Správa o praxi na poli ropy a zemného plynu. Správa o praxi špecializovaného rozvoja a prevádzky ropných a plynových polí. Produkčná a organizačná štruktúra NGDU

Vykonávame všetky druhy študentských prác

Pracovnou časťou skrutkového čerpadla je jednochodová oceľová skrutka otáčajúca sa v gumovom plášti špeciálneho profilu, ktorej vnútorná dutina je dvojchodová špirálová plocha s dvojnásobne väčším krokom ako je stúpanie skrutky. Skrutkové čerpadlo - objemové čerpadlo, ktorého prietok je priamo úmerný rýchlosti závitovky. Počas otáčania sa skrutka a jej držiak tvoria po celej dĺžke ...

Ťažba ropných a plynových polí (abstrakt, ročníková práca, diplom, kontrola)

MINISTERSTVO ŠKOLSTVA A VEDY TATARSTANSKEJ REPUBLIKY SPRÁVA ŠTÁTNEHO NAROJOVÉHO INŠTITÚTU ALMETYEVSK Študentky Makláková A. S. skupiny 18−13 B Podľa vzdelávacej a oboznamovacej praxe konanej v NGDU

Almetievneft, cvičisko CTC NGDU Elkhovneft

Nachádza sa v meste Almetievsk Začiatok praxe 31.03.10. koniec cvičenia 26.04.10.

Vedúci praxe z Katedry RiENGM:

Garipová L.I.

Almeťjevsk 2010

1. Rozvoj ropných polí

1.1 Geológia územia a vývoj ložísk

1.2 Organizácia výrobných procesov v OGPD

2. Technika a technológia výroby ropy

2.1 Výroba studne

2.2 Prevádzka studní so sacími tyčovými čerpadlami

2.3 Prevádzka studní s bezpiestovými čerpadlami

2.4 Základné operácie vykonávané počas testovania vrtu

2.5 No workover a workover

2.6 Spôsoby ovplyvňovania blízkovrtnej časti útvaru

3. Zber a príprava ropy na poli

3.1 Zber a príprava vyťažených produktov

3.2 Systém PPD. Organizácia RPM v terénnych zariadeniach

3.3 Oboznámenie sa s údržbou a opravou potrubí

4. Bezpečnostné opatrenia pri vykonávaní údržbárskych prác na studniach a podzemných zariadeniach

4.1 Bezpečnosť práce a priemyselná sanitácia

4.2 Ochrana práce a životného prostredia v podniku Zoznam použitej literatúry

Úvod

Účelom prvej výcvikovej praxe je upevniť si predstavy o procesoch výstavby vrtov a ťažby ropy a plynu, ktoré získali študenti akademickej disciplíny „Základy ropného a plynárenského priemyslu“ a pripraviť študentov na štúdium špeciálnych disciplín. . Vzhľadom na to, že do začiatku úvodnej praxe sa neplánuje študovať špeciálne odbory, ktoré sú súčasťou komplexu odborných vedomostí, preto je prvá vzdelávacia prax pre študentov počiatočným štádiom praktického vyučovania. Jeho účelom je oboznámiť študentov so základnými technologickými postupmi a zariadeniami.

Z dôvodu krátkeho trvania sa prvý tréningový tréning uskutočňuje exkurziou. Počas prehliadky podniku je možné prebrať tieto otázky:

1. Produkčná a organizačná štruktúra NGDU. Systém rozvoja poľa.

2. Technika a technológia výroby ropy. Systém zberu a úpravy ropy a plynu. Bezpečnostné inžinierstvo. Ochrana práce a životného prostredia v podniku.

3. Oboznámenie sa s technologickými postupmi a zariadeniami používanými v zariadeniach NGDU.

NGDU Almetyevneft rozvíja centrálnu a severozápadnú časť poľa Romashkinskoye. Vývojové objekty - 4 oblasti terigénneho devónu (Minnibajevskaja, Almeťjevská, Severo-Almeťjevská, Berezovská), ložiská terigénnych a karbonátových ložísk karbónu. NGDU Elkhovneft buduje šesť ropných polí: unikátne pole Novo-Elkhovskoye z hľadiska zásob (druhé najväčšie vyťažiteľné zásoby ropy v Tatárskej republike).

1. Rozvoj ropných polí

Geológia územia a vývoj lokalityopôrodov

Najväčšie v Tatarstane, ložisko Romashkinskoye, administratívne zaberá územie regiónov Almetyevsk, Bugulma, Leninogorsk a Sarmanovsky. Pole Romashkinskoye je viacvrstvové. V ložiskách devónu a karbónu bolo identifikovaných 22 ropných horizontov, z ktorých 18 je priemyselných. Bolo v nich objavených asi 400 ložísk ropy. Podrobne boli študované regionálne ropné horizonty: ložiská Pashiysko-Kynovskiy, Cherepetskiy-Kizelovskiy, Bobrikovskiy. Lokálne ropné horizonty (Zavolžskij, Alekšinskij, Dankovo-Lebedjanskij) zostávajú nedostatočne preštudované. Hlavné zásoby ropy v poli sú obmedzené na terigénne ložiská devónu a karbónu. Ložisko Romashkinskoye je obmedzené na veľký tektonický prvok územia - Južný dóm tatárskeho oblúka. Ložisko ropy v pašskom horizonte je obmedzené na hrebeň tohto zdvihu. Režim usadenín je elasticko-vodotlakový. V celej sedimentárnej časti ložiska je identifikovaných až 22 komplexov zvodnených hornín. Najvodnatejšie sú terigénne horniny devónu a karbónu. Oleje devónskych ložísk sú typu ľahké, sírnaté, parafínové. Oleje všetkých ložísk karbónu majú podobné zloženie a patria k typu ťažkých, kyslých, parafínových. Pole sa začalo rozvíjať v roku 1952. K dnešnému dňu je v teréne vyčlenených 10 prevádzkových zariadení.

Rozvoj ložiska ropy alebo plynu sa chápe ako riadenie procesu pohybu kvapalín a plynu v nádrži do ťažobných vrtov pomocou určitej schémy umiestnenia odhadovaného počtu vrtov v oblasti, poradia a rýchlosti ich umiestňovania. do prevádzky, udržiavanie prevádzkového režimu vrtov a regulovanie bilancie energie zásobníka. 2,24]

Súhrn uvedených údajov s prihliadnutím na ochranu podložia a životného prostredia určuje systém rozvoja ložiska alebo ložiska.

Racionálny rozvojový systém je taký systém, v ktorom je pole prevádzkované minimálnym počtom vrtov, poskytujúcich danú ťažobnú rýchlosť, vysokú konečnú ťažbu ropy, pri najnižších možných nákladoch na ropu.

Neoddeliteľnou súčasťou rozvoja terénu je výber rozvojových objektov.

Rozvojový objekt je geologický útvar (nádrž, súbor nádrží, masív) umelo identifikovaný v teréne, obsahujúci komerčné zásoby uhľovodíkov, ktoré sa ťažia z útrob určitej skupiny vrtov.

Developerské objekty sú rozdelené ako samostatné a vratné. Vratné objekty sa majú rozvíjať studňami, ktoré prevádzkovali prioritný objekt pred jeho vyčerpaním.

Rozvojové systémy sú klasifikované podľa geometrie umiestnenia studní v území a podľa spôsobu ovplyvňovania produktívnej formácie.

Podľa geometrie umiestnenia studní, systémy s uniforma A neuniforma umiestnenie studne.

Systémy s jednotným rozostupom sa vyznačujú umiestnením jamiek v pravidelných geometrických mriežkach: štvorcových alebo trojuholníkových. Zvyčajne sa používa v ložiskách s pevným obrysom ložiska oleja.

Nerovnomerne rozmiestnené systémy majú typicky vrty usporiadané v radoch rovnobežných s pohyblivými obrysmi alebo radmi vstrekovacích vrtov. Vzdialenosť medzi vrtmi v radoch a medzi radmi pre každé konkrétne ložisko sa určuje pomocou hydrodynamických výpočtov založených na údajoch o geologickej stavbe ložiska, vlastnostiach zásobných tekutín a prevádzkových režimoch zásobníka.

Podľa spôsobu ovplyvňovania sa rozlišujú vývojové systémy žiadny dopad A z dnuhakcie do vrstvy.

V systémoch bez stimulácie zásobníka sa v procese vývoja zásobníka využíva iba prirodzená energia zásobníka.

Vývojové systémy sa hodnotia podľa ich vlastností a výkonu.

Vlastnosti vývojového systému:

— dobre zásoby- celkový počet ťažieb (ťažba, injektážne vrty určené na rozvoj ložiska).

Delí sa na hlavnú a rezervnú.

— špecifická vymožiteľná rezerva— pomer vyťažiteľných zásob ropy k celkovému počtu vrtov;

- hustota mriežky studní na plochu sa zvyčajne vyjadruje v hektároch na studňu.

— intenzita záplavového systému— pomer počtu vstrekovacích vrtov k počtu ťažobných vrtov.

— pomer počtu rezervných vrtov k počtu vrtov hlavného fondu, vzdialenosť medzi radmi vrtov a medzi vrtmi, vzdialenosť od obrysu k produkčným vrtom atď.

Absolútne ukazovatele vývoja charakterizujú intenzitu a stupeň ťažby ropy, plynu a vody v čase:

— produkciu ropy- hlavný ukazovateľ - súčet za všetky ťažobné vrty objektu za jednotku času a priemerná denná ťažba na vrt.

— kvapalinová extrakcia— celková produkcia ropy a vody za jednotku času,

— produkciu plynu- pomer objemu plynu k množstvu ropy vyťaženej z vrtu za jednotku času,

— kumulatívna produkcia- odráža množstvo ropy vyrobenej v zariadení za celé uplynulé časové obdobie.

Regulácia procesu vývoja má zabezpečiť rovnomerný pohyb obrysov vody. Nerovnomerný pohyb vody je eliminovaný obmedzením výberu tekutiny zo zaplavených studní so súčasným zväčšením objemu vstrekovanej látky v oblastiach, kde je pohyb obrysovej vody pomalý. Zmena tlaku v nádrži nad oblasťou je neustále monitorovaná. Tlak sa meria v čo najväčšom počte vrtov a v určitých intervaloch sa zostavuje mapa izobár, ktoré určujú pokles tlakov v nádržiach v jednotlivých oblastiach.

1.2 Organizácia výrobných procesov v NGDU

ťažba ropných polí 1.2.1 Schéma organizácie výrobných procesov v NGDU Na čele OGPD je vedúci. Jeho bezprostrednými podriadenými sú hlavný geológ, hlavný inžinier, hlavný technológ a námestník pre všeobecné otázky. Hlavnému geológovi sú podriadené: vývojové oddelenie (OR), geologické oddelenie (GO), modelovacia skupina (GM) a dielňa pre vedecké a výrobné práce (TsNIPR). Výrobné oddelenie pre ťažbu ropy (POD), servis hlavného mechanika (CGM), oddelenie bezpečnosti práce a požiarnej bezpečnosti (OH&PB), oddelenie údržby a prác vrtov (OT&KRS), prevádzkový servis vrtných zariadení (TSVO) a centrálny inžiniersky a technologický servis (CITS ) hlásiť hlavnému inžinierovi. CITS má na starosti: dielňu na spracovanie podzemných vrtov, dielňu na výrobu ropy a plynu č. 1 (TsDNG-1), dielňu na výrobu ropy a plynu č. 2 (TsDNG-2), dielňu na údržbu formovacieho tlaku (CPPS). ) a valcovňa a opravovňa prevádzkových zariadení (PRCEO). Hlavný technológ je podriadený: službe hlavného technológa (SGT), úpravni a čerpaní ropy (CPP), plynárenskej službe (GZ) a chemicko-analytickému laboratóriu (HAL). Administratívne a ekonomické oddelenie (AHO), služba podpory výroby (SOP), dopravná výroba (TP), úsek nakládky a vykládky (UPRR) a rezortné zabezpečenie (VOKhR) sú priamo podriadené námestníkovi prednostu NGDU pre všeobecné záležitosti. .

Hlavný inžinier dohliada na prácu všetkých výrobných dielní, laboratórií. V podniku má na starosti výskumné a vývojové práce.

Funkciou technického úseku je zabezpečovať skvalitňovanie zariadení a technológie výroby. Hlavnou náplňou tohto oddelenia je vývoj a implementácia pokročilých technológií pre výstavbu studní a rozvoj terénu.

Oddelenie bezpečnosti práce kontroluje dodržiavanie pravidiel bezpečnosti, ochrany práce a priemyselnej hygieny.

Geologické oddelenie vykonáva špeciálne funkcie pri riadení vrtných a ropných a plynárenských podnikov. Hlavnou úlohou tohto oddelenia je výber a zdôvodnenie hlavných oblastí prieskumu a prieskumu, vykonávanie geologickej kontroly v procese vŕtania a testovania vrtov, identifikácia priemyselných ropných a plynových horizontov, výber racionálneho systému pre rozvoj poľa.

Hlavnou úlohou výrobného úseku je vypracovanie a rozbor plnenia operačných plánov – harmonogramov, výrobného programu organizačných a technických opatrení.

Plánovacie a ekonomické oddelenie vypracúva aktuálne a dlhodobé plány, organizuje vnútropodnikové účtovníctvo.

Oddelenie pre organizáciu práce a miezd vykonáva práce na plánovaní vedeckej organizácie práce, nákladov práce a miezd a organizuje socialistické napodobňovanie.

Na organizáciu a riadenie prác na investičnej výstavbe majú podniky oddelenie investičnej výstavby a sekcie výstavby a inštalácie.

Účtovné oddelenie zaznamenáva hotovostné náklady podniku, fixný a pracovný kapitál, mzdy.

Personálne oddelenie vyberá a dopĺňa personál, prijíma a prepúšťa.

Administratívny a ekonomický úsek - vytváranie priaznivých podmienok pre činnosť riadiacich zamestnancov.

Združenie Tatneft je jedným z najväčších združení ťažiacich ropu a zemný plyn v Ruskej federácii. Združenie je komplexný priemyselný komplex s obrovskými výrobnými kapacitami a vysoko rozvinutou sociálnou infraštruktúrou. Zjednotenie svojou činnosťou prinieslo k životu množstvo moderných miest a robotníckych osád. Združenie dnes zahŕňa 14 oddelení ťažby ropy a plynu (NGDU).

Organizácia výroby a riadenie v združení ťažby ropy a zemného plynu je do značnej miery určená špecifickými charakteristikami odvetvia a mení sa v závislosti od rozsahu a štruktúry výroby.

Hlavné črty ropného priemyslu sú nasledovné:

ťažba ropy a plynu je spojená s veľkým množstvom špeciálnych prác na hľadaní a prieskume ropných polí a navrhovaní ich rozvoja; vŕtanie studní, ich rozvoj, rozvoj terénu; výroba, zber, príprava spracovania ropy a plynu, preprava a skladovanie produktov.

Zariadenia a zariadenia na ťažbu ropy sú silne ovplyvnené prostredím, často agresívnym, preto je s opravami podzemných a povrchových zariadení spojený značný a rastúci objem prác:

- objem a štruktúra produkcie sa mení s uvedením nových kapacít do prevádzky a vyčerpaním zásob ropy v podloží;

— zariadenia na ropné polia (nedostatočne vybudované vrtné plošiny, vrty, komoditné parky, jednotky na úpravu ropy atď.) a výrobné jednotky sú rozptýlené na veľkej ploche, ďaleko od základní pomocnej výroby a zásobovania;

— pohyblivosť hraníc výrobných zariadení v dôsledku uvádzania nových ložísk, oblastí, studní do prevádzky;

— nepretržité (počas celého roka) fungovanie výroby;

— významný vplyv prírodno-geologických a klimatických podmienok na výsledky výrobnej činnosti.

2. Technika a technológia výroby ropyA

2.1 Prevádzka toku studne

Spôsob prevádzky, pri ktorom sa stúpanie kvapaliny uskutočňuje iba vďaka prírodnej energii, sa nazýva fontána. K vyvieraniu ropného vrtu dochádza pri tlaku v zásobníku menšom ako je hydrostatický tlak stĺpca kvapaliny vo vrte, čo je spôsobené veľkým množstvom plynu rozpusteného v rope.

Keď sa tekutina pohybuje zo zóny vysokého tlaku (zásobník) do zóny nízkeho tlaku (studňa), uvoľňuje sa z nej plyn, ktorý expandovaním pomáha kvapaline stúpať. Pri zdvíhaní ťažby vrtu s poklesom saturačného tlaku sa v kolóne zdvíhacích rúr uvoľňuje plyn rozpustený v oleji a vzniká zmes plyn-kvapalina (GLM), ktorej hustota cm je menšia ako hustota kvapaliny w (cm

Podmienky chrlenia v tomto prípade: Р pl > cm g H.

Tlak v spodnom otvore: P zab = cm g H + P tr + P y.

Prítok tekutiny zo zásobníka je tým väčší, čím je nižší tlak na dne - P zab. Zároveň bude priepustnosť výťahu tým vyššia, čím väčší bude tlak na dne. Počas prevádzky vodojemu a výťahu sa nastolí rovnováha systému - "vrstva-výťah".

Ryža. 2.1.1 Vybudovanie studne na výrobu fontán.

1 - výrobný reťazec;

3 - topánka;

4 - príruba;

5 - vianočný stromček;

6 - kovanie.

Ako prevádzka postupuje, prirodzený tok ropy do vrtu postupne klesá. Je to spôsobené znížením tlaku v otvore. V tomto ohľade sa používa mechanizovaná metóda prevádzky. Najmä kompresorový a nekompresorový plynový výťah. Zdvíhanie sa vykonáva pomocou energie stlačeného plynu vstrekovaného do vrtu alebo extrahovaného rôznymi typmi čerpadiel.

Ryža. 2.1.2. Zariadenie studne na prevádzku plynového výťahu

1 - plášťové rúry;

2 - zdvíhacie potrubia;

3 - plynové potrubia.

2.2 Prevádzka studní so sacími tyčovými čerpadlami

Dlhodobú prevádzku CPP vo vrte zabezpečí dobre zvolený režim - systém parametrov: veľkosť čerpadla, hĺbka zostupu, ponor pod dynamickú hladinu, dĺžka zdvihu a počet zdvihov leštenej tyče, ako aj zaťaženie výpletu prútu. Návrh optimálneho režimu sa vykonáva podľa výskumných údajov, na základe ktorých sa vypočítajú produkčné schopnosti vrtu Qc. Musia zodpovedať schopnostiam zariadenia. Tyčová čerpacia jednotka pozostáva z povrchových a podzemných zariadení inštalovaných na ústí vrtu.

Pozemné vybavenie zahŕňa čerpaciu jednotku s pohonom a zariadením ústia vrtu. Podzemné vybavenie zahŕňa čerpadlo s prísavnou tyčou, hadicový reťazec a reťazec prísavnej tyče.

Tyčové čerpadlo je špeciálne navrhnuté piestové čerpadlo určené na prevádzku vo veľkých hĺbkach. Čerpadlo sa skladá z dvoch hlavných komponentov: valca a piestu. Čerpadlo je poháňané z povrchu pomocou reťazca prísavných tyčí.

Čerpadlá s hlbokými tyčami podľa konštrukcie a spôsobu inštalácie sú rozdelené do dvoch hlavných skupín: rúrkové alebo nezásuvné a zásuvné.

Potrubné čerpadlá sa vyznačujú tým, že hlavné komponenty sa spúšťajú do studne oddelene. Valec je na strune hadičky a piest je na strune prísavky. Vzostup sa vykonáva v rovnakom poradí.

Zásuvné čerpadlo sa na rozdiel od rúrkového čerpadla spúšťa do studne a vyzdvihuje zo studne už zmontované pomocou prísavných tyčí. Čerpadlo je upevnené špeciálnym nástrojovým spojom inštalovaným na hadicovej šnúre. Na výmenu vkladacej pumpy stačí zdvihnúť strunu prísavky.

Používajú sa vyvažovacie a nevyvážené tyčové inštalácie.

Schéma a princíp činnosti sacej tyčovej čerpacej jednotky s potrubným čerpadlom a vyrovnávacou čerpacou jednotkou:

Ryža. 2.2.1. Schéma tyčovej studne čerpacej jednotky:
1 - výrobný reťazec; 2 - sací ventil; 3 - valec čerpadla; 4 - piest; 5 - vypúšťací ventil; 6 - potrubie; 7 - prísavné tyče; 8 - kríž; 9 - odbočné potrubie ústia vrtu; 10 - spätný ventil na obtok plynu; 11 - odpalisko; 12 - žľaza ústia studne; 13 - zásoba ústia vrtu; 14 - zavesenie lana; 15 - hlava balancéra; 16 - vyvažovač; 17 - stojan; 18 - vyváženie závažia; 19 - ojnica; 20 - zaťaženie kľuky; 21 - kľuka; 22 - prevodovka; 23 - hnaná kladka (na opačnej strane brzdovej kladky); 24 - prevod klinovým remeňom; 25 - elektromotor na otočnom posúvači; 26 - hnacia kladka; 27 - rám; 28 - riadiaca jednotka.

Používajú sa aj nevyvážené čerpacie jednotky, v ktorých sa namiesto vyvažovača používa pružný článok, prehodený cez kladku na stojane a spojený s upchávkou, ako aj stroje s reťazovým pohonom a hydraulickým pohonom.

Čerpacia jednotka s reťazovým pohonom obsahuje: telo meniča 1, elektromotor 2, prevodovku 3, ozubené kolesá 4 a 5, reťaz 6, vozík 7, vyvažovacie závažie 8, brzdu 9, tyč ústny záves 10, lano 11, prevod 12 klinovým remeňom.

Pohon je inštalovaný na základni 13, v ktorej je umiestnená aj riadiaca stanica. Prenos krútiaceho momentu z elektromotora je realizovaný remeňovým pohonom s možnosťou zmeny frekvencie kmitov výmenou kladiek. Teleso konvertora je zváraná kovová konštrukcia, v ktorej sa pohybuje vyvažovacie závažie spojené lanom cez kladky so závesom tyče ústia vrtu. Redukčný konvertorový mechanizmus je umiestnený v tele.

Ryža. 2.2.2. Schéma inštalácie elektrického pohonu

1 - telo; 2 - elektromotor; 3 - reduktor; 4,5 - hviezdy; 6 - reťaz; 7 - vozík; 8 - vyrovnávacie zaťaženie; 9 - brzda; 10 - zavesenie; 11 - lano; 12 - prevod klinovým remeňom; 13 - základňa; 14 - kontrolná stanica.

Pohon sa uskutočňuje nasledujúcim spôsobom: pohyb od elektromotora cez remeňový pohon, prevodovku, hnacie ozubené koleso namontované na hriadeli prevodovky sa prenáša na trakčnú reťaz. Trakčná reťaz je spojená pomocou valčeka, ktorý je k nej konzolovo pripevnený, s vozíkom a vyvažovacím závažím. Keď je vyvažovacie závažie v spodnej polohe a záves tyče ústia vrtu je v hornej polohe, vozík je v strednej polohe. Keď sa ozubené kolesá otáčajú, vozík sa pohybuje doprava a súčasne nahor spolu s vyvažovacím závažím a zavesenie tyče vrtu sa pohybuje nadol. Keď vozík dosiahne vodorovnú os spodného ozubeného kolesa, pohyb vozíka doprava sa zastaví a pohybuje sa len smerom nahor. Keď vozík dosiahne vodorovnú os horného ozubeného kolesa, vozík sa začne pohybovať doľava, pričom pokračuje v pohybe nahor. Tento pohyb pokračuje, kým sa vozík nepresunie na opačnú stranu ozubeného kolesa. V tomto prípade sa smer pohybu vyvažovacieho závažia a zavesenia tyče ústia vrtu zmení na opačný. To zabezpečuje vratný pohyb závesného bodu tyčí.

Výkon pripojeného elektromotora je 3 a 5 kW.

Výhody oproti balančnému pohonu

- konštantná rýchlosť pohybu tyčí v prevažnej časti zdvihu;

- prevodovka s nižším prevodovým pomerom;

- menšia závislosť rozmerov a hmotnosti pohonu od dĺžky zdvihu;

- zabezpečenie dĺžky zdvihu v širokom rozsahu zmien rýchlosti;

— zníženie dynamického a hydrodynamického zaťaženia;

— zníženie nákladov na energiu;

— zvýšenie koeficientu využitia energie.

2.3 Prevádzka studní s beztyčovými hĺbkovými čerpadlamialemi

Hlavným rozlišovacím znakom čerpadiel pre studne bez tyčí (BSHGN), ktorý umožňuje ich rozlíšenie do samostatnej skupiny, je absencia mechanického spojenia medzi pohonom a samotným čerpadlom, ako je to v prípade inštalácie prísavnej tyče. čerpadlo.

Rozšírili sa inštalácie s ponornými odstredivými elektrickými čerpadlami, ktoré umožňujú pri väčšom prietoku vyvinúť vysoký tlak dostatočný na zdvihnutie oleja z veľkých hĺbok. Charakteristickým znakom takýchto zariadení je prenos motora priamo na miesto prevádzky čerpadla a absencia tyčí.

Zariadenie na prevádzkovanie studní pomocou UPTSN obsahuje ponorný elektromotor 2, odstredivé čerpadlo 5 a riadiacu stanicu 11 s autotransformátorom. Na spodnej časti ponorného motora je pripevnený kompenzátor 1. Hriadeľ motora je spojený drážkovými spojkami cez chránič 3 s hriadeľom čerpadla. Kvapalina je nasávaná cez bočný prívod 4 a je pumpovaná von cez hadicový reťazec 6 na povrch. Na napájanie motora elektrickou energiou je určený pancierový trojžilový kábel 7, ktorý je pri zostupe čerpadla pripevnený k potrubiam remeňmi 8. Pri zdvihnutí čerpadla je kábel navinutý okolo bubna 10. Ústie je utesnené tvarovkami fontánového typu 9.

Schematický diagram ESP

1 - autotransformátor; 2 - kontrolná stanica; 3 - káblový bubon; 4 - vybavenie ústia vrtu; 5 - hadicová šnúra; 6 - pancierový elektrický kábel; 7 - káblové svorky; 8 - ponorné viacstupňové odstredivé čerpadlo; 9 - sacia mriežka čerpadla; 10 - spätný ventil; 11 - vypúšťací ventil; 12 - hydraulická ochranná jednotka (chránič); 13 - ponorný motor; 14 - kompenzátor.

Podľa dizajnu sú ESP rozdelené do troch skupín:

a) čerpadlá verzie 1 sú určené na prevádzku ropných a zatopených vrtov s obsahom mechanických nečistôt do 0,1 g/l;

b) čerpadlá verzie 2 (verzia odolná voči opotrebovaniu) sú určené na prevádzku silne podmáčaných studní s obsahom mechanických nečistôt do 0,5 g/l;

c) Čerpadlá verzie 3 sú určené na čerpanie kvapalín s pH=5−8,5 a obsahom sírovodíka do 1,25 g/l.

Podľa veľkosti priečneho rozmeru sa ESP delia do skupín:

a) skupina 5 - čerpadlá s vonkajším priemerom plášťa 92 mm;

b) skupina 5A - čerpadlá s priemerom plášťa 103 mm;

c) skupiny 6 a 6A - čerpadlá s priemerom plášťa 114 mm.

Ponorné odstredivé elektrické čerpadlo - viacstupňové, sekčné. Každý stupeň pozostáva z vodiacej lopatky a obežného kolesa namontovaného na spoločnom hriadeli. Obežné kolesá sú upevnené na hriadeli spoločným kľúčom a vodiace lopatky sú v telese čerpadla, čo je rúrka od 92 do 114 mm. Počet stupňov môže dosiahnuť 400. Tlak vyvíjaný čerpadlom je určený počtom stupňov a rýchlosťou kolies, priemerom čerpadla a ďalšími faktormi. 3,60]

Kompenzátor - zariadenie na reguláciu objemu oleja v ponornom motore, ktorý sa rozťahuje v dôsledku zahrievania motora počas jeho prevádzky.

Riadiaca stanica zabezpečuje riadenie a reguláciu chodu jednotky, automatické zapínanie a vypínanie v závislosti od tlaku v kolektore.

Bola vyvinutá metóda prevádzky bezpotrubnej studne, ktorá zahŕňa spustenie jednotky do studne na káblovom kábli, čo značne zjednodušuje a urýchľuje vypínacie operácie.

Na oddelenie vstrekovacieho priestoru v studni od sacej dutiny čerpadla sa používajú špeciálne oddeľovacie pakry. Ponorná jednotka sa používa s elektromotorom namontovaným na vrchu. Podľa tejto schémy čerpacia jednotka spustená do studne spočíva na pakri predinštalovanom vo výrobnej kolóne, ktorý oddeľuje filtračnú zónu výrobnej kolóny od jej hornej časti. Čerpadlo nasáva kvapalinu spod pakru a pumpuje ju do výrobnej kolóny. Na spustenie jednotky do studne sa používa špeciálny navijak namontovaný na vozidle. Táto schéma vám umožňuje použiť maximálne priemery motora a čerpadla v sérii, aby sa zvýšil prietok a tlak. Ponorné odstredivé čerpadlá sa neodporúčajú v studniach s vysokým obsahom piesku, voľného plynu a nie sú veľmi účinné na ťažbu ropy s vysokou viskozitou.

Bezpiestové ponorné čerpadlá tiež zahŕňajú skrutkové, hydraulické piestové vibračné, membránové a prúdové čerpadlá. Skrutkové čerpadlá sú obzvlášť široko používané na extrakciu viskózneho oleja.

Schéma inštalácie skrutkového čerpadla v studni sa nelíši od odstredivého čerpadla, s výnimkou samotného čerpadla.

Pracovnou časťou skrutkového čerpadla je jednochodová oceľová skrutka otáčajúca sa v gumovom plášti špeciálneho profilu, ktorej vnútorná dutina je dvojchodová špirálová plocha s dvojnásobne väčším krokom ako je stúpanie skrutky.

Skrutkové čerpadlo je objemové čerpadlo, ktorého výkon je priamo úmerný rýchlosti závitovky. Skrutka a jej držiak tvoria počas otáčania sériu uzavretých dutín po celej dĺžke, ktoré sa pohybujú od nasávania až po jej vysunutie. Spolu s nimi sa pohybuje aj čerpaná kvapalina.

Široko používané sú skrutkové čerpadlá s elektrickým horným pohonom umiestneným pri ústí vrtu. Rotačný moment je prenášaný na vrtuľu pomocou tyčovej struny vybavenej špeciálnymi centralizátormi a umiestnenej vo vnútri rúrkovej kolóny.

V nevybavených studniach je možné extrahovať kvapalinu výterom, podobne ako technológie na vyvolanie prítoku z formácie.

V membránovom čerpadle oddeľuje čerpanú kvapalinu od hnacieho konca čerpadla gumová membrána.

Tryskové čerpadlá treba pripísať BSNG. Vyvinutý a v súčasnosti testovaný v oblastiach Únie. Sú založené na princípe zdvíhania oleja v dôsledku ejekčného efektu vytváraného prietokom tekutiny privádzanej do vrtu.

Vibračné čerpadlo je určené na zdvíhanie kvapaliny z vrtu pod vplyvom elastických deformácií kvapaliny a potrubia generovaného vibrátorom.

2.4 Hlavné operácie vykonávané pri štúdiu studní

Hlavnými operáciami sa rozumie súbor prác zameraných na získanie údajov o parametroch a charakteristikách nádrže a zóny dna s cieľom zabezpečiť efektívnu prevádzku vrtu. Drenáž formácie je spojená s vytvorením poklesu tlaku (depresie), ktorého zosilnenie môže viesť ku komplikáciám: zalievanie, tvorba plynu, tvorba parafínu a solí, deštrukcia formácie.

Rozsah výskumnej práce je diktovaný úlohou výskumu. Pre pole uvádzané do prevádzky to môže byť: určenie tlaku v nádrži, určenie teploty v nádrži, určenie charakteristík vyrábaného produktu a jeho jednotlivých komponentov, štúdium geologických charakteristík zóny dna, meranie tlaku v dolnom priestore. a prietoky ropy, plynu a vody pri rôznych odberoch, stanovenie hodnôt potenciálu a optimálneho výberu. V závislosti od účelu možno štúdie zaradiť do jednej z nasledujúcich skupín. 3,86]

Primárne štúdium - získanie informácií v štádiu prieskumu a skúšobnej prevádzky poľa pre výpočet zásob a vypracovanie rozvojového projektu.

Prebiehajúci výskum – získavanie údajov počas procesu vývoja na stanovenie prevádzkových režimov vrtu, spresnenie parametrov nádrže.

Špeciálne štúdie - získavanie údajov na riešenie špeciálnych problémov, napr.: určenie defektu v pažnicovom reťazci, miesto porušenia izolácie cementového plášťa atď.

Priame štúdie - priame merania rôznych parametrov v vrtoch prístrojmi.

Nepriamy výskum – získavanie informácií ich výpočtom podľa známych závislostí – grafy, vzorce a pod.

Produkčné a geofyzikálne prieskumy - získavanie údajov pomocou rôznych typov geofyzikálnych prístrojov.

Hydrodynamické metódy sú štúdie vykonávané vo vrtoch pri špecifikovaných prevádzkových režimoch a zahŕňajú určenie takých parametrov: hladiny, tlaky v dne a v nádrži, rýchlosť produkcie, plynový faktor, vodný rez, injektivita, profil prítoku atď.

Zoznam technologických operácií pred testovaním vrtov USHPU by mal obsahovať:

1) inštalácia excentrickej čelnej dosky a dolného biča;

2) vybavenie potrubného reťazca spojkami so skosením na oboch stranách;

3) prepláchnutie studne a vyčistenie výrobného reťazca od usadenín s následným spustením šablóny;

4) použitie drôtu s priemerom 2,0-2,2 mm pre závesné zariadenia;

5) pred spustením nástroja sa tlak v prstenci zníži na atmosférický;

6) klesanie zariadenia cez maznicu, ak je potrebné udržiavať tlak v medzikruží nad atmosférickým tlakom;

7) zostup zariadení cez vodiaci valec namontovaný na čelnej doske a vycentrovaný na otvor;

8) pred spustením nástroja spustite šablónu, ktorá má rovnakú dĺžku a priemer ako nástroj plánovaný na spúšťanie;

9) zostup a. zdvíhacie zariadenia vyrábať rýchlosťou nie vyššou ako 30-40 m / min av intervaloch zvýšeného nebezpečenstva je lepšie prejsť na manuálne zostupovanie a stúpanie;

10) v prípade zdržania počas zostupu sa odporúča ako prvé opatrenie zvýšiť hmotnosť nákladu na 8-12 kg;

11) s oneskoreniami, ktoré sa vyskytujú každých 200-300 m; je potrebné zastaviť klesanie zariadenia, zdvihnúť ho a preorientovať čelnú dosku;

12) vznikajúce "presahy" v dôsledku nesprávneho umiestnenia čelnej dosky je možné eliminovať zmenou umiestnenia čelnej dosky a tým aj potrubného reťazca. Ak to nepomôže, zariadenie by sa malo zdvihnúť pomocou hákov alebo by sa mal zavolať tím na opravu pod zemou.

Pri výbere smeru zostupu by sa mal brať do úvahy azimut zakrivenia studne pomocou sklonu. Metóda je jednoduchá na implementáciu vo vertikálnom vrte, ale vyžaduje určité skúsenosti v odchýlených vrtoch.

Operátor výroby ropy:

– udržiava čistotu a poriadok na území pevných studní;

— zabezpečuje prípravu studne na opravu;

— kontroluje vykonávanie určitých operácií, ktorých vykonávanie je špecifické pre daný vrt;

Inštalácia prídavných zariadení, výskumných nástrojov atď.;

— riadi spustenie ESP po oprave a uvedení vrtu do režimu: monitoruje prívod, prstencový a vyrovnávací tlak, dynamiku hladiny kvapaliny;

- zúčastňuje sa operácií na čistenie studne od parafínu, solí, piesku.

Počas prevádzky operátor určuje a zaznamenáva do denníka informácie o prietoku tekutiny, znížení množstva vody v produkte, dynamickej hladine, vyrovnávacej pamäti, prstencovom tlaku a tlaku v potrubí v nasledujúcich podmienkach:

- 1 deň po uvedení studne do prevádzky;

- počas prvých 30 dní - týždenne; po prvých 30 dňoch - mesačne.

- pri spustení;

- 2 dni po odstúpení od režimu;

- mesačne po dobu 60 dní;

- 1 krát za štvrťrok po 60 dňoch.

2.5 Podzemné práce a úpravy studní

Existujú dva typy opráv studní - pozemné a podzemné. Pozemná oprava je spojená s obnovením prevádzkyschopnosti zariadení umiestnených v ústí vrtu potrubí, čerpacích jednotiek, uzatváracích ventilov, elektrických zariadení atď.

Podzemná oprava zahŕňa práce zamerané na odstránenie porúch v zariadeniach spúšťaných do vrtu, ako aj na obnovenie alebo zvýšenie prietoku vrtu. Oprava podzemia je spojená s vyzdvihnutím zariadenia zo studne.

Podľa zložitosti vykonávaných operácií sa opravy podzemia delia na bežné a kapitálové opravy.

Podzemná oprava je jedným z výrobných procesov rozvoja poľa a v závislosti od zložitosti a náročnosti práce je podmienene rozdelená na bežné a kapitálové.

Údržba je súbor prác na korekciu alebo zmenu prevádzkového režimu zariadenia vrtu a ústia vrtu, aby sa vrt udržal v prevádzkovom stave.

Hlavný objem údržbárskych prác sa vykonáva podľa vopred stanoveného harmonogramu s prihliadnutím na spôsob prevádzky, technické vlastnosti používaného zariadenia, stav studne a vlastnosti prevádzkovaného objektu. Hlavné typy práce:

— revízia a čiastočná alebo úplná výmena zvislého zariadenia;

— optimalizácia prevádzkových režimov;

— čistenie a preplach dna studne;

— vykonávanie plánovaných geologických a technologických opatrení.

Kapitálová podzemná práca studne kombinuje všetky druhy prác, ktoré si vyžadujú dlhý čas, veľkú fyzickú námahu a zapojenie mnohých multifunkčných zariadení. Ide o práce súvisiace s odstraňovaním zložitých havárií, ako so zariadením spúšťaným do vrtu, tak aj so samotným vrtom, práce na presune vrtu z jedného výrobného objektu do druhého, práce na obmedzení alebo odstránení prítoku vody, zväčšenie hrúbky materiálu. vykorisťovanie, vplyv na formáciu, rezanie nového kmeňa a iné.

Typy prác vykonávaných pri veľkých opravách možno zoskupiť do nasledujúcich oblastí:

— ochrana nerastných surovín a životného prostredia;

– izolačné práce na blokovanie a obmedzenie ciest, ktorými voda vstupuje do výroby studne;

— vplyv na produktívne formácie;

— obnova a likvidácia havárií vo vrte.

Základom pre zváženie potreby generálnej opravy každej konkrétnej studne je havarijný stav, prítomnosť anomálií v hodnotách produkcie a obsahu vody v nej, znečistenie životného prostredia a plnenie svojho účelu studňou. . V prvom prípade sa musí rozhodnúť o „oprave“ alebo „likvidácii“, v druhom - oprava alebo prevádzka s abnormálnymi ukazovateľmi, v treťom - povinná eliminácia zdrojov znečistenia, vo štvrtom - likvidácia.

Charakteristickým znakom opravy podzemných studní je, že na rôzne účely, trvanie a zložitosť sa vo väčšine prípadov vykonávajú rovnaké operácie pomocou rovnakých špeciálnych strojov a nástrojov.

Technologický proces podzemných prác studní možno rozdeliť do troch hlavných etáp:

1) prípravné práce:

2) vypínacie operácie a skutočná oprava;

3) rozvoj studne po oprave.

Prvá technologická etapa opravy - prípravné práce - pozostáva z dvoch častí:

— skutočná príprava studne na opravu;

— príprava zariadení a nástrojov na opravy.

Do prvej skupiny patria práce súvisiace s prevenciou prejavov vody, ropy a plynu počas procesu opravy.

Studňa sa považuje za pripravenú na opravu, ak sú v nej vytvorené podmienky na vykonávanie všetkých potrebných operácií pri dodržaní ochrany práce, eliminácie znečistenia životného prostredia a strát produktu.

Jednou z technológií prípravy je zabíjanie studní, ktoré spočíva v nahradení studničnej tekutiny zabíjacou tekutinou, ktorej hustota zabezpečuje vytvorenie potrebného protitlaku na prevádzkovaný objekt. Usmrtenie studne je nežiaduci proces, pretože usmrcujúca tekutina v kombinácii s potlačením formácie môže mať negatívny vplyv na vlastnosti jej nádrže. 3,104]

Racionálnejším spôsobom prípravy vrtov na prepracovanie v porovnaní so zabíjaním je inštalácia uzatváracích ventilov do vrtu nad výrobným zariadením alebo vybavenie ústia vrtu špeciálnym zariadením na vypínanie pod tlakom.

Druhá časť prípravných prác spočíva v dodaní a rozmiestnení potrebnej techniky na ústí vrtu, zabezpečení náradia, materiálu a zariaďovacích predmetov, demontáži techniky po ukončení prác a pod.

Ryža. 2.5.1. Zdvíhacia inštalácia.

1 - cestovný systém; 2 - veža; 3 - prenos výkonu; 4 - predná podpera; 5 — kabína operátora; 6 - navijak; 7 - hydraulický valec na zdvíhanie veže; 8 - zadná podpera.

Väčšina opravárenských technológií sa vykonáva s použitím vypínacích operácií, takže zostup a vytiahnutie potrubnej kolóny sa považuje za samostatnú skupinu operácií. Vykonáva ich komplex zdvíhacích zariadení vrátane veže s vybavením, náradím a mechanizačnými prostriedkami na zachytávanie, podopretie rúr, ako aj operácie so závitovými spojmi.

Zdvíhacie zariadenie je namontované na prepravnej základni.

Mobilná jednotka pre vypínacie operácie pri prácach v podzemných studniach v pracovnej a prepravnej polohe je znázornená na obrázkoch:

ťažba ropných polí 2.5.2. Samohybná zdvíhacia jednotka.

1 - vežové vidlice, 2 - montážne vidlice, 3 - klinové dorazy, 4 - skrutkový zdvihák, 5 - otočný žeriav, 6 - hákový blok, 7 - prevodovka, 8 - navijak, 9 - ovládací stĺpik zdvíhania veže, 10 - hydraulický zdvihák, 11- skrinka na náradie, 12- zadná podpera veže.

Pre technologické operácie sú určené špeciálne pozemné a podzemné zariadenia. Hlavným povrchovým zariadením sú čerpacie jednotky na vstrekovanie kvapalín do vrtu, jednotky na výrobu pary, zariadenia na tesnenie ústia vrtu, jednotky na testovanie vrtov. Podzemie - používajú sa pakry, kotvy, chápadlá na vyťahovanie rúr, laná, nástroje na čistenie dna a stien studne, nástroje na ničenie kovu v studni, vytváranie dodatočných prác, špeciálne technické a vozidlá.

Vývoj spočíva vo vytvorení podmienok v mŕtvom vrte pre prítok kvapaliny a plynu z formácie do vrtu po oprave.

Lanové technológie sú založené na použití lana na spúšťanie náradia, prípravkov, zariadení, nádob s príslušnými materiálmi do dna alebo daného intervalu studne.

Technológia využívajúca ohybné rúry spočíva v odvíjaní a navíjaní súvislého ohybného stĺpika na bubon umiestnený na plošine vozidla.

Na ústí vrtu je umiestnený špeciálny mechanizmus, ktorý násilne tlačí pružnú strunu pri jej narovnávaní. Na osi bubna je inštalovaný otočný kĺb, spojený s vonkajším pevným koncom ohybného stĺpika, ktorý umožňuje privádzať kvapalinu do potrubia počas otáčania bubna. Na zníženom konci pružnej struny je možné upevniť potrebný nástroj alebo zariadenie na vykonávanie technologickej operácie.

Dlhá ohybná rúrka sa od hadíc líši materiálom a absenciou spojok.

Opravárenské technológie zabezpečujú spúšťanie pružnej kolóny do pažnicových rúr, do rúrových rúr, do prstencového priestoru vrtu medzi pažnicou a zdvíhacou kolónou rúr.

Technológie stočených rúr sa odlišujú od tradičných metód prepracovania vrtov zjednodušením procesu práce s nadmerným tlakom vo vrte, rýchlym rozmiestnením a rozmiestnením jednotiek, schopnosťou pracovať v prstencovom priestore a vylúčením vypínania počas niektorých typy práce.

2.6 Spôsoby ovplyvňovania blízko-vrtnej časti útvaru

Vysoké miery rozvoja ropných polí a konečný faktor obnovy ropy (ORF) možno dosiahnuť iba racionálnou prevádzkou zariadenia.

Počas prevádzky vrtu značná časť ropy (v praxi pri moderných technológiách viac ako polovica) zostáva v útrobách, lepí sa na horniny ložiska, uviazne v malých póroch a pod. Preto sa používajú umelé metódy ovplyvňovania ložiska. použité.

Metódy umelého rezervoáru sú rozdelené do troch skupín:

Spôsoby udržiavania tlaku v nádrži vstrekovaním vody alebo plynu,

– metódy zvýšenia ťažby ropy a zemného plynu v ložiskách,

— metódy na zvýšenie priepustnosti zóny dna.

Enhanced Oil Recovery Methods (EOR) - označuje celý súbor technológií na objemovú stimuláciu ropného ložiska (zvyčajne vykonávané cez vstrekovacie vrty) s cieľom dlhodobo zlepšiť výkon zaplavovania a v konečnom dôsledku je navrhnutý tak, aby zvýšil vyťažiteľnosť. zásoby ropy (vtláčanie vody s povrchovo aktívnou látkou do zásobníkov, vytláčanie ropy roztokom polymérov, vstrekovanie oxidu uhličitého do zásobníka, vstrekovanie nosičov tepla do zásobníka, vytláčanie ropy z ložiska rozpúšťadlami, spaľovanie in-situ).

Metódy zvyšovania priepustnosti – úprava zóny dna dierou (BHT) – označuje súbor technológií na lokálnu stimuláciu zásobníka v bezprostrednej blízkosti vrtu (zvyčajne sa vykonáva cez ťažobné vrty) s cieľom zabezpečiť špecifikovaný alebo obnoviť stratený výkon. vrtu bez uvedenia súvislosti so stavom vyťažiteľných zásob ropy (kyselina, hydraulické štiepenie, hydraulické štiepenie, torpédovanie, vibrácie, tepelné spracovanie).

Chemické metódy zahŕňajú kyslé úpravy založené na schopnosti kyselín rozpúšťať určité typy hornín, čo vedie k čisteniu a rozširovaniu ich pórových kanálikov a zvýšeniu priepustnosti. Vo väčšine prípadov sa na úpravu studní používajú kyseliny chlorovodíková (HC1) a kyselina fluorovodíková (HF). Kyselina chlorovodíková rozpúšťa uhličitanové horniny (vápence, dolomity) produktívnych útvarov a produktmi reakcie kyseliny chlorovodíkovej s uhličitanmi sú soli chloridu vápenatého (CaCl) a chloridu horečnatého (MgCl 2), oxid uhličitý (CO 2), voda po úprave sú ľahko sa vymýva pri výrobe dobre .

Na úpravu sa najčastejšie používa 12 - 15 percentný roztok kyseliny chlorovodíkovej, na meter výšky útvaru sa odoberá 0,4 až 1,5 m 3 roztoku.

Na ochranu kovu pred koróziou sa do kyseliny pridávajú inhibítory korózie, najmä povrchovo aktívne látky.

Vo vrtoch s ložiskami v zóne dna asfaltovo-živicových-parafínových usadenín (ARPD) sa predmýva horúcim olejom alebo sa vykonáva tepelná úprava kyselinou.

Tepelné kyslé spracovanie je kombinovaný proces - v prvej fáze procesu sa spodný otvor upraví roztokom horúcej kyseliny chlorovodíkovej, v druhej fáze sa bez prerušenia po prvej vykonáva konvenčné kyslé spracovanie.

Podstatou hydraulického štiepenia (HF) je vznik a rozširovanie trhlín vo formácii vytváraním vysokých tlakov na dne, kvapalina čerpaná do vrtu, aby sa zabránilo uzavretiu trhliny po odstránení tlaku, triedené hrubo- do vytvorených trhlín sa vstrekuje zrnitý piesok.

Dĺžka zlomov hlboko do nádrže môže dosiahnuť niekoľko desiatok metrov šírky 1–2 mm, vyplnené hrubým pieskom, majú výraznú priepustnosť. Operácia hydraulického štiepenia pozostáva z nasledujúcich etáp: sekvenčné vstrekovanie tekutiny do formácie na vytvorenie zlomenín; kvapalina nasýtená pieskom; kvapaliny na zatláčanie piesku do trhlín (obr. 5.8). Pretože vo väčšine prípadov sa vo všetkých fázach používa kvapalina s rovnakými vlastnosťami, nazýva sa to kvapalina na štiepenie .

Ryža. 2.6.1. Schéma hydraulického štiepenia

I - vstrekovanie tekutiny na lámanie; II - vstrekovanie kvapaliny pieskom; III-vstrekovanie indentačnej tekutiny. 1 - hlina; 2 - nádrž na olej

Metóda hydro-pieskovej tryskovej perforácie (HJP) je založená na využití kinetickej energie a abrazívnych vlastností prúdu kvapaliny s pieskom prúdiaceho vysokou rýchlosťou z trysiek perforátora smerujúceho na stenu vrtu. Prúd kvapaliny s pieskom vytvára štrbinu v plášťovej šnúre, v cementovom kameni a formovacej hornine. Kvapalina naplnená pieskom je smerovaná do dýz perforátora cez hadicový reťazec pomocou rovnakého povrchového zariadenia, aké sa používa na hydraulické štiepenie.

Ryža. 2.6.2. Schéma GPP Podstatou vibračného vplyvu na spodnú zónu vrtu je to, že na dne pomocou vibrátora sa vytvárajú vlnové poruchy média vo forme prudkých výkyvov tlaku rôznych frekvencií a amplitúd. V dôsledku pôsobenia vibrácií sa vytvárajú nové trhliny a staré trhliny sa rozširujú a zóna dna sa čistí. Ako pracovné tekutiny sa používa olej, roztok kyseliny chlorovodíkovej, roztoky povrchovo aktívnych látok atď.

Jeden z variantov nárazového impulzu na útvar - jeho roztrhnutie práškovými plynmi - je založený na tvorbe trhlín v hornine v dôsledku energie práškových plynov vznikajúcich pri spaľovaní nálože v špeciálnom zariadení. Odporúča sa použiť v ropných, plynových a injektážnych vrtoch, ktorých produkčné vrstvy sú zložené z hustých, puklinových vápencov, dolomitov a nehlinitých pieskovcov. 2,56]

Pri prevádzke vrtov, ktorých oleje obsahujú parafín alebo decht, sa využívajú tepelné metódy ovplyvňovania zóny dna. Pri zahrievaní sa parafínovo-živičné usadeniny v potrubí, na stenách vrtu, vo filtračnej zóne a v póroch zásobníka roztavia a prúdom ropy sú vynášané na povrch.

Produkcia výbuchu v studni sa nazýva torpédovanie a výbušná náplň určená na výbuch sa nazýva torpédo. Existujú vysoko výbušné (nesmerové) a kumulatívne (výbuch nasmerovaný horizontálne alebo vertikálne) torpéda. Proces torpédovania spočíva v tom, že torpédo naložené výbušninou (BB) je spustené do studne a vyhodené do povetria proti produktívnej formácii. Keď torpédo exploduje, vytvorí sa dutina, čo má za následok zväčšenie priemeru studne a sieť trhlín, ktoré sa rozchádzajú v radiálnom smere.

3. Zber a príprava ropy na poli

3.1 zber a príprava extrahovaných produktov

Produkcia ropných vrtov je zmesou ropy, plynu a formácie slanej vody. Voda je prítomná vo voľnom stave a tiež tvorí vodno-olejové emulzie, v ktorých sa jemne rozdelené kvapôčky vody v olejovom médiu neusadzujú a navzájom nesplývajú.

Pri výrobe plynových a plynových kondenzačných vrtov sa kvapalná fáza extrahuje spolu s plynom vo forme vodných kvapiek a uhľovodíkov. Okrem plynu a kvapalín obsahujú produkty mechanické nečistoty prírodného a človekom vytvoreného charakteru.

Systém zhromažďovania ropy, ropných plynov a vody je organizovaný v závislosti od tlaku vrtu, schémy zoskupovania vrtov, interakcie so systémami na ovplyvňovanie ložiska ropy, umiestnenia miesta na prípravu vyrobených produktov, berúc do úvahy skutočnosť, že počet a umiestnenie ťažobných studní, ich prietoky sa menia počas prevádzky poľa, rez vody.

Poľný systém zberu a prípravy vrtných produktov je komplex inžinierskych komunikácií a zariadení umiestnených na území rozostavaných objektov, ktoré zabezpečujú meranie, dopravu k technologickým zariadeniam, úpravu ropy, plynu a vody na požadované parametre, likvidácia všetkých produktov a škodlivých produktov vyrobených a získaných vo výrobnom procese.látky.

Konštrukčne ide o rozsiahlu sieť potrubí spájajúcich studne, technologické inštalácie, prístroje, konštrukcie. Na území poľa sú položené podzemné, povrchové, podvodné, zavesené potrubia. Podľa dohody sa rozlišujú ropovody, vodovody, plynovody, ropovody a plynovody.

Terénna príprava ťažby vrtu spočíva v separácii kvapalných a plynných uhľovodíkov, ich uvoľnení od cudzích nečistôt akéhokoľvek pôvodu.

Ryža. 3.1.1. Hlavná technologická schéma extrakcie prípravy vyrobených produktov podnikom na ťažbu ropy a plynu (NGDU).

Injektážne vrty sa štrukturálne nelíšia od ťažobných vrtov na ťažbu ropy alebo plynu. Jedine, že súčasťou výbavy úst je regulátor prietoku vstrekovanej vody.

Po zbere prechádza olej niekoľkými fázami spracovania:

- dehydratácia;

- odsoľovanie;

- stabilizácia;

- odplynenie.

Pri ťažbe z nádrže, pohybe potrubím vo vrte, ako aj poľným potrubím zmesi ropy a vody, vzniká emulzia olej-voda - mechanická zmes kvapalín, ktoré sú navzájom nerozpustné a sú v jemne rozptýlenom stave.

Ryža. 3.1.2. Schéma dehydratácie oleja

1 - jednotka na separáciu plynov;

2 - žumpa na predbežné vypúšťanie vody;

3 - vykurovacia pec;

4 - jednotka na dehydratáciu oleja;

5 - tvorca kvapiek;

6 - gravitačný separátor-usadzovač emulzie voda-olej.

Existujú dva typy emulzií: „olej vo vode“ a „voda v oleji“. Typ vytvorenej emulzie závisí najmä od pomeru fázových objemov, ako aj od teploty, povrchového napätia na rozhraní olej-voda atď.

Na rozbitie emulzií sa používajú tieto metódy:

— gravitačná studená separácia;

— in-line deemulgácia;

- tepelný vplyv;

- termochemický účinok;

- elektrický náraz;

- filtrácia;

- oddelenie v oblasti odstredivých síl.

Gravitačná studená separácia sa používa vtedy, keď je obsah vody v nádržke vysoký. Usadzovanie sa vykonáva v usadzovacích nádržiach s periodickým a kontinuálnym pôsobením.

Dávkové usadzovacie nádrže sa zvyčajne používajú ako nádrže na suroviny, podobne ako nádrže na skladovanie ropy. Po naplnení takýchto nádrží ropou sa v ich spodnej časti usadzuje voda.

V kontinuálnych usadzovacích nádržiach sa separácia vody uskutočňuje s kontinuálnym prechodom spracovávanej zmesi cez usadzovaciu nádrž. Schematický diagram kontinuálnej usadzovacej nádrže je znázornený na obrázku:

Ryža. 3.1.3. Schéma usadzovacej nádrže Dĺžka usadzovacej nádrže je určená z podmienky, že kvapky danej veľkosti sa musia oddeliť od oleja.

Podstatou metódy in-line deemulgácie je, že do zmesi oleja a vody sa pridáva špeciálna látka - deemulgátor v množstve 15 ... 20 g na tonu emulzie. Deemulgátor ničí pancierový plášť na povrchu kvapiek vody a tým vytvára podmienky pre ich splynutie pri zrážkach. Následne sa tieto zväčšené kvapôčky relatívne ľahko oddelia v usadzovacích nádržiach v dôsledku rozdielu vo fázových hustotách.

Tepelný efekt spočíva v tom, že dehydratovaný olej sa pred usadzovaním zahrieva. Pri zahrievaní sa na jednej strane znižuje pevnosť pancierových plášťov na povrchu kvapiek, čo znamená, že sa uľahčuje ich splývanie, na druhej strane klesá viskozita oleja, v ktorom sa kvapky usadzujú, a tým sa zvyšuje rýchlosť separácie emulzie.

Emulzia sa zahrieva v nádržiach, výmenníkoch tepla a rúrových peciach na teplotu 45 ... 80 °C.

Termochemická metóda spočíva v kombinácii tepelného pôsobenia a in-line deemulgácie.

Elektrické pôsobenie na emulziu sa uskutočňuje v zariadeniach nazývaných elektrické dehydrátory. Pri pôsobení elektrického poľa sa na opačných koncoch kvapiek vody objavia opačné elektrické náboje. V dôsledku toho sa kvapky navzájom priťahujú a spájajú. Potom sa usadia na dne nádoby.

Filtrácia sa používa na rozbitie nestabilných emulzií. Ako filtračný materiál sa používajú látky, ktoré nie sú zmáčané vodou, ale zmáčané olejom. Preto olej preniká cez filter, voda nie.

Separácia v oblasti odstredivých síl sa uskutočňuje v odstredivkách, čo sú rotor rotujúci s veľkým počtom otáčok. Emulzia sa privádza do rotora pozdĺž dutého hriadeľa. Tu sa pôsobením zotrvačných síl oddeľuje, pretože kvapôčky vody a oleja majú rôznu hustotu.

Počas dehydratácie sa obsah vody v oleji zvýši na 1 ... 2%.

Odsoľovanie oleja sa uskutočňuje zmiešaním dehydrovaného oleja s čerstvou vodou, po čom sa výsledná umelá emulzia opäť dehydratuje. Takáto postupnosť technologických operácií sa vysvetľuje skutočnosťou, že aj v dehydrovanom oleji zostáva určité množstvo vody, v ktorej sú rozpustené soli. Pri zmiešaní so sladkou vodou sa soli rozložia po celom jej objeme a následne ich priemerná koncentrácia vo vode klesá.

Počas odsoľovania sa obsah soli v oleji zníži na menej ako 0,1 %.

Olej po dehydratačnom stupni I sa zahreje vo výmenníku 1 tepla a zmieša sa s preplachovou čerstvou vodou IV v množstve 5 až 10 % hmotnosti spracovávaného produktu. Predtým sa do jeho toku zavedie povrchovo aktívna látka - deemulgátor II a (ak olej obsahuje anorganické kyseliny) alkálie alebo sóda III. Čerstvá voda sa pred vstupom do elektrickej sušičky rozptýli v zohriatom oleji 2, v ktorej sa vplyvom elektrického poľa spájajú kvapôčky slanej a sladkej vody. V dôsledku zhrubnutia sa kvapôčky rýchlo usadia a prechádzajú do vodnej fázy, ktorá sa potom posiela do odlučovača oleja 3 pre dodatočný kal. Olej zachytený v odlučovači oleja s cirkulujúcou vodou VII sa vracia do prívodu elektrického sušiča a drenážnej vody VI sa vypúšťa do systému úpravy tlaku v nádrži (RPM). Odsolený olej z elektrickej sušičky V ide do ďalšej fázy - stabilizácia.

Ryža. 3.1.4. Schéma odsoľovania ropy

1 - výmenník tepla;

2 - elektrická sušička;

3 - odlučovač oleja.

Procesom stabilizácie ropy sa rozumie oddeľovanie ľahkých (propán-butánových a čiastočne benzínových) frakcií z nej za účelom zníženia strát ropy pri jej ďalšej preprave.

Stabilizácia oleja sa vykonáva separáciou za tepla alebo rektifikáciou. Počas horúcej separácie sa olej najskôr zahreje na teplotu 40 ... 80 0C a potom sa privedie do separátora. Ľahké uhľovodíky uvoľnené v tomto procese sú odsávané kompresorom a posielané do chladiacej jednotky. Tu sa kondenzujú ťažké uhľovodíky, zatiaľ čo ľahké uhľovodíky sa zhromažďujú a čerpajú do plynovodu.

Pri rektifikácii sa olej zahrieva v špeciálnej stabilizačnej kolóne pod tlakom a pri zvýšených teplotách (až do 240 °C). Ľahké frakcie oddelené v stabilizačnej kolóne sa kondenzujú a čerpajú do plynových frakcionačných jednotiek alebo do GPP na ďalšie spracovanie.

3.2 PPD systém. organizovaťRPM na poľných zariadeniach

Prirodzené režimy výskytu ropných ložísk sú krátkodobé. Proces znižovania tlaku v zásobníku sa zrýchľuje so zvyšujúcim sa odberom tekutiny zo zásobníka. A potom, aj pri dobrom spojení ropných ložísk s energetickým okruhom, jeho aktívnym vplyvom na ložisko, nevyhnutne začína vyčerpanie energie zásobníka.

Pri organizácii údržby tlaku v nádrži (RPM) je najťažšie dosiahnuť maximálny výtlak oleja zo zásobníka s účinnou kontrolou a reguláciou procesu. Treba mať na pamäti, že voda a olej sa líšia svojimi fyzikálnymi a chemickými vlastnosťami. Príprava čerstvej vody na použitie v systéme RPM.

Množstvo rezervoárovej odpadovej vody produkovanej spolu s ropou a používanej vo vodnom záplavovom systéme zvyčajne zabezpečuje potrebu na tieto účely najviac z 30 – 50 %, zvyšných 70 – 50 % tvorí sladká, podzemná mineralizovaná a menej často morská voda.

Odbery podzemnej vody sú rozdelené na subkanálové artézske. V praxi záplav sa rozšírili odbery podtokovej vody, ktorých schémy sú znázornené na obrázku 3.2.1 a.

Obr 3.2.1. Prívody povrchovej vody : a-podtokový prívod vody: 1 - plášťová rúrka; 2- výrobný reťazec; 3 - filter; 4 - nádrž; 5 - vákuový kompresor; 6,9 - čerpadlá; 7 - studňa; 8 - nádrž na čistú vodu; b - prívod vody z otvoreného zásobníka: 1 - prívod čerpadla; 2 - predné potrubie; 3 - plošina; 4- hromady; 5 - čerpacia stanica prvého výťahu.

Centralizovaný vstrekovací systém zahŕňa prívod vody, druhú zdvíhaciu stanicu, skupinovú vstrekovaciu čerpaciu stanicu a vstrekovacie studne.

V posledných rokoch sa rozšírili bloky NKS, ktoré sa vyrábajú v továrňach vo forme samostatných blokov a dodávajú sa zmontované na miesto inštalácie. Klastrové čerpacie stanice sú určené na čerpanie vyčistenej vody do produktívnych horizontov.

Počet čerpacích staníc vody, ich umiestnenie v teréne, kapacita inštalovaných čerpadiel sa určuje na základe projektu rozvoja ložiska a štúdií realizovateľnosti. Aby sa predišlo veľkým hydraulickým stratám pri dodávke vody do injekčných studní, je čerpacia stanica odpadových vôd zvyčajne umiestnená v blízkosti studní. V čerpacej stanici odpadových vôd je inštalovaných 2 až 5 odstredivých čerpadiel, z ktorých jedno je rezervné.

Ryža. 3.2.2. Schéma KNS.

1 - hlavné vedenie;

2 - prijímacie potrubie.

Ryža. 3.2.3. Schéma okrajového zaplavenia:

1 - ropné vrty;

2 — injekčné jamky;

3 - kontrolné jamky;

4 – vnútorný obrys ložiska oleja.

Obrysové zaplavenie je charakteristické tým, že vstrekovacie vrty sú umiestnené mimo zásobníka v blízkosti vonkajšieho obrysu ropnej kapacity. Ťažobné vrty sú usporiadané v radoch (batériách) rovnobežných s vnútorným obrysom ložiskovej kapacity oleja. Najvhodnejším objektom pre okrajové zatopenie sú útvary zložené z homogénnych hornín s dobrou priepustnosťou, nekomplikované poruchami. Vzdialenosť injektážneho radu k vonkajšiemu radu ťažobných vrtov sa berie pre homogénne nádrže do 1000 - 1200 m, pre heterogénne nádrže a s nízkou priepustnosťou 600 - 700 m.

Obnoviteľné zásoby ropy a faktor obnovy ropy pri tvorbe sú najužšie spojené s vychýlením ložiska vytesňujúcim činidlom a sú určené vlastnosťami geologickej stavby, priepustnosťou ložiska, vlastnosťami ropy a vytesňovacieho činidla a vývojom systém. K najväčšiemu zvýšeniu pokrytia nádrží prispievajú technológie založené na nestacionárnom zaplavovaní, selektívnom a nejednotnom zaplavovaní, využívaní zvýšených tlakov na injektážnom potrubí a voľbe optimálneho vzoru vrtu.

Zvýšený tlak vytvorený na línii vstrekovacích vrtov aktívne ovplyvňuje iba nasledujúce 2–3 rady ťažobných vrtov. Pri vytváraní ložísk významnej plochy sa využíva vnútroslučkové zaplavenie.

Charakteristickým znakom tohto systému je umiestnenie injektážnych vrtov v radoch v ložisku ropy, pričom celá jeho plocha je rozrezaná na samostatné časti.

Ryža. 3.2.4. Schéma zaplavenia v slučke

1 - injekčné jamky; 2- ťažobné vrty.

Rozlišujte medzi axiálnym zaplavením s umiestnením injekčných vrtov pozdĺž osi konštrukcie a prstencovým - s umiestnením vo vnútri ložiska vo forme prstenca, ktorý ho rozdeľuje na stredovú a prstencovú oblasť.

Ryža. 3.2.5. Centrálne protipovodňové schémy:

a - axiálne zaplavenie; b - zaplavenie prstenca;

1 - injekčné jamky; 2 - ťažobné vrty

blokový záplavový systém zabezpečuje umiestnenie injektážnych vrtov v rovnobežných priamych radoch s umiestnením radov produkčných vrtov medzi nimi. Ložisko sa vyvíja v blokoch navzájom nezávislých. Takéto systémy sa delia podľa počtu radov ťažobných vrtov v bloku na jednoradové, trojradové a päťradové.

Plošné zaplavenie je charakteristické umiestnením ťažobných a injektážnych vrtov na ploche rovnomerne pozdĺž pravidelnej geometrickej siete

Prvkom päťbodového systému je štvorec, v strede ktorého je injektážna studňa a v rohoch štvorca produkčné studne;

Prvok sedembodového systému je šesťuholník s produkčnými jamkami v rohoch a vstrekovacou jamou v strede.

Prvkom deväťbodového systému je štvorec, v ktorého rohoch a v strede jeho strán sú produkčné vrty a v strede injektážna studňa).

Selektívne zaplavenie je charakteristické výberom studní na injektáž vody po vyvŕtaní časti územia pozdĺž jednotnej siete na základe údajov geofyzikálneho a hydrodynamického prieskumu.

3.3 Oboznámenie sa s údržbou a opravou potrubí

Ropa, plyn a ropné produkty sa prepravujú na veľké vzdialenosti a vo veľkých objemoch potrubím.

Rozlišujú sa tieto potrubné systémy: ropovody, ropovody, plynovody.

Potrubie na čerpanie ropy sa nazýva ropovody.

Ropovod je komplexná inžinierska stavba, ktorej súčasťou sú: uzatváracie, regulačné a poistné ventily; zariadenia na zavádzanie chemických činidiel; prístrojové a automatizačné zariadenia; zariadenia na ochranu proti korózii, deformácii potrubia a pod.

Samotné potrubie - hlavná súčasť hlavného ropovodu - je rúrka zvarená do "závitu", vybavená komorami na príjem a spúšťanie ošípaných, separátormi a diagnostickými prístrojmi.

Potrubie uložené v zemi je vystavené korózii pôdy, zatiaľ čo potrubie prechádzajúce nad zemou je vystavené atmosférickej korózii. Na ochranu potrubí pred koróziou sa používajú pasívne a aktívne prostriedky a metódy.

Ako pasívny prostriedok sa používa izolačný náter, aktívna je elektrochemická ochrana. Izolačný náter používaný na podzemné potrubia musí mať vysoké dielektrické vlastnosti; byť pevné, vodotesné, mechanicky pevné. Izolačné nátery nezaručujú potrebnú ochranu podzemných potrubí pred koróziou. Ich pokládka by sa mala vykonávať v komplexe s prostriedkami elektrochemickej ochrany (ECP).

ECP sa vykonáva katódovou polarizáciou potrubí. ak sa katódová polarizácia vykonáva pomocou externého zdroja jednosmerného prúdu, potom sa takáto ochrana nazýva katódová, ale ak sa polarizácia vykonáva pripojením chráneného potrubia ku kovu s negatívnejším potenciálom, potom sa takáto ochrana nazýva ochrana behúňa.

Preventívne opatrenia na potrubí, ako aj odstraňovanie škôd a havárií vykonáva tím opráv a obnovy, ktorý sa nachádza na čerpacích staniciach; pri veľkých vzdialenostiach medzi čerpacími stanicami (viac ako 100 - 120 km) sa organizujú medziľahlé body opravy a obnovy, ktorých počet závisí od terénu, dostupnosti ciest a stavu potrubia. Tieto brigády sa zvyčajne nachádzajú v blízkosti osád.

Zloženie nezávislých opravárenských a reštaurátorských tímov, ich vybavenie strojmi a mechanizmami sa stanovuje v závislosti od trasy, technického stavu potrubia, počtu paralelne uložených potrubí.

Každý opravárenský a reštaurátorský tím musí mať k dispozícii vozidlá, čerpacie a hasiace zariadenia, mechanizmy na zemné práce a zváracie stroje. Všetky stroje a mechanizmy sú neustále v plnom prevádzkovom stave a pripravené na odstránenie poškodenia potrubia.

V závislosti od poškodenia je pripravená jama, ktorej rozmery by mali poskytovať voľný prístup k potrubiu pre prácu.

Jama sa dôkladne vyčistí od ropného produktu (po úplnom odčerpaní) a izoluje sa od nej. Pred začatím zvárania je potrebné zastaviť tok oleja z potrubia.

Ak je poškodenie fistula, únik oleja možno zastaviť zatĺkaním do drevenej zátky a jej prerezaním v jednej rovine s rúrkou

4. Bezpečnostné opatrenia pri vykonávaní údržbárskych prác na studniach a podzemných zariadeniach

4.1 Zabezpečenie pracovná a priemyselná hygiena

Bezpečnostné opatrenia - systém organizačných a technických opatrení a prostriedkov, ktoré zabraňujú vplyvu na pracovníkov nebezpečných výrobných faktorov.

Zariadenia a nástroje musia byť udržiavané v dobrom stave a čistote, musia zodpovedať špecifikáciám výrobcu a musia byť používané v súlade s požiadavkami prevádzkovej a údržbovej dokumentácie. Na vŕtanie je potrebné použiť iba plne funkčnú vrtnú súpravu. Veža musí byť vystužená oceľovými lanami, ktorých počet, priemer a miesta, ktorých upevnenie musí zodpovedať technickej dokumentácii pre túto inštaláciu. Všetky zariadenia musia byť nainštalované tak, aby sa dali pohodlne a bezpečne udržiavať a opravovať. Zariadenia, ktoré môžu byť pod napätím, musia byť riadne uzemnené a testované bez záťaže. Vrtná súprava musí mať štít s nástrojmi na monitorovanie činnosti mechanizmov, priebehu technologických procesov a stavu vrtu. Na plošine by ste mali mať lekárničku so sadou obväzov a liekov potrebných na prvú pomoc v prípade nehôd. Členovia cvičnej posádky by mali byť vyškolení v prvej pomoci. Všetky rotujúce a pohyblivé časti strojov a mechanizmov musia byť bezpečne chránené. 1,23]

Palivo a mazivá musia byť skladované vo vzdialenosti najmenej 50 km od vrtných súprav pri dodržaní potrebných bezpečnostných opatrení.

Pri prijímaní zmeny musí vŕtač skontrolovať nasledovné:

1. Dostupnosť dokumentácie;

2. Použiteľnosť vŕtačky;

3. Použiteľnosť elektrického zariadenia: spoľahlivá montáž motorov.

Priemyselná sanitácia je systém organizačných, hygienických a hygienicko-technických opatrení a prostriedkov, ktoré zabraňujú vystaveniu pracovníkov škodlivým výrobným faktorom. Patrí medzi ne zvýšená hladina hluku, vibrácií, kontaminácie plynom.

Na vylúčenie alebo zníženie nebezpečenstva škodlivých látok pre človeka je dôležité obmedziť ich používanie v počte a objeme a tam, kde je to možné, nahradiť vysoko toxické látky menej toxickými, skrátiť čas pobytu ľudí v znečistenom ovzduší a monitorovať efektívne vetranie priemyselných priestorov. Vo všetkých prípadoch je nevyhnutné neustále sledovanie čistoty vzduchu. Spolu s inými prostriedkami kontroly je účinná odorizácia emisií silne zapáchajúcimi odorantmi. Vonkajšia kontrola potrubí uložených otvoreným spôsobom, počas pravidelných kontrol, môže byť vykonaná bez odstránenia izolácie. Ak sú však pochybnosti o stave stien alebo zvarov potrubí, potom by sa malo na pokyn osoby, ktorá dohliada na prevádzku potrubí, vykonať čiastočné alebo úplné odstránenie izolácie.

Vonkajšia kontrola potrubí uložených v nepriechodných kanáloch alebo v zemi by sa mala vykonávať otváraním v samostatných úsekoch s dĺžkou najmenej 2 m. Počet úsekov v závislosti od prevádzkových podmienok určuje osoba zodpovedná za bezpečnú prevádzku .

Ak sa pri vonkajšej kontrole zistia netesnosti v rozoberateľných spojoch, tlak v potrubí sa musí znížiť na atmosférický tlak, teplota horúcich potrubí musí byť do plus 60 °C a chyby musia byť odstránené pri dodržaní potrebných bezpečnostných opatrení. .

Ak sa zistia závady, ktorých odstránenie je spojené s prácou za tepla, je potrebné potrubie zastaviť, pripraviť na opravu podľa platných pokynov a závady odstrániť.

Za včasné odstránenie závad zodpovedá osoba zodpovedná za bezpečnú prevádzku potrubí.

Počas externej kontroly by sa mal skontrolovať stav: izolácie a náterov:

- zvárané švy;

— prírubové a spojkové spojenia, upevňovacie prvky a zariadenia na inštaláciu prístrojového vybavenia;

- kompenzačné zariadenia;

- odvodňovacie zariadenia;

- výstuž a jej tesnenia;

- referenčné hodnoty na meranie zvyškovej deformácie;

Osoby vo veku najmenej 18 rokov, ktoré absolvovali lekársku prehliadku, majú lekársky posudok o spôsobilosti na prácu v izolačných dýchacích prístrojoch, absolvovali potrebné bezpečnostné školenie na zariadení a certifikáciu podľa požiadaviek pracovníkov prevádzkujúcich nebezpečné výrobné zariadenia, ktoré poznať vlastnosti sírovodíka, jeho účinok na človeka a sú schopní poskytnúť obeti prvú pomoc.

Nebezpečné a škodlivé výrobné faktory v zariadeniach na výrobu kyslého oleja sú:

kontaminácia plynom (sírovodík, oxid siričitý);

nebezpečenstvo výbuchu a požiaru;

olej, chemikálie;

elektriny.

4.2 Ochrana práce a životného prostredia

Všetky práce na opravách studní sa musia vykonávať v súlade s regulačnými dokumentmi, zákonmi, predpismi a pravidlami ochrany životného prostredia. Opatrenia na ochranu životného prostredia by mali byť uvedené v schválených dokumentoch pre prácu vrtu (aplikácia, plán, odhad) a ďalšie pokyny a požiadavky formulované v priebehu práce. Pracovník na území poľa pri obchádzaní trasy potrubia by mal dodržiavať nasledujúce pravidlá. Obíďte miesta otvoreného úniku plynu z náveternej strany a upozornite všetkých prítomných v blízkosti núdzovej zóny na nebezpečenstvo. Neusadzujte sa na odpočinok a jedenie v blízkosti miest nebezpečných pre plyn. Nedovoľte, aby sa na území revíru objavil otvorený oheň, fajčite len na špeciálne vyhradených miestach. Zabrániť únikom ropy a kontaminácii ropy na území poľa, prijať všetky opatrenia na zabránenie kontaminácii pôdy a vodných plôch ropou a ovzdušia ropným plynom. Je zakázané udierať do zariadenia pod tlakom. Je zakázané používať izolačné ochranné prostriedky, ktoré sú chybné alebo neprešli skúškou v stanovenej lehote.

Zoznam literatúre

1. Karpeev Yu.S. Organizácia ochrany práce v odvetviach ťažby ropy a plynu a spracovania plynu. M.: Vydavateľstvo Nedra, 1998. - 330 s.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. Základy obchodu s ropou a plynom. Ufa. 2000.-220.

3. Lysenko VD Rozvoj ropných polí. M .: Vydavateľstvo Nedra, 2003. - 639 s.

4. Kaloshin A. I. Bezpečnosť práce. M.: Vydavateľstvo Agropromizdat, 1991. - 400. roky.

5. „Zbierka pokynov o ochrane práce a bezpečnostných opatreniach pre bezpečný výkon práce pri súčasných a väčších opravách studní na ÚOOÚ. 2000. - 200. roky.

6. Vakula Ya. V. Základy ropného a plynárenského priemyslu. Almetievsk, 2009.- 364s.

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

Kontrola

Graficko-analytická metóda racionálne kombinuje grafické a výpočtové metódy na zistenie konštrukčných výšok a pracovných značiek. Z hľadiska presnosti je o niečo nižšia ako analytická, ale má výhody oboch metód. Graficko-analytická metóda poskytuje efektívne vyrovnanie premietaného povrchu. Metóda je použiteľná vo všetkých fázach návrhu. Podľa spôsobu znázornenia procesu ...

Poloha rukoväte v sedlovom ložisku 4 jej umožňuje otáčať sa okolo hriadeľa prítlačného mechanizmu pôsobením sily v zdvíhacom lane a tiež sa pohybovať v sedlovom ložisku v dôsledku pôsobenia tlaku. mechanizmus. Mechanizmus má teda dva stupne voľnosti potrebné na ovládanie lopaty počas kopania. Vedro sa pohybuje v dôsledku pridávania...

Kv \u003d Náklady na vyradený investičný majetok ______. Obstarávacia cena dlhodobého majetku na začiatku obdobia (3.2). Krost \u003d (Fvv - Fvyb) / Fkon (3.3). Kde Fvv - cena novozavedeného investičného majetku za určité obdobie (rok); Fvyb - náklady na vyradený investičný majetok za určité obdobie; Фkon - hodnota dlhodobého majetku na konci toho istého obdobia. Rentabilita aktív (FO) dlhodobého výrobného majetku je jedna ...

Kvôli obmedzenej dostupnosti kľúčových prvkov vzácnych zemín niektoré spoločnosti vyvíjajú náhradné materiály. Toyota Corporation a General Electric Corporation oznámili svoj zámer obmedziť používanie prvkov vzácnych zemín pri výrobe automobilov a veterných turbín. Zároveň ostatné krajiny (Austrália, Brazília, India, Rusko, Južná Afrika, Malajzia a Malawi) majú značné zásoby...

Séria domácich analytických prístrojov typu „Stereoanagraf“ má niekoľko modifikácií. Prvé úpravy prístrojov pozostávali zo stereokomparátora, koordinátora a počítača.Sú určené na vytváranie a aktualizáciu máp a plánov celého rozsahu mierok na základe leteckých a satelitných snímok. Tieto zariadenia majú zvýšenú presnosť spracovania obrazu, automatizáciu procesov orientácie...

ročníková práca

Aparatúra vzorcov na predbežný výpočet chyby poruchy a presnosť polygonometrie je pomerne široká. Ale bez ohľadu na to, aká dobrá je predpoveď presnosti budúcich meraní, bez ohľadu na to, aké vzorce sa používajú, vždy je potrebné poznať skutočnú polohu bodov polygonometrie. Najjednoduchšia analýza chyby polohy bodu polygonometrie sa vykonáva pomocou súradníc x, y získaných niekoľkými n pohybmi. Pre to...

Tabuľka 2.6.Výsledky spracovania HDGD v roku 2008 pre vrt č.105 dňa 28.2.2008. Tabuľka 2.7 Výsledky spracovania HDGD v roku 2008 pre vrt č.105 12.04.2008. Tabuľka 2.8.Výsledky spracovania HDGD v roku 2008 pre vrt č.110 dňa 29.2.2008. Tabuľka 2.9 Výsledky spracovania HDGD v roku 2008 pre vrt č. 110 24.10.2008. Spracovanie výsledkov výskumu nám umožnilo získať rovnicu prítoku plynu...

ročníková práca

Štvrtá etapa. Produkovať odstránenie osi poruchy v bani. Za týmto účelom sa v bode A položí horizontálny uhol av bode B vodorovný uhol, pozdĺž ktorého sú smery v horizontálnej rovine dané vektoru, ktorý sa kreslí z oboch jeho koncov. Kontrola správnosti ortu vo vertikálnej rovine sa vykonáva podľa vypočítaného sklonu. Obrázok 1. Chyba zatvárania protiľahlých plôch v pláne pre...

1 ÚVODNÉ ÚDAJE

1.1 Stručná geologická a terénna charakteristika ložiska

Geologická stavba bucharského poľa zahŕňa devónske, karbónske, permské a kvartérne ložiská.

Tektonicky sa ložisko nachádza na severnom svahu Juhotatarského oblúka. Zo západu je ohraničený úzkym a hlbokým žľabom Altunino-Shunak, ktorý oddeľuje hornú časť južného dómu od návalu Aktash-Novo-Elkhovsky. Na povrchu kryštalinika je v severnom a severovýchodnom smere pozorovaný postupný pokles nízkej amplitúdy. Na tomto pozadí je načrtnutých niekoľko relatívne úzkych, v poludníkovom a submeridiálnom smere pretiahnutých, vyvýšených základových blokov a súvisiacich žľabov podobných žľabom.

Obmedzenie ložiskového územia do okrajových zón Nižnekamského žľabu sústavy Kama-Kinel predurčuje badateľnú zmenu štruktúrnych plánov vrchného devónu a spodného karbónu. V úseku devónskych sedimentárnych vrstiev im zodpovedajú slabo výrazné štruktúrne terasy a korytá. Nadložné ložiská majú zložitejší štrukturálny plán, ktoré sa vyznačujú jasnými, lineárne pretiahnutými návalovitými zónami, komplikovanými lokálnymi výzdvihmi III. rádu. Spolu so znakmi zdedeného štrukturálneho plánu sa objavujú miestne sedimentárne neoformácie vo forme útesových štruktúr horného frasniansko-famenského veku a súvisiacich obalových štruktúr - vyvýšeniny Horné Nalimovskoe a Južné Nalimovské. Amplitúdy týchto štruktúr pozdĺž vrcholu stupňa Tournaisian dosahujú 65-70 m. V zásade sú pre bucharské pole charakteristickými miestnymi prvkami nízke amplitúdové zdvihy III. V oblasti ložiska je povrch stupňa Tournaisian komplikovaný „kanálovými“ zárezovými zónami identifikovanými na základe výsledkov podrobnej práce CDP v Zainskej oblasti strany seizmického prieskumu 9/96, ktorými boli najmä potvrdené skutočnými vrtmi v rokoch 1997-2000.

Základom pre konštrukčné konštrukcie boli výsledky podrobnej práce CDP strany Bucharského seizmického prieskumu 9/96 v Zainskej oblasti.

Na úseku poľa Buchara sa pre viaceré horizonty v hornom devóne a spodnom karbóne zistila rôzna intenzita ťažby ropy.

V teréne sú produktívne terigénne ložiská pašijského, kynovského a bobrikovského horizontu, karbonátové zásobníky semiluckského, buregského, zavolžského horizontu a turnaisského stupňa. Celkovo bolo identifikovaných 47 ropných ložísk, ktoré majú rôzne veľkosti a hladiny ropy. Sú riadené individuálnymi lokálnymi zdvihmi alebo skupinovou štruktúrou. Komerčné akumulácie ropy v pašskom horizonte sú obmedzené na vrstvy indexované (zdola nahor) ako D 1 -c, D 1 -b a D 1 -a, zložené z pieskovcov a prachovcov. Vrstvy D 1 -a, D 1 -b sa považujú za jeden objekt - D 1 -a + b, keďže v 20 % vrtov sa spájajú alebo majú tenké ílovité mostíky s hrúbkou 0,8-1,2 m. Vrstva D 1 - sa odlišuje ako samostatné zariadenie s vlastným WOC.

D 1 -c je zastúpený jemnozrnnými dobre vytriedenými pieskovcami, leží v spodnej časti horizontu Pashiy v hĺbke 1741,6 m, je jasne korelovaný podľa údajov ťažby vrtov a je oddelený od D 1 -a + b. formovanie mostom hrubým 4,6 m. Typ nádrže - pórovitý . Roponosnosť formácie D 1 -v je plošne obmedzená. Sú naň obmedzené len 2 ložiská na samom juhu a jedno v strednej časti ložiska. Obsah ropy bol stanovený v 13 vrtoch na základe ťažobných údajov, 10 z nich bolo testovaných, prietoky ropy sa pohybovali od 0,3 do 22,1 t/deň. Efektívne ropou nasýtené hrúbky zdrže sa pohybujú od 0,6 do 2,8 m Nádrž D 1-v je podložená prevažne spodnou vodou. V mnohých vrtoch bola otvorená priama WOC, obrysy ložísk boli nakreslené podľa priemerných hodnôt značiek WOC pre vrty, berúc do úvahy spodné perforačné otvory.

Nádrž D 1 -a + b je vyvinutá všade, ropou nasýtená nádrž je otvorená v 40% vrtov z celkového vŕtaného fondu pre devón. Efektívna ropa nasýtená hrúbka nádrže sa pohybuje od 0,8 do 2,4 m.

Celkovo bolo identifikovaných 13 ložísk ropy spojených so seizmickými zdvihmi III. Vklady sú malé čo do veľkosti a výšky. Sedem z nich objavila iba jedna studňa. Typ ložísk je rezervoárový. WOC bola otvorená v 38 % vrtov, kde bola zistená saturácia ropou. V tomto ohľade boli obrysy ložísk v 3 ložiskách nakreslené v súlade s polohou WOC, určenou výsledkami ťažby a testovania, vo zvyšku len absolútnou značkou dna spodnej vrstvy nasýtenej olejom. Pokles konštrukcií je pozorovaný v severnom smere. Absolútne značky kontaktu voda-ropa, pozdĺž ktorých sú nakreslené obrysy ložísk, sa menia z juhu na sever od -1496 do -1508,7 m. Obrysy ložísk v oblasti vrtov 736, 785, 788 , 790 a 793a prešli zmenou podľa údajov NVSP ROV. Ložisko ropy v oblasti vrtu 790 (výzdvih Verkhne-Nalimovskoe) podľa výsledkov seizmických prieskumov prudko zmenilo svoju orientáciu z ponorného smeru na severovýchod podľa výsledkov NVSP ROV. Veľkosť vkladu sa znížila na polovicu. Ložisko ropy v oblasti vrtu 736 zmenilo svoj smer zo severozápadu na severovýchod, jeho veľkosť sa mierne zväčšila. V ropných ložiskách obmedzených na výzdvih Východná Buchara (oblasť vrtu 793a) a v oblasti vrtu 788, ktorých zásoby ropy neboli schválené Výborom pre štátne rezervy Ruskej federácie, je ložisko ropy plocha sa zdvojnásobila. Ložisko ropy v oblasti vrtu 785 je zo severozápadu ohraničené líniou tektonickej poruchy identifikovanej OWSP, za ktorou bola odhalená porucha 5 metrov pozdĺž vertikály. Záloha je obmedzená chybovou líniou, ktorou je v tomto prípade clona. Veľkosť vkladu sa znížila 4-krát. Preto po vykonaní prác navrhovaných autormi na spravovanie siete seizmických profilov v niektorých oblastiach terénu, opätovnom spracovaní všetkého dostupného materiálu o seizmických prieskumoch a vykonaní NVSP DWM vo vrtoch navrhovaných v kapitole dodatočného prieskumu je potrebné na objasnenie zásob ropy na poli v súlade so získanými výsledkami.

Celková hrúbka ložísk pašského horizontu je v priemere 22,8 m, efektívna olejom nasýtená vrstva je 1,9 m, čo sa teda odráža v pomere netto k brutto 0,071 a netto k brutto pomer olejom nasýtenej časti je 0,631. Koeficient rozdelenia je 4,067.

Nad úsekom sa v hĺbke 1734,2 m vyskytujú produktívne uloženiny kynovského horizontu, obmedzené na súvrstvie D 0 -v. Nádrž reprezentujú prevažne prachovce, menej často jemnozrnné kremenné pieskovce. Typ zberača pórov.

Vrstva D 0 -in je rozvinutá celoplošne. Podľa nej bolo identifikovaných a vytýčených 11 ložísk ropy, ktoré sa vo všeobecnosti z hľadiska ložísk prekrývajú pozdĺž pašských ložísk. V 25 vrtoch navŕtaných na 9 ložiskách bol testovaný olejom nasýtený útvar D 0 -v. Prietok oleja získaný počas testovania sa pohybuje od 1,3 do 19,2 ton/deň. Typ ložísk - nádržovo-klenutý. WOC bol otvorený v 14 jamkách. Obrysy únosnosti oleja boli nakreslené na základe výsledkov testovania v súlade s hypsometrickými značkami dolných perforačných otvorov, z ktorých sa získaval olej. V štyroch ložiskách sa poloha obrysov ložísk berie pozdĺž spodnej časti spodnej medzivrstvy nasýtenej olejom.

Celková hrúbka Kynovského horizontu sa pohybuje od 13,8 do 23,6 m, v priemere 19,3 m. Celková efektívna olejom nasýtená hrúbka medzivrstiev sa pohybuje v rozmedzí 0,6 - 0,62 m, priemer je 2,2 m. Pomer netto/brutto bol 0,712. Hrúbka nepriepustnej medzivrstvy medzi medzivrstvami nasýtenými olejom je malá - 0,6-1,4 m.

1.2 Nádržové vlastnosti produkčných horizontov

Ložiská pašského a kynovského horizontu frasnianskeho stupňa vrchného devónu sú zložené z prachovcov a pieskovcov. Boli charakterizované jadrom v 10 jamkách (70 vzoriek).

Pieskovce sú monominerálny kremeň, jemnozrnný. Pologuľaté kremenné zrná, dobré triedenie zŕn, stredné balenie, v niektorých oblastiach husté. Podľa granulometrického rozboru sú pieskovce jemnozrnné (50,1 % - 80,8 %) s malou prímesou strednej frakcie psamitu (0 - 10,3 %), silne slienité, ílovité (2,7 - 7,1 %). Vápennosť sa pohybuje od 0,1 do 3 %.

Cementom je sekundárny kremeň, ktorý tvorí regeneračné okraje, a uhličitanovo-ílový materiál, ktorý tvorí kontaktný a v niektorých oblastiach pórovitý typ cementu. Pórovitosť pieskovcov sa pohybuje v rozmedzí 12,9 - 20,4%, priepustnosť je 118,3 - 644,5*10 -3 µm 2 .

Prachovce sú kremenného zloženia s dobrým triedením zŕn. Podľa granulometrického zloženia: hrubozrnná (43,6-63,7 %), stredne a silne piesčitá (11,2-44,7 %), mierne ílovitá (2,2-5,3 %) s malou prímesou strednej a jemnej prachovej frakcie (1,5-8,1 %). Druh cementu je regeneračný, kontaktný a porézny. Pórovitosť prachovcov sa pohybuje od 15 do 21,2 % podľa jadra, priepustnosť - od 9,6 do 109,9*10 -3 µm 2 .

Pórovitosť nádrží pašských ložísk určená ťažbou (47 vrtov) a jadrom (3 vrty - 33 stanovení) sa takmer zhoduje: 19,7 % a 20,5 %, nasýtenie ropou 71,9 a 81,6 %. Parametre priepustnosti určené ťažbou vrtov, jadro a výsledky hydrodynamických štúdií sa líšia, údaje sú uvedené v tabuľke 1.2.1. Pre návrh bola za najreprezentatívnejšiu (46 jamiek - 151 stanovení) braná priemerná hodnota podľa výsledkov ťažby vrtov, ktorá sa rovná 0,13 µm 2 . Podmienené hodnoty koeficientov pórovitosti, olejovej saturácie a priepustnosti pre terigénne nádrže pašijského a kynovského veku sú totožné a sú: 0,115, 0,55 a 0,013 µm 2 .

Kolektory sú veľkokapacitné, vysoko priepustné. Typ kolektora - pórovitý.

Pašské ložiská sa vo všeobecnosti vyznačujú nízkou čistou hodnotou (0,071), v časti nasýtenej ropou - 0,631. Heterogenita objektu je indikovaná pomerne vysokou hodnotou jeho disekcie, ktorá sa rovná 4,067. Celková hrúbka horizontu je v priemere 22,8 m, celková ropa nasýtená - 1,9 m.

Bahenné kamene kynského veku s hrúbkou 2 až 6 m slúžia ako obal nánosov pašských ložísk.

Vlastnosti nádrží kynovských ložísk charakterizujú jadrové údaje, výsledky ťažby a hydrodynamické štúdie. Podľa prvého sú vyššie a podľa reprezentatívnejších materiálov, podľa geofyzikálnych štúdií, sú nádrže charakterizované týmito hodnotami: pórovitosť - 19,6 %, nasýtenie ropou - 74,3 %, priepustnosť - 0,126 µm 2, uvedené v tabuľke 1.2 .1. Podľa ich kapacitno-filtračných vlastností sú klasifikované ako vysokokapacitné, vysoko priepustné. Typ kolektora - pórovitý.

Celková hrúbka ložísk Kynovského veku je v priemere 19,3 m, priemerná ropa nasýtená - 2,2 m, efektívna - 3,0 m. Ako pokryv kynovských ložísk slúžia íly rovnakého veku do hrúbky 10 m.

1.3 Fyzikálne a chemické vlastnosti formovacích kvapalín

Štúdium fyzikálno-chemických vlastností olejov v podmienkach nádrže a povrchu sa uskutočnilo na vzorkách nádrží v TatNIPIneft a v analytickom laboratóriu TGRU. Vzorky boli odoberané hĺbkovými vzorkovačmi typu PD-3 a študované na zariadeniach UIPN-2 a ASM-300 podľa všeobecne uznávanej metódy. Viskozita oleja bola stanovená viskozimetrom VVDU (univerzálny vysokotlakový viskozimeter) a kapilárou typu VPZh. Hustota separovaného oleja bola stanovená pyknometrickou metódou. Zloženie ropy a plynu po jedinom odplynení vzorky formačného oleja bolo analyzované na chromatografoch typu LKhM-8M, KhROM-5. Všetky výskumné údaje sú uvedené v súlade s RD-153-39-007-96 "Predpisy pre prípravu projektových technologických dokumentov pre rozvoj ropných a plyno-ropných polí."

Celkovo bolo analyzované pole Buchara: vzorky nádrží - 39 vzoriek, povrchové vzorky - 37 vzoriek. Kvôli nedostatku údajov o turnaisskom stupni a buregiánskom horizonte sa použili spriemerované parametre pre ložiská Kadyrovskoye a Romashkinskoye, v tomto poradí.

Fyzikálno-chemické vlastnosti tekutín sú uvedené v tabuľke

Tabuľka 1 Fyzikálne a chemické vlastnosti

1.4 Stručné technické a prevádzkové charakteristiky fond

studne

devónske ložiská ložiska.

Zásoba vrtov pre horizont D 0 + D 1, zabezpečená projektom pilotnej prevádzky a doplňujúcimi podkladmi, je stanovená na 85 jednotiek, z toho 18 ťažobných vrtov, 6 oceňovacích vrtov a 61 prieskumných vrtov. je 16 ha / studňa.

V skutočnosti bolo k 1. januáru 2004 vyvŕtaných 79 vrtov, z toho 18 produkčných, 55 prieskumných a 6 odhadovacích.

Ku koncu roka 2004 bol produkčný fond zariadenia 28 vrtov.

V priebehu roka 2004 prebehli vo fonde ťažby tieto zmeny: Na ropu bol skolaudovaný 1 nový vrt (č. 793a) z piezometrického fondu.

Prevádzkový fond je k 01.01.2005 25 studní. V roku 2004 vypadol z existujúcej zásoby 1 vrt (č. 750), do prevádzky boli uvedené 4 vrty (č. 785, 792, 794, 1027).

V nečinnom fonde sú 3 studne: všetky 3 studne sú v očakávaní PRS.

Dynamika banského fondu je uvedená nižšie:

Tabuľka 1 Dynamika ťažobného fondu

Dynamiku priemerného denného prietoku jedného prevádzkového vrtu je možné sledovať v tabuľke:

Tabuľka 2 Priemerná denná rýchlosť prietoku studňou.

Ku koncu roka 2004 je injektážna zásoba zariadenia 1 vrt.

Dynamika zásob injektážneho vrtu k 01.01.2005 je uvedená nižšie:

Tabuľka 3 Dynamika zásob vstrekovacieho vrtu

Prevádzková zásoba injektážnych vrtov je 1 vrt (č. 1009).

Ostatné studne.

K 1. januáru 2005 je zásoba piezometrických vrtov 12 vrtov. Vo vykazovanom roku bol do tohto fondu prevedený vrt č. 1038 z pozorovacieho fondu, 1 vrt prešiel do výroby z piezometrického fondu.

Počet opustených studní ku koncu vykazovaného roka je rovnako ako minulý rok 25 studní.

K 1. januáru 2005 sa v zakonzervovanom zásobe nenachádzajú žiadne studne.

V roku 2004 sa plánovalo vyprodukovať 27,934 tis. ton ropy pozdĺž horizontov D 0 a D 1 bucharského poľa, pričom reálne bolo vyprodukovaných 28,768 tis. ton. Produkcia zariadenia bola 1,45 % pôvodných vyťažiteľných zásob a 1,65 % súčasných vyťažiteľných zásob.

Vo vykazovanom roku bol uvedený do prevádzky 1 nový vrt na ropu, čím sa vyťažilo 0,271 tis. ton ropy. Priemerný prietok ropy novým vrtom bol 1,6 tony/deň.

V roku 2004 sa vyrobilo: SRP - 13 769 ton ropy (47,9%), ESP - 14 999 (52,1%)

Spustením 4 vrtov z nečinnosti sa vyrobilo 0,932 tis. ton ropy. Priemerný prietok ropy jedným vrtom privedeným z nečinnosti bol 1,3 t/deň, pre kvapalinu - 8,6 t/deň.

Stav tlaku v nádrži.

K 1. januáru 2005 bol tlak v zdrži v ťažobnej zóne 163,1 atm oproti 164,2 atm v minulom roku.

Bobrikovské ložiská poľa.

V roku 1997 boli do zástavby dané ložiská Bobrikovského horizontu.

Zásoba vrtov pre horizont Bobrikov, zabezpečená projektom pilotnej prevádzky a doplňujúcimi podkladmi, je stanovená na 25 kusov, z toho 20 ťažobných vrtov, 1 rezervný vrt, 2 odhadovacie vrty a 2 prieskumné vrty.

Hustota ôk je 16,0 ha/jamku.

V skutočnosti bolo k 1. januáru 2005 vyvŕtaných 17 vrtov, z toho 13 produkčných, 2 prieskumné a 2 znalecké.

Ku koncu roka 2004 bol produkčný fond zariadenia 23 vrtov.

Prevádzkový fond je k 01.01.2005 23 studní. V roku 2004 boli vyradené z nečinnosti 2 studne (č. 1022, 1029). V nečinnom fonde nie sú žiadne studne.

Dynamiku banského fondu zobrazuje tabuľka 5.

Tabuľka 5 Dynamika ťažobného fondu.

Dynamiku priemerného denného prietoku jedného prevádzkového vrtu je možné sledovať v tabuľke 6.

Tabuľka 6 Priemerná denná rýchlosť produkcie prevádzkového vrtu.

MINISTERSTVO ŠKOLSTVA A VEDY

RUSKÁ FEDERÁCIA

FEDERÁLNA AGENTÚRA PRE VZDELÁVANIE

GOUVPO "ŠTÁTNA UNIVERZITA UDMURT"
PETROLEJOVÁ FAKULTA

Katedra "Vývoj a prevádzka ropných a plynových polí"

na druhej výrobnej praxi
Obsah
1. Úvod……………………………………………………………………………….3

2. Charakteristika ložiska………………………………………………………4

3. Objekty rozvoja a ich charakteristiky…………………………………5

4. Zásobníkové vlastnosti produkčných útvarov………………………………11

5. Fyzikálne vlastnosti formujúcej sa tekutiny (ropa, plyn, voda)…………12

6. Ukazovatele vývoja ložiska (produkčnej nádrže)…………………17

7. Schéma inštalácie tyčového čerpadla do vrtov (USSHN)…………....18

8. Tyčové čerpadlá so zvislým otvorom, ich prvky…………………………………19

9. Závitové spoje hadičiek a

prísavné tyče………………………………………………………………...22

10. Schéma inštalácie elektrického odstredivého čerpadla (ESP)………………25

11. Technologický režim činnosti USSHN pri konštante

12. Technologický režim činnosti USSHN s periodickým

odčerpanie kvapaliny ............................................................ ...................................................................... ...................27

13. Technologický režim činnosti ESP……………………………………….28

14. Prístroje na štúdium činnosti vrtných čerpadiel…………………..29

15. Výsledky štúdia prác USSHN……………………………………… ..37

16. Návrh kotiev plyn-piesok……………………………………….38

17. Zariadenia na boj s voskovými usadeninami v

podzemné zariadenia……………………………………………………….39

18. Schéma skupinového dávkovača…………………………………………40

19. Schéma DNS……………………………………………………………………………….41

20. Automatizácia prevádzky inštalácií čerpadiel z výkopu………………...42

21. Funkčné povinnosti prevádzkovateľa ťažby ropy a plynu ...... .43

22. Zabezpečenie požiadaviek na ochranu práce pri údržbe

ťažobné studne………………………………………………………………...44

23. Dokumentácia podávania správ v tíme ťažby ropy………………………….47

24. Štruktúra podniku na ťažbu ropy a zemného plynu………………………...49

25. Požiadavky na ochranu životného prostredia pri ťažbe ropy………….50

26. Technické a ekonomické ukazovatele výkonnosti NGDU……………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………

Zoznam použitej literatúry………………………………………………...53

1. ÚVOD

Absolvoval som stáž v OAO Udmurtneft, NGDU Votkinsk, na poli Miškinskoje, v tíme ťažby ropy a plynu. Bol na pozícii operátora ťažby ropy a plynu 4. kategórie.

Bol som zaradený k d/n operátorovi 5. kategórie, pod vedením ktorého som praxoval. Počas stáže som bol poučený o t/b a elektrickej bezpečnosti, chodil som na kolá, kde som pozoroval prácu SC a GZU, pracoval som na počítači, kde som zostavoval elektronickú verziu rôznych obvodov.

Z praxe mám dobré dojmy. Po prvé, majster sa postaral o to, aby som dostal čo najviac informácií o povinnostiach operátora ťažby ropy a plynu: dal pokyny mne pridelenému operátorovi, po 3 týždňoch praxe urobil skúšku z vedomostí, ktoré som získal. . Po druhé, túžba samotných operátorov rozprávať o svojej práci.

Takmer každý deň som bol v rôznych zamestnaniach. Vo zvolenom povolaní som nebol sklamaný a som rád, že študujem práve v tomto odbore.

^ 2. CHARAKTERISTIKA VKLADU

Ropné pole Mishkinskoye bolo objavené v roku 1966 a nachádza sa na hranici regiónov Votkinsky a Sharkansky na sever od mesta Votkinsk.

Ložisko sa nachádza v povodí rieky Kama a zaberá povodia riek Votka a Siva. Znaky absolútneho reliéfu sa pohybujú od 140-180 m na juhu po 180-250 m na severe. Oblasť ložiska Mishkinskoye zaberajú 70% ihličnaté lesy, zvyšok zaberá poľnohospodárska pôda.

Podnebie regiónu je mierne kontinentálne s dlhými zimami. Priemerná ročná teplota je +2С, mrazy v januári až februári niekedy dosahujú -40С. Priemerná hĺbka zamrznutia pôdy je 1,2 m, hrúbka snehovej pokrývky je 60–80 cm.

Odber vody pre účely RPM sa nachádza na rieke Siva. Zdroj napájania - rozvodňa 220/110/35/6 kV "Siva". Spracovanie oleja sa vykonáva v Mishkinsky CPF, ktorý sa nachádza na území poľa.

Miškinskaja štruktúra je komplikovaná dvoma kupolami: západná - Votkinskij a východná - Cherepanovskiy.
^ 3. OBJEKTY VÝVOJA A ICH CHARAKTERISTIKY

Na poli Miškinskoje boli zaznamenané ropné show v horninách stupňa Tournaisian a superhorizonu Yasnaya Polyana (vrstvy Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), dol. Karbon, v baškirskom stupni a horizonte Vereya (vrstvy B-II, B-III) moskovského stupňa stredného karbónu.

Obsah ropy a plynu v sekcii bol študovaný jadrom, vzorkami bočného pôdneho nosiča, analýzou ťažobných ťažobných materiálov, ťažbou plynu a výsledkami testovania vrtu na prítok.

Tournaisian

V náleziskách Tournaisian sa našli tri ložiská ropy, ktoré sa obmedzili na tri štruktúry: západnú a východnú kupolu Votkinska a Čerepanovska. Obchodne naftonosná je vrstva porézno-kavernóznych vápencov v streche čerepetského horizontu s hrúbkou do 36 m. Najvyššia časť ložiska ropy bola nájdená na Votkinskom výzdvihu, vo vrte č.

Sklon povrchu OWC (od studne č. 189 po studňu č. 183) Západného Votkinského dómu je v rozmedzí 2–2,5 m. ložisko ropy na Západnom Votkinskom dóme je 32 m, jeho rozmery sú cca 8x5 km.

Na východnom Votkinskom dóme je priemerná poloha WOC podmienečne zaujatá okolo 1358 m. Výška ložiska na tomto dóme v oblasti studne č.184 je asi 5 m, jej rozmery sú 3x1,5 km. .

Na Čerepanovskom zdvihu sa WOC podmienečne odoberá vo výške okolo 1370 m. Výška ložiska ropy tohto zdvihu je 4,5 m, jeho rozmery sú asi 4,5 x 2 km. Prítomnosť hustých medzivrstiev vysledovaných na veľkej ploche a testovanie kupolových studní 211, 190, 191 dokazuje vrstvenú masívnu štruktúru zeme.

Ropné ukážky horizontu Kizilovskiy sa nachádzajú v jeho spodnej časti vo vrstve jemne pórovitých vápencov. Výsledky testovania naznačujú slabé rezervoárové vlastnosti produktívnej formácie Kizilovského horizontu.

WOC ložiska Kizilovskaya sa podmienečne berie okolo 1330,4 - 1330 m.

Horizont Yasnaya Polyana

V superhorizone Yasnaya Polyana sa ropné show obmedzujú na vrstvy poréznych pieskovcov a prachovcov na horizonte Tula a Bobrikov.

V bobrikovskom horizonte sa nachádzajú tri pórovité vrstvy. Komerčný prítok ropy z ložiska Bb-III sa získaval vo vrte č. 211 a ropa a voda z vrtu č. 190.

Nádrž BB-II bola vysledovaná vo všetkých vrtoch, otvorila spodný karbón a len vo vrte č. 191 bola nahradená nepriepustnými horninami.

Hrúbka formácie Bb-II sa pohybuje od 0 do 2 m a Bb-I od 0,8 do 2,5 m. Komerčné ropné toky z formácie Bb-I sa získavali vo vrte č.189 spolu s ďalšími formáciami.

V horizonte Tula je komerčná ložisková kapacita ropy stanovená v troch vrstvách Tl-0, Tl-I, Tl-II. V superhorizone Yasnaya Polyana sú ložiská ropy obmedzené na štruktúry: západný a východný dóm Votkinsk a zdvih Cherepet. Najnepatrnejšie hrúbky nepriepustných medzivrstiev oddeľujúcich naftonosné útvary superhorizontu Yasnaya Polyana a často aj vzájomné prepojenia priepustných útvarov a ich litologická variabilita naznačujú vrstevno-vrstvený typ ložísk s jediným WOC pre všetky útvary. výzdvihu Votkinského a samostatne pre útvary Čerepanovského.

WOC Čerepanovského výzdvihu pre tulské súvrstvia Tl-I, Tl-II, Tl-0 sa odoberá po dne súvrstvia Tl-II, ktorý produkoval bezvodú ropu vo vrte č. 187 na úrovni 1327,5 m.

Bashkiriansky stupeň

Ropné show v ložiskách baškirského štádia sa našli vo všetkých vrtoch, ktoré objavili ložisko ropy a boli charakterizované jadrom. Okrem toho sa v hornej, hustejšej časti sekcie nachádzajú olejové show. Hrúbka účinných medzivrstiev sa pohybuje v širokom rozmedzí od 0,4 do 12,2 m. V niektorých vrtoch sa počas testovania nezískali žiadne prítoky alebo sa získali po úprave spodných otvorov kyselinou chlorovodíkovou. Výrazné kolísanie hodnôt prítokov naznačuje zložitú štruktúru nádrže, čo do veľkosti, tak aj plochy. Prítomnosť významných prietokov pravdepodobne naznačuje prítomnosť veľkej nerovnomernosti alebo lámavosti v nádrži. Najvyššia časť ropy z Votkinského výzdvihu bola nájdená vo vrte číslo 211 na značke 1006,6 m. Výška ložiska je cca 38 metrov, veľkosť ložiska je do 16x8 km. OWC je podmienečne akceptovaný na úrovni 1044 m.

W Ropné ložisko Čerepanovského zdvihu nebolo dostatočne preskúmané. Od ložiska Votkinského výzdvihu je oddelená zónou zhoršenia zásobných vlastností karbonátových hornín. Svetový pohár Čerepanovského zdvihu je približne 1044 m.

Vereisky horizont

Vo vereiskom horizonte sú vysledované dve ložiská ropy, oddelené vrstvami bahenných a ílovitých vápencov. Hrúbka účinných olejom nasýtených vápencov V-III sa pohybuje od 0,6 do 6,8 m (vrt č. 201). Najnižšia značka, z ktorej sa získaval bezvodý olej, je 1042,8 metra (vrt č. 214). Najvyššia značka ložiska ropného ložiska V-III je 990 m. WOC sa odoberá vo výške cca 1042 m. Výška ložiska v rámci akceptovaného WOC - 1042 metrov je cca 52 m. Jeho rozmery vo vonkajšom obryse sú cca 25x12 km. Hrúbka účinnej časti zdrže sa pohybuje od 1,2 do 6,4 m.

Najvyššia časť ložiska súvrstvia B-II bola objavená vo vrte č.211. WOC bol odobratý vo výške okolo 1040 m. Výška ložiska v rámci akceptovaného WOC je 104 m a rovná sa asi 50 m. ložiska v rámci vonkajšieho obrysu ložiska ropy je asi 25 x 12 km. Ložiská ropy vrstiev B-II a B-III zásobníkového typu.

Účinná časť tvorby B-I nie je vysledovateľná vo všetkých jamkách. Výsledky testov poukazujú na nízku priepustnosť nádrže a zložitá lokalizácia poréznych rozdielov v oblasti poľa komplikuje posúdenie možných ropných vyhliadok nádrže V-I.

^ 4. ZÁSOBNÍKOVÉ VLASTNOSTI VÝROBNÝCH FORMÁCIÍ
Tournaisian

Turnajský stupeň predstavujú karbonátové horniny - vápence čerepetského a kizilovského horizontu. V jamkách sa rozlišujú porézne medzivrstvy od 1 (jamka č. 212) do 29 (jamka č. 187). Hrúbka zistených pórovitých rozdielov sa pohybuje od 0,2 do 25,2 m. Celková hrúbka nádrží cherepetského horizontu v skúmanej časti sa pohybuje od 10,8 (vrt č. 207) do 39,2 m (vrt č. 193). Takmer vo všetkých vrtoch sa rozlišujú vrstvy vo vrchole turnaisovského stupňa, spravidla ide o jednu vrstvu s hrúbkou okolo 2 m, ale v niektorých vrtoch (195, 196) sa objavuje väčší počet tenkých pórovitých vrstiev. , ktorých počet dosahuje 8. Celková hrúbka nádrže Kizel sa v tomto prípade zvyšuje až na 6,8 m.
Horizont Yasnaya Polyana

Ložiská superhorizonu Yasnaya Polyana reprezentujú striedajúce sa pieskovce, prachovce a íly horizontov Bobrikov a Tula. V zložení Bobrikovského horizontu sa rozlišujú pieskovcové lôžka Bb-II a Bb-I a v zložení Tulského horizontu Tl-0, Tl-I, Tl-II. Tieto vrstvy možno vysledovať v celej oblasti poľa Mishkinskoye. Celková hrúbka nádrží horizontov Bobrikov a Tula sa pohybuje od 7,4 m (vrt č. 188) do 24,8 m (vrt č. 199).
Bashkiriansky stupeň

Predstavuje ho striedanie hutných a pórovito-priepustných vápencov. Vápence nie sú ílovité. Uvedený relatívny parameter Jnj sa pohybuje od 0,88 v hustých vrstvách po 0,12 - 0,14 pri vysoko pórovitých odrodách. Tento charakter zmeny Jnj naznačuje výraznú kavernóznosť vápencov. Počet poréznych medzivrstiev v jamkách podľa oblasti kolíše od 5 (jamka č. 255) do 33 (jamka č. 189). Hrúbka zistených poréznych rozdielov sa pohybuje od 0,2 do 21,0 m Celková hrúbka nádrží stupňa Bashkirian sa pohybuje od 6,8 ​​m (vrt 205) do 45,5 m (vrt č. 201).
Vereisky horizont

Ložiská Vereya sú reprezentované striedaním prachovcov a karbonátových hornín. Produktívna tvorba je obmedzená na porézne a priepustné uhličitanové usadeniny. Existujú dve vrstvy B-III a B-II.

Celková hrúbka nádrží obzoru Vereisk kolíše od 4,0 (vrt č. 198) do 16,0 m (vrt č. 201). Hrúbka jednotlivej priepustnej medzivrstvy sa na ploche pohybuje od 0,4 do 6,4 m.
Súhrnné údaje o rezervoárových vlastnostiach produktívnych formácií

^ 5. FYZIKÁLNE VLASTNOSTI TVORACEJ TEKUTINY

(ROPA, PLYN, VODA)
OLEJ
Vereisky horizont

Z analýzy hlbinných vzoriek vyplýva, že oleje horizontu Vereya sú ťažké, vysokoviskózne, hustota ropy v podmienkach ložiska je v rozmedzí 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 a priemerne 0,8798 g/cm 3 . Viskozita ropy v podmienkach nádrže sa pohybuje od 12,65 do 26,4 SP a pri výpočtoch sa brala do úvahy 18,4 SP.

Predpokladá sa, že priemerná hodnota saturačného tlaku je 89,9 atm. Oleje horizontu Vereya sú mierne nasýtené plynom, GOR je 18,8 m 3 /t.

Podľa výsledkov analýzy povrchových vzoriek ropy sa zistilo, že hustota ropy je 0,8963 g/cm 3 ; Vzorky ropy horizontu Vereisk obsahujú 3,07 % síry, množstvo silikagélových živíc sa pohybuje od 13,8 – 21 % a priemerne 15,6 %. Obsah asfalténov je v rozmedzí 1,7 - 8,5 % (priemerná hodnota 4,6 %) a obsah parafínu 2,64 - 4,8 % (priemer 3,6 %).
Bashkiriansky stupeň

Údaje analýzy ukazujú, že ropa baškirianskeho štádia je ľahšia ako oleje z iných vrstiev poľa Mishkinskoye, hustota ropy v podmienkach ložiska je 0,8641 g/cm 3 . Viskozita ropy je nižšia ako viskozita Vereovho horizontu a je určená na 10,3 cp. Saturačný tlak pre fázu Bashkirian by sa mal rovnať 107 atm. Formácia GOR je 24,7 m 3 /t. Výsledky analýzy ukazujú, že priemerná hustota oleja je 0,8920 g/cm3. Obsah síry v oleji baškirského štádia sa pohybuje od 22,4 do 3,63 % a v priemere je 13,01 %. Množstvo silikagélových živíc sa pohybuje od 11,6 % do 18,7 % a priemerne 14,47 %. Obsah asfalténov je v rozmedzí 3,6 - 6,4 % (priemer 4,51 %), obsah parafínu 2,7 - 4,8 % (priemer 3,97 %).
Horizont Yasnaya Polyana

Ropa tulského horizontu je ťažká, merná hmotnosť 0,9 g/cm 3 , vysoká viskozita 34,2 cp. Plynový faktor je 12,2 m 3 /t, tlak nasýtenia ropy plynom je 101,5 atm., čo je vďaka vysokému obsahu dusíka v plyne až 63,8 objemových percent.

Vzorky povrchového oleja zo superhorizónu Yasnaya Polyana boli odobraté z 8 vrtov. Hustota oleja podľa výsledkov analýzy povrchových vzoriek je 0,9045 g/cm 3 . Obsah síry  3,35 %, obsah asfalténov 5,5 %, obsah parafínu 4,51 %.
Tournaisian

Viskozita oleja v podmienkach nádrže bola 73,2 cp. Hustota oleja je 0,9139 g/cm3. GOR 7,0 m 3 /t. objemový faktor 1,01. Povrchové vzorky tunajskej ropy boli odobraté z 8 vrtov. Priemerná hustota oleja je 0,9224 g/cm3. Zvýšený obsah silikagélových živíc 17,4 - 36,6 % (priemerne 22,6 %). Obsah asfalténov je v priemere 4,39 % a parafínu 3,47 %.
^ Združený plyn

Pridružený plyn obsahuje zvýšené množstvo dusíka. Pre stupeň Tournaisian je jeho priemerná hodnota 93,54%, pre superhorizon Yasnaya Polyana - 67,2%, pre stupeň Bashkirian - 44,4%, pre horizont Vereian - 37,7%. Takýto obsah dusíka, ako aj nízke plynové faktory umožňujú použiť pridružený plyn ako palivo len pre potreby priemyselných podnikov.

Podľa obsahu hélia v obrysovom plyne superhorizonu Yasnaya Polyana (0,042 %) a štádia Cherepetian (0,071 %) je priemyselne zaujímavý, ale vzhľadom na nízke plynové faktory, t.j. nízka produkcia hélia, je spochybňovaná rentabilita jeho výroby. Obsah hélia v pridruženom plyne horizontu Vereya je 0,0265 % a stupňa Bashkirian 0,006 %.
^ TVORBA VODY
Vereisky horizont

Obsah vody vo vrstvách hornej časti horizontu Vereya sa prakticky neskúma. Formačné soľanky majú hustotu 1,181 g/cm 3, prvá slanosť - 70, obsahujú B - 781 mg/l, J - 14 mg/l a B 2 O 2 - 69,4 mg/l. V zložení plynu rozpusteného vo vode dominuje dusík - 81%, metán - 13%, etán - 3,0%, ťažší - 0,3%.
Bashkiriansky stupeň

Vody baškirských ložísk majú podobné zloženie iontových solí a o niečo menšiu mineralizáciu a metamorfózu ako vody vyšších a nižších komplexov. Mineralizácia vôd baškirských ložísk nepresahuje 250-260 mg / l., Cl - Na / Mg nepresahuje 3,7; S04/Cl nepresahuje 0,28; obsah brómu v mg/l 587 - 606; J÷ 10,6 - 12,7; B203 - 28-39; draslík - 1100; stroncium - 400; lítium - 4,0.
Superhorizon Yasnaya Polyana

Vyznačujú sa vysokou mineralizáciou, metamorfizáciou, nedostatkom asfalténov, vysokým obsahom brómu a jódu, nepresahujú 50 mg/l. Nevýznamný obsah síranov slúži ako korelát na rozlíšenie vôd komplexu Yasnaya Polyana od vôd vyšších a nižších komplexov.

Priemerná plynová nasýtenosť formačných vôd ložísk Yasnaya Polyana je 0,32 - 0,33 g/l. Zloženie plynu je dusík, obsah uhľovodíkov je asi 3 - 3,5%, argón - 0,466%, hélium - 0,069%. Kontaktný odplyňovací plyn pozostáva z dusíka 63,8 %, metánu 7,1 %, etánu 7,9 %, propánu 12,1 %.
Tournaisská etapa

Mineralizácia vôd turnaisského stupňa je 279,2 g/l; S - 68; S04/Cl - 100-0,32; B - 728 mg/l; J, 13 mg/l; B203 - 169 mg/l. Voda ložísk stupňa Tournaisian sa výrazne líši od vôd ložísk Yasnaya Polyana, čo naznačuje izoláciu vodonosných vrstiev horizontu.

Vody turnaisského stupňa sú vysoko mineralizované. Vyznačujú sa vysokým obsahom vápnika 19 %, ekvivalentným koeficientom Cl-Na/Mg nad 3; SO4/Cl - 100-0,12 x 0,25. Obsah brómu 552-706 mg/l; jód 11-14 mg/l; NH4 79-89 mg/l; B203 39-84 mg/l; draslík 1100 mg/l; stroncium 4300 mg/l;
Fyzikálne a chemické vlastnosti ropy v podmienkach ložiska

Fyzikálno-chemické vlastnosti plynu

Fyzikálne a chemické vlastnosti formačných vôd

^ 6. VÝKONNOSŤ VÝVOJA

(produktívna formácia)

študent skupiny 10-1 3B

fakulty olej a benzínšpecialita 130503.65

Autor: prvý tréningový tréning konalo sa v NGDU Almetyevneft, NGDU Yamashneft, polygón NGDU "Elkhovneft".

Miesto stáže Almeťjevsk.

Začiatok praxe 2.04.2012 koniec praxe 20.04.2012

Vedúci praxe

z oddelenia RENGM Nadyrshin R. F.

Almetievsk, 2012

ÚVOD ……………………………………………………………………….. 3

HLAVNÉ VLASTNOSTI ROPNÝCH A PLYNOVÝCH ZÁSOB .......... ....4

GEOLOGICKÉ CHARAKTERISTIKY LOŽISEK….…11

VYBAVENIE A TECHNOLÓGIA VÝROBY ROPY………………………….. 13

Prevádzka studňovej fontány………………………………………….…13

Prevádzka studní so sacími tyčovými čerpadlami……….. 16

Prevádzka studní s elektrickými odstredivými a závitovkovými čerpadlami……………………………………………………………………………………….. 21

Hlavné operácie vykonávané pri údržbe mechanizovaných studní………………………………………………...…... 30

Podzemné a sanácie studní……………………………….. 32

Spôsoby ovplyvňovania vrtnej časti formácie…………. ..34

4. ZBER A PRÍPRAVA ROPY NA POLE………….…….…40

5. ORGANIZÁCIA RPM V TERÉNNYCH ZARIADENIACH………….…45

6. STRUČNÝ POPIS DRUHOV ÚDRŽBY A OPRAV POTRUBÍ….…………….….. 48

7. BEZPEČNOSTNÉ OPATRENIA PRI VYKONÁVANÍ ÚDRŽBY A OPRAVY STUDNÍ……………………….…..… 50

LITERATÚRA……………………………………………………….….. 52

Úvod

Úvodná prax je počiatočnou fázou tréningu. Pomáha zoznámiť sa s profesiou pred začatím štúdia odborných predmetov. Táto prax sa uskutočnila v podnikoch produkujúcich ropu a plyn Yamashneft, Almetyevneft a cvičisko Elkhovneft. Hlavnými cieľmi cvičenia boli:

Oboznámenie študentov s procesmi vŕtania ropných a plynových vrtov, ťažbou ropy a plynu a rozvojom ropného poľa.

Oboznámenie sa s hlavným zariadením používaným pri vŕtaní a prevádzke ropných a plynových vrtov.

Oboznámenie sa s hlavným článkom ropného priemyslu - ropným poľom a jeho výrobno-ekonomickými aktivitami.

Získanie určitých praktických vedomostí, ktoré prispievajú k lepšiemu osvojeniu si teoretického materiálu v procese ďalšieho vzdelávania v odbore.

Získanie prvých skúseností s komunikáciou vo výrobnom tíme.

Počas výcviku sme navštívili, oboznámili sa s usporiadaním GZNU-6, BPS-1, ako aj so zhlukom vrtov určených pre WEM. Predmetom našej návštevy boli aj „GZNU, DNS-61, KNS-121 OGPD Almetyevneft“, okrem toho sme navštívili vrtnú súpravu, pracovné stroje a školiace sektory NGDU Elkhovneft, aby sme opravili vybavenie a uskutočnili súťaže medzi zamestnancami.

Táto „Technologická schéma rozvoja poľa Zapadno-Chigorinskoye“ odôvodňuje optimálnu možnosť ďalšieho rozvoja poľa.
Práca bola vykonaná v súlade s referenčnými podmienkami OJSC „Surgutneftegas“ a schválenými regulačnými dokumentmi.

Úvod

2. Analýza štruktúry zásob vrtu.
3. Geologická charakteristika ložiska.
4. Geologický a technologický model ložiska.
5. Geologické a obchodné zdôvodnenie možností rozvoja.
6.Technologické ukazovatele možností rozvoja.
7. Zásoby ropy a rozpusteného plynu.
8. Bezpečnostné opatrenia pre prevádzkovateľov ropy a zemného plynu.
9.Technologický režim prevádzky ťažobných vrtov.
10. Ťažba ropy elektrickými ponornými zariadeniami.
11. Výroba ropy pomocou vrtných tyčových čerpadiel.

Súbory: 1 súbor

FEDERÁLNA AGENTÚRA PRE VZDELÁVANIE

Štátna vzdelávacia inštitúcia vyššieho odborného vzdelávania

"Štátna univerzita ropy a zemného plynu v Tyumen"

Odbor "Rozvoj a prevádzka ropných polí"

podľa prvej výrobnej praxe

od "" 20 do "" 200

v podniku

študent

skupina HP-09-1 špecialita

„Vývoj a prevádzka ropy a

plynové polia,

špecializácia: "Rozvoj ropných polí"

Z podniku

(pozícia) Celé meno

Stupeň ochrany:

Kogalym, 2012

Úvod

1. Všeobecné informácie o vklade.

2. Analýza štruktúry zásob vrtu.

3. Geologická charakteristika ložiska.

4. Geologický a technologický model ložiska.

5. Geologické a obchodné zdôvodnenie možností rozvoja.

6.Technologické ukazovatele možností rozvoja.

7. Zásoby ropy a rozpusteného plynu.

8. Bezpečnostné opatrenia pre prevádzkovateľov ropy a zemného plynu.

9.Technologický režim prevádzky ťažobných vrtov.

10. Ťažba ropy elektrickými ponornými zariadeniami.

11. Výroba ropy pomocou vrtných tyčových čerpadiel.

ÚVOD

Administratívne sa pole Zapadno-Chigorinskoye nachádza v okrese Surgut v autonómnom okrese Chanty-Mansi v regióne Tyumen.

Pole sa nachádza na území troch licenčných oblastí, ktorých užívateľom podložia je OJSC „Surgutneftegas“:

• Chigorinsky LU (licencia KhMN č. 00684, vydaná 03.12.1997, dátum exspirácie
  platnosť licencie 31.12.2040),
• Ai-Pimsky LU (Licencia KhMN č. 00560, vydaná 29. septembra 1993, dátum vypršania platnosti
  platnosť preukazu 31.12.2055),
• Zapadno-Ai-Pimsky LU (Licencia KhMN č. 00812, vydaná dňa 06.04.1998, termín
  platnosť licencie končí 31.12.2055),

Vzdialenosť k najbližšej osade - poz. Nizhnesortymsky - 60 km. Vzdialenosť do mesta Surgut je 263 km.

Pole bolo objavené v roku 1998, uvedené do pilotnej prevádzky v roku 2003 na základe „Technologickej schémy pre pilotný vývoj“, ktorú zostavil TO „SurgutNIPIneft“ (protokol TKR KhMAO č. 259 zo dňa 06.12.2001).

V dôsledku vyššieho tempa rozvoja poľa v prvých dvoch rokoch prevádzky (2003-2004) skutočné objemy ťažby ropy prekročili projektované úrovne. Za účelom úpravy technologických ukazovateľov rozvoja v roku 2005 TO „SurgutNIPIneft“ pripravilo „Analýzu vývoja poľa Zapadno-Chigorinskoje“ (protokol TO ÚV Rosnedra pre KhMAO č. 630 z 27.4. 2005).

Tento projektový dokument „Technologická schéma rozvoja poľa Zapadno-Čigorinskoje“ bol vypracovaný v roku 2006 v súlade s rozhodnutím TO Ústredného výboru Rosnedry pre Chanty-Mansijský autonómny okruh (zápisnica č. 630 zo dňa 27. 2005).

Pre obdobie pilotného rozvoja poľa Zapadno-Chigorinskoye:

Bola špecifikovaná geologická stavba a vlastnosti nádrže
hlavné prevádzkové zariadenie JE a,

• zásoby ropy vypočítala a schválila GKZ Rosnedra (zápisnica č. 1280 zo dňa
  03.11.2006),
• hodnotila sa efektívnosť implementovaného systému rozvoja.

Táto „Technologická schéma rozvoja poľa Zapadno-Chigorinskoye“ odôvodňuje optimálnu možnosť ďalšieho rozvoja poľa.

Práca bola vykonaná v súlade s referenčnými podmienkami OJSC „Surgutneftegas“ a schválenými regulačnými dokumentmi.

1. VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O VKLADE

Administratívna a geografická poloha. Pole Zapadno-Chigorinskoye bolo identifikované na území troch licenčných oblastí: licenčná oblasť Ai-Pimskoye (severovýchodná časť poľa), licenčná oblasť Zapadno-Ai-Pimskoye (stredná časť) a licenčná oblasť Chigorinsky ( juhovýchodná časť, obr. 1.1).

Administratívne sa pole nachádza na území okresu Surgut v autonómnom okruhu Chanty-Mansi v regióne Tyumen. Najbližšia osada je osada Nizhnesortymsky, ktorá sa nachádza 60 km severovýchodne od ložiska. Centrom regiónu Surgut je mesto Surgut, ktoré sa nachádza 263 km juhovýchodne od poľa. Z fyzického a geografického hľadiska sa obmedzuje na močiarnu provinciu Surgut v západnej sibírskej fyzickej a geografickej krajine. Pole sa nachádza v zóne prevádzky OAO Surgutneftegaz, NGDU Nizhnesortymsk-Neft.

Podnebie, kontinentálne. Zima je dlhá, drsná a zasnežená. Priemerná teplota najchladnejšieho mesiaca, januára, je -21,4°С. Hrúbka snehovej pokrývky je do 60-75 cm Trvanie obdobia so stabilnými mrazmi je 164 dní. Leto je krátke (50-60 dní), mierne teplé a zamračené, s častými mrazmi. Priemerná teplota najteplejšieho mesiaca (júl) je +16,8°C, s absolútnym maximom +34°C. Vo všeobecnosti je klíma regiónu typická pre zónu tajgy.

Hydrografia. Ložisko sa nachádza v rozhraní riek Nimatuma, Yumayakha, Totymayaun. Rieky patria podľa charakteru vodného režimu k typom riek s jarno-letnými záplavami a záplavami v teplom období. Hlavnou fázou vodného režimu je povodeň, ktorá v niektorých rokoch tvorí až 90 % ročného odtoku. Začína sa v tretej dekáde apríla a končí v júni. Významné plochy sú podmáčané (60,1 %). Plocha jazera je 17,2 %. Spolu s malými jazerami sa na území ložiska nachádzajú aj veľké jazerá: Vochikilor, Vontyrya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkoultunglor, Vochkoultunglor, Otinepatylor.

Pôdy. Na automorfných povrchoch dominujú iluviálno-železité a iluviálno-humusové podzoly. Medzi močiarnymi pôdnymi typmi vynikajú rašelinné, rašelinno-glejové a rašelinné pôdy na slatinných rašeliniskách, ako aj rašelinno-humusovo-glejové pôdy. V nivách prevládajú nivné rašelinno-humusovo-glejové a nivné slabo podzolizované pôdy.

Vegetácia. Podľa geobotanickej zonácie Západnej Sibíri (Ilyina, Machno, 1976) sa územie ložiska nachádza v severnej podzóne tajgy.

V krajinnej štruktúre územia prevládajú rašeliniská rôzneho typu (60,1 % plochy), najmä bradlové a jazerno-hrebeňové rašeliniská, ako aj rovinaté pahorkatiny. Borovicové a borovicovo-brezové lesy sú obmedzené na údolné oblasti (lesnatosť - 17,3 %). V nivách a údoliach riek prevládajú borovicovo-brezové a cédrovo-borovicové lesy (asi 5,4 %).

Svet zvierat. Podľa zoogeografického členenia oblasti Ťumeň (Gashev, 2000) sa ložisko Zapadno-Chigorinskoje nachádza v zoogeografickej provincii Surgut. Živočíšny svet predstavuje fauna jazerných a močiarnych biotopov (ondatra, zajac belasý, vodné vtáctvo: potápavé a riečne kačice), v lesných biotopoch sa vyskytujú zástupcovia horskej zveri (tetrov, tetrov, tetrov), ale aj veverička. , chipmunk.

Využitie pôdy a osobitne chránené územia. Na území ložiska Západno-Čigorinský sa nachádzajú územia s osobitným štatútom ochrany prírody - pásma ochrany vôd, cédrové plantáže a krajiny predkov (obr. 1.1).

Ochranné pásma vôd sú vymedzené pozdĺž riek a okolo jazier so šírkou 100 až 500 m, zaberajú 5132 hektárov (asi 45 % plochy ložiska). V samostatných masívoch pozdĺž korýt sa nachádzajú cédrové plantáže - 172 ha (1,5%).

Výnosom prednostu Správy Surgutskej oblasti č.124 ​​z 30. novembra 1994 a rozhodnutím okresnej komisie v Sytominskej vidieckej správe Surgutskej oblasti bola pridelená kmeňová pôda č.12C na území hl. depozit, na ktorom 4 rodiny (12 osôb) z radov pôvodných obyvateľov vykonávajú hospodársku činnosť Severa - Khanty (rodiny Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). OJSC „Surgutneftegas“ a hlavy rodinných pozemkov uzavreli hospodárske dohody, ktoré stanovujú súbor sociálnych a ekonomických opatrení.

Hospodárska činnosť v pásmach ochrany vôd je stanovená nariadením vlády Ruskej federácie č. 1404 zo dňa 23.11.1996 "Nariadenie o pásmach ochrany vôd vodných útvarov a ich pobrežných ochranných pásov", RD 5753490-028-2002 „Nariadenie o ochrane životného prostredia pri navrhovaní a vykonávaní prác na zhlukoch vrtov a jednotlivých prieskumných a prieskumných vrtoch OJSC „Surgutneftegas“ nachádzajúcich sa v zónach ochrany vôd vodných útvarov autonómneho okruhu Chanty-Mansijsk“; cédrové plantáže - podľa Lesného zákonníka Ruskej federácie č. 22-FZ z 29.1.1997; rodinné pozemky - vyhláškou prednostu Správy kraja Surgut č. 124 ZOL 1.1994.

Priemyselná infraštruktúra. Ropné pole Zapadno-Chigorinskoye sa nachádza v oblasti činnosti oddelenia výroby ropy a zemného plynu Nizhnesortymskneft, ktoré má rozvinutú výrobnú infraštruktúru: miesto na zber a úpravu ropy, posilňovacie čerpacie stanice, systém tlaku a medzipolia. ropovody, plynovody, sieť ciest, systém zásobovania elektrickou energiou, výrobné servisné základne.

V čase prác na poli bolo vybudovaných: 11 studničných podložiek; systém zberu ropy a plynu s dĺžkou 26,1 km:

• jedna prečerpávacia stanica s projektovaným výkonom 10,0 tis. m/deň, od k
  novkoy predbežné vypúšťanie formačnej vody s kapacitou 10,0 tisíc m 3 /deň.
  Využitie kapacity k 01.01.2006 bolo 12%;
• ropovod na vonkajšiu prepravu ropy z oblasti Západno-Čigorinskoje
  po miesto napojenia na ropovod z Bittemského poľa v dĺžke 15,0 km;

klastrová čerpacia stanica, s kapacitou 7,2 tis. m 3 / deň. Využitie kapacity k 1. 1. 2006 bolo 44 %;

V oblasti prečerpávacej stanice odpadových vôd v Cenomanských horách boli vyvŕtané štyri studne
dáždnik, vybavený vysokotlakovými ponornými čerpacími jednotkami, cez
ktoré čerpadlo vody sa vykonáva;

Sústava vysokotlakových potrubí s dĺžkou 18,55 km;
trafostanica PS 35/6;

• vysokonapäťové vedenie VL-35kV z PS110 Bittemského poľa na Západ
  no-Čigorinský ložisko, 15,8 km dlhé;
• cesta s asfaltobetónovou vozovkou z ČSN Západ-
  Chigorinskoye pole pred napojením do chodby z Bittemskoye poľa" o
  gravitácia 13,5 km.;

Vjazdy do kríkov s dĺžkou 26,15 km.

Systém zberu plynu na poli nie je vyvinutý. Na poli Bittemskoye, ktoré sa nachádza do 20 km, bola postavená elektráreň s plynovou turbínou. K 1. januáru 2006 bola miera využitia plynu 2,76 %.

Najbližším bodom prípravy ropy je Alekhinskiy CPS, ktorý sa nachádza 95,8 km od poľa. Ropa sa dodáva do systému Transneft v závode Western Surgut PS.

Elektrina je dodávaná zo systému Tyumenenergo. Hlavným zdrojom napájania poľa Zapadno-Čigorinskoje je rozvodňa 35/6 kV Bitemskaja (2x25 MB A).

Napájanie objektov staveniska poľa Zapadno-Čigorinskoje je realizované z RZ 35/6 kV (2x6,3 MB A) č. 252, ktorý sa nachádza v areáli technologického areálu BPS.

Počas vývoja poľa sú materiály a zariadenia dodávané z mesta Surgut, ktoré má veľký železničný uzol, riečny prístav a letisko schopné prijímať osobné a ťažké dopravné lietadlá.

Najbližšia obec Nizhne-Sortymsky má k dispozícii kvalifikované pracovné zdroje. V NGDU Nizhnesortymskneft bol vyvinutý systém opravárenských jednotiek a služieb.

2. ANALÝZA ŠTRUKTÚRY STUDNÉHO FONDU.

K 1. 1. 2006 je v súvahe spoločnosti 147 vrtov, z toho 109 ťažobných, 33 injekčných vrtov, 1 kontrolný vrt a 4 odberné studne. 2.1

V zariadení AC12 je 129 ťažobných a vstrekovacích vrtov, z toho 96 ťažobných vrtov, 33 vstrekovacích vrtov (z toho 12 na ťažbu ropy).

Vo vrstvách AS11 a YuSo je 13 opustených prieskumných vrtov.

V grafických prílohách sú zobrazené mapy súčasného stavu rozpracovanosti objektu AC12. Pre zariadenie ako celok zodpovedá produktivita vrtov uvedených na mape správam OGPD, mapy každej z vrstiev zobrazujú odhadovanú produktivitu získanú ako výsledok modelových výpočtov.

Stav fondu je uspokojivý. V zásobe neaktívneho vrtu sú 2 vrty (2 % zásoby vrtu).

V decembri 2005 bolo 100 ťažobných vrtov s priemernou rýchlosťou ťažby ropy 13,9 ton/deň, priemerným tlakom v spodnej dierke 12,8 MPa. V prevádzke je 21 injektážnych vrtov Priemerná injektivita injektážnych vrtov je 152 m 3 /deň, s priemerným tlakom na hlave vrtu 14,9 MPa.

Rozsah ťažby ropy (od 0,1 do 63,1 t/deň) v počiatočnom štádiu vývoja je veľmi veľký. Na identifikáciu hlavných príčin nerovnakej produktivity vrtov bola vykonaná viacrozmerná analýza geologických a terénnych informácií, najinformatívnejšie závislosti sú znázornené na obr. 4.3.1. Z uvedených údajov vyplýva: