conducerea întreprinderilor de foraj și producătoare de petrol și gaze. Sarcina principală a acestui departament este selectarea și justificarea principalelor domenii de prospectare și explorare, implementarea controlului geologic în procesul de forare și testare a puțurilor, identificarea orizonturilor industriale de petrol și gaze, alegerea unui sistem rațional pentru dezvoltarea câmpului.

Sarcina principală a departamentului de producție este elaborarea și analiza implementării planurilor operaționale - grafice, programul de producție a măsurilor organizatorice și tehnice.

Departamentul de planificare și economie elaborează planuri curente și pe termen lung, organizează contabilitatea internă a costurilor.

Departamentul pentru Organizarea Muncii și Salariilor desfășoară lucrări de planificare a organizării științifice a muncii, a costurilor forței de muncă și a salariilor și organizează emularea socialistă.

Pentru organizarea și conducerea lucrărilor de construcție capitală, întreprinderile au un departament de construcție capitală și secții de construcții și instalații.

Departamentul de contabilitate înregistrează costurile în numerar ale întreprinderii, capitalul fix și de lucru, salariile.

Departamentul de personal selectează și completează personalul, acceptă și concediază.

Compartimentul administrativ și economic - crearea condițiilor favorabile activităților angajaților din conducere.

Asociația Tatneft este una dintre cele mai mari asociații producătoare de petrol și gaze din Federația Rusă. Asociația este un complex industrial complex, cu capacități de producție uriașe și o infrastructură socială foarte dezvoltată. Unificarea prin activitățile sale a adus la viață o serie de orașe moderne și așezări muncitorești. Asociația include în prezent 14 departamente de producție de petrol și gaze (NGDU).

Organizarea producției și managementului într-o asociație de producție de petrol și gaze este în mare măsură determinată de caracteristicile specifice industriei și variază în funcție de scara și structura producției.

Caracteristicile industriei petroliere sunt următoarele:

producția de petrol și gaze este asociată cu o cantitate mare de muncă specială privind căutarea și explorarea câmpurilor petroliere și proiectarea dezvoltării acestora; forarea sondelor, dezvoltarea lor, dezvoltarea câmpului; producerea, colectarea, tratarea prelucrarii petrolului si gazelor, transportul si depozitarea produselor.

Instalațiile și echipamentele de producție a uleiului sunt puternic afectate de mediu, adesea agresiv, astfel încât o cantitate semnificativă și în creștere de muncă este asociată cu repararea echipamentelor subterane și de suprafață:

- volumul și structura producției se modifică pe măsură ce sunt puse în funcțiune noi capacități și rezervele de petrol din subsol sunt epuizate;

— instalațiile câmpurilor petroliere (plate de foraj subconstruite, puțuri, parcuri de mărfuri, unități de tratare a petrolului etc.) și unitățile de producție sunt dispersate pe o suprafață mare, departe de bazele producției și aprovizionării auxiliare;

- mobilitatea limitelor instalaţiilor de producţie, ca urmare a punerii în funcţiune de noi zăcăminte, zone, puţuri;

- functionarea productiei non-stop (pe tot parcursul anului);

— influența semnificativă a condițiilor natural-geologice și climatice asupra rezultatelor activităților de producție.

2. Tehnica și tehnologia producției de petrolȘi

2.1 Funcționarea curgerii puțului

Metoda de funcționare, în care creșterea lichidului se efectuează numai datorită energiei naturale, se numește fântână. Zâșnirea sondei de petrol are loc la presiunea rezervorului mai mică decât presiunea hidrostatică a coloanei de lichid din puț, ceea ce se datorează cantității mari de gaz dizolvat în petrol.

Când fluidul se deplasează dintr-o zonă de înaltă presiune (rezervor) într-o zonă de joasă presiune (puț), din acesta este eliberat gaz, care, extinzându-se, ajută la creșterea lichidului. În timpul ridicării producției de sondă cu o scădere a presiunii de saturație, gazul dizolvat în petrol este eliberat în șirul conductei de ridicare și se formează un amestec gaz-lichid (GLM), a cărui densitate cm este mai mică decât densitatea lichidului w (cm

Condiții de scurgere în acest caz: Р pl > cm g H.

Presiunea orificiului inferior: P zab = cm g H + P tr + P y.

Afluxul de fluid din rezervor este cu atât mai mare, cu atât presiunea în partea de jos este mai mică - P zab. În același timp, capacitatea liftului va fi cu atât mai mare, cu atât presiunea la fundul găurii este mai mare. În timpul funcționării rezervorului și a liftului, se va stabili echilibrul sistemului - „layer-lift”.

Orez. 2.1.1 Construcția unei fântâni pentru producerea fântânilor.

1 - șir de producție;

3 - pantof;

4 - flanșă;

5 - Pom de Crăciun;

6 - montare.

Pe măsură ce operațiunea avansează, fluxul natural de petrol către puț scade treptat. Acest lucru se datorează scăderii presiunii în fundul puțului. În acest sens, se folosește o metodă de funcționare mecanizată. În special, compresor și non-compresor gaz lift. Ridicarea se realizează folosind energia gazului comprimat injectat în puț sau extras de diverse tipuri de pompe.

Orez. 2.1.2. Dispozitiv de puț pentru funcționarea ridicării cu gaz

1 - conducte de carcasa;

2 - conducte de ridicare;

3 - conducte de gaz.

2.2 Exploatarea puțurilor cu pompe cu tije de aspirare

Funcționarea pe termen lung a CPP în puț va fi asigurată de un mod bine ales - un sistem cu următorii parametri: dimensiunea pompei, adâncimea de coborâre, imersiunea sub nivelul dinamic, lungimea cursei și numărul de curse ale tijei lustruite, precum şi sarcina pe sfoară de tijă. Proiectarea modului optim se realizează în funcție de datele cercetării, pe baza cărora se calculează capacitățile de producție ale sondei Qc. Ele trebuie să se potrivească cu capacitățile echipamentului. Unitatea de pompare cu tije este formată din echipamente terestre și subterane instalate la capul sondei.

Echipamentul de suprafață include o unitate de pompare cu un echipament de antrenare și cap de puț. Echipamentul subteran include o pompă cu tije de ventuză, un șir de tuburi și un șir de tije de ventuză.

Pompa cu tijă este o pompă cu piston special concepută pentru a funcționa la adâncimi mari. Pompa, la rândul său, constă din două componente principale: un cilindru și un piston. Pompa este antrenată de la suprafață cu ajutorul unui șir de tije de ventuză.

Pompele cu tijă adâncă prin proiectare și metoda de instalare sunt împărțite în două grupe principale: tubulare sau non-plug-in și plug-in.

Pompele de conducte se caracterizează prin faptul că componentele principale sunt coborâte în puț separat. Cilindrul se află pe șirul tubulaturii, iar pistonul este pe șirul tijei de ventoză. Creșterea se realizează în aceeași ordine.

Pompa plug-in, spre deosebire de pompa de țeavă, este coborâtă în puț și ridicată din puțul deja asamblat folosind tije de ventuză. Pompa este fixată cu o articulație specială pentru scule instalată pe șirul de tuburi. Pentru a înlocui o pompă de inserție, este suficient să ridicați șirul tijei de ventoză.

Se folosesc instalatii cu tije de echilibrare si dezechilibrate.

Schema și principiul de funcționare a unei unități de pompare cu tijă de ventuză cu o pompă de țeavă și o unitate de pompare de echilibrare:

Orez. 2.2.1. Schema unei unități de pompare a puțului de tije:
1 - șir de producție; 2 - supapă de aspirație; 3 - cilindru pompa; 4 - piston; 5 - supapa de refulare; 6 - tubulatura; 7 - tije de ventuză; 8 - cruce; 9 - conducta de ramificare a capului sondei; 10 - supapă de reținere pentru ocolirea gazului; 11 - tee; 12 - glanda cap de sondă; 13 - stoc cap de sondă; 14 - suspensie frânghie; 15 - cap de echilibrare; 16 - echilibrator; 17 - rack; 18 - greutatea echilibrului; 19 - biela; 20 - sarcina manivelă; 21 - manivelă; 22 - cutie de viteze; 23 - scripete antrenat (pe partea opusă scripetei de frână); 24 - Transmisie cu curele trapezoidale; 25 - motor electric pe glisier rotativ; 26 - scripete de antrenare; 27 - cadru; 28 - unitate de control.

De asemenea, se folosesc unități de pompare de dezechilibru în care, în loc de grinda de echilibru, se folosește o verigă flexibilă, aruncată peste un scripete pe un rack și conectată la o cutie de presa, precum și mașini cu transmisie cu lanț și antrenare hidraulică.

Unitatea de pompare cu acționare cu lanț include: un corp al unui mecanism de conversie 1, un motor electric 2, o cutie de viteze 3, pinioane 4 și 5, un lanț 6, un cărucior 7, o greutate de echilibrare 8, o frână 9, o tijă. Suspensie cu gură 10, o frânghie 11, o transmisie cu curea trapezoidale 12.

Unitatea este instalată pe baza 13, care găzduiește și stația de control. Transmiterea cuplului de la motorul electric se realizează printr-o transmisie prin curea cu posibilitatea de a modifica frecvența de oscilație prin înlocuirea scripetelor. Corpul mecanismului de conversie este o structură metalică sudată în care se mișcă o greutate de echilibrare, conectată printr-o frânghie prin role cu o suspensie de tijă de cap de puț. Mecanismul reducător de conversie este plasat în corp.

Orez. 2.2.2. Schema de instalare a acționării electrice

1 - corp; 2 - motor electric; 3 - reductor; 4,5 - stele; 6 - lanț; 7 - transport; 8 - sarcina de echilibrare; 9 - frana; 10 - suspensie; 11 - sfoară; 12 - Transmisie cu curele trapezoidale; 13 - baza; 14 - post de control.

Acționarea se realizează în felul următor: mișcarea de la motorul electric printr-o transmisie prin curea, o cutie de viteze, un pinion de antrenare montat pe arborele cutiei de viteze este transmisă lanțului de tracțiune. Lanțul de tracțiune este conectat prin intermediul unui sucitor în consolă cu un cărucior și o greutate de echilibrare. Când greutatea de echilibrare este în poziția inferioară și suportul tijei capului puțului este în poziția superioară, căruciorul este în poziția de mijloc. Când pinioanele se rotesc, căruciorul se mișcă spre dreapta și simultan în sus împreună cu greutatea de echilibrare, iar suspensia tijei capului puțului se mișcă în jos. Când căruciorul ajunge pe axa orizontală a pinionului inferior, mișcarea căruciorului spre dreapta se oprește și se deplasează doar în sus. Când căruciorul ajunge pe axa orizontală a pinionului superior, căruciorul începe să se deplaseze spre stânga, continuând să se deplaseze în sus. Această mișcare continuă până când căruciorul se deplasează pe partea opusă a pinionului. În acest caz, direcția de mișcare a greutății de echilibrare și suspensie a tijei capului de sondă se schimbă în sens opus. Aceasta asigură mișcarea alternativă a punctului de suspensie al tijelor.

Puterea motorului electric conectat este de 3 și 5 kW.

Avantaje față de unitatea de echilibrare

- viteza constanta de deplasare a tijelor in partea predominanta a cursei;

- o cutie de viteze cu un raport de transmisie mai mic;

- dependență mai mică a dimensiunilor și masei antrenamentului de lungimea cursei;

— asigurarea lungimii cursei într-o gamă largă de modificări de viteză;

— reducerea sarcinilor dinamice și hidrodinamice;

— reducerea costurilor cu energia;

— creșterea factorului de utilizare a puterii.

2.3 Funcționarea puțurilor cu pompe de adâncime fără tijedarmi

Principala trăsătură distinctivă a pompelor de puț fără tije (BSHGN), care face posibilă distingerea lor într-un grup independent, este absența unei conexiuni mecanice între motor și pompă în sine, așa cum este cazul în cazul instalării unei tije de ventuză. pompa.

S-au răspândit instalațiile cu electropompe centrifuge submersibile, permițând, cu un debit mai mare, să dezvolte o presiune mare suficientă pentru a ridica uleiul de la adâncimi mari. O caracteristică distinctivă a unor astfel de instalații este transferul motorului direct la locul de funcționare al pompei și absența tijelor.

Echipamentul pentru operarea puțurilor cu ajutorul PLC include un motor electric submersibil 2, o pompă centrifugă 5 și o stație de control 11 cu autotransformator. La partea inferioară a motorului submersibil este atașat un compensator 1. Arborele motorului este conectat prin cuplaje canelare prin protectorul 3 la arborele pompei. Lichidul este aspirat prin admisia laterală 4 și este pompat afară de pompă prin șirul de tuburi 6 la suprafață. Un cablu blindat cu trei nuclee 7 este proiectat pentru a alimenta motorul cu energie electrică, care este atașat de țevile cu curele 8 în timpul coborârii pompei. Când pompa este ridicată, cablul este înfășurat în jurul tamburului 10. Gura este etanșat cu fitinguri de tip fântână 9.

Schema schematică a ESP

1 - autotransformator; 2 - post de control; 3 - tambur de cablu; 4 - echipamente cap de sondă; 5 - sfoară de tuburi; 6 - cablu electric blindat; 7 - cleme de cablu; 8 - pompa centrifuga multietajata submersibila; 9 - grila de admisie a pompei; 10 - supapă de reținere; 11 - supapă de golire; 12 - unitate hidraulică de protecție (protector); 13 - motor submersibil; 14 - compensator.

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

a) pompele versiunea 1 sunt proiectate pentru funcționarea puțurilor de petrol și inundate cu conținut de impurități mecanice de până la 0,1 g/l;

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

c) pompele versiunea 3 sunt proiectate pentru pomparea lichidelor cu pH=5−8,5 și conținut de hidrogen sulfurat de până la 1,25 g/l.

În funcție de mărimea dimensiunii transversale, ESP-urile sunt împărțite în grupuri:

a) grupa 5 - pompe cu diametrul carcasei exterioare de 92 mm;

b) grupa 5A - pompe cu diametrul carcasei de 103 mm;

c) grupele 6 si 6A - pompe cu diametrul carcasei de 114 mm.

Electropompa centrifuga submersibila - multietajata, sectionala. Fiecare treaptă constă dintr-o paletă de ghidare și un rotor montat pe un arbore comun. Rotoarele sunt fixate pe arbore cu o cheie comună, iar paletele de ghidare sunt în carcasa pompei, care este o țeavă de la 92 la 114 mm. Numărul de trepte poate ajunge la 400. Presiunea dezvoltată de pompă este determinată de numărul de trepte și viteza roților, diametrul pompei și alți factori. 3,60]

Compensator - un dispozitiv pentru reglarea volumului de ulei într-un motor submersibil, care se extinde datorită încălzirii motorului în timpul funcționării acestuia.

Stația de control asigură controlul și reglarea funcționării unității, pornirea și oprirea automată în funcție de presiunea din colector.

A fost dezvoltată o metodă de funcționare a puțului fără conducte, care presupune coborârea unității în puț pe un cablu-cablu, ceea ce simplifică și accelerează foarte mult operațiunile de declanșare.

Pentru a separa spațiul de injecție din puț de cavitatea de aspirație a pompei, se folosesc packere de separare speciale. Unitatea submersibilă este utilizată cu un motor electric montat în partea de sus. Conform acestei scheme, unitatea de pompare coborâtă în puț se sprijină pe un packer preinstalat în șirul de producție, care separă zona de filtrare a șirului de producție de partea sa superioară. Pompa atrage fluidul de sub packer și îl pompează în carcasa de producție. Pentru a coborî unitatea în puț, se folosește un troliu special montat pe un vehicul. Această schemă vă permite să aplicați diametrele maxime ale motorului și pompei, în serie, pentru a crește debitul și presiunea. Pompele centrifuge submersibile nu sunt recomandate în puțurile cu conținut ridicat de nisip, gaz liber și nu sunt foarte eficiente pentru extragerea petrolului cu vâscozitate mare.

Pompele submersibile fără tijă includ și pompe cu șurub, piston hidraulic cu vibrații, cu diafragmă și cu jet. Pompele cu șurub sunt utilizate pe scară largă în special pentru extracția uleiului vâscos.

Schema de instalare a unei pompe cu șurub într-un puț nu este diferită de una centrifugă, cu excepția pompei în sine.

Partea de lucru a pompei cu șurub este un șurub de oțel cu un singur pornire care se rotește într-o carcasă de cauciuc cu un profil special, a cărei cavitate internă este o suprafață elicoidală cu două porniri, cu o treaptă de două ori mai mare decât pasul șurubului.

O pompă cu șurub este o pompă volumetrică a cărei putere este direct proporțională cu viteza șurubului. În timpul rotației, șurubul și suportul său formează o serie de cavități închise pe toată lungimea, care se deplasează de la admisie la ejectare. Împreună cu ei se mișcă și lichidul pompat.

Pompele cu șurub cu o acționare electrică superioară situată la capul sondei sunt utilizate pe scară largă. Momentul de rotație este transmis elicei prin intermediul unui șir de tije dotat cu centralizatoare speciale și plasat în interiorul șirului de tuburi.

În puțurile neechipate, este posibilă extragerea lichidului prin tamponare, similar tehnologiilor de inducere a fluxului din rezervor.

Într-o pompă cu diafragmă, o diafragmă de cauciuc separă lichidul pompat de capătul de antrenare al pompei.

Pompele cu jet ar trebui să fie atribuite BSNG. Dezvoltat și testat în prezent în domeniile Uniunii. Acestea se bazează pe principiul ridicării uleiului datorită efectului de ejecție creat de fluxul de fluid furnizat puțului.

Pompa de vibrații este concepută pentru a ridica lichidul din puț sub influența deformațiilor elastice ale lichidului și ale țevii generate de vibrator.

2.4 Principalele operațiuni efectuate în studiul puțurilor

Operațiunile principale sunt înțelese ca un ansamblu de lucrări care vizează obținerea de date privind parametrii și caracteristicile rezervorului și ai zonei de fund pentru a stabili funcționarea efectivă a sondei. Drenajul formațiunii este asociat cu crearea unei căderi de presiune (depresiune) asupra acesteia, a cărei intensificare poate duce la complicații: udare, formare de gaze, formare de parafină și sare, distrugerea formațiunii.

Scopul muncii de cercetare este dictat de sarcina cercetării. Pentru un câmp care intră în funcțiune, poate fi după cum urmează: determinarea presiunii rezervorului, determinarea temperaturii rezervorului, determinarea caracteristicilor produsului produs și a componentelor sale individuale, studiul caracteristicilor geologice ale zonei de fund, măsurarea presiunii în fundul găurii. și debitele de petrol, gaze și apă la diverse selecții, valori de determinare a potențialului și selecție optimă. Astfel, în funcție de scop, studiile pot fi clasificate în una din următoarele grupe. 3,86]

Studii primare - obținerea de informații în etapa de explorare și exploatare de probă a unui câmp pentru calcularea rezervelor și întocmirea unui proiect de dezvoltare.

Cercetare continuă - obținerea de date în timpul procesului de dezvoltare pentru a stabili moduri de funcționare a sondei, a rafina parametrii rezervorului.

Studii speciale - obținerea de date pentru a rezolva probleme speciale, de exemplu: determinarea unui defect în șirul carcasei, localizarea unei încălcări a izolației mantalei de ciment etc.

Studii directe - măsurători directe ale diferiților parametri în puțuri cu instrumente.

Cercetare indirectă - obținerea de informații prin calcularea acesteia în funcție de dependențe cunoscute - grafice, formule etc.

Productie si sondaje geofizice - obtinerea de date folosind diverse tipuri de instrumente geofizice.

Metodele hidrodinamice sunt studii efectuate în puțuri în moduri de funcționare specificate și includ determinarea unor astfel de parametri: niveluri, presiunile din fundul găurii și din rezervor, debitul, factorul de gaz, tăierea apei, injectivitatea, profilul debitului etc.

Lista operațiunilor tehnologice înainte de testarea puțurilor USHPU ar trebui să includă:

1) instalarea unei plăci excentrice și a unui whipstock pentru fundul puțului;

2) dotarea șirului de țevi cu cuplaje cu teșituri pe ambele părți;

3) spălarea puțului și curățarea firului de producție de depuneri, urmată de rularea șablonului;

4) utilizarea sârmei cu diametrul de 2,0-2,2 mm pentru dispozitivele de suspendare;

5) înainte de a coborî unealta, presiunea din inel este redusă la atmosferică;

6) coborârea dispozitivului prin lubrifiator, dacă este necesar să se mențină presiunea în inel peste presiunea atmosferică;

7) coborârea dispozitivelor prin rola de ghidare montată pe placa frontală și centrată pe orificiu;

8) înainte de a coborî instrumentul, coborâți șablonul, care este egal ca lungime și diametru cu instrumentul planificat pentru coborâre;

9) coborâre și. dispozitivele de ridicare să producă la o viteză de cel mult 30-40 m / min, iar în intervalele de pericol crescut, este mai bine să treceți la coborâre și urcare manuală;

10) în cazul întârzierilor în timpul coborârii, se recomandă ca primă măsură creșterea greutății încărcăturii la 8-12 kg;

11) cu întârzieri care apar la fiecare 200-300 m; este necesar să opriți coborârea dispozitivului, să îl ridicați și să reorientați placa frontală;

12) „suprapunerile” apărute din cauza locației incorecte a plăcii frontale pot fi eliminate prin schimbarea locației plăcii frontale și, în consecință, a șirului de țevi. Dacă acest lucru nu ajută, dispozitivul trebuie ridicat cu cârlige sau trebuie chemată o echipă de reparații subterane.

Atunci când alegeți direcția de coborâre, azimutul curburii puțului trebuie luat în considerare folosind inclinogramă. Metoda este simplu de executat într-un puț vertical, dar necesită o anumită experiență în puțuri deviate.

Operator producție de ulei:

– menține curățenia și ordinea pe teritoriul puțurilor fixe;

— asigură pregătirea puțului pentru reparație;

— controlează efectuarea anumitor operațiuni, a căror implementare este specifică unui puț dat;

Instalarea de dispozitive suplimentare, instrumente de cercetare etc.;

— controlează lansarea ESP după reparație și aducerea sondei în modul: monitorizează alimentarea, presiunile inelare și tampon, dinamica nivelului fluidului;

- participă la operațiuni de curățare a puțului de parafină, săruri, nisip.

În timpul funcționării, operatorul determină și înregistrează în jurnal informații despre debitul fluidului, tăierea apei din produs, nivelul dinamic, tamponul, presiunea inelară și presiunea de linie în următorii termeni:

- 1 zi de la punerea în funcțiune a puțului;

- în primele 30 de zile - săptămânal; după primele 30 de zile – lunar.

- la pornire;

- 2 zile de la retragerea pe modul;

- lunar timp de 60 de zile;

- 1 dată pe trimestru după 60 de zile.

2.5 Subteran și reparații de puțuri

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

Reparația subterană include lucrări care vizează eliminarea defecțiunilor echipamentelor coborâte în puț, precum și restabilirea sau creșterea debitului sondei. Reparația subterană este asociată cu ridicarea echipamentelor din puț.

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

Reparația subterană este unul dintre procesele de producție ale dezvoltării câmpului și, în funcție de complexitatea și intensitatea muncii, se împarte condiționat în curent și capital.

Întreținerea este un ansamblu de lucrări pentru corectarea sau modificarea modului de funcționare a echipamentelor de fund și cap de puț, pentru menținerea sondei în stare de funcționare.

Volumul principal al operațiunilor de întreținere se efectuează conform unui program prestabilit, ținând cont de metoda de funcționare, de caracteristicile tehnice ale echipamentului utilizat, de starea sondei și de proprietățile obiectului exploatat. Principalele tipuri de munca:

— revizuirea și înlocuirea parțială sau completă a echipamentelor de fund;

— optimizarea modurilor de operare;

— curățarea și spălarea fundului puțului;

— implementarea măsurilor geologice și tehnologice planificate.

Revizia unui puț combină toate tipurile de lucrări care necesită timp îndelungat, efort fizic mare și implicarea a numeroase echipamente multifuncționale. Este vorba de lucrări legate de eliminarea accidentelor complexe, atât cu echipamentul coborât în ​​puț, cât și cu puțul propriu-zis, lucrări de transfer al sondei de la o unitate de producție la alta, lucrări de limitare sau eliminare a fluxului de apă, creșterea grosimii puțului. materialul în curs de exploatare, impact asupra formării, tăierea unui nou trunchi și altele.

Tipurile de lucrări efectuate prin reparații majore pot fi grupate în următoarele domenii:

— protecția resurselor minerale și a mediului;

– lucrari de izolare pentru blocarea si limitarea cailor prin care apa intra in productia sondei;

— impact asupra formațiunilor productive;

— refacerea și lichidarea accidentelor în puțul de foraj.

Baza pentru luarea în considerare a necesității unei revizii majore a fiecărei sonde specifice este o stare de urgență, prezența anomaliilor în valorile producției și a conținutului de apă din acesta, poluarea mediului și îndeplinirea scopului său de către sondă. . În primul caz trebuie luată decizia „reparare” sau „lichidare”, în al doilea - reparare sau exploatare cu indicatoare anormale, în al treilea - eliminarea obligatorie a surselor de poluare, în al patrulea - lichidare.

O trăsătură caracteristică a reparației puțurilor subterane este aceea că, pentru diverse scopuri, durată și complexitate, în cele mai multe cazuri aceleași operațiuni sunt efectuate folosind aceleași mașini și unelte speciale.

Procesul tehnologic de prelucrare subterană a puțurilor poate fi împărțit în trei etape principale:

1) lucrări pregătitoare:

2) operațiuni de declanșare și reparație efectivă;

3) dezvoltarea sondei după reparare.

Prima etapă tehnologică a reparației - lucrări pregătitoare - constă din două părți:

— pregătirea efectivă a puțului pentru reparație;

— pregătirea echipamentelor și uneltelor pentru reparații.

Prima grupă include lucrări legate de prevenirea manifestărilor apei, petrolului și gazelor în timpul procesului de reparație.

O fântână este considerată pregătită pentru reparație dacă sunt create condiții pentru efectuarea tuturor operațiunilor necesare în ea, cu respectarea protecției muncii, eliminând poluarea mediului și pierderile de produse.

Una dintre tehnologiile de preparare este well killing, care constă în înlocuirea fluidului de sondă cu un killing fluid, a cărui densitate asigură crearea contrapresiunii necesare asupra obiectului operat. Uciderea unui puț este un proces nedorit, deoarece fluidul de distrugere în combinație cu reprimarea formațiunii poate avea un impact negativ asupra proprietăților sale rezervor. 3.104]

O modalitate mai rațională de a pregăti puțurile pentru reparație, în comparație cu uciderea, este instalarea supapelor de închidere în puțul de deasupra unității de producție sau echiparea capului sondei cu echipamente speciale pentru operațiunile de declanșare sub presiune.

Cea de-a doua parte a lucrărilor pregătitoare constă în livrarea și desfășurarea echipamentului necesar la capul sondei, furnizarea de scule, materiale și instalații, demontarea echipamentelor după finalizarea lucrării etc.

Orez. 2.5.1. Instalatie de ridicare.

1 - sistem de deplasare; 2 - turn; 3 - transmisie de putere; 4 - suport frontal; 5 — cabina operatorului; 6 - troliu; 7 — cilindru hidraulic de ridicare a turnului; 8 - suport spate.

Cele mai multe dintre tehnologiile de reparații sunt efectuate cu utilizarea operațiunilor de declanșare, astfel încât coborârea și recuperarea unui șir de țevi este considerată ca un grup independent de operațiuni. Acestea sunt realizate printr-un complex de echipamente de ridicare, inclusiv un turn cu echipamente, unelte și mijloace de mecanizare pentru captare, susținere a conductelor, precum și operațiuni cu racorduri filetate.

Echipamentul de ridicare este montat pe baza de transport.

O unitate mobilă pentru operațiuni de declanșare în repararea puțului subteran în poziție de lucru și transport este prezentată în figuri:

producția de puțuri din câmp petrolier 2.5.2. Unitate de ridicare autopropulsată.

1 - suporturi de turn, 2 - suporturi de montare, 3 - opritoare de pană, 4 - cric cu șurub, 5 - macara rotativă, 6 - bloc de cârlig, 7 - cutie de viteze, 8 - troliu, 9 - stâlp de comandă de ridicare a turnului, 10 - cric hidraulic , 11- cutie de scule, 12- suport turn spate.

Echipamentele speciale terestre și subterane sunt destinate operațiunilor tehnologice. Echipamentul principal de suprafață este unități de pompare pentru injectarea lichidelor în puț, unități de producere a aburului, echipamente de etanșare a capului de sondă, unități de testare a puțurilor. Subteran - împachetare, ancore, prindere pentru extragerea țevilor, frânghii, unelte pentru curățarea fundului și pereților puțului, unelte pentru distrugerea metalului în puț, crearea de muncă suplimentară, tehnică specială și vehicule.

Dezvoltarea constă în crearea condițiilor într-o sondă moartă pentru curgerea lichidului și a gazului de la formațiune la fundul găurii după reparație.

Tehnologiile de frânghie se bazează pe utilizarea unei frânghii pentru coborârea sculelor, dispozitivelor de fixare, dispozitivelor, containerelor, cu materiale adecvate, până la fundul găurii sau la un interval dat al puțului.

Tehnologia care folosește țevi flexibile constă în desfășurarea și înfășurarea unei sfori flexibile continue pe un tambur plasat pe platforma unui vehicul.

Un mecanism special este plasat la capul sondei, împingând forțat șirul flexibil în timp ce îl îndreptați. Un pivot este instalat pe axa tamburului, conectat la capătul fix exterior al coloanei flexibile, ceea ce face posibilă alimentarea cu lichid la țevi în timpul rotației tamburului. La capătul coborât al firului flexibil se poate fixa unealta sau dispozitivul necesar pentru efectuarea operației tehnologice.

Țeava flexibilă de lungime lungă diferă de țeavă în ceea ce privește materialul și lipsa racordurilor.

Tehnologiile de reparație prevăd coborârea unui șir flexibil în țevi de carcasă, în țevi de țevi, în spațiul inelar din puțul dintre carcasă și șirul de ridicare de țevi.

Tehnologiile cu tuburi spiralate se deosebesc de metodele tradiționale de reparare a sondei prin simplificarea procesului de lucru cu presiune excesivă în sondă, desfășurarea și desfășurarea rapidă a unităților, capacitatea de a lucra în spațiul inelar și excluderea operațiunilor de declanșare în timpul anumitor tipuri de workover.

2.6 Metode de influențare a părții din apropierea sondei a formațiunii

Rate mari de dezvoltare a câmpului petrolier și factorul final de recuperare a petrolului (ORF) pot fi obținute numai cu funcționarea rațională a instalației.

În timpul funcționării puțului, o parte semnificativă a petrolului (în practică, cu tehnologiile moderne mai mult de jumătate) rămâne în intestine, se lipește de rocile rezervorului, se blochează în pori mici etc. Prin urmare, metodele artificiale de influențare a rezervorului sunt folosit.

Metodele de stimulare a rezervorului artificial sunt împărțite în trei grupuri:

Metode de menținere a presiunii din rezervor prin injectarea de apă sau gaz,

– metode de creștere a valorificării petrolului și gazelor din rezervoare,

— metode de creștere a permeabilității zonei de fund.

Enhanced Oil Recovery Methods (EOR) - se referă la întregul set de tehnologii pentru stimularea volumetrică a unui rezervor de petrol (realizat de obicei prin puțuri de injecție) cu scopul de a îmbunătăți performanța de inundare a apei pentru o perioadă lungă de timp și, în cele din urmă, concepute pentru a crește capacitatea de recuperare. rezerve de petrol (injectarea de apă cu surfactant în rezervoare, ulei de deplasare cu o soluție de polimeri, injectarea de dioxid de carbon în rezervor, injectarea de purtători de căldură în rezervor, deplasarea uleiului din rezervor prin solvenți, ardere in situ).

Metode de îmbunătățire a permeabilității — tratarea zonei fund-hole (BHT) — denotă un set de tehnologii de stimulare locală a rezervorului în imediata vecinătate a puțului (realizat de obicei prin puțuri de producție) pentru a asigura performanța specificată sau a restabili performanța pierdută. a sondei fără a indica o legătură cu starea rezervelor recuperabile de petrol (tratare cu acid, fracturare hidraulică, fracturare hidraulică, torpilări, impact vibrații, tratament termic).

Metodele chimice includ tratamente acide bazate pe capacitatea acizilor de a dizolva anumite tipuri de roci, ceea ce duce la curățarea și extinderea canalelor porilor acestora și la creșterea permeabilității. În cele mai multe cazuri, acizii clorhidric (HC1) și fluorhidric (HF) sunt utilizați pentru tratarea puțurilor. Acidul clorhidric dizolvă rocile carbonatice (calcare, dolomite) ale formațiunilor productive, iar produșii de reacție ai acidului clorhidric cu carbonați sunt săruri de clorură de calciu (CaCl) și clorură de magneziu (MgCl 2), dioxid de carbon (CO 2), apa după tratare sunt se spală ușor cu producția de puțuri.

Pentru prelucrare, se folosește cel mai des soluție de acid clorhidric 12-15%, de la 0,4 la 1,5 m 3 de soluție pe metru de înălțime de formare.

Pentru a proteja metalul de coroziune, la acid se adaugă inhibitori de coroziune, în principal surfactanți.

În puțurile cu depozite în zona fundului de zăcăminte de asfalt-rășino-parafină (ARPD), se spală în prealabil cu ulei fierbinte sau se efectuează tratament termic cu acid.

Tratamentul termic cu acid este un proces combinat - în prima fază a procesului, fundul este tratat cu o soluție de acid clorhidric fierbinte, în a doua fază, fără întrerupere după ce se efectuează primul tratament acid convențional.

Esența fracturării hidraulice (HF) este formarea și extinderea fisurilor în formațiune prin crearea unor presiuni mari la fundul găurii, lichidul pompat în puț, pentru a preveni închiderea fracturii după îndepărtarea presiunii, sortat grosier. în fisurile formate se injectează nisip granulat.

Lungimea fisurilor adânci în rezervor poate ajunge la câteva zeci de metri cu lățime de 1–2 mm, umplute cu nisip grosier, au o permeabilitate semnificativă. Operația de fracturare hidraulică constă în următoarele etape: injectarea secvențială a fluidului în rezervor pentru a forma fracturi; lichid saturat cu nisip; fluide pentru împingerea nisipului în fisuri (Fig. 5.8). pentru că în cele mai multe cazuri, un fluid cu aceleași proprietăți este utilizat în toate etapele, se numește fluid de fracturare .

Orez. 2.6.1. Schema de fracturare hidraulică

I - injectare de lichid pentru fracturare; II - injectarea lichidului cu nisip; III-injectarea fluidului de indentare. 1 - lut; 2 - rezervor de ulei

Metoda de perforare cu hidro-sand-jet (HJP) se bazează pe utilizarea energiei cinetice și a proprietăților abrazive ale unui jet de lichid cu nisip care curge cu viteză mare din duzele perforatoare și direcționat către peretele găurii de foraj. Un jet de lichid cu nisip formează o fantă în șirul de carcasă, în piatra de ciment și în roca de formare. Fluidul încărcat cu nisip este direcționat către duzele perforatoare printr-un șir de tuburi folosind același echipament de suprafață folosit pentru fracturarea hidraulică.

Orez. 2.6.2. Schema GPP Esența impactului vibrațional asupra zonei de fund a puțului este că la fundul gaurii cu ajutorul unui vibrator se formează perturbații de undă ale mediului sub formă de fluctuații bruște de presiune de diferite frecvențe și amplitudini. Ca urmare a acțiunii vibrațiilor, se formează noi fisuri și cele vechi se extind, iar zona de fund este curățată. Ca fluide de lucru se folosesc uleiul, soluția de acid clorhidric, soluțiile de surfactant etc.

Una dintre variantele impactului impuls-impact asupra formațiunii - ruperea acesteia de către gaze pulbere - se bazează pe formarea de fisuri în rocă datorită energiei gazelor pulbere generate în timpul arderii unei sarcini într-un aparat special. Se recomandă utilizarea în puțuri de petrol, gaze și injecție, ale căror straturi productive sunt compuse din calcare dense, fracturate, dolomite și gresii non-argiloase. 2,56]

Metodele termice de influențare a zonei de fund sunt utilizate în exploatarea puțurilor ale căror uleiuri conțin parafină sau gudron. În timpul încălzirii, depozitele parafinico-rășinoase din țevi, pe pereții puțului, în zona de filtrare și în porii rezervorului sunt topite și transportate de fluxul de ulei la suprafață.

Producerea unei explozii într-o sondă se numește torpilă, iar sarcina explozivă destinată exploziei se numește torpilă. Există torpile puternic explozive (nedirecționale) și cumulative (explozie direcționată orizontal sau vertical). Procesul de torpilare constă în faptul că o torpilă încărcată cu un exploziv (BB) este coborâtă într-un puț și aruncată în aer împotriva unei formațiuni productive. Atunci când o torpilă explodează, se formează o cavitate, rezultând o creștere a diametrului sondei și o rețea de fisuri care diverge în direcția radială.

3. Colectarea și prepararea petrolului în câmp

3.1 colectare şi prepararea produselor extrase

Producția de puțuri producătoare de petrol este un amestec de petrol, gaz și apă salină de formare. Apa este prezentă în stare liberă și formează, de asemenea, emulsii apă-ulei, în care picăturile de apă fin divizate într-un mediu uleios nu se așează și nu se contopesc unele cu altele.

În producția de puțuri de gaz și gaz condensat, împreună cu gazul, faza lichidă este extrasă sub formă de picături de apă și hidrocarburi. Pe lângă gaz și lichid, produsele conțin impurități mecanice de natură naturală și artificială.

Sistemul de colectare a petrolului, gazelor petroliere și apei este organizat în funcție de presiunea capului sondei, schema de grupare a puțurilor, interacțiunea cu sistemele de influențare a zăcământului de petrol, amplasarea punctului de preparare a produselor produse, ținând cont de faptul că numărul și locația puțurilor de producție, debitele acestora se modifică în timpul funcționării câmpului, tăierea apei.

Sistemul de câmp pentru colectarea și pregătirea produselor de sondă este un complex de comunicații și facilități de inginerie situate pe teritoriul obiectelor în curs de dezvoltare, care asigură măsurarea, transportul la echipamentele de procesare, tratarea petrolului, gazelor și apei la parametrii necesari, eliminarea tuturor produselor si produselor nocive produse si recuperate in procesul de productie.substante.

Din punct de vedere structural, este o rețea extinsă de conducte care leagă puțuri, instalații tehnologice, aparate, structuri. Pe teritoriul câmpului sunt instalate conducte subterane, de suprafață, subacvatice și aeriene. Prin programare, se disting conducte de petrol, conducte de apă, conducte de gaz, conducte de petrol și gaze.

Pregătirea pe teren a producției de sonde constă în separarea hidrocarburilor lichide și gazoase, eliberarea acestora din impuritățile străine de orice origine.

Orez. 3.1.1. Schema tehnologică principală de producție și preparare a produselor produse de către o întreprindere producătoare de petrol și gaze (NGDU).

Sondele de injecție nu sunt diferite din punct de vedere structural de sondele de producție pentru producția de petrol sau gaze. Singurul lucru este că echipamentul gurii include un regulator pentru debitul apei injectate.

După colectare, uleiul trece prin mai multe etape de prelucrare:

- deshidratare;

- desalinizare;

- stabilizare;

- degazare.

La extragerea din rezervor, deplasarea prin tubulatura din sondă, precum și prin conductele de câmp ale unui amestec de ulei și apă, se formează o emulsie ulei-apă - un amestec mecanic de lichide care sunt insolubile unele în altele și sunt într-o stare fin dispersată.

Orez. 3.1.2. Schema de deshidratare a uleiului

1 - unitate de separare a gazelor;

2 - bazin pentru evacuarea prealabilă a apei;

3 - cuptor de încălzire;

4 - unitate de deshidratare a uleiului;

5 - formator de picături;

6 - separator gravitațional de emulsie apă-ulei.

Există două tipuri de emulsii: „ulei în apă” și „apă în ulei”. Tipul de emulsie formată depinde în principal de raportul volumelor de fază, precum și de temperatură, tensiunea superficială la interfața ulei-apă etc.

Pentru spargerea emulsiilor se folosesc următoarele metode:

— separare gravitațională la rece;

— demulsificare în linie;

- impact termic;

- efect termochimic;

- impact electric;

- filtrare;

- separarea în câmpul forţelor centrifuge.

Separarea la rece gravitațională este utilizată atunci când conținutul de apă din fluidul rezervorului este mare. Decantarea se efectueaza in decantoare cu actiune periodica si continua.

Rezervoarele de decantare a lotului sunt de obicei folosite ca rezervoare de materii prime, similare cu rezervoarele de stocare a petrolului. După umplerea acestor rezervoare cu țiței, în partea inferioară a acestora se depune apă.

În rezervoarele de decantare continue, separarea apei se realizează cu trecerea continuă a amestecului fiind procesată prin decantatorul. O diagramă schematică a unui rezervor de decantare continuă este prezentată în figură:

Orez. 3.1.3. Schema rezervorului de decantare Lungimea rezervorului de decantare este determinată din condiția ca picăturile de o dimensiune dată să se separe de ulei.

Esența metodei de demulsionare în linie este că la amestecul de ulei și apă se adaugă o substanță specială - un demulgator în cantitate de 15 ... 20 g per tonă de emulsie. Demulgatorul distruge carcasa armurii de pe suprafața picăturilor de apă și oferă astfel condiții pentru fuziunea acestora în ciocniri. Ulterior, aceste picături mărite sunt relativ ușor separate în rezervoarele de decantare datorită diferenței de densități de fază.

Efectul termic consta in faptul ca uleiul supus deshidratarii este incalzit inainte de decantare. La încălzire, pe de o parte, rezistența carcasei de armură de pe suprafața picăturilor scade, ceea ce înseamnă că îmbinarea lor este facilitată, pe de altă parte, vâscozitatea uleiului în care se depun picăturile scade, iar aceasta crește. viteza de separare a emulsiei.

Emulsia este încălzită în rezervoare, schimbătoare de căldură și cuptoare cu tuburi la o temperatură de 45 ... 80 °C.

Metoda termochimică constă într-o combinație de acțiune termică și demulsionare în linie.

Efectul electric asupra emulsiei se realizează în dispozitive numite deshidratoare electrice. Sub influența unui câmp electric, capete opuse ale picăturilor de apă apar sarcini electrice opuse. Ca rezultat, picăturile sunt atrase unele de altele și se îmbină. Apoi se așează pe fundul rezervorului.

Filtrarea este folosită pentru a sparge emulsiile instabile. Substanțele care nu sunt umezite de apă, ci umezite de ulei sunt folosite ca material de filtrare. Prin urmare, uleiul pătrunde prin filtru, apa nu.

Separarea în câmpul forțelor centrifuge se realizează în centrifuge, care sunt un rotor care se rotește cu un număr mare de rotații. Emulsia este introdusă în rotor de-a lungul arborelui tubular. Aici, sub acțiunea forțelor de inerție, este separată, deoarece picăturile de apă și ulei au densități diferite.

În timpul deshidratării, conținutul de apă din ulei este adus la 1 ... 2%.

Desalinizarea uleiului se realizează prin amestecarea uleiului deshidratat cu apă proaspătă, după care emulsia artificială rezultată este din nou deshidratată. O astfel de succesiune de operații tehnologice se explică prin faptul că și în uleiul deshidratat rămâne o anumită cantitate de apă, în care sărurile sunt dizolvate. Cand sunt amestecate cu apa dulce, sarurile sunt distribuite in volumul acesteia si, in consecinta, concentratia lor medie in apa scade.

În timpul desalinizării, conținutul de sare din ulei este redus la mai puțin de 0,1%.

Uleiul după etapa I de deshidratare este încălzit în schimbătorul de căldură 1 şi amestecat cu apă proaspătă de spălare IV în cantitate de 5-10% din greutatea produsului prelucrat. Înainte de aceasta, în fluxul său se introduce un surfactant - demulgator II și (dacă uleiul conține acizi anorganici) alcalin sau sodă III. Apa proaspătă este dispersată în ulei încălzit înainte de a intra în deshidratorul electric 2, în care, sub acțiunea unui câmp electric, picături de sare și apă dulce se contopesc. Ca urmare a îngroșării, picăturile se depun rapid și trec în faza apoasă, care este apoi trimisă la separatorul de ulei. 3 pentru nămol suplimentar. Ulei prins în separatorul de ulei cu apă în circulație VII revine la admisia deshidratorului electric, iar apa de scurgere VI este descărcat în sistemul de tratare a menținerii presiunii din rezervor (RPM). Ulei desarat de la un deshidrator electric V trece la următoarea etapă - stabilizare.

Orez. 3.1.4. Schema de desalinizare a uleiului

1 - schimbator de caldura;

2 - deshidrator electric;

3 - separator de ulei.

Procesul de stabilizare a petrolului este înțeles ca separarea fracțiilor ușoare (propan-butan și parțial benzină) din acesta pentru a reduce pierderile de petrol în timpul transportului său ulterioar.

Stabilizarea uleiului se realizează prin separare sau rectificare la cald. În timpul separării la cald, uleiul este mai întâi încălzit la o temperatură de 40 ... 80 0C și apoi introdus în separator. Hidrocarburile ușoare eliberate în acest proces sunt aspirate de compresor și trimise la unitatea frigorifică. Aici, hidrocarburile grele sunt condensate, în timp ce hidrocarburile ușoare sunt colectate și pompate în conducta de gaz.

În timpul rectificării, uleiul este încălzit într-o coloană specială de stabilizare sub presiune și la temperaturi ridicate (până la 240 °C). Fracțiile ușoare separate în coloana de stabilizare sunt condensate și pompate în unități de fracționare a gazelor sau în GPP pentru procesare ulterioară.

3.2 sistem PPD. OrganizareRPM la unitățile de teren

Regimurile naturale de apariție a zăcămintelor de petrol sunt de scurtă durată. Procesul de reducere a presiunii din rezervor se accelerează pe măsură ce retragerile de fluid din rezervor cresc. Și apoi, chiar și cu o conexiune bună a depozitelor de ulei cu circuitul de alimentare, impactul său activ asupra rezervorului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului.

Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cel mai dificil lucru este să se realizeze deplasarea maximă a uleiului din rezervor cu un control și reglare eficientă a procesului. Trebuie avut în vedere faptul că apa și uleiul diferă prin caracteristicile lor fizice și chimice. Pregătirea apei proaspete pentru utilizare în sistemul RPM.

Cantitatea de apă uzată din rezervor produsă împreună cu petrol și utilizată în sistemul de inundare cu apă asigură de obicei necesarul pentru aceste scopuri cu cel mult 30–50%, restul de 70–50% este apă dulce, mineralizată subterană și, mai rar, apă de mare.

Prizele de apă subterană sunt împărțite în sub-canal arteziene. În practica inundațiilor s-au răspândit capturile de apă sub deversare, ale căror scheme sunt prezentate în Figura 3.2.1 a.

Fig 3.2.1. Prize de apă de suprafață : a-priza de apa sub deversare: 1 - conducta carcasa; 2- sir de productie; 3 - filtru; 4 - rezervor; 5 - compresor de vid; 6,9 - pompe; 7 - bine; 8 - rezervor de apă curată; b - admisia de apă a unui rezervor deschis: 1 - admisia pompei; 2 - teava frontala; 3 - platforma; 4- grămezi; 5 - stația de pompare a primului ascensor.

Sistemul centralizat de injecție include o priză de apă, o a doua stație de ridicare, o stație de pompare cu injecție în cluster și puțuri de injecție.

În ultimii ani s-au răspândit blocurile NKS, care sunt fabricate în fabrici sub formă de blocuri separate și livrate la locul de instalare asamblate. Stațiile de pompare în grup sunt proiectate pentru a pompa apă purificată în orizonturi productive.

Numărul de stații de pompare, amplasarea acestora în câmp, puterea pompelor instalate se determină pe baza proiectului de dezvoltare a zăcământului și a studiilor de fezabilitate. Pentru a evita pierderile hidraulice mari în timpul alimentării cu apă a puțurilor de injecție, stația de pompare a apelor uzate este situată de obicei în apropierea puțurilor. În stația de pompare a apelor uzate sunt instalate de la 2 până la 5 pompe centrifuge, dintre care una de rezervă.

Orez. 3.2.2. Schema KNS.

1 - conducta principala;

2 - colector de recepție.

Orez. 3.2.3. Schema de inundare a marginilor:

1 - sonde de petrol;

2 — puțuri de injecție;

3 - puțuri de control;

4—contur interior al lagărului de ulei.

Inundarea în contur se caracterizează prin faptul că puțurile de injecție sunt situate în afara zăcământului, lângă conturul exterior al capacității de transport de petrol. Puţurile de producţie sunt dispuse în rânduri (baterii) paralele cu conturul interior al capacităţii portante de petrol. Obiectul cel mai favorabil pentru inundarea marginilor îl constituie formațiunile compuse din roci omogene cu permeabilitate bună, necomplicate de perturbări. Distanța rândului de injecție până la rândul exterior al puțurilor de producție se ia pentru rezervoare omogene în intervalul 1000 - 1200 m. pentru rezervoare eterogene și cu permeabilitate scăzută 600 - 700 m.

Rezervele de petrol recuperabile și factorul de recuperare a petrolului al formațiunii sunt cel mai strâns legate de măturarea rezervorului de către agentul de deplasare și sunt determinate de caracteristicile structurii geologice, permeabilitatea rezervorului, proprietățile petrolului și agentului de deplasare și de dezvoltare. sistem. Tehnologiile bazate pe inundarea nestaționară a apei, inundarea selectivă și neregulată a apei, utilizarea unor presiuni crescute pe linia de injecție și alegerea modelului optim de sondă contribuie la cea mai mare creștere a acoperirii rezervorului.

Presiunea crescută creată pe linia puțurilor de injecție afectează în mod activ doar următoarele 2-3 rânduri de puțuri de producție. Când se dezvoltă depozite de suprafață semnificativă, se folosește inundarea în buclă.

O caracteristică a acestui sistem este amplasarea puțurilor de injecție în rânduri într-un depozit de petrol, cu care întreaga sa zonă este tăiată în secțiuni separate.

Orez. 3.2.4. Schema de inundare în buclă

1 - godeuri de injectare; 2- puţuri de producţie.

Distingeți între inundarea axială cu locația puțurilor de injecție de-a lungul axei structurii și inelară - cu locația în interiorul depozitului sub formă de inel care îl împarte într-o zonă centrală și inelară.

Orez. 3.2.5. Scheme de inundații centrale:

a - inundare axială; b - inundarea inelului;

1 - godeuri de injectare; 2 - puţuri de producţie

sistem de inundare bloc prevede amplasarea puțurilor de injecție în rânduri drepte paralele cu așezarea șirurilor de puțuri de producție între ele. Depozitul este dezvoltat în blocuri independente unul de celălalt. Astfel de sisteme sunt împărțite în funcție de numărul de rânduri de puțuri de producție din bloc în un singur rând, trei rânduri și cinci rânduri.

Inundarea suprafeței se caracterizează prin amplasarea puțurilor de producție și injecție pe zonă uniform de-a lungul rețelei geometrice obișnuite

Un element al sistemului cu cinci puncte este un pătrat în centrul căruia există o puț de injecție și puțuri de producție la colțurile pătratului;

Elementul sistemului în șapte puncte este un hexagon cu puțuri de producție în colțuri și un puț de injecție în centru.

Elementul sistemului în nouă puncte este un pătrat, în colțurile căruia și în mijlocul laturilor sale se află puțuri de producție, iar în centru este o puț de injecție).

Inundarea selectivă se caracterizează prin alegerea puțurilor pentru injectarea apei după forarea unei părți a zonei de-a lungul unei rețele uniforme pe baza datelor de sondaj geofizic și hidrodinamic.

3.3 Familiarizarea cu întreținerea și repararea conductelor

Petrolul, gazele și produsele petroliere sunt transportate pe distanțe mari și în volume mari prin conducte.

Se disting următoarele sisteme de conducte: conducte de petrol, conducte de produse petroliere, conducte de gaz.

Conducta pentru pomparea petrolului se numește conducte de petrol.

O conductă de petrol și gaze este o structură inginerească complexă, ale cărei părți sunt: ​​supape de închidere, control și siguranță; Dispozitive pentru introducerea de reactivi chimici; echipamente de instrumentare și automatizare; dispozitive de protecție împotriva coroziunii, deformării conductei etc.

Conducta în sine - componenta principală a conductei de petrol principală - este o conductă sudată într-un „fir”, echipată cu camere pentru primirea și coborârea porcilor, separatoare și dispozitive de diagnosticare.

O conductă așezată în pământ este supusă coroziunii solului, în timp ce o conductă care trece deasupra solului este expusă coroziunii atmosferice. Sunt utilizate mijloace și metode pasive și active pentru a proteja conductele împotriva coroziunii.

Un strat izolator este utilizat ca mijloc pasiv, protecția electrochimică este o metodă activă. Învelișul izolator utilizat la conductele subterane trebuie să aibă proprietăți dielectrice ridicate; fi solid, impermeabil, rezistent mecanic. Acoperirile izolante nu garantează protecția necesară a conductelor subterane împotriva coroziunii. Așezarea lor trebuie efectuată într-un complex cu mijloace de protecție electrochimică (ECP).

ECP se realizează prin polarizarea catodică a conductelor. dacă polarizarea catodică se realizează folosind o sursă externă de curent continuu, atunci o astfel de protecție se numește catodă, dar dacă polarizarea se realizează prin conectarea conductei protejate la un metal cu un potențial mai negativ, atunci o astfel de protecție se numește protecție a benzii de rulare.

Măsurile preventive asupra conductei, precum și eliminarea daunelor și accidentelor, sunt efectuate de echipa de reparații și restaurare, care se află la stațiile de pompare; la distanțe mari între stațiile de pompare (mai mult de 100-120 km) se organizează puncte intermediare de reparații și refaceri, numărul cărora depinde de teren, de disponibilitatea drumurilor și de starea conductei. Aceste brigăzi sunt de obicei situate în apropierea zonelor populate.

Componența echipelor independente de reparații și restaurare, dotarea acestora cu mașini și mecanisme se stabilește în funcție de traseu, de starea tehnică a conductei, de numărul de conducte așezate în paralel.

Fiecare echipă de reparații și restaurare trebuie să fie prevăzută cu vehicule, echipamente de pompare și de stingere a incendiilor, mecanisme de terasament și aparate de sudură. Toate mașinile și mecanismele sunt în permanență în stare de funcționare completă și gata de funcționare pentru a elimina deteriorarea conductei.

În funcție de deteriorare, este pregătită o groapă, ale cărei dimensiuni ar trebui să ofere acces liber la conductă pentru lucru.

Groapa este curățată temeinic de produsul uleios (după pomparea completă) și izolată de acesta. Este necesar să opriți fluxul de ulei din conductă înainte de a începe sudarea.

Dacă deteriorarea este o fistulă, atunci scurgerea de ulei poate fi oprită prin lovirea unui dop de lemn și tăierea acestuia la nivel cu țeava

4. Măsuri de siguranță la efectuarea lucrărilor de întreținere la puțuri și echipamente subterane

4.1 Securitate forța de muncă și salubritatea industrială

Măsuri de siguranță - un sistem de măsuri și mijloace organizatorice și tehnice care previn impactul asupra lucrătorilor a factorilor de producție periculoși.

Echipamentele și uneltele trebuie să fie păstrate în stare bună și curate, să respecte specificațiile producătorului și să fie utilizate în conformitate cu cerințele documentației de exploatare și întreținere. Pentru foraj, trebuie să utilizați doar o instalație de foraj complet funcțională. Turnul trebuie întărit cu cârlige de frânghie de oțel, numărul, diametrul și locurile, ale căror prinderi trebuie să respecte documentația tehnică pentru această instalație. Toate echipamentele trebuie instalate astfel încât să poată fi întreținute și reparate în mod convenabil și în siguranță. Echipamentul care poate deveni sub tensiune trebuie să fie împământat corespunzător și testat fără sarcină. Instalația de foraj trebuie să aibă un scut cu instrumente pentru monitorizarea funcționării mecanismelor, a desfășurării proceselor tehnologice și a stării puțului. La instalație ar trebui să aveți o trusă de prim ajutor cu un set de pansamente și medicamente necesare primului ajutor în caz de accidente. Membrii echipajului de foraj ar trebui să fie instruiți cu privire la primul ajutor. Toate părțile rotative și mobile ale mașinilor și mecanismelor trebuie să fie protejate în siguranță. 1,23]

Combustibilul și lubrifianții trebuie depozitați la o distanță de cel puțin 50 km de instalațiile de foraj cu respectarea măsurilor de securitate necesare.

Atunci când acceptă o tură, forătorul trebuie să verifice următoarele:

1. Disponibilitatea documentatiei;

2. Capacitatea de funcționare a mașinii de găurit;

3. Capacitatea de funcționare a echipamentelor electrice: montarea fiabilă a motoarelor.

Salubritatea industrială este un sistem de măsuri organizatorice, igienico-sanitario-tehnice și mijloace care previn expunerea lucrătorilor la factori de producție nocivi. Acestea includ niveluri crescute de zgomot, vibrații, poluare cu gaze.

Pentru a elimina sau a reduce pericolul de apariție a substanțelor dăunătoare pentru oameni, este important să se limiteze utilizarea acestora ca număr și volum și, acolo unde este posibil, să se înlocuiască substanțele foarte toxice cu altele mai puțin toxice, să se reducă perioada de timp în care oamenii stau în aer poluat și să se monitorizeze. ventilație eficientă a spațiilor industriale. În toate cazurile, este necesară monitorizarea constantă a purității aerului. Alături de alte mijloace de control, odorizarea emisiilor cu odorante puternic mirositoare este eficientă. Inspecția externă a conductelor așezate în mod deschis, în timpul inspecțiilor periodice, poate fi efectuată fără a îndepărta izolația. Cu toate acestea, dacă starea pereților sau a sudurilor conductelor este îndoielnică, atunci, la direcția persoanei care supraveghează funcționarea conductelor, trebuie efectuată îndepărtarea parțială sau completă a izolației.

Inspecția externă a conductelor așezate în canale impracticabile sau în pământ trebuie efectuată prin deschiderea în secțiuni separate cu o lungime de cel puțin 2 m. Numărul de secțiuni, în funcție de condițiile de funcționare, este stabilit de persoana responsabilă pentru funcționarea în siguranță. .

Dacă în timpul inspecției externe se constată scurgeri în îmbinările detașabile, presiunea din conductă trebuie redusă la presiunea atmosferică, temperatura conductelor fierbinți trebuie să fie de până la plus 60 ° C, iar defectele trebuie eliminate cu respectarea măsurilor de siguranță necesare. .

Dacă se constată defecte, a căror eliminare este asociată cu lucrul la cald, conducta trebuie oprită, pregătită pentru lucrări de reparație în conformitate cu instrucțiunile aplicabile și defectele eliminate.

Persoana responsabilă pentru funcționarea în siguranță a conductelor este responsabilă pentru eliminarea la timp a defectelor.

În timpul inspecției externe, trebuie verificată starea: izolației și acoperirilor:

- cusături sudate;

— racorduri cu flanșă și cuplare, elemente de fixare și dispozitive pentru instalarea instrumentelor;

- dispozitive de compensare;

- dispozitive de drenaj;

- armătura și etanșările acesteia;

- repere pentru măsurarea deformației reziduale;

Persoanele cu vârsta de cel puțin 18 ani care au promovat un examen medical, au certificat medical de adecvare pentru lucrul cu aparate de respirație izolatoare, au urmat pregătirea necesară în materie de siguranță la instalație și certificarea în conformitate cu cerințele lucrătorilor care operează instalații de producție periculoase care cunoaște proprietățile hidrogenului sulfurat, efectul său asupra oamenilor și sunt capabili să ofere victimei primul ajutor.

Factorii de producție periculoși și nocivi la instalațiile de petrol acru sunt:

contaminare cu gaz (hidrogen sulfurat, dioxid de sulf);

pericol de explozie și incendiu;

ulei, produse chimice;

electricitate.

4.2 Protectia muncii si a mediului

Toate lucrările de reparare a puțurilor trebuie efectuate în conformitate cu documentele de reglementare, actele, reglementările și regulile pentru protecția mediului. Măsurile de protecție a mediului trebuie să fie prevăzute în documentele aprobate pentru repararea puțului (cerere, plan, deviz) și instrucțiuni și cerințe suplimentare formulate în cursul lucrărilor. Un lucrător de pe teritoriul câmpului atunci când ocolește traseul conductei ar trebui să respecte următoarele reguli. Ocoliți locurile de degajare a gazelor deschise din partea de vânt și informați toți cei prezenți în apropierea zonei de urgență despre pericol. Nu vă așezați pentru odihnă și pentru a mânca în apropierea locurilor periculoase de gaze. Nu permiteți să apară flăcări deschise pe teritoriul pescuitului; fumați numai în zonele special desemnate. Pentru prevenirea scurgerilor de petrol și a contaminării cu petrol pe teritoriul câmpului, să ia toate măsurile pentru prevenirea contaminării solului și a corpurilor de apă cu petrol și a atmosferei cu gaze petroliere. Nu loviți echipamentul sub presiune. Este interzisă utilizarea echipamentului de protecție izolator care este defecte sau nu a trecut testul în perioada specificată.

Listă literatură

1. Karpeev Yu. S. Organizația pentru protecția muncii în industriile producătoare de petrol și gaze și de prelucrare a gazelor. M.: Editura Nedra, 1998. - 330 p.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. Fundamentele afacerilor cu petrol și gaze. Ufa. 2000.-220 ani.

3. Lysenko VD Dezvoltarea câmpurilor petroliere. M .: Editura Nedra, 2003. - 639 p.

4. Kaloshin A. I. Securitatea muncii. M.: Editura Agropromizdat, 1991. - 400s.

5. „Colectarea instrucțiunilor privind protecția muncii și măsurile de siguranță pentru desfășurarea în siguranță a muncii în timpul reparațiilor curente și majore ale puțurilor de la OGPD. 2000. - 200.

6. Vakula Ya. V. Fundamentele industriei de petrol și gaze. Almetievsk, 2009.- 364p.

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

Control

Metoda grafico-analitică combină în mod rațional metodele grafice și de calcul pentru găsirea înălțimii de proiectare și a semnelor de lucru. În ceea ce privește acuratețea, este oarecum mai scăzută decât cea analitică, dar are avantajele ambelor metode. Metoda grafico-analitică asigură o nivelare eficientă a suprafeței proiectate. Metoda este aplicabilă în toate etapele de proiectare. După modul în care este descris procesul...

Poziția mânerului în rulmentul șeii 4 îi permite să se rotească în jurul arborelui mecanismului de presiune sub acțiunea forței din funia de ridicare și, de asemenea, să se deplaseze înainte în rulmentul șeii ca urmare a acțiunii presiunii. mecanism. Astfel, mecanismul are două grade de libertate necesare controlului găleții în timpul săpăturii. Găleata se mișcă ca urmare a adăugării...

Kv \u003d Costul activelor fixe retrase ______. Costul mijloacelor fixe la începutul perioadei (3.2). Krost \u003d (Fvv - Fvyb) / Fkon (3.3). Unde Fvv - costul activelor fixe nou introduse pentru o anumită perioadă (an); Fvyb - costul activelor fixe retrase pentru o anumită perioadă; Фkon - valoarea activelor fixe la sfârșitul aceleiași perioade. Randamentul activelor (FO) al activelor fixe de producție este de un...

Datorită disponibilității limitate a elementelor cheie de pământuri rare, unele companii dezvoltă materiale de înlocuire. Toyota Corporation și General Electric Corporation și-au anunțat intenția de a reduce utilizarea elementelor din pământuri rare în fabricarea de mașini și turbine eoliene. În același timp, alte țări (Australia, Brazilia, India, Rusia, Africa de Sud, Malaezia și Malawi) au rezerve semnificative...

O serie de instrumente analitice de producție autohtonă de tip „Stereoanagraf” au mai multe modificări. Primele modificări ale instrumentelor au constat dintr-un stereocomparator, un coordonator și un computer, care sunt concepute pentru a crea și actualiza hărți și planuri ale întregii game de scară pe baza imaginilor aeriene și satelitare. Aceste dispozitive au o acuratețe sporită a procesării imaginilor, automatizarea proceselor de orientare...

cursuri

Aparatul de formule pentru precalcularea erorii de eroare și acuratețea poligonometriei este destul de larg. Dar oricât de bună este predicția acurateței măsurătorilor viitoare, indiferent de formulele folosite, este întotdeauna necesar să se cunoască poziția reală a punctelor poligonometrice. Cea mai simplă analiză a erorii de poziție a punctului de poligonometrie se face folosind coordonatele x, y obținute prin mai multe n mișcări. Pentru aceasta...

Tabel 2.6 Rezultatele procesării HDGD în anul 2008 pentru sonda nr. 105 la 28 februarie 2008. Tabel 2.7 Rezultatele prelucrării HDGD în anul 2008 pentru sondă Nr.105 12.04.2008. Tabel 2.8 Rezultatele prelucrării HDGD în anul 2008 pentru sondele nr.110 din 29 februarie 2008. Tabel 2.9 Rezultatele procesării HDGD în anul 2008 pentru sondă Nr. 110 24.10.2008. Prelucrarea rezultatelor cercetării ne-a permis să obținem ecuația fluxului de gaz...

cursuri

Etapa a patra. Produceți îndepărtarea axei defecțiunii în mină. Pentru a face acest lucru, în punctul A, se așează un unghi orizontal, iar în punctul B, un unghi orizontal, de-a lungul căruia direcțiile în plan orizontal sunt date vectorului care este desenat de la ambele capete ale acestuia. Controlul asupra corectitudinii ortului în plan vertical se realizează în funcție de panta calculată. Figura 1. Eroarea de închidere a fețelor opuse în plan pentru...

1 DATE INIȚIALE

1.1 Scurte caracteristici geologice și de câmp ale zăcământului

Structura geologică a câmpului Bukhara include zăcăminte devonian, carbonifer, permian și cuaternar.

În termeni tectonici, zăcământul este situat pe versantul nordic al arcului tătar de sud. Dinspre vest, este limitată de jgheabul îngust și adânc Altunino-Shunak, care separă partea superioară a cupolei sudice de umflarea Aktash-Novo-Elkhovsky. Pe suprafața subsolului cristalin se observă o tasare în trepte de amplitudine redusă în direcțiile nord și nord-est. Pe acest fundal, sunt conturate un număr de blocuri de subsol ridicate, relativ înguste, alungite în direcțiile meridional și submeridionale și jgheaburi de tip graben asociate.

Limitarea zonei de depozit la zonele marginale ale jgheabului Nizhnekamsk ale sistemului Kama-Kinel predetermina o schimbare vizibilă a planurilor structurale ale depozitelor Devonianului superior și Carboniferului inferior. În secțiunea straturilor sedimentare devoniene, acestea corespund unor terase și jgheaburi structurale slab pronunțate. Depozitele supraiacente au un plan structural mai complex, care se caracterizează prin zone clare, asemănătoare umflăturii liniar alungite, complicate de ridicări locale de ordinul III. Alături de caracteristicile planului structural moștenit, neoformațiile sedimentare locale apar sub formă de structuri de recif din epoca Frasnian superior-Famennian și structuri învelitoare aferente - ridicările Nalimovskoe Superioară și Nalimovskoe Sud. Amplitudinile acestor structuri de-a lungul vârfului etapei tournaisiene ajung la 65-70m. Practic, pentru câmpul Bukhara, ridicările de amplitudine mică de ordinul III sunt elemente locale caracteristice. În zona zăcământului, suprafața etapei Tournaisian este complicată de zonele de incizie „canal” identificate pe baza rezultatelor lucrărilor detaliate ale CDP din regiunea Zainsk a partidului de cercetare seismică 9/96, care au fost în principal confirmat prin foraj efectiv din 1997-2000.

La baza construcțiilor structurale au fost rezultatele lucrărilor detaliate ale CDP al partidului de cercetare seismică Bukhara 9/96 în regiunea Zainsk.

În secțiunea zăcământului Bukhara s-a stabilit o capacitate de țiței de intensitate variabilă pentru o serie de orizonturi în Devonianul superior și Carboniferul inferior.

Depozitele teribile ale orizontului Pashiy, Kynovsky și Bobrikov, rezervoarele de carbonat ale orizontului Semiluksky, Buregsky, Zavolzhsky și stadiul Tournaisian sunt productive pe teren. Au fost identificate în total 47 de zăcăminte de petrol, care au dimensiuni și niveluri de petrol diferite. Ele sunt controlate de ridicări locale individuale sau de o structură de grup. Acumulările comerciale de petrol din orizontul Pashian sunt limitate la straturi indexate (de jos în sus) ca D 1 -c, D 1 -b și D 1 -a, compuse din gresii și siltstones. Straturile D 1 -a, D 1 -b sunt considerate ca un singur obiect - D 1 -a + b, deoarece în 20% din puțuri se contopesc sau au punți subțiri de lut cu o grosime de 0,8-1,2 m. Stratul D 1 - se distinge ca o unitate independentă cu propriul WOC.

D 1 -c este reprezentat de gresii cu granulație fină bine sortată, se află în partea de jos a orizontului Pashiy la o adâncime de 1741,6 m, este clar corelat conform datelor de exploatare a puțurilor și este separat de D 1 -a + b formare printr-un pod de 4,6 m grosime.Tip rezervor - poros . Capacitatea de purtare a uleiului a formațiunii D 1 -v este limitată ca suprafață. Doar 2 zăcăminte sunt limitate la acesta în partea de sud și unul în partea de mijloc a zăcământului. Conținutul de petrol a fost stabilit în 13 sonde pe baza datelor de exploatare, 10 dintre ele au fost testate, debitele de petrol în care variază de la 0,3 la 22,1 t/zi. Grosimile efective saturate cu ulei ale rezervorului variază de la 0,6 la 2,8 m. Rezervorul D 1-v este acoperit în principal de apă de fund. În multe sonde, a fost deschis un WOC direct, contururile purtătoare de petrol au fost trasate în funcție de valorile medii ale marcajelor WOC pentru sonde, ținând cont de găurile de perforare inferioare.

Rezervorul D 1 -a + b este dezvoltat peste tot, un rezervor saturat cu petrol este deschis în 40% din sondele din fondul total forat pentru Devonian. Grosimea efectivă saturată cu ulei a rezervorului variază de la 0,8 la 2,4 m.

Au fost identificate în total 13 zăcăminte de petrol, asociate cu ridicări seismice de ordinul III. Depozitele sunt mici ca marime si inaltime. Șapte dintre ele au fost descoperite de o singură fântână. Tipul de zăcăminte este arc de rezervor. WOC a fost deschis în 38% din puțurile în care saturația petrolului a fost stabilită. În acest sens, contururile purtătoare de petrol în 3 depozite au fost trasate în conformitate cu poziția WOC, determinată de rezultatele obținute de la sonde și de prelevare, în rest doar de marca absolută a fundului stratului inferior saturat cu ulei. Scăderea structurilor se observă în direcția nord. Semnele absolute ale contactului apă-ulei, de-a lungul cărora sunt trasate contururile zăcămintelor, se modifică de la sud la nord de la -1496 la -1508,7 m. Contururile zăcămintelor din zona puțurilor 736, 785, 788 , 790 și 793a au suferit o modificare conform datelor NVSP ROV. Zăcământul de petrol din zona sondei 790 (ridicarea Verkhne-Nalimovskoe) și-a schimbat brusc orientarea din direcția submeridiană, conform rezultatelor cercetărilor seismice spre nord-est, conform rezultatelor NVSP ROV. Dimensiunea depozitului sa redus la jumătate. Zăcământul de petrol din zona sondei 736 și-a schimbat direcția de la nord-vest la nord-est, dimensiunea sa a crescut ușor. În zăcămintele de petrol limitate la ridicarea Buharei de Est (zona sondei 793a) și în zona sondei 788, ale căror rezerve de petrol nu au fost aprobate de Comitetul rezervelor de stat al Federației Ruse, petrolul purtător suprafata dublata. Zăcământul de petrol din zona sondei 785 este limitat dinspre nord-vest de o linie de perturbare tectonică, identificată de OWSP, dincolo de care s-a dezvăluit o falie de 5 metri pe verticală. Depozitul este limitat de o linie de eroare, care în acest caz este un ecran. Dimensiunea depozitului a scăzut de 4 ori. Așadar, după realizarea lucrării propuse de autori pentru gestionarea rețelei de profile seismice în unele zone ale domeniului, reprocesarea întregului material disponibil pe sondaje seismice, și efectuarea NVSP DWM în puțurile propuse în capitolul suplimentar de explorare, este necesara clarificarii rezervelor de petrol din domeniu in concordanta cu rezultatele obtinute.

Grosimea totală a depozitelor orizontului Pashian este în medie de 22,8 m, cea efectivă saturată de petrol este de 1,9 m, ceea ce afectează în consecință raportul net-brut - 0,071, iar raportul net-brut pentru petrol. -partea saturată este 0,631. Coeficientul de dezmembrare este 4,067.

Deasupra secțiunii, la o adâncime de 1734,2 m, apar depozite productive ale orizontului Kynov, limitate la formațiunea D 0 -v. Lacul de acumulare este reprezentat în principal de siltstones, mai rar de gresii de cuarț cu granulație fină. Tip colector de pori.

Rezervorul D 0 -in este dezvoltat în toată zona. Potrivit acestuia, au fost identificate și delimitate 11 zăcăminte de petrol care, în general, se suprapun în ceea ce privește zăcămintele de-a lungul zăcămintelor Pashian. În 25 de sonde forate pe 9 zăcăminte, a fost testată formațiunea saturată de petrol D 0 -v. Debitele de ulei obținute în timpul testării variază de la 1,3 la 19,2 tone/zi. Tipul zăcămintelor - cu arc de rezervor. WOC a fost deschis în 14 puțuri. Contururile capacității portante uleiului au fost trasate pe baza rezultatelor testării în conformitate cu marcajele hipsometrice ale orificiilor de perforare inferioare din care a fost obținut uleiul. În patru depozite, poziția contururilor purtătoare de ulei este luată de-a lungul fundului stratului intermediar inferior saturat cu ulei.

Grosimea totală a orizontului Kynovsky variază de la 13,8 la 23,6 m, cu o medie de 19,3 m. Grosimea totală efectivă saturată de ulei a straturilor intermediare variază între 0,6 - 0,62 m, media este de 2,2 m. Raportul net-brut a fost de 0,712. Grosimea stratului impermeabil între straturile intermediare saturate cu ulei este mică - 0,6-1,4 m.

1.2 Proprietăți de rezervor ale orizonturilor productive

Depozitele orizontului Pashian și Kynovsk din stadiul Frasnian al Devonianului superior sunt compuse din siltstones și gresii. Au fost caracterizate prin miez în 10 godeuri (70 de probe).

Gresiile sunt cuarț monomineral, cu granulație fină. Boabe de cuarț semi-rotunde, bună sortare a boabelor, împachetare medie, dens în unele zone. Conform analizei granulometrice, gresiile sunt cu granulatie fina (50,1% - 80,8%) cu un mic amestec de fractiune medie psamita (0 - 10,3%), puternic mâloasa, argiloasa (2,7 - 7,1%). Calcarea variază de la 0,1 la 3%.

Cimentul este cuarț secundar, care formează jante de regenerare, și material carbonat-argilos, care formează un contact, iar în unele zone, un tip de ciment poros. Porozitatea gresiilor variază între 12,9 - 20,4%, permeabilitatea este de 118,3 - 644,5*10 -3 µm 2 .

Siltsstones sunt cuarț în compoziție cu o bună sortare a boabelor. După compoziție granulometrică: granulație grosieră (43,6-63,7%), mijlocie și puternic nisipoasă (11,2-44,7%), ușor argilosă (2,2-5,3%) cu un mic amestec de fracție lătimoasă medie și fină (1,5-8,1%). Tipul de ciment este de regenerare, de contact și poros. Porozitatea siltstone variază de la 15 la 21,2% în funcție de miez, permeabilitatea - de la 9,6 la 109,9*10 -3 µm2.

Porozitatea rezervoarelor zăcămintelor Pashian, determinată prin exploatare (47 sonde) și miez (3 sonde - 33 determinări), aproape coincide: 19,7% și 20,5%, saturația petrolului, respectiv, 71,9 și 81,6%. Parametrii de permeabilitate determinați de exploatare, miez și rezultatele studiilor hidrodinamice diferă, datele sunt prezentate în Tabelul 1.2.1. Pentru proiectare s-a luat ca fiind cea mai reprezentativă valoarea medie conform rezultatelor evidenței puțurilor (46 sonde - 151 determinări), care este egală cu 0,13 µm 2 . Valorile condiționate ale coeficienților de porozitate, saturație a uleiului și permeabilitate pentru rezervoarele terigene din epocile Pashiy și Kynovsky sunt identice și sunt, respectiv: 0,115, 0,55 și 0,013 µm 2 .

Colectorii sunt de mare capacitate, foarte permeabili. Tip colector - poros.

Zăcămintele Pashiy se caracterizează în general printr-o valoare net-brută scăzută (0,071) și 0,631 în partea saturată cu petrol. Eterogenitatea obiectului este indicată de o valoare destul de mare a disecției acestuia, egală cu 4,067. Grosimea totală a orizontului este în medie de 22,8 m, cea totală saturată de petrol - 1,9 m.

Pietrele noroioase din epoca Kyn cu o grosime de 2 până la 6 m servesc drept acoperire pentru depozitele zăcămintelor Pashian.

Proprietățile rezervoarelor zăcămintelor Kynov sunt caracterizate prin date de bază, exploatare a puțurilor și studii hidrodinamice. Conform primelor acestea sunt mai mari, iar conform materialelor mai reprezentative, conform studiilor geofizice, rezervoarele se caracterizează prin următoarele valori: porozitate - 19,6%, saturație ulei - 74,3%, permeabilitate - 0,126 µm 2, prezentate în tabelul 1.2. .1. În funcție de proprietățile lor capacitive de filtrare, ele sunt clasificate ca de mare capacitate, foarte permeabile. Tip colector - poros.

Grosimea totală a depozitelor epocii Kynovsky este în medie de 19,3 m, medie saturată de ulei - 2,2 m, efectivă - 3,0 m. Argilele de aceeași vârstă de până la 10 m grosime servesc drept acoperire pentru depozitele Kynov.

1.3 Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor de formare

Studiul proprietăților fizico-chimice ale uleiurilor în condiții de zăcământ și de suprafață a fost efectuat pe probe de zăcământ la TatNIPIneft și în laboratorul de analiză al TGRU. Probele au fost prelevate cu probe profunde de tip PD-3 si studiate pe instalatiile UIPN-2 si ASM-300 dupa metoda general acceptata. Vâscozitatea uleiului a fost determinată de un viscozimetru VVDU (vâscozimetru universal de înaltă presiune) și un tip capilar VPZh. Densitatea uleiului separat a fost determinată prin metoda picnometrică. Compoziția petrolului și a gazului după o singură degazare a unei probe de ulei de formare a fost analizată pe cromatografe de tipuri LKhM-8M, KhROM-5. Toate datele cercetării sunt date în conformitate cu RD-153-39-007-96 „Regulamentul pentru întocmirea documentelor tehnologice de proiectare pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gazo-olină”.

În total, pentru câmpul Bukhara au fost analizate: probe de rezervor - 39 de probe, probe de suprafață - 37 de probe. Din cauza lipsei de date privind etapa Tournaisiană și orizontul Buregian, au fost utilizați parametri medii pentru depozitele Kadyrovskoye și, respectiv, Romashkinskoye.

Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor sunt prezentate în tabel

Tabelul 1 Proprietăți fizice și chimice

1.4 Scurte caracteristici tehnice și operaționale fond

fântâni

Depozitele devoniene ale zăcământului.

Stocul de sonde pentru orizontul D 0 +D 1, prevazut de proiectul pilot de exploatare si documente aditionale, se determina in valoare de 85 de unitati, inclusiv 18 sonde de productie, 6 sonde de evaluare si 61 de sonde de explorare. este de 16 ha/puţ.

De altfel, de la 1 ianuarie 2004 au fost forate 79 de sonde, dintre care 18 producătoare, 55 de explorare, iar 6 de evaluare.

La sfârşitul anului 2004, fondul de producţie al instalaţiei era de 28 de puţuri.

În cursul anului 2004, în fondul de producţie au avut loc următoarele modificări: 1 sondă nouă (Nr. 793a) din fondul piezometric a fost dat în exploatare pentru petrol.

La data de 01.01.2005, fondul de exploatare este de 25 sonde. În 2004, 1 sondă (Nr. 750) din stocul de sonde existente a intrat în inactivitate, au fost puse în funcțiune 4 sonde (Nr. 785, 792, 794, 1027).

Există 3 puțuri în puțul inactiv: toate cele 3 puțuri sunt în așteptarea PRS.

Dinamica fondului minier este prezentată mai jos:

Tabelul 1 Dinamica fondului extractiv

Dinamica debitului mediu zilnic al unei puțuri de funcționare poate fi urmărită în tabel:

Tabelul 2 Debitul mediu zilnic al sondei.

La sfârșitul anului 2004, stocul de injecție pentru instalație era de 1 puț.

Dinamica stocului puțului de injecție de la 01.01.2005 este prezentată mai jos:

Tabelul 3 Dinamica stocului de puțuri de injecție

Stocul de operare al puțurilor de injecție este de 1 godeu (nr. 1009).

Alte fântâni.

La 1 ianuarie 2005, stocul de sonde piezometrice este de 12 sonde. În anul de raportare, puțul nr. 1038 transferat în acest fond din fondul de observare, 1 puț a intrat în producție din fondul piezometric.

Numărul puţurilor abandonate la sfârşitul anului de raportare este de 25 de puţuri, la fel ca anul trecut.

De la 1 ianuarie 2005, în fondul conservat nu există fântâni.

S-a planificat producerea a 27.934 mii tone de petrol în 2004 de-a lungul orizontului D 0 și D 1 al zăcământului Bukhara, în timp ce s-au produs efectiv 28.768 mii tone. Rata de producție a unității a fost de 1,45% din rezervele recuperabile inițiale și 1,65% din rezervele recuperabile curente.

În anul de raportare a fost dat în funcțiune 1 puț nou pentru petrol, datorită căruia s-au obținut 0,271 mii tone de petrol. Debitul mediu de petrol al noii sonde a fost de 1,6 tone/zi.

În 2004, a fost produs: SRP - 13.769 tone petrol (47,9%), ESP - 14.999 (52,1%)

Datorită punerii în funcțiune a 4 sonde din inactivitate, au fost produse 0,932 mii tone de petrol. Debitul mediu de petrol al unei sonde puse in functiune din inactivitate a fost de 1,3 t/zi, pentru lichid - 8,6 t/zi.

Starea presiunii rezervorului.

La 1 ianuarie 2005, presiunea rezervorului din rezervorul din zona de extracție era de 163,1 atm, față de 164,2 atm anul trecut.

Depozitele Bobrikov ale câmpului.

În 1997, depozitele orizontului Bobrikov au fost puse în dezvoltare.

Stocul de sonde pentru orizontul Bobrikov, prevăzut de proiectul de operare pilot și documente suplimentare, se determină în valoare de 25 de unități, inclusiv 20 sonde de producție, 1 sondă de rezervă, 2 sonde de evaluare și 2 sonde de explorare.

Densitatea ochiurilor este de 16,0 ha/godeu.

De fapt, de la 1 ianuarie 2005, au fost forate 17 sonde, dintre care 13 sunt de producție, 2 sunt de explorare și 2 sunt de evaluare.

La sfârşitul anului 2004, fondul de producţie al instalaţiei se ridica la 23 de puţuri.

La 01.01.2005, fondul de exploatare este de 23 de sonde. În anul 2004 au fost scoase din inactivitate 2 sonde (Nr. 1022, 1029). Nu există fântâni în fondul inactiv.

Dinamica fondului minier este prezentată în Tabelul 5.

Tabelul 5 Dinamica fondului extractiv.

Dinamica debitului mediu zilnic al unei sonde în funcțiune poate fi urmărită în Tabelul 6.

Tabelul 6 Rata medie zilnică de producție a sondei în exploatare.

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI

FEDERAȚIA RUSĂ

AGENȚIA FEDERALĂ PENTRU EDUCAȚIE

GOUVPO „UNIVERSITATEA DE STAT UDMURT”
FACULTATEA DE PETROLIE

Departamentul „Dezvoltarea și exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze”

pe a doua practică de producţie
Conţinut
1. Introducere……………………………………………………………………………….3

2. Caracteristicile zăcământului…………………………………………………………4

3. Obiectele dezvoltării și caracteristicile acestora……………………………………………5

4. Proprietăţile de rezervor ale formaţiunilor productive…………………………11

5. Proprietățile fizice ale fluidului din rezervor (petrol, gaz, apă)…………12

6. Indicatori ai dezvoltării zăcământului (zăcământ productiv)…………17

7. Schema de instalare a unei pompe cu tije de foraj (USSHN)…………....18

8. Pompe cu tije de fund, elementele acestora………………19

9. Racorduri filetate pentru tuburi si

tije de ventuză……………………………………………………………..22

10. Schema de instalare a unei pompe centrifuge electrice (ESP)………25

11. Modul tehnologic de funcționare al USSHN la o constantă

12. Modul tehnologic de operare al USSHN cu periodic

pomparea lichidului ............................................................ ........................................................... ........27

13. Modul tehnologic de funcționare al ESP…………………………………………….28

14. Instrumente pentru studiul funcționării pompelor de foraj…....29

15. Rezultatele studiului muncii USSHN……………………………… ..37

16. Proiectarea ancorelor gaz-nisip……………………………………….38

17. Dispozitive pentru combaterea depunerilor de ceară în

echipamente subterane………………………………………………………….39

18. Diagrama unei unități de contorizare de grup……………………………………40

19. Schema DNS…………………………………………………………………….41

20. Automatizarea funcționării instalațiilor de pompe de fund de puț…………….42

21. Responsabilitățile funcționale ale operatorului de producție de petrol și gaze ...... .43

22. Asigurarea cerinţelor de protecţie a muncii în timpul întreţinerii

fântâni producătoare……………………………………………………...44

23. Documentație de raportare în echipa de producție a uleiului………….47

24. Structura unei întreprinderi producătoare de petrol și gaze……………...49

25. Cerințe pentru protecția mediului în timpul producției de petrol………….50

26. Indicatori de performanță tehnico-economică ai NGDU………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………

Lista literaturii utilizate………………………………………………………….53

1. INTRODUCERE

Am făcut un stagiu de practică la OAO Udmurtneft, NGDU Votkinsk, la câmpul Mishkinskoye, într-o echipă de producție de petrol și gaze. A fost în funcția de operator pentru producția de petrol și gaze de categoria a IV-a.

Am fost repartizat la un operator d/n de categoria a 5-a, sub îndrumarea căruia mi-am făcut stagiul. În timpul stagiului meu, am fost instruit în t/b și siguranță electrică, am mers în runde, unde am observat activitatea SC și GZU, am lucrat pe un computer, unde am compilat o versiune electronică a diferitelor circuite.

Am impresii bune din practică. În primul rând, maistrul s-a asigurat că am primit cât mai multe informații despre atribuțiile unui operator de producție de petrol și gaze: a dat instrucțiuni operatorului care mi-a fost desemnat, după 3 săptămâni de practică, a susținut un examen cu privire la cunoștințele pe care le-am primit. . În al doilea rând, dorința operatorilor înșiși de a vorbi despre munca lor.

Aproape în fiecare zi am fost la diferite locuri de muncă. Nu am fost dezamăgit de profesia aleasă și mă bucur că studiez în această specialitate.

^ 2. CARACTERISTICILE DEPOZITULUI

Câmpul petrolier Mishkinskoye a fost descoperit în 1966 și este situat la granița regiunilor Votkinsky și Sharkansky la nord de orașul Votkinsk.

Zona de depozit este situată în bazinul râului Kama și ocupă bazinele hidrografice ale râurilor Votka și Siva. Reliefurile absolute variază de la 140-180 m în sud până la 180-250 m în nord. Zona zăcământului Mishkinskoye este ocupată în proporție de 70% de păduri de conifere, restul este ocupată de terenuri agricole.

Climatul regiunii este temperat continental, cu ierni lungi. Temperatura medie anuală este de +2С, înghețurile din ianuarie-februarie ajung uneori la -40С. Adâncimea medie a înghețului solului este de 1,2 m, grosimea stratului de zăpadă este de 60–80 cm.

Priza de apă în scopul RPM este situată pe râul Siva. Sursa de alimentare - post 220/110/35/6 kV „Siva”. Tratarea uleiului se efectuează la CPF Mishkinsky, situat pe teritoriul câmpului.

Structura Mishkinskaya este complicată de două domuri: cel de vest - Votkinskiy și cel de est - Cherepanovskiy.
^ 3. OBIECTE DE DEZVOLTARE SI CARACTERISTICILE LOR

La câmpul Mishkinskoye s-au înregistrat spectacole petroliere în stâncile etapei Tournaisian și a superorizontului Yasnaya Polyana (straturile Tl-0, Tl-I, Tl-II, BB-I, BB-II, BB-III), Inferior. Carbonifer, în stadiul Bashkirian și orizontul Vereya (straturile B-II, B-III) din Stadiul Moscovei din Carboniferul Mijlociu.

Conținutul de petrol și gaze al secțiunii a fost studiat prin miez, mostre ale suportului lateral de sol, analiza materialelor de exploatare de producție, exploatarea gazelor și rezultatele testării puțului pentru debit.

Tournezian

În zăcămintele Tournaisian s-au găsit trei zăcăminte de petrol, limitate la trei structuri: cupolele de vest și de est ale ridicărilor Votkinsk și Cherepanovsk. Rezervorul de calcare poros-cavernose din acoperișul orizontului Cherepetsky cu o grosime de până la 36 m este comercial purtător de petrol, cea mai înaltă parte a zăcământului de petrol a fost găsită pe ridicarea Votkinsk, în puțul nr.

Există o pantă a suprafeței OWC (de la fântâna nr. 189 la puțul nr. 183) a domului West Votkinsk în intervalul de 2–2,5 m. Prin urmare, OWC a fost luată la aproximativ 1356–1354 m. Înălțimea zăcământul de petrol de pe cupola West Votkinsk are 32 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 8x5 km.

Pe cupola Est Votkinsk, poziția medie a WOC este luată condiționat la aproximativ 1358 m. Înălțimea depozitului de pe acest dom în zona puțului nr. 184 este de aproximativ 5 m, dimensiunile sale sunt de 3x1,5 km. .

La ridicarea Cherepanovsky, WOC este luată condiționat la aproximativ 1370 m. Înălțimea depozitului de petrol al acestei ridicări este de 4,5 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 4,5x2 km. Prezența straturilor intermediare dense care pot fi urmărite pe o suprafață mare și testarea puțurilor dom 211, 190, 191 demonstrează structura masivă stratificată a pământului.

Spectacole petroliere ale orizontului Kizilovskiy se găsesc în partea inferioară într-un strat de calcare fin poroase. Rezultatele testelor indică proprietăți slabe ale rezervorului de formare productivă a orizontului Kizilovskiy.

WOC al zăcământului Kizilovskaya este luat condiționat la aproximativ 1330,4 - 1330 m.

Orizontul Yasnaya Polyana

În supraorizontul Yasnaya Polyana, spectacolele petroliere sunt limitate la straturi de gresii poroase și siltstone ale orizontului Tula și Bobrikov.

Există trei straturi poroase în orizontul Bobrikov. Afluxul comercial de petrol din rezervorul Bb-III a fost obținut în puțul nr. 211 și petrol și apă din puțul nr. 190.

Rezervorul BB-II a fost urmărit în toate puțurile, a deschis Carboniferul Inferior și doar în puțul nr. 191 a fost înlocuit cu roci impermeabile.

Grosimea formațiunii Bb-II variază de la 0 la 2 m, iar Bb-I de la 0,8 la 2,5 m. Debitele comerciale de petrol din formațiunea Bb-I au fost obținute în puțul nr. 189 împreună cu alte formațiuni.

În orizontul Tula, capacitatea comercială de transport de petrol a fost stabilită în trei straturi Tl-0, Tl-I, Tl-II. În supraorizontul Yasnaya Polyana, zăcămintele de petrol sunt limitate la structuri: domurile Votkinsk de Vest și Est și ridicarea Cherepet. Cele mai nesemnificative grosimi ale straturilor intermediare impermeabile care separă formațiunile purtătoare de petrol ale supraorizontului Yasnaya Polyana și, adesea, conexiunile formațiunilor permeabile între ele și variabilitatea lor litologică sugerează un tip de depozite stratificat-stratificat cu un singur WOC pentru toate formațiunile. a ridicării Votkinsky și separat pentru formațiunile Cherepanovsky.

WOC al ridicării Cherepanovsky pentru formațiunile Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 este luată de-a lungul fundului formațiunii Tl-II, care a produs petrol anhidru în puțul nr. 187 la nivelul de 1327,5 m.

scena bașkiriană

Spectacole de petrol în zăcămintele etapei Bashkirian au fost găsite în toate puțurile care au descoperit zăcământul de petrol și au fost caracterizate de un miez. În plus, expozițiile de ulei sunt situate în partea superioară, mai densă a secțiunii. Grosimea straturilor intermediare efective variază foarte mult de la 0,4 la 12,2 m. În unele puțuri, nu s-au obținut fluxuri în timpul testării sau au fost obținute după tratarea cu acid clorhidric a găurilor de fund. Fluctuațiile semnificative ale valorilor fluxurilor sugerează o structură complexă a rezervorului, atât ca dimensiune, cât și ca suprafață. Prezența unor debite semnificative indică probabil prezența unei găuri mari sau a unei fracturi în rezervor. Cea mai înaltă parte a petrolului de la ridicarea Votkinsk a fost găsită în puțul nr. 211 la nivelul de 1006,6 m. Înălțimea zăcământului este de aproximativ 38 de metri, dimensiunea zăcământului este de 16x8 km. OWC este acceptat condiționat la cota de 1044 m.

W Zăcământul de petrol al ridicării Cherepanovsk nu a fost suficient studiat. Este separat de zăcământul ridicării Votkinsk printr-o zonă de deteriorare a proprietăților rezervorului de roci carbonatice. WOC al ridicării Cherepanovsky este luată la aproximativ 1044 m.

Orizontul Vereisky

În orizontul Vereisk sunt trasate două rezervoare de petrol, separate prin straturi de noroi și calcare argiloase. Grosimea calcarelor efective saturate cu ulei V-III variază de la 0,6 la 6,8 m (puțul nr. 201). Cea mai mică notă de la care s-a obținut ulei fără apă este de 1042,8 metri (puțul nr. 214). Cea mai înaltă notă a rezervorului rezervorului de petrol V-III este de 990 m. WOC este luată la aproximativ 1042 m. Înălțimea depozitului în cadrul WOC acceptat - 1042 metri este de aproximativ 52 m. Dimensiunile sale în conturul exterior sunt de aproximativ 52 m. 25x12 km. Grosimea părții efective a rezervorului variază de la 1,2 la 6,4 m.

Cea mai înaltă parte a zăcământului formațiunii B-II a fost descoperită în puțul nr. 211. WOC a fost prelevat la aproximativ 1040 m. Înălțimea zăcământului în cadrul WOC acceptat este de 104 m și este egală cu aproximativ 50 m. Dimensiunea a depozitului din conturul exterior al uleiului este de aproximativ 25x12 km. Depozitele de petrol ale straturilor B-II si B-III de tip rezervor.

Partea eficientă a formării B-I nu este urmăribilă în toate godeurile. Rezultatele testelor indică o permeabilitate scăzută a rezervorului, iar localizarea complexă a diferențelor poroase în zona câmpului complică evaluarea posibilelor perspective de petrol ale rezervorului V-I.

^ 4. PROPRIETĂȚI DE ZACUROR ALE FORMATIUNILOR PRODUCTIVE
Tournezian

Etapa Tournaisiană este reprezentată de roci carbonatice - calcare ale orizontului Cherepetsky și Kizilovsky. În godeuri, de la 1 (godeu nr. 212) la 29 (godeu nr. 187) se disting straturile intermediare poroase. Grosimea diferențelor poroase identificate variază de la 0,2 la 25,2 m. Grosimea totală a rezervoarelor orizontului Cherepet din porțiunea studiată variază de la 10,8 (puțul nr. 207) la 39,2 m (puțul nr. 193). În aproape toate fântânile, straturi se disting în partea superioară a etapei Tournaisian, de regulă, acesta este un singur strat cu o grosime de aproximativ 2 m, dar în unele fântâni (195, 196) apare un număr mai mare de straturi subțiri poroase. , al cărui număr ajunge la 8. Grosimea totală a rezervorului Kizel crește în acest caz până la 6,8 m.
Orizontul Yasnaya Polyana

Depozitele supraorizontului Yasnaya Polyana sunt reprezentate de gresii, siltstones și argile alternante ale orizontului Bobrikov și Tula. Paturile de gresie Bb-II și Bb-I se disting în compoziția orizontului Bobrikov, iar Tl-0, Tl-I, Tl-II în compoziția orizontului Tula. Aceste straturi pot fi urmărite în întreaga zonă a câmpului Mishkinskoye. Grosimea totală a rezervoarelor din orizonturile Bobrikov și Tula variază de la 7,4 m (puțul nr. 188) la 24,8 m (puțul nr. 199).
scena bașkiriană

Este reprezentată de alternarea calcarelor dense și poros-permeabile. Calcarele nu sunt argiloase. Parametrul relativ dat Jnj variază de la 0,88 în straturi dense până la 0,12 - 0,14 în soiurile foarte poroase. Această natură a modificării în Jnj indică o cavernozitate semnificativă a calcarelor. Numărul de straturi intercalare poroase în godeuri în funcție de zonă variază de la 5 (godeu nr. 255) la 33 (godeu nr. 189). Grosimea diferențelor poroase identificate variază de la 0,2 la 21,0 m. Grosimea totală a rezervoarelor din etapa Bashkirian variază de la 6,8 m (puțul 205) la 45,5 m (puțul nr. 201).
Orizontul Vereisky

Depozitele Vereya sunt reprezentate de o alternanță de silstones și roci carbonatice. Formația productivă este limitată la depozitele carbonatice poroase și permeabile. Există două straturi B-III și B-II.

Grosimea totală a rezervoarelor orizontului Vereisk variază de la 4,0 (puţul nr. 198) la 16,0 m (puţul nr. 201). Grosimea unui strat intermediar permeabil individual variază pe suprafață de la 0,4 la 6,4 m.
Date rezumative privind proprietățile rezervoarelor formațiunilor productive

^ 5. PROPRIETĂȚI FIZICE ALE LIQUIDULUI DE FORMARE

(ULEI, GAZ, APA)
ULEI
Orizontul Vereisky

Din analiza probelor de adâncime rezultă că uleiurile orizontului Vereya sunt grele, foarte vâscoase, valoarea densității petrolului în condiții de zăcământ este în intervalul 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 și are o medie de 0,8798 g/cm 3 . Vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor variază de la 12,65 la 26,4 SP, iar 18,4 SP a fost luat în considerare în calcule.

Se presupune că valoarea medie a presiunii de saturație este de 89,9 atm. Uleiurile orizontului Vereya sunt ușor saturate cu gaze, GOR este de 18,8 m 3 /t.

Conform rezultatelor analizei probelor de suprafață de ulei, s-a stabilit că densitatea uleiului este de 0,8963 g/cm 3 ; Probele de ulei din orizontul Vereisk conțin 3,07% sulf, cantitatea de rășini silicagel variază între 13,8 - 21% și este în medie de 15,6%. Conținutul de asfaltene este în intervalul 1,7 - 8,5% (valoare medie 4,6%), iar conținutul de parafină 2,64 - 4,8% (medie 3,6%).
scena bașkiriană

Datele analizei arată că uleiul din stadiul Bashkirian este mai ușor decât uleiurile din alte straturi ale câmpului Mishkinskoye, densitatea petrolului în condiții de rezervor este de 0,8641 g/cm 3 . Vâscozitatea petrolului este mai mică decât cea a orizontului Vereian și este determinată a fi de 10,3 cp. Presiunea de saturație pentru etapa Bashkirian ar trebui să fie egală cu 107 atm. Formaţiunea GOR este de 24,7 m 3 /t. Rezultatele analizei arată că densitatea medie a uleiului este de 0,8920 g/cm3. Conținutul de sulf în uleiul din stadiul bașkirian variază de la 22,4 la 3,63% și este în medie de 13,01%. Cantitatea de rășini de silicagel variază de la 11,6% la 18,7% și este în medie de 14,47%. Conținutul de asfaltene este în intervalul 3,6 - 6,4% (medie 4,51%), iar conținutul de parafină 2,7 - 4,8% (medie 3,97%).
Orizontul Yasnaya Polyana

Uleiul orizontului Tula este greu, greutate specifică 0,9 g/cm3, vâscozitate mare 34,2 cp. Factorul de gaz este de 12,2 m 3 /t, presiunea de saturație a petrolului cu gaz este de 101,5 atm., ceea ce se datorează conținutului ridicat de azot din gaz până la 63,8 procente în volum.

Probe de ulei de suprafață din superorizontul Yasnaya Polyana au fost prelevate din 8 puțuri. Densitatea uleiului conform rezultatelor analizei probelor de suprafață este de 0,9045 g/cm 3 . Conținut de sulf  3,35%, conținut de asfalt 5,5%, conținut de parafină 4,51%.
Tournezian

Vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor a fost de 73,2 cp. Densitatea uleiului este de 0,9139 g/cm3. GOR 7,0 m 3 /t. factor de volum 1,01. Probe de suprafață de ulei Tournaisian au fost prelevate din 8 puțuri. Densitatea medie a uleiului este de 0,9224 g/cm 3 . Conținut crescut de rășini silicagel 17,4 - 36,6% (în medie 22,6%). Conținutul de asfalten și parafină este în medie de 4,39%, respectiv 3,47%.
^ GAZ ASOCIAT

Gazul asociat conține o cantitate crescută de azot. Pentru etapa Tournaisian, valoarea sa medie este de 93,54%, pentru superorizontul Yasnaya Polyana - 67,2%, pentru etapa Bashkirian - 44,4%, pentru orizontul Vereian - 37,7%. Un astfel de conținut de azot, precum și factorii de gaz scăzut, fac posibilă utilizarea gazului asociat ca combustibil, numai pentru nevoile întreprinderilor industriale.

În funcție de conținutul de heliu din gazul de contur al supraorizontului Yasnaya Polyana (0,042%) și stadiului Cherepetian (0,071%), este de interes industrial, dar datorită factorilor gazosi scăzuti, i.e. producție scăzută de heliu, rentabilitatea producției sale este pusă sub semnul întrebării. Conținutul de heliu în gazul asociat al orizontului Vereya și al stadiului Bashkirian este de 0,0265%, respectiv 0,006%.
^ APA DE FORMARE
Orizontul Vereisky

Conținutul de apă al straturilor din partea superioară a orizontului Vereya practic nu este studiat. Saramurile de formare au o densitate de 1,181 g/cm3, prima salinitate - 70, contin B - 781 mg/l, J - 14 mg/l si B2O2 - 69,4 mg/l. Compoziția gazului dizolvat în apă este dominată de azot - 81%, metan - 13%, etan - 3,0%, mai greu - 0,3%.
scena bașkiriană

Apele zăcămintelor bașkiriene au o compoziție ion-sare similară și mineralizare și metamorfism ceva mai puține decât apele complexelor superioare și inferioare. Mineralizarea apelor zăcămintelor Bashkir nu depășește 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg nu depășește 3,7; SO4/Cl nu depăşeşte 0,28; conținutul de mg/l de brom 587 - 606; J ÷ 10,6 - 12,7; B203 - 28-39; potasiu - 1100; stronțiu - 400; litiu - 4.0.
Yasnaya Polyana superorizont

Se caracterizează prin mineralizare ridicată, metamorfizare, absența asfaltenelor, conținut ridicat de brom și iod, nu depășesc 50 mg/l. Conținutul nesemnificativ de sulfați servește drept corelativ pentru a distinge apele complexului Yasnaya Polyana de apele complexelor superioare și inferioare.

Saturația medie de gaz a apelor de formare a zăcămintelor Yasnaya Polyana este de 0,32 - 0,33 g/l. Compoziția gazului este azot, conținutul de hidrocarburi este de aproximativ 3 - 3,5%, argon - 0,466%, heliu - 0,069%. Gazul de degazare de contact este format din azot 63,8%, metan 7,1%, etan 7,9%, propan 12,1%.
Etapa turnneziană

Mineralizarea apelor din stadiul Tournaisian este de 279,2 g/l; S - 68; S04/CI - 100-0,32; B - 728 mg/l; J, 13 mg/l; B 2 O 3 - 169 mg/l. Apa zăcămintelor din stadiul Tournaisian diferă puternic de apele zăcămintelor Yasnaya Polyana, ceea ce indică izolarea acviferelor orizontului.

Apele din stadiul Tournaisian sunt foarte mineralizate. Se caracterizează prin conținut ridicat de calciu de 19%, coeficient echivalent Cl-Na/Mg peste 3; SO4/CI - 100-0,12 * 0,25. Conținut de brom 552-706 mg/l; iod 11-14 mg/l; NH4 79-89 mg/l; B2O3 39-84 mg/l; potasiu 1100 mg/l; stronțiu 4300 mg/l;
Proprietățile fizice și chimice ale petrolului în condiții de rezervor

Proprietățile fizico-chimice ale gazului

Proprietățile fizice și chimice ale apelor de formare

^ 6. PERFORMANȚĂ DE DEZVOLTARE

(formație productivă)

student grupuri 10-1 3B

facultate ulei si gaz specialitate 130503.65

De primul antrenament a avut loc în NGDU Almetyevneft, NGDU Yamashneft, poligonul NGDU „Elkhovneft”.

Locul stagiului Almetyevsk.

Începutul practicii 2.04.2012 sfârşitul practicii 20.04.2012

Lider de practică

de la departamentul RENGM Nadyrshin R. F.

Almetievsk, 2012

INTRODUCERE………………………………………………………………………………….. 3

PRINCIPALELE PROPRIETĂȚI ALE ZAZCARELOR DE PEI ȘI GAZE .......... ....4

CARACTERISTICI GEOLOGICE ALE ZĂMĂMÂNTULUI….…11

ECHIPAMENTE ȘI TEHNOLOGIA PRODUCȚIEI DE ȚEI………….. 13

Funcționarea fântânii fântânii……………………………………….…13

Funcționarea puțurilor cu pompe cu tije de aspirare……….. 16

Funcționarea puțurilor cu pompe electrice centrifuge și cu șurub………………………………………………………………………………………….. 21

Principalele operațiuni efectuate în timpul întreținerii puțurilor mecanizate…………………………………………………………………... 30

Subteran și lucrări de reparare a puțurilor…………………………………….. 32

Metode de influențare a părții de sondă a formațiunii…………. ..34

4. COLECTAREA ȘI PREGĂTIREA ULEIULUI ÎN CÂMP………….…….…40

5. ORGANIZAREA RPM LA FACILITĂȚILE DE CÂMP………….…45

6. DESCRIEREA SCURTĂ A TIPURILOR DE ÎNTREȚINERE ȘI REPARARE A CONDUCTURILOR….…………….….. 48

7. MĂSURI DE SIGURANȚĂ CÂND SE EFFECTUĂ ÎNTREȚINEREA ȘI REPARAȚIA FÂNȚIILOR……………………….…..… 50

REFERINȚE………………………………………………………….….. 52

Introducere

Practica introductivă este etapa inițială a pregătirii. Ajută la familiarizarea cu profesia înainte de a începe să studieze discipline speciale. Această practică a avut loc în întreprinderile producătoare de petrol și gaze Yamashneft, Almetyevneft, terenul de antrenament Elkhovneft. Principalele obiective ale practicii au fost:

Familiarizarea studenților cu procesele de forare a puțurilor de petrol și gaze, producție de petrol și gaze și dezvoltarea unui zăcământ de petrol.

Cunoașterea principalelor echipamente utilizate la forarea și exploatarea sondelor de petrol și gaze.

Familiarizarea cu principala verigă a industriei petroliere - zăcământul petrolier și activitățile sale de producție și economice.

Obținerea unor cunoștințe practice care contribuie la o mai bună asimilare a materialului teoretic în procesul de perfecționare în specialitate.

Dobândirea primei experiențe de comunicare într-o echipă de producție.

În timpul antrenamentului, am vizitat, ne-am familiarizat cu amenajarea GZNU-6, BPS-1, precum și cu un grup de puțuri destinate WEM. De asemenea, obiectele vizitei noastre au fost „GZNU, DNS-61, KNS-121 OGPD Almetyevneft”, în plus, am vizitat o instalație de foraj, mașini de prelucrare și sectoare de antrenament ale NGDU Elkhovneft, pentru a repara echipamente și a desfășura concursuri între angajați.

Această „schemă tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” fundamentează opțiunea optimă pentru dezvoltarea ulterioară a câmpului.
Lucrarea a fost efectuată în conformitate cu termenii de referință ale OJSC „Surgutneftegas” și documentele de reglementare aprobate.

Introducere

2. Analiza structurii stocului de sondă.
3. Caracteristicile geologice ale zăcământului.
4. Modelul geologic și tehnologic al zăcământului.
5. Fundamentarea geologică și comercială a opțiunilor de dezvoltare.
6.Indicatorii tehnologici ai optiunilor de dezvoltare.
7. Rezerve de petrol și gaze dizolvate.
8. Măsuri de siguranță pentru operatorii de petrol și gaze.
9.Modul tehnologic de operare pentru sondele de productie.
10. Extracția uleiului prin instalații electrice submersibile.
11. Producerea uleiului folosind pompe cu tije de foraj.

Fișiere: 1 fișier

AGENȚIA FEDERALĂ PENTRU EDUCAȚIE

Instituție de învățământ de stat de învățământ profesional superior

„Universitatea de stat de petrol și gaze din Tyumen”

Departamentul „Dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere”

conform primei practici industriale

de la "" 20 la "" 200

la întreprindere

student

grupa HP-09-1 specialitatea

„Dezvoltarea și exploatarea petrolului și

zăcăminte de gaze,

specializarea: „Dezvoltarea câmpurilor petroliere”

De la întreprindere

(poziție) Nume complet

Gradul de protecție:

Kogalym, 2012

Introducere

1. Informații generale despre depozit.

2. Analiza structurii stocului de sondă.

3. Caracteristicile geologice ale zăcământului.

4. Modelul geologic și tehnologic al zăcământului.

5. Fundamentarea geologică și comercială a opțiunilor de dezvoltare.

6.Indicatorii tehnologici ai optiunilor de dezvoltare.

7. Rezerve de petrol și gaze dizolvate.

8. Măsuri de siguranță pentru operatorii de petrol și gaze.

9.Modul tehnologic de operare pentru sondele de productie.

10. Extracția uleiului prin instalații electrice submersibile.

11. Producerea uleiului folosind pompe cu tije de foraj.

INTRODUCERE

Din punct de vedere administrativ, câmpul Zapadno-Chigorinskoye este situat în districtul Surgut din districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Terenul este situat pe teritoriul a trei zone de licență, al căror utilizator de subsol este OJSC „Surgutneftegas”:

• Chigorinsky LU (licență KhMN nr. 00684, eliberată la 03.12.1997, data expirării
  valabilitate licență 31.12.2040),
• Ai-Pimsky LU (Licența KhMN nr. 00560, eliberată la 29 septembrie 1993, data expirării
  valabilitate licență 31.12.2055),
• Zapadno-Ai-Pimskiy LU (Licență KhMN nr. 00812, eliberată la 06/04/1998, termen
  licența expiră la 31.12.2055),

Distanța până la cea mai apropiată localitate - poz. Nijnesortymsky - 60 km. Distanța până la orașul Surgut este de 263 km.

Câmpul a fost descoperit în 1998, dat în exploatare pilot în 2003 pe baza „Schemei tehnologice pentru dezvoltarea pilot”, întocmită de TO „SurgutNIPIneft” (protocolul TKR KhMAO Nr. 259 din 06.12.2001).

Datorită ritmului mai mare de dezvoltare a câmpului în primii doi ani de funcționare (2003-2004), volumele efective de producție de petrol au depășit nivelurile de proiectare. Pentru a ajusta indicatorii tehnologici de dezvoltare în 2005, TO „SurgutNIPIneft” a pregătit „Analiza dezvoltării câmpului Zapadno-Chigorinskoye” (protocolul TO al Comitetului Central din Rosnedra pentru KhMAO nr. 630 din 04/27/ 2005).

Acest document de proiect „Schema tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” a fost întocmit în 2006, în conformitate cu decizia TO al Comitetului Central din Rosnedra pentru Okrugul Autonom Khanty-Mansiysk (procesul verbal nr. 630 din 27 aprilie, 2005).

În perioada de dezvoltare pilot a câmpului Zapadno-Chigorinskoye:

Au fost specificate structura geologică și proprietățile rezervorului
principala facilitate operațională a CNE și,

• rezervele de petrol au fost calculate și aprobate de GKZ Rosnedra (Procesul verbal nr. 1280 din
  03.11.2006),
• a fost evaluată eficacitatea sistemului de dezvoltare implementat.

Această „schemă tehnologică pentru dezvoltarea câmpului Zapadno-Chigorinskoye” fundamentează opțiunea optimă pentru dezvoltarea ulterioară a câmpului.

Lucrarea a fost efectuată în conformitate cu termenii de referință ale OJSC „Surgutneftegas” și documentele de reglementare aprobate.

1. INFORMAȚII GENERALE DESPRE DEPOZIT

Poziția administrativă și geografică. Câmpul Zapadno-Chigorinskoye a fost identificat pe teritoriul a trei zone de licență: zona de licență Ai-Pimskoye (partea de nord-est a câmpului), zona de autorizare Zapadno-Ai-Pimskoye (partea centrală) și zona de licență Cigorinsky ( partea de sud-est, Fig. 1.1).

Din punct de vedere administrativ, depozitul este situat pe teritoriul districtului Surgut din districtul autonom Khanty-Mansi din regiunea Tyumen. Cea mai apropiată așezare este așezarea Nizhnesortymsky, situată la 60 km nord-est de zăcământ. Centrul regiunii Surgut este orașul Surgut, situat la 263 km sud-est de câmp. În termeni fizici și geografici, se limitează la provincia mlaștină Surgut din țara fizică și geografică a Siberiei de Vest. Câmpul este situat în zona de activitate a OAO Surgutneftegaz, OGPD Nizhnesortymsk-Neft.

Clima, continentală. Iarna este lungă, aspră și înzăpezită. Temperatura medie a celei mai reci luni, ianuarie, este de -21,4°C. Grosimea stratului de zăpadă este de până la 60-75 cm.Durata perioadei cu înghețuri stabile este de 164 de zile. Vara este scurtă (50-60 de zile), moderat caldă și înnorată, cu înghețuri frecvente. Temperatura medie a celei mai calde luni (iulie) este de +16,8°C, cu o maximă absolută de +34°C. În general, clima regiunii este tipică pentru zona taiga.

Hidrografie. Depozitul este situat în interfluviul râurilor Nimatuma, Yumayakha, Totymayaun. După natura regimului de apă, râurile aparțin tipului de râuri cu viituri de primăvară-vară și viituri în sezonul cald. Faza principală a regimului de apă este viitura, care, în unii ani, reprezintă până la 90% din scurgerea anuală. Începe în a treia decadă a lunii aprilie și se termină în iunie. Zone semnificative sunt pline de apă (60,1%). Suprafața lacului este de 17,2%. Alături de lacuri mici, pe teritoriul zăcământului se află și lacuri mari: Vochikilor, Vontyrya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkoultunglor, Vochkoultunglor, Otinepatylor.

Solurile. Pe suprafețele automorfe domină podzolii iluvio-feruginoși și iluvio-humus. Printre tipurile de sol de mlaștină se remarcă solurile turboase, turboase și turboase de pe turbăriile înalte, precum și solurile turboase-humus-gley. În zonele inundabile predomină solurile de turbă-humus-gley și de câmpie inundabilă slab podzolizate.

Vegetație. Conform zonării geobotanice a Siberiei de Vest (Ilyina, Makhno, 1976), teritoriul zăcământului este situat în subzona de nord a taiga.

Structura peisagistică a teritoriului este dominată de mlaștini de diferite tipuri (60,1% din suprafață), în principal mlaștini de culme-gold și lacustre-crestă-gold, precum și mlaștini plat-dealuri. Pădurile de pin și pin-mesteacăn sunt limitate la zonele de vale (acoperire forestieră - 17,3%). În câmpiile inundabile și văile râurilor predomină pădurile de pin-mesteacăn și cedru-pin (aproximativ 5,4%).

Lumea animalelor. Conform zonei zoogeografice a regiunii Tyumen (Gashev, 2000), zăcământul Zapadno-Chigorinskoye este situat în provincia zoogeografică Surgut. Lumea animală este reprezentată de fauna biotopurilor lacustre și de mlaștină (șobolan, iepure alb, păsări de apă: rațe de scufundări și de râu), în biotopurile pădurii există reprezentanți ai vânatului de munte (cocoș de munte, cocoș de munte, cocoș de munte), precum și veverița. , veveriță.

Utilizarea terenului și arii special protejate. Pe teritoriul zăcământului Zapadno-Chigorinsky există teritorii cu un statut special de management al naturii - zone de protecție a apei, plantații de cedri și terenuri ancestrale (Fig. 1.1).

Zonele de protecție a apei sunt identificate de-a lungul râurilor și în jurul lacurilor cu o lățime de 100 până la 500 m, ocupă 5132 hectare (aproximativ 45% din suprafața depozitului). În masive separate de-a lungul albiilor râurilor există plantații de cedri - 172 ha (1,5%).

Prin Decretul șefului administrației regiunii Surgut nr. 124 din 30 noiembrie 1994 și decizia comisiei raionale din administrația rurală Sytominsk a regiunii Surgut, terenul tribal nr. 12C a fost alocat pe teritoriul depozit, pe care 4 familii (12 persoane) din rândul popoarelor indigene desfășoară activități economice Nord - Khanty (familiile lui Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). OJSC „Surgutneftegas” și șefii de terenuri familiale au încheiat acorduri economice care prevăd un set de măsuri sociale și economice.

Activitatea economică în zonele de protecție a apei este determinată de Decretul Guvernului Federației Ruse nr. 1404 din 23.11.1996 „Regulamentul privind zonele de protecție a apei ale corpurilor de apă și benzile lor de protecție de coastă”, RD 5753490-028-2002. „Regulamentul privind protecția mediului în proiectarea și efectuarea lucrărilor la grupurile de puțuri și puțurile unice de prospectare și explorare ale OJSC „Surgutneftegas” situate în zonele de protecție a apei din corpurile de apă ale Okrugului autonom Khanty-Mansiysk”; plantații de cedru - prin Codul Silvic al Federației Ruse nr. 22-FZ din 29.01.1997; terenuri familiale - prin Decretul șefului administrației regiunii Surgut nr.124 din ZOL 1.1994

Infrastructura industriala. Câmpul petrolier Zapadno-Chigorinskoye este situat în zona de activitate a Departamentului de producție de petrol și gaze Nizhnesortymskneft, care are o infrastructură de producție dezvoltată: un punct de colectare și tratare a petrolului, stații de pompare de amplificare, un sistem de presiune și inter-câmp. conducte de petrol, conducte de gaz, o rețea de drumuri, un sistem de alimentare cu energie electrică, baze de servicii de producție.

La momentul lucrării, la câmp s-au construit: 11 tampoane de puţuri; sistem de colectare a petrolului și gazelor cu o lungime de 26,1 km:

• o statie de pompare de rapel cu o capacitate proiectata de 10,0 mii m/zi, din
  novkoy evacuare preliminară a apei de formare, cu o capacitate de 10,0 mii m 3 /zi.
  Utilizarea capacității la 01.01.2006 a fost de 12%;
• conductă de petrol pentru transportul extern al petrolului din zăcământul Zapadno-Chigorinskoye
  până la punctul de legătură cu conducta de petrol din zăcământul Bittemsky, lungime de 15,0 km;

statie de pompare cluster, cu o capacitate de 7,2 mii m 3/zi. Utilizarea capacității la 01.01.2006 a fost de 44%;

Patru puturi de apă au fost forate în zona stației de pompare a apelor uzate din munții Cenomani
umbrela, dotata cu unitati de pompare submersibile de inalta presiune, prin
care pompă se efectuează;

Sistem de conducte de înaltă presiune cu lungimea de 18,55 km;
post de transformare PS 35/6;

• linia de înaltă tensiune VL-35kV de la PS110 a câmpului Bittemsky spre vest
  zăcământul no-Chigorinsky, lungime de 15,8 km;
• drum cu pavaj din beton asfaltic din CSN Vest
  Câmpul Chigorinskoye înainte de a intra pe coridorul din câmpul Bittemskoye" aproximativ
  gravitație 13,5 km.;

Intrări în tufișuri cu lungimea de 26,15 km.

Sistemul de colectare a gazelor la câmp nu este dezvoltat. O centrală electrică cu turbină cu gaz a fost construită la câmpul Bittemskoye, situat la 20 km. La 1 ianuarie 2006, rata de utilizare a gazelor era de 2,76%.

Cel mai apropiat punct de preparare a uleiului este Alekhinskiy CPS, situat la 95,8 km de câmp. Uleiul este livrat la sistemul Transneft la PS Surgut de Vest.

Alimentarea este furnizată de sistemul Tyumenenergo. Principala sursă de alimentare a câmpului Zapadno-Chigorinskoye este substația 35/6 kV Bitemskaya (2x25 MB A).

Alimentarea cu energie a instalațiilor de șantier al câmpului Zapadno-Chigorinskoye se realizează din SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) nr. 252, situat în zona șantierului tehnologic al BPS.

Pe parcursul amenajării zăcământului, materialele și echipamentele sunt furnizate din orașul Surgut, care are un nod feroviar mare, un port fluvial și un aeroport capabil să primească avioane de pasageri și de transport greu.

Cel mai apropiat sat Nijne-Sortymsky este dotat cu resurse de muncă calificate. La NGDU Nizhnesortymskneft a fost dezvoltat un sistem de unități de reparații și servicii.

2. ANALIZA STRUCTURII FONDULUI DE FUNȚIE.

La data de 01.01.2006, bilantul societatii cuprinde 147 sonde, inclusiv 109 sonde de productie, 33 sonde de injectie, 1 sonde de control si 4 sonde de captare a apei. 2.1

Există 129 de puțuri de producție și injecție la instalația AC12, inclusiv 96 de puțuri de producție, 33 de puțuri de injecție (dintre care 12 sunt în producție de petrol).

Există 13 sonde de explorare abandonate în formațiunile AS11 și YuSo.

Anexele grafice prezintă hărți ale stării actuale de dezvoltare a obiectului AC12. Pentru unitatea în ansamblu, productivitatea sondelor indicate pe hartă corespunde rapoartelor OGPD, hărțile fiecăruia dintre straturi arată productivitatea estimată obținută în urma calculelor modelului.

Starea fondului este satisfăcătoare. Există 2 sonde în stocul de sondă inactiv (2% din stocul de sondă).

În decembrie 2005, existau 100 de sonde producătoare cu o rată medie de producție de petrol de 13,9 tone/zi, o presiune medie în gaura de fund de 12,8 MPa. Există 21 puțuri de injecție în funcțiune.Injectivitatea medie a puțurilor de injecție este de 152 m 3 /zi, cu o presiune medie la capul sondei de 14,9 MPa.

Intervalul debitelor de ulei (de la 0,1 la 63,1 t/zi) pentru stadiul inițial de dezvoltare este foarte mare. Pentru a identifica principalele cauze ale productivității inegale a sondelor, a fost efectuată o analiză multivariată a informațiilor geologice și de teren, cele mai informative dependențe sunt prezentate în fig. 4.3.1. Din datele date urmează: