Raport mbi praktikën në fushën e naftës dhe gazit. Raport mbi praktikën e zhvillimit dhe funksionimit të specialitetit të vendburimeve të naftës dhe gazit. Struktura prodhuese dhe organizative e NGDU

Kryejmë të gjitha llojet e punëve të studentëve

Pjesa e punës e pompës së vidhos është një vidë çeliku me një nisje që rrotullohet në një shtresë gome të një profili të veçantë, zgavra e brendshme e së cilës është një sipërfaqe spirale me dy fillime me një hap dy herë më të madh se hapi i vidës. Pompë me vidë - pompë me zhvendosje pozitive, rrjedha e së cilës është drejtpërdrejt proporcionale me shpejtësinë e vidës. Gjatë rrotullimit, vida dhe mbajtësi i saj formohen përgjatë gjithë gjatësisë ...

Shfrytëzimi i vendburimeve të naftës dhe gazit (abstrakt, punim terminor, diplomë, kontroll)

MINISTRIA E ARSIMIT DHE SHKENCËS SË REPUBLIKËS SË TATARSTAN ALMETYEVSK INSTITUT SHTETËROR TË NAFTËS RAPORTI Studentet femra Maklakova A. S. të grupit 18−13 B Sipas praktikës edukative dhe familjaruese të mbajtur në NGDU

Almetievneft, terreni stërvitor i CTC të NGDU Elkhovneft

Ndodhet në qytetin e Almetievsk Fillimi i praktikës 31.03.10. përfundimi i praktikës 26.04.10.

Shefi i Praktikës nga Departamenti i RiENGM:

Garipova L.I.

Almetyevsk 2010

1. Zhvillimi i vendburimeve të naftës

1.1 Gjeologjia e zonës dhe zhvillimi i depozitimeve

1.2 Organizimi i proceseve të prodhimit në OGPD

2. Teknika dhe teknologjia e prodhimit të naftës

2.1 Prodhimi i pusit

2.2 Funksionimi i puseve me pompa shufra thithëse

2.3 Funksionimi i puseve me pompa me gropë pa shufër

2.4 Operacionet bazë të kryera gjatë testimit të pusit

2.5 Punues i pusit dhe punues

2.6 Metodat e ndikimit në pjesën afër pusit të formacionit

3. Grumbullimi dhe përgatitja e naftës në terren

3.1 Grumbullimi dhe përgatitja e produkteve të nxjerra

3.2 Sistemi PPD. Organizimi i RPM në objektet në terren

3.3 Njohja me mirëmbajtjen dhe riparimin e tubacioneve

4. Masat paraprake të sigurisë gjatë kryerjes së punëve të mirëmbajtjes në puse dhe pajisje nëntokësore

4.1 Siguria në punë dhe higjiena industriale

4.2 Mbrojtja e punës dhe e mjedisit në ndërmarrje Lista e literaturës së përdorur

Prezantimi

Qëllimi i praktikës së parë të trajnimit është të konsolidojë idetë në lidhje me proceset e ndërtimit të puseve dhe prodhimit të naftës dhe gazit, të marra nga studentët në disiplinën akademike "Bazat e industrisë së naftës dhe gazit" dhe të përgatisë studentët për studimin e disiplinave të veçanta. . Për shkak të faktit se me fillimin e praktikës hyrëse nuk është planifikuar të studiohen disiplina të veçanta që janë pjesë e kompleksit të njohurive profesionale, prandaj praktika e parë arsimore është faza fillestare e trajnimit praktik për studentët. Qëllimi i tij është të njohë studentët me proceset dhe pajisjet bazë teknologjike.

Për shkak të kohëzgjatjes së shkurtër, praktika e parë e trajnimit kryhet me bazë ekskursioni. Gjatë vizitës në ndërmarrje, mund të mbulohen çështjet e mëposhtme:

1. Struktura prodhuese dhe organizative e NGDU. Sistemi i zhvillimit të terrenit.

2. Teknika dhe teknologjia e prodhimit të naftës. Sistemi i grumbullimit dhe trajtimit të naftës dhe gazit. Inxhinieri sigurie. Puna dhe mbrojtja e mjedisit në ndërmarrje.

3. Njohja me proceset teknologjike dhe pajisjet e përdorura në objektet e NJQHP.

NGDU Almetyevneft po zhvillon pjesët qendrore dhe veriperëndimore të fushës Romashkinskoye. Objektet e zhvillimit - 4 zona të Devonianit terrigjen (Minnibaevskaya, Almetyevskaya, Severo-Almetyevskaya, Berezovskaya), depozitat e depozitave terrigjene dhe karbonate të Karboniferit. NGDU Elkhovneft zhvillon gjashtë fusha nafte: fusha unike Novo-Elkhovskoye për sa i përket rezervave (rezervat e dytë më të mëdha të naftës të rikuperueshme në Republikën e Tatarstanit).

1. Zhvillimi i fushave të naftës

Gjeologjia e zonës dhe zhvillimi i zonësrrethlindjet

Më e madhja në Tatarstan, depozita Romashkinskoye, administrativisht zë territorin e rajoneve Almetyevsk, Bugulma, Leninogorsk dhe Sarmanovsky të Republikës. Fusha Romashkinskoye është shumështresore. Në vendburimet Devoniane dhe Karbonifere janë evidentuar 22 horizonte naftëmbajtëse, 18 prej të cilave me interes industrial. Në to janë zbuluar rreth 400 vendburime nafte. Janë studiuar në detaje horizontet rajonale naftëmbajtëse: depozitat Pashiysko-Kynovskiy, Cherepetskiy-Kizelovskiy, Bobrikovskiy. Horizontet vendase naftëmbajtëse (Zavolzhsky, Aleksinsky, Dankovo-Lebedyansky) mbeten të studiuara dobët. Rezervat kryesore të naftës të fushës janë të kufizuara në depozitat terrigjene të Devonian dhe Karboniferit. Depozita Romashkinskoye kufizohet në një element të madh tektonik të territorit - Kupola Jugore e harkut Tatar. Depozita e naftës në horizontin Pashian është e kufizuar në kreshtën e kësaj ngritjeje. Mënyra e depozitimit është elastike-presion uji. Deri në 22 komplekse shkëmbinjsh akuiferë janë identifikuar në të gjithë seksionin sedimentar të depozitimit. Më të ujshëm janë shkëmbinjtë terrigjenë të Devonianit dhe Karboniferit. Vajrat e depozitimeve të Devonit janë të tipit të lehtë, sulfuror, parafinik. Vajrat e të gjitha depozitave të Karboniferit janë të ngjashëm në përbërje dhe i përkasin llojit të rëndë, të thartë, parafinik. Fusha u vu në zhvillim në 1952. Deri më sot, në terren janë ndarë 10 objekte operative.

Zhvillimi i një depozite nafte ose gazi kuptohet si kontrolli i procesit të lëvizjes së lëngjeve dhe gazit në rezervuar në puset e prodhimit duke përdorur një skemë të caktuar për vendosjen e numrit të vlerësuar të puseve në zonë, renditjen dhe shkallën e vendosjes së tyre. në funksionim, duke ruajtur mënyrën e funksionimit të puseve dhe duke rregulluar balancën e energjisë së rezervuarit. 2.24]

Tërësia e të dhënave të specifikuara, duke marrë parasysh mbrojtjen e nëntokës dhe të mjedisit, përcakton sistemin e zhvillimit të një depozite ose depozite.

Një sistem zhvillimi racional është një sistem i tillë në të cilin një fushë operohet nga një numër minimal pusesh, duke siguruar një shkallë të caktuar prodhimi, rikuperim të lartë përfundimtar të naftës, me koston më të ulët të mundshme të naftës.

Një pjesë integrale e zhvillimit të terrenit është zgjedhja e objekteve të zhvillimit.

Një objekt zhvillimi është një formacion gjeologjik (rezervuar, grup rezervuarësh, masiv) i identifikuar artificialisht brenda fushës, që përmban rezerva hidrokarbure tregtare, të cilat nxirren nga zorrët e një grupi të caktuar pusesh.

Objektet e zhvillimit ndahen si të pavarura dhe të kthyeshme. Objektet e kthyeshme supozohet të zhvillohen nga puse që kanë funksionuar objektin prioritar përpara se të shterohet.

Sistemet e zhvillimit klasifikohen sipas gjeometrisë së vendndodhjes së puseve në zonë dhe sipas metodës së ndikimit në formimin prodhues.

Sipas gjeometrisë së vendndodhjes së puseve, sistemet me uniforme Dhe neuniforme vendosja e pusit.

Sistemet me një ndarje uniforme karakterizohen nga vendosja e puseve në rrjete të rregullta gjeometrike: katrore ose trekëndore. Zakonisht përdoret në depozitat me një kontur fiks vajmbajtës.

Sistemet me ndarje jo të njëtrajtshme zakonisht kanë puse të rregulluara në rreshta paralelisht me konturet lëvizëse ose rreshtat e puseve të injektimit. Distanca midis puseve në rreshta dhe midis rreshtave për çdo depozitim të veçantë përcaktohet duke përdorur llogaritjet hidrodinamike bazuar në të dhënat mbi strukturën gjeologjike të depozitimit, vetitë e lëngjeve të rezervuarit dhe mënyrat e funksionimit të rezervuarit.

Sipas metodës së ndikimit, dallohen sistemet e zhvillimit asnjë ndikim Dhe nga brendahveprim tek shtresa.

Në sistemet pa stimulim të rezervuarit, vetëm energjia natyrore e rezervuarit përdoret në procesin e zhvillimit të rezervuarit.

Sistemet e zhvillimit vlerësohen sipas karakteristikave dhe performancës së tyre.

Karakteristikat e sistemit të zhvillimit:

— mirë aksion- numri i përgjithshëm i prodhimit (prodhimi, puset e injektimit të destinuara për zhvillimin e depozitës).

Ndahet në kryesore dhe rezervë.

— rezervë specifike e rikuperueshme— raporti i rezervave të rikuperueshme të naftës me numrin total të puseve;

- dendësia e rrjetës puse për sipërfaqe zakonisht shprehet në hektarë për pus.

— intensiteti i sistemit të përmbytjeve- raporti i numrit të puseve të injektimit me numrin e puseve të prodhimit.

— raporti i numrit të puseve rezervë me numrin e puseve të fondit kryesor, distanca ndërmjet rreshtave të puseve dhe ndërmjet puseve, distanca nga kontura deri te pusetat e prodhimit etj.

Treguesit absolutë të zhvillimit karakterizojnë intensitetin dhe shkallën e rikuperimit të naftës, gazit dhe ujit me kalimin e kohës:

— prodhimin e naftës- treguesi kryesor - totali për të gjitha puset e prodhimit të objektit për njësi të kohës dhe prodhimi mesatar ditor për pus.

— nxjerrja e lëngshme— prodhimi total i naftës dhe ujit për njësi të kohës,

— prodhimin e gazit- raporti i vëllimit të gazit me sasinë e naftës së nxjerrë nga pusi për njësi të kohës,

— prodhimi kumulativ- pasqyron sasinë e naftës së prodhuar në objekt për të gjithë periudhën e kaluar kohore.

Rregullimi i procesit të zhvillimit është të sigurojë lëvizje uniforme të kontureve të ujit. Lëvizja e pabarabartë e ujit eliminohet duke kufizuar përzgjedhjen e lëngut nga puset e përmbytura me një rritje të njëkohshme të vëllimit të agjentit të injektuar në zonat ku lëvizja e ujit kontur është e ngadaltë. Ndryshimi i presionit të rezervuarit mbi zonë monitorohet vazhdimisht. Presioni matet në sa më shumë puse dhe në intervale të caktuara ndërtohet një hartë e izobareve, të cilat përcaktojnë rënien e presioneve të rezervuarëve në zona të veçanta.

1.2 Organizimi i proceseve të prodhimit në NGDU

prodhimi i puseve të fushës së naftës 1.2.1 Skema e organizimit të proceseve të prodhimit në NGDU Drejtuesi i OGPD është drejtuesi. Vartësit e tij të afërt janë kryegjeologu, kryeinxhinieri, kryeteknologu dhe zëvendësi për çështje të përgjithshme. Kryegjeologu është në varësi të: departamentit të zhvillimit (OR), departamentit gjeologjik (GO), grupit të modelimit (GM) dhe punishtes për punime shkencore dhe prodhuese (TsNIPR). Departamenti i Prodhimit për Prodhimin e Naftës (POD), Shefi i Shërbimit Mekanik (CGM), Departamenti i Shëndetit dhe Sigurisë nga Zjarri në Punë (OH&PB), Departamenti i Mirëmbajtjes dhe Punës së Pushave (OT&KRS), Shërbimi Operativ i Pajisjeve Downhole (TSVO) dhe Shërbimi Qendror i Inxhinierisë dhe Teknologjisë (CITS ) raporton tek kryeinxhinieri. CITS është përgjegjëse për: një dyqan punues të puseve nëntokësore, një dyqan të prodhimit të naftës dhe gazit nr. 1 (TsDNG-1), një dyqan të prodhimit të naftës dhe gazit nr. 2 (TsDNG-2), një dyqan për mirëmbajtjen e presionit të formacionit (CPPS ) dhe një dyqan rrotullimi dhe riparimi për pajisjet operative (PRCEO). Kryeteknologu është në varësi të: sherbimit të kryeteknologut (SGT), dyqanit të përgatitjes dhe pompimit të naftës (CPP), shërbimit të gazit (GZ) dhe laboratorit kimiko-analitik (HAL). Departamenti administrativ dhe ekonomik (AHO), shërbimi i mbështetjes së prodhimit (SOP), prodhimi i transportit (TP), seksioni i ngarkimit dhe shkarkimit (UPRR) dhe siguria e departamentit (VOKhR) janë drejtpërdrejt në varësi të nënkryetarit të NGDU për çështje të përgjithshme .

Kryeinxhinieri mbikëqyr punën e të gjitha dyqaneve të prodhimit, laboratorëve. Ai është përgjegjës për punën kërkimore-zhvilluese në ndërmarrje.

Funksioni i departamentit teknik është të sigurojë përmirësimin e pajisjeve dhe teknologjisë së prodhimit. Detyra kryesore e këtij departamenti është zhvillimi dhe zbatimi i teknologjisë së avancuar për ndërtimin e puseve dhe zhvillimin e terrenit.

Departamenti i Sigurisë në Punë monitoron respektimin e rregullave të sigurisë, mbrojtjes së punës dhe higjienës industriale.

Departamenti gjeologjik kryen funksione të veçanta në menaxhimin e ndërmarrjeve të shpimit dhe prodhimit të naftës dhe gazit. Detyra kryesore e këtij departamenti është përzgjedhja dhe justifikimi i fushave kryesore të kërkimit dhe kërkimit, zbatimi i kontrollit gjeologjik në procesin e shpimit dhe testimit të puseve, identifikimi i horizonteve industriale të naftës dhe gazit, zgjedhja e një sistemi racional për zhvillimin e terrenit.

Detyra kryesore e departamentit të prodhimit është zhvillimi dhe analiza e zbatimit të planeve operacionale - oraret, programi i prodhimit të masave organizative dhe teknike.

Departamenti i planifikimit dhe ekonomisë zhvillon plane aktuale dhe afatgjata, organizon kontabilitetin e brendshëm të kostos.

Departamenti i Organizimit të Punës dhe Pagave kryen punë për planifikimin e organizimit shkencor të punës, kostove dhe pagave të punës dhe organizon emulimin socialist.

Për organizimin dhe menaxhimin e punës në ndërtimin e kapitalit, ndërmarrjet kanë një departament të ndërtimit të kapitalit dhe seksionet e ndërtimit dhe instalimit.

Departamenti i kontabilitetit regjistron kostot në para të ndërmarrjes, kapitalin fiks dhe qarkullues, pagat.

Departamenti i personelit zgjedh dhe plotëson personelin, pranon dhe shkarkon.

Departamenti administrativ dhe ekonomik - krijimi i kushteve të favorshme për aktivitetet e punonjësve të menaxhimit.

Shoqata Tatneft është një nga shoqatat më të mëdha të prodhimit të naftës dhe gazit në Federatën Ruse. Shoqata është një kompleks kompleks industrial me kapacitete të mëdha prodhuese dhe një infrastrukturë sociale shumë të zhvilluar. Bashkimi me aktivitetet e tij solli në jetë një sërë qytetesh moderne dhe vendbanimesh punëtorësh. Shoqata sot përfshin 14 departamente të prodhimit të naftës dhe gazit (NGDU).

Organizimi i prodhimit dhe menaxhimit në një shoqatë të prodhimit të naftës dhe gazit përcaktohet kryesisht nga veçoritë specifike të industrisë dhe ndryshon në varësi të shkallës dhe strukturës së prodhimit.

Karakteristikat kryesore të industrisë së naftës janë si më poshtë:

prodhimi i naftës dhe gazit shoqërohet me një sasi të madhe pune të veçantë për kërkimin dhe eksplorimin e fushave të naftës dhe hartimin e zhvillimit të tyre; shpimi i puseve, zhvillimi i tyre, zhvillimi i terrenit; prodhimi, grumbullimi, përgatitja e përpunimit të naftës dhe gazit, transporti dhe ruajtja e produkteve.

Objektet dhe pajisjet e prodhimit të naftës ndikohen fuqishëm nga mjedisi, shpesh agresive, kështu që një sasi e konsiderueshme dhe në rritje e punës shoqërohet me riparimin e pajisjeve nëntokësore dhe sipërfaqësore:

- Vëllimi dhe struktura e prodhimit po ndryshojnë me funksionimin e kapaciteteve të reja dhe shterimin e rezervave të naftës në nëntokë;

— Objektet e fushës së naftës (pushime shpimi të pandërtuara, puse, parqe mallrash, njësi për trajtimin e naftës, etj.) dhe njësitë e prodhimit janë të shpërndara në një sipërfaqe të madhe, larg nga bazat e prodhimit dhe furnizimit ndihmës;

— lëvizshmëria e kufijve të objekteve të prodhimit, për shkak të vënies në punë të depozitave, zonave, puseve të reja;

— funksionimin e prodhimit gjatë gjithë vitit (gjatë gjithë vitit);

- ndikim i rëndësishëm i kushteve natyrore-gjeologjike dhe klimatike në rezultatet e aktiviteteve prodhuese.

2. Teknika dhe teknologjia e prodhimit të naftësDhe

2.1 Funksionimi i rrjedhjes së pusit

Metoda e funksionimit, në të cilën ngritja e lëngut kryhet vetëm për shkak të energjisë natyrore, quhet shatërvan. Shpërthimi i pusit të naftës ndodh në presionin e rezervuarit më të vogël se presioni hidrostatik i kolonës së lëngshme në pus, i cili është për shkak të sasisë së madhe të gazit të tretur në vaj.

Kur një lëng lëviz nga një zonë me presion të lartë (rezervuar) në një zonë me presion të ulët (pus), prej saj lirohet gaz, i cili, duke u zgjeruar, ndihmon që lëngu të ngrihet. Gjatë ngritjes së prodhimit të pusit me një ulje të presionit të ngopjes, gazi i tretur në vaj lëshohet në vargun e tubit ngritës dhe formohet një përzierje gaz-lëng (GLM), dendësia e së cilës cm është më e vogël se dendësia e lëngut w. (cm

Kushtet e derdhjes në këtë rast: Р pl > cm g H.

Presioni i vrimës së poshtme: P zab = cm g H + P tr + P y.

Fluksi i lëngut nga rezervuari është sa më i madh, aq më i ulët është presioni në fund - P zab. Në të njëjtën kohë, xhiroja e ashensorit do të jetë sa më i lartë, aq më i madh është presioni në fund. Gjatë funksionimit të rezervuarit dhe ashensorit, do të vendoset ekuilibri i sistemit - "lifti i shtresave".

Oriz. 2.1.1 Ndërtimi i një pusi për prodhimin e shatërvanit.

1 - varg prodhimi;

3 - këpucë;

4 - fllanxhë;

5 - Pema e Krishtlindjeve;

6 - montim.

Ndërsa operacioni përparon, rrjedha natyrale e naftës në pus zvogëlohet gradualisht. Kjo është për shkak të uljes së presionit të gropës. Në këtë drejtim, përdoret një metodë e mekanizuar e funksionimit. Në veçanti, ngritës gazi kompresor dhe jokompresor. Ngritja kryhet duke përdorur energjinë e gazit të ngjeshur të injektuar në pus ose të nxjerrë nga lloje të ndryshme pompash.

Oriz. 2.1.2. Pajisja e pusit për funksionimin e ngritjes së gazit

1 - tubat e shtresës së jashtme;

2 - tuba ngritës;

3 - tuba gazi.

2.2 Funksionimi i puseve me pompa shufra thithëse

Funksionimi afatgjatë i CPP në pus do të sigurohet nga një mënyrë e zgjedhur mirë - një sistem i parametrave të mëposhtëm: madhësia e pompës, thellësia e zbritjes, zhytja nën nivelin dinamik, gjatësia e goditjes dhe numri i goditjeve të shufrës së lëmuar, si dhe ngarkesa në vargun e shufrës. Dizajni i mënyrës optimale kryhet sipas të dhënave të kërkimit, në bazë të të cilave llogariten aftësitë e prodhimit të pusit Qc. Ato duhet të përputhen me aftësitë e pajisjeve. Njësia e pompimit të shufrave përbëhet nga pajisje sipërfaqësore dhe nëntokësore të instaluara në krye të pusit.

Pajisjet tokësore përfshijnë një njësi pompimi me një makinë dhe pajisje pusi. Pajisjet nëntokësore përfshijnë një pompë shufra thithëse, një varg tubi dhe një fije shufra thithëse.

Pompa e shufrës është një pompë zhytëse e projektuar posaçërisht e krijuar për të funksionuar në thellësi të mëdha. Pompë, nga ana tjetër, përbëhet nga dy komponentë kryesorë: një cilindër dhe një kumarxhi. Pompa nxirret nga sipërfaqja me anë të një vargu shufrash thithëse.

Pompat me shufra të thella sipas metodës së projektimit dhe instalimit ndahen në dy grupe kryesore: tuba ose pa prizë dhe plug-in.

Pompat e tubave karakterizohen nga fakti se përbërësit kryesorë ulen në pus veç e veç. Cilindri është në vargun e tubit, dhe pistoni është në vargun e shufrës thithëse. Ngritja kryhet në të njëjtin rend.

Pompa me prizë, ndryshe nga pompa e tubit, ulet në pus dhe ngrihet nga pusi tashmë i montuar duke përdorur shufra thithëse. Pompa është e fiksuar me një nyje të veçantë mjeti të instaluar në vargun e tubit. Për të zëvendësuar një pompë futëse, mjafton të ngrini vargun e shufrës thithëse.

Përdoren instalime shufrash balancuese dhe të çekuilibruara.

Skema dhe parimi i funksionimit të një njësie pompimi me shufër thithëse me një pompë tubi dhe një njësi pompimi balancues:

Oriz. 2.2.1. Skema e një njësie të pompimit të pusit të shufrës:
1 - varg prodhimi; 2 - valvul thithëse; 3 - cilindër pompë; 4 - kumarxhi; 5 - valvula e shkarkimit; 6 - tuba; 7 - shufra thithëse; 8 - kryq; 9 - tub i degës së pusit; 10 - valvula e kontrollit për anashkalimin e gazit; 11 - tee; 12 - gjëndër e pusit; 13 - stoku i pusit; 14 - pezullimi i litarit; 15 - kokë balancuesi; 16 - balancues; 17 - raft; 18 - peshë ekuilibër; 19 - shufra lidhëse; 20 - ngarkesa me maniak; 21 - maniak; 22 - kuti ingranazhi; 23 - rrotulla e drejtuar (në anën e kundërt të rrotullës së frenave); 24 - Transmetimi i rripit V; 25 - motor elektrik në një rrëshqitje rrotulluese; 26 - rrotulla lëvizëse; 27 - kornizë; 28 - njësia e kontrollit.

Përdoren gjithashtu njësi pompimi të pabalancuara në të cilat, në vend të një balancuesi, përdoret një lidhje fleksibël, e hedhur mbi një rrotull në një raft dhe e lidhur me një kuti mbushjeje, si dhe makina me një makinë zinxhiri dhe makinë hidraulike.

Njësia e pompimit me një makinë zinxhiri përfshin: një trup të një mekanizmi konvertues 1, një motor elektrik 2, një kuti ingranazhi 3, dhëmbëza 4 dhe 5, një zinxhir 6, një karrocë 7, një peshë balancuese 8, një frenim 9, një shufër pezullimi i gojës 10, një litar 11, një transmision me rrip V 12.

Disku është i instaluar në bazën 13, ku ndodhet edhe stacioni i kontrollit. Transmetimi i çift rrotullues nga motori elektrik kryhet nga një makinë rripi me mundësinë e ndryshimit të frekuencës së lëkundjes duke zëvendësuar rrotullat. Trupi i mekanizmit të konvertimit është një strukturë metalike e salduar në të cilën lëviz një peshë balancuese, e lidhur me një litar përmes rrotullave me një pezullim të shufrës së kokës së pusit. Mekanizmi i konvertimit reduktues vendoset në trup.

Oriz. 2.2.2. Diagrami i instalimit të njësisë elektrike

1 - trupi; 2 - motor elektrik; 3 - reduktues; 4,5 - yje; 6 - zinxhir; 7 - karrocë; 8 - ngarkesa balancuese; 9 - frena; 10 - pezullim; 11 - litar; 12 - transmetimi me rrip V; 13 - bazë; 14 - stacioni i kontrollit.

Lëvizja kryhet në mënyrën e mëposhtme: lëvizja nga motori elektrik përmes një ngasjeje rripi, një kuti ingranazhi, një rrotë lëvizëse e montuar në boshtin e kutisë së marsheve transmetohet në zinxhirin tërheqës. Zinxhiri tërheqës është i lidhur me anë të një gjilpëre rrotullimi të lidhur me të me një karrocë dhe një peshë balancuese. Kur pesha balancuese është në pozicionin e poshtëm dhe varëse e shufrës së pusit është në pozicionin e sipërm, karroca është në pozicionin e mesëm. Kur rrotullat rrotullohen, karroca lëviz djathtas dhe njëkohësisht lart së bashku me peshën balancuese, dhe pezullimi i shufrës së kokës së pusit lëviz poshtë. Kur karroca arrin boshtin horizontal të rrotullës së poshtme, lëvizja e karrocës në të djathtë ndalon dhe lëviz vetëm lart. Kur karroca arrin boshtin horizontal të dhëmbëzimit të sipërm, karroca fillon të lëvizë në të majtë, ndërsa vazhdon të lëvizë lart. Kjo lëvizje vazhdon derisa karroca të lëvizë në anën e kundërt të dhëmbëzës. Në këtë rast, drejtimi i lëvizjes së peshës balancuese dhe pezullimi i shufrës së kokës së pusit ndryshon në të kundërtën. Kjo siguron lëvizjen reciproke të pikës së pezullimit të shufrave.

Fuqia e motorit elektrik të lidhur është 3 dhe 5 kW.

Avantazhet mbi makinën e bilancit

- shpejtësi konstante e lëvizjes së shufrave në pjesën mbizotëruese të goditjes;

- një kuti ingranazhi me një raport më të ulët ingranazhesh;

- më pak varësi e dimensioneve dhe masës së makinës nga gjatësia e goditjes;

- sigurimi i gjatësisë së goditjes në një gamë të gjerë ndryshimesh shpejtësie;

— reduktimi i ngarkesave dinamike dhe hidrodinamike;

— reduktimi i kostove të energjisë;

— rritja e faktorit të shfrytëzimit të energjisë.

2.3 Funksionimi i puseve me pompa të thella pa shufërpormi

Tipari kryesor dallues i pompave të pusit pa shufër (BSHGN), i cili bën të mundur dallimin e tyre në një grup të pavarur, është mungesa e një lidhjeje mekanike midis makinës dhe vetë pompës, siç është rasti në instalimin e një shufre thithëse. pompë.

Instalimet me pompa elektrike centrifugale zhytëse janë përhapur gjerësisht, duke lejuar, me një rrjedhje më të madhe, të zhvillojnë një presion të lartë të mjaftueshëm për të hequr vajin nga thellësi të mëdha. Një tipar dallues i instalimeve të tilla është transferimi i motorit direkt në vendin e funksionimit të pompës dhe mungesa e shufrave.

Pajisjet për funksionimin e puseve me ndihmën e UPTSN përfshijnë një motor elektrik zhytës 2, një pompë centrifugale 5 dhe një stacion kontrolli 11 me një autotransformator. Një kompensues 1 është ngjitur në pjesën e poshtme të motorit zhytës. Boshti i motorit lidhet me bashkime spine përmes mbrojtësit 3 në boshtin e pompës. Lëngu thithet përmes hyrjes anësore 4 dhe pompohet nga pompa përmes vargut të tubit 6 në sipërfaqe. Një kabllo e blinduar me tre bërthama 7 është projektuar për të fuqizuar motorin me energji elektrike, i cili është i lidhur me tubacionet me rripa 8 gjatë zbritjes së pompës. Kur pompa ngrihet, kablloja mbështillet rreth daulles 10. Gryka është vulosur me pajisje të tipit shatërvan 9.

Diagrami skematik i ESP

1 - autotransformator; 2 - stacioni i kontrollit; 3 - daulle kabllore; 4 - pajisje pusi; 5 - varg tubash; 6 - kabllo elektrike e blinduar; 7 - kapëset e kabllove; 8 - pompë centrifugale shumëfazëshe zhytëse; 9 - rrjeti i marrjes së pompës; 10 - valvula e kontrollit; 11 - valvul kullimi; 12 - njësi mbrojtëse hidraulike (mbrojtës); 13 - motor zhytës; 14 - kompensues.

Sipas dizajnit, ESP-të ndahen në tre grupe:

a) pompat e versionit 1 janë projektuar për funksionimin e puseve të naftës dhe të përmbytur me përmbajtje papastërtie mekanike deri në 0,1 g/l;

b) pompat e versionit 2 (versioni rezistent ndaj konsumit) janë projektuar për funksionimin e puseve të ujitur shumë me një përmbajtje të papastërtive mekanike deri në 0,5 g/l;

c) Pompat e versionit 3 janë projektuar për pompimin e lëngjeve me pH=5−8,5 dhe përmbajtje sulfide hidrogjeni deri në 1,25 g/l.

Sipas madhësisë së dimensionit tërthor, ESP-të ndahen në grupe:

a) grupi 5 - pompa me një diametër të shtresës së jashtme prej 92 mm;

b) grupi 5A - pompa me diametër të shtresës së jashtme 103 mm;

c) grupet 6 dhe 6A - pompa me diametër të shtresës së jashtme 114 mm.

Pompë elektrike centrifugale e zhytur - shumëfazore, seksionale. Çdo fazë përbëhet nga një lopatë udhëzuese dhe një shtytës i montuar në një bosht të përbashkët. Shtytësit janë të fiksuar në bosht me një çelës të përbashkët, dhe fletët udhëzuese janë në shtresën e pompës, e cila është një tub nga 92 në 114 mm. Numri i fazave mund të arrijë në 400. Presioni i zhvilluar nga pompa përcaktohet nga numri i fazave dhe shpejtësia e rrotave, diametri i pompës dhe faktorë të tjerë. 3.60]

Kompensuesi - një pajisje për rregullimin e vëllimit të vajit në një motor zhytës, i cili zgjerohet për shkak të ngrohjes së motorit gjatë funksionimit të tij.

Stacioni i kontrollit siguron kontrollin dhe rregullimin e funksionimit të njësisë, ndezjen dhe fikjen automatike në varësi të presionit në kolektor.

Është zhvilluar një metodë e funksionimit të pusit pa tub, e cila përfshin uljen e njësisë në pus në një kabllo-kabllo, e cila thjeshton dhe shpejton shumë operacionet e fikjes.

Për të ndarë hapësirën e injektimit në pus nga zgavra e thithjes së pompës, përdoren paketues të veçantë ndarës. Njësia zhytëse përdoret me një motor elektrik të montuar lart. Sipas kësaj skeme, njësia e pompimit e ulur në pus mbështetet në një paketues të instaluar paraprakisht në vargun e prodhimit, i cili ndan zonën e filtrit të vargut të prodhimit nga pjesa e sipërme e tij. Pompa nxjerr lëngun nga poshtë ambalazhit dhe e pompon atë në vargun e prodhimit. Për të ulur njësinë në pus, përdoret një çikrik i veçantë i montuar në një automjet. Kjo skemë ju lejon të aplikoni diametrat maksimalë të motorit dhe pompës, në seri, për të rritur rrjedhën dhe presionin. Pompat centrifugale zhytëse nuk rekomandohen në puse me përmbajtje të lartë rëre, gaz të lirë dhe nuk janë shumë efektive për nxjerrjen e vajit me viskozitet të lartë.

Pompat zhytëse pa shufër përfshijnë gjithashtu vidhos, dridhje hidraulike të pistonit, diafragmë dhe pompa jet. Pompat me vidë përdoren veçanërisht gjerësisht për nxjerrjen e vajit viskoz.

Skema e instalimit të një pompë vidë në një pus nuk ndryshon nga një pompë centrifugale, me përjashtim të vetë pompës.

Pjesa e punës e pompës së vidhos është një vidë çeliku me një nisje që rrotullohet në një shtresë gome të një profili të veçantë, zgavra e brendshme e së cilës është një sipërfaqe spirale me dy fillime me një hap dy herë më të madh se hapi i vidës.

Një pompë me vidë është një pompë me zhvendosje pozitive, prodhimi i së cilës është drejtpërdrejt proporcional me shpejtësinë e vidës. Gjatë rrotullimit, vidha dhe mbajtësi i saj formojnë një sërë zgavrash të mbyllura përgjatë gjithë gjatësisë, të cilat lëvizin nga marrja në nxjerrjen e saj. Së bashku me ta lëviz edhe lëngu i pompuar.

Përdoren gjerësisht pompat me vidhos me një makinë elektrike të sipërme të vendosur në krye të pusit. Momenti i rrotullimit transmetohet në helikë me anë të një vargu shufre të pajisur me centralizues të veçantë dhe të vendosur brenda vargut të tubit.

Në puse të papajisura, është e mundur të nxirret lëngu me shtupë, ngjashëm me teknologjitë për nxitjen e prurjes nga formacioni.

Në një pompë diafragme, një diafragmë gome ndan lëngun e pompuar nga fundi i drejtimit të pompës.

Pompat e avionit duhet t'i atribuohen BSNG. Zhvilluar dhe aktualisht po testohet në fushat e Unionit. Ato bazohen në parimin e ngritjes së vajit për shkak të efektit të nxjerrjes së krijuar nga rrjedha e lëngut të furnizuar në pus.

Pompa e dridhjes është projektuar për të hequr lëngun nga pusi nën ndikimin e deformimeve elastike të lëngut dhe vargut të tubit të krijuar nga vibratori.

2.4 Operacionet kryesore të kryera në studimin e puseve

Operacionet kryesore kuptohen si një grup punimesh që synojnë marrjen e të dhënave për parametrat dhe karakteristikat e rezervuarit dhe zonës së vrimës së poshtme për të vendosur funksionimin efektiv të pusit. Kullimi i formacionit shoqërohet me krijimin e një rënie presioni (depresioni) mbi të, intensifikimi i të cilit mund të çojë në komplikime: lotim, formim gazi, formim parafine dhe kripërash, shkatërrim të formacionit.

Shtrirja e punës kërkimore diktohet nga detyra e kërkimit. Për një fushë që hyn në punë, mund të jetë si më poshtë: përcaktimi i presionit të rezervuarit, përcaktimi i temperaturës së rezervuarit, përcaktimi i karakteristikave të produktit të prodhuar dhe përbërësve të tij individualë, studimi i karakteristikave gjeologjike të zonës së gropës së poshtme, matja e presionit të gropës së poshtme. dhe normat e rrjedhës së naftës, gazit dhe ujit në tërheqje të ndryshme, vlerat e përcaktimit të zgjedhjes potenciale dhe optimale. Kështu, në varësi të qëllimit, studimet mund të klasifikohen në një nga grupet e mëposhtme. 3,86]

Studimet parësore - marrja e informacionit në fazën e eksplorimit dhe funksionimit provë të një fushe për llogaritjen e rezervave dhe hartimin e një projekti zhvillimi.

Hulumtimi i vazhdueshëm - marrja e të dhënave gjatë procesit të zhvillimit për të vendosur mënyrat e funksionimit të pusit, për të përmirësuar parametrat e rezervuarit.

Studime speciale - marrja e të dhënave për zgjidhjen e çështjeve të veçanta, për shembull: përcaktimi i një defekti në vargun e shtresës së jashtme, vendndodhja e një shkeljeje të izolimit të mbështjellësit të çimentos, etj.

Studime direkte - matje direkte të parametrave të ndryshëm në puse me instrumente.

Hulumtimi i tërthortë - marrja e informacionit duke e llogaritur atë sipas varësive të njohura - grafikët, formulat etj.

Prodhimi dhe rilevimet gjeofizike - marrja e të dhënave duke përdorur lloje të ndryshme të instrumenteve gjeofizike.

Metodat hidrodinamike janë studime të kryera në puse në mënyra të caktuara funksionimi dhe përfshijnë përcaktimin e parametrave të tillë: nivelet, presionet e gropës së poshtme dhe të rezervuarit, shkalla e prodhimit, faktori i gazit, ndërprerja e ujit, injektiviteti, profili i prurjes, etj.

Lista e operacioneve teknologjike përpara testimit të puseve të USHPU duhet të përfshijë:

1) instalimi i një pllake ekscentrike dhe një kamxhik me vrima;

2) pajisja e vargut të tubit me bashkime me anime në të dy anët;

3) shpëlarja e pusit dhe pastrimi i vargut të prodhimit nga depozitat, i ndjekur nga ekzekutimi i shabllonit;

4) përdorimi i telit me diametër 2.0-2.2 mm për pajisjet e pezullimit;

5) para uljes së mjetit, presioni në unazë zvogëlohet në atmosferë;

6) zbritja e pajisjes përmes lubrifikuesit, nëse është e nevojshme të ruhet presioni në unazë mbi presionin atmosferik;

7) zbritja e pajisjeve përmes rulit udhëzues të montuar në pllakën e përparme dhe të përqendruar në vrimë;

8) përpara se të ulni instrumentin, ulni shabllonin, i cili është i barabartë në gjatësi dhe diametër me instrumentin e planifikuar për ulje;

9) prejardhja dhe. pajisjet ngritëse për të prodhuar me një shpejtësi prej jo më shumë se 30-40 m / min, dhe në intervalet e rrezikut të shtuar, është më mirë të kaloni në zbritjen dhe ngjitjen manuale;

10) në rast të vonesave gjatë zbritjes, rekomandohet si masë e parë të rritet pesha e ngarkesës në 8-12 kg;

11) me vonesa që ndodhin çdo 200-300 m; është e nevojshme të ndaloni zbritjen e pajisjes, ta ngrini atë dhe të riorientoni pllakën e fytyrës;

12) "mbivendosjet" që lindin për shkak të vendndodhjes së gabuar të pllakës së fytyrës mund të eliminohen duke ndryshuar vendndodhjen e pllakës së fytyrës dhe, rrjedhimisht, vargun e tubit. Nëse kjo nuk ndihmon, pajisja duhet të ngrihet duke përdorur grepa, ose duhet të thirret një ekip riparimi nëntokësor.

Kur zgjidhni drejtimin e zbritjes, azimuti i lakimit të pusit duhet të merret parasysh duke përdorur inklinogramin. Metoda është e thjeshtë për t'u zbatuar në një pus vertikal, por kërkon një përvojë në puse të devijuara.

Operatori i prodhimit të naftës:

– ruan pastërtinë dhe rendin në territorin e puseve fikse;

— siguron përgatitjen e pusit për riparim;

— kontrollon kryerjen e veprimeve të caktuara, zbatimi i të cilave është specifik për një pus të caktuar;

Instalimi i pajisjeve shtesë, instrumenteve kërkimore etj.;

— kontrollon nisjen e ESP pas riparimit dhe sjelljen e pusit në modalitet: monitoron furnizimin, presionet unazore dhe tampon, dinamikën e nivelit të lëngut;

- merr pjesë në operacionet për pastrimin e pusit nga parafina, kripërat, rëra.

Gjatë funksionimit, operatori përcakton dhe regjistron në regjistër informacionin në lidhje me shpejtësinë e rrjedhës së lëngut, ndërprerjen e ujit të produktit, nivelin dinamik, tamponin, presionin unazor dhe linjës në termat e mëposhtëm:

- 1 ditë pas vënies në punë të pusit;

- gjatë 30 ditëve të para - javore; pas 30 ditëve të para - mujore.

- në fillim;

- 2 ditë pas tërheqjes në modalitet;

- çdo muaj për 60 ditë;

- 1 herë në tremujor pas 60 ditësh.

2.5 Nëntokë dhe punim pusesh

Ekzistojnë dy lloje të riparimit të puseve - tokësore dhe nëntokësore. Riparimi i tokës shoqërohet me rivendosjen e funksionimit të pajisjeve të vendosura në pusin e tubacioneve, njësitë e pompimit, valvulat e mbylljes, pajisjet elektrike, etj.

Riparimi nëntokësor përfshin punën që synon eliminimin e keqfunksionimeve në pajisjet e ulura në pus, si dhe rivendosjen ose rritjen e shkallës së rrjedhës së pusit. Riparimi nëntokësor shoqërohet me heqjen e pajisjeve nga pusi.

Sipas kompleksitetit të operacioneve të kryera, riparimet nëntokësore ndahen në riparime aktuale dhe kapitale.

Riparimi nëntokësor është një nga proceset e prodhimit të zhvillimit të terrenit dhe, në varësi të kompleksitetit dhe intensitetit të punës, ndahet me kusht në rrymë dhe kapital.

Mirëmbajtja është një grup punimesh për të korrigjuar ose ndryshuar mënyrën e funksionimit të pajisjeve të gropës dhe të pusit, për të mbajtur pusin në gjendje pune.

Vëllimi kryesor i operacioneve të mirëmbajtjes kryhet sipas një plani të paracaktuar, duke marrë parasysh metodën e funksionimit, karakteristikat teknike të pajisjeve të përdorura, gjendjen e pusit dhe vetitë e objektit që operohet. Llojet kryesore të punës:

— rishikimi dhe zëvendësimi i pjesshëm ose i plotë i pajisjeve të gropave;

— optimizimi i mënyrave të funksionimit;

— pastrimi dhe shpëlarja e pjesës së poshtme të pusit;

— zbatimi i masave të planifikuara gjeologjike dhe teknologjike.

Puna nëntokësore kapitale e një pusi kombinon të gjitha llojet e punës që kërkojnë një kohë të gjatë, përpjekje të mëdha fizike dhe përfshirjen e pajisjeve të shumta shumëfunksionale. Këto janë punime që lidhen me eliminimin e aksidenteve komplekse, si me pajisjet e ulura në pus ashtu edhe me vetë pusin, punë për transferimin e pusit nga një objekt prodhimi në tjetrin, punë për kufizimin ose eliminimin e hyrjes së ujit, rritjen e trashësisë së materialit. duke u shfrytëzuar, ndikim në formacion, prerja e një trungu të ri dhe të tjera.

Llojet e punës së kryer nga riparimet e mëdha mund të grupohen në fushat e mëposhtme:

— mbrojtja e burimeve minerale dhe e mjedisit;

– punë izoluese për të bllokuar dhe kufizuar mënyrat se si uji hyn në prodhimin e pusit;

— ndikimi në formacionet prodhuese;

— restaurimi dhe likuidimi i aksidenteve në pus.

Baza për shqyrtimin e nevojës për një riparim të madh të çdo pusi specifik është një gjendje emergjente, prania e anomalive në vlerat e prodhimit dhe përmbajtjes së ujit në të, ndotja e mjedisit dhe përmbushja e qëllimit të tij nga pusi. . Në rastin e parë, duhet të merret vendimi "riparim" ose "likuidim", në të dytin - riparimi ose funksionimi me tregues jonormalë, në të tretën - eliminimi i detyrueshëm i burimeve të ndotjes, në të katërtin - likuidimi.

Një tipar karakteristik i riparimit të puseve nëntokësore është se, për qëllime të ndryshme, kohëzgjatje dhe kompleksitet, në shumicën e rasteve të njëjtat operacione kryhen duke përdorur të njëjtat makina dhe mjete speciale.

Procesi teknologjik i punës nëntokësore të puseve mund të ndahet në tre faza kryesore:

1) punë përgatitore:

2) operacionet e fikjes dhe riparimi aktual;

3) zhvillimi i pusit pas riparimit.

Faza e parë teknologjike e riparimit - puna përgatitore - përbëhet nga dy pjesë:

— përgatitjen aktuale të pusit për riparim;

— përgatitja e pajisjeve dhe mjeteve për riparime.

Grupi i parë përfshin punime që lidhen me parandalimin e shfaqjes së ujit, naftës dhe gazit gjatë procesit të riparimit.

Një pus konsiderohet i përgatitur për riparim nëse krijohen kushte për kryerjen e të gjitha operacioneve të nevojshme në të duke respektuar mbrojtjen e punës, duke eliminuar ndotjen e mjedisit dhe humbjet e produktit.

Një nga teknologjitë e përgatitjes është vrasja e pusit, e cila konsiston në zëvendësimin e lëngut të pusit me një lëng vrasës, dendësia e të cilit siguron krijimin e presionit të nevojshëm prapa në objektin që operohet. Vrasja e një pusi është një proces i padëshirueshëm, pasi lëngu vrasës në kombinim me shtypjen në formacion mund të ketë një ndikim negativ në vetitë e tij të rezervuarit. 3,104]

Një mënyrë më racionale për të përgatitur puset për punë në krahasim me vrasjen është instalimi i valvulave mbyllëse në pusin mbi objektin e prodhimit ose pajisja e kokës së pusit me pajisje speciale për operacionet e fikjes nën presion.

Pjesa e dytë e punës përgatitore konsiston në dorëzimin dhe vendosjen e pajisjeve të nevojshme në grykën e pusit, sigurimin e mjeteve, materialeve dhe pajisjeve, çmontimin e pajisjeve pas përfundimit të punës, etj.

Oriz. 2.5.1. Instalimi i ngritjes.

1 - sistemi i udhëtimit; 2 - kullë; 3 - transmetimi i energjisë; 4 - mbështetje e përparme; 5 — kabina e operatorit; 6 - çikrik; 7 - cilindër hidraulik për ngritjen e kullës; 8 - mbështetje e pasme.

Shumica e teknologjive të riparimit kryhen me përdorimin e operacioneve të fikjes, kështu që zbritja dhe marrja e një vargu tubacioni konsiderohet si një grup i pavarur operacionesh. Ato kryhen nga një kompleks pajisjesh ngritëse, duke përfshirë një kullë me pajisje, vegla dhe mjete mekanizimi për kapjen, tubacionet mbështetëse, si dhe operacionet me lidhje me fileto.

Pajisjet ngritëse janë montuar në bazën e transportit.

Një njësi e lëvizshme për operacionet e fikjes në puset nëntokësore në pozicionin e punës dhe të transportit është paraqitur në figurat:

prodhimi i puseve të fushës së naftës 2.5.2. Njësi ngritëse vetëlëvizëse.

1 - djema të kullës, 2 - tipa montimi, 3 - ndalesa pykë, 4 - fole me vidhos, 5 - vinç rrotullues, 6 - bllok grep, 7 - kuti ingranazhi, 8 - çikrik, 9 - postë kontrolli për ngritjen e kullës, 10 - fole hidraulike, 11- Kutia e veglave, 12- Mbështetja e kullës së pasme.

Pajisjet speciale tokësore dhe nëntokësore janë të destinuara për operacione teknologjike. Pajisjet kryesore sipërfaqësore janë njësitë e pompimit për injektimin e lëngjeve në pus, njësitë e prodhimit të avullit, pajisjet e mbylljes së puseve, njësitë e testimit të puseve. Nëntokë - përdoren ambalazhues, spiranca, kapëse për nxjerrjen e tubave, litarë, mjete për pastrimin e pjesës së poshtme dhe mureve të pusit, mjete për shkatërrimin e metalit në pus, krijimin e punës shtesë, teknikë speciale dhe automjete.

Zhvillimi konsiston në krijimin e kushteve në një pus të ngordhur për hyrjen e lëngjeve dhe gazit nga formimi në vrimën e poshtme pas riparimit.

Teknologjitë e litarit bazohen në përdorimin e një litari për uljen e mjeteve, pajisjeve, pajisjeve, kontejnerëve, me materiale të përshtatshme, në vrimën e poshtme ose në një interval të caktuar të pusit.

Teknologjia e përdorimit të tubave fleksibël konsiston në zbërthimin dhe mbështjelljen e një kolone fleksibël të vazhdueshme në një kazan të vendosur në platformën e një automjeti.

Në krye të pusit vendoset një mekanizëm i veçantë, i cili e shtyn me forcë kordonin fleksibël duke e drejtuar atë. Në boshtin e kazanit është instaluar një rrotullues, i lidhur me skajin e jashtëm të fiksuar të kolonës fleksibël, i cili bën të mundur furnizimin me lëng në tuba gjatë rrotullimit të daulles. Në skajin e ulur të vargut fleksibël, mund të fiksohet mjeti ose pajisja e nevojshme për kryerjen e funksionimit teknologjik.

Tubi fleksibël me gjatësi të gjatë ndryshon nga tubi për nga materiali dhe nga mungesa e bashkimeve.

Teknologjitë e riparimit parashikojnë uljen e një vargu fleksibël në tubacionet e mbështjelljes, në tubacionet, në hapësirën unazore në pusin midis shtresës së jashtme dhe vargut ngritës të tubave.

Teknologjitë e tubave me mbështjellje dallohen nga metodat tradicionale të punimit të pusit nga thjeshtimi i procesit të punës me presion të tepërt në pus, vendosja dhe vendosja e shpejtë e njësive, aftësia për të punuar në hapësirën unazore dhe përjashtimi i operacioneve të fikjes gjatë disa llojet e punëve.

2.6 Metodat e ndikimit në pjesën afër pusit të formacionit

Normat e larta të zhvillimit të fushës së naftës dhe faktori përfundimtar i rikuperimit të naftës (ORF) mund të përftohen vetëm me funksionimin racional të objektit.

Gjatë funksionimit të pusit, një pjesë e konsiderueshme e vajit (në praktikë, me teknologji moderne më shumë se gjysma) mbetet në zorrët, ngjitet në shkëmbinjtë e rezervuarit, ngec në pore të vogla, etj. Prandaj, metodat artificiale të ndikimit në rezervuar janë të përdorura.

Metodat e stimulimit të rezervuarit artificial ndahen në tre grupe:

Metodat për ruajtjen e presionit të rezervuarit duke injektuar ujë ose gaz,

- metodat e rritjes së rikuperimit të naftës dhe gazit të rezervuarëve,

— metodat për rritjen e përshkueshmërisë së zonës së vrimës së poshtme.

Metodat e Përmirësuara të Rikuperimit të Naftës (EOR) - i referohet të gjithë grupit të teknologjive për stimulimin vëllimor të një rezervuari nafte (zakonisht i kryer përmes puseve të injektimit) me qëllim të përmirësimit të performancës së përmbytjes së ujit për një kohë të gjatë dhe, në fund të fundit, të dizajnuara për të rritur rikuperimin rezervat e naftës (injektimi i ujit me surfaktant në rezervuarë, vaji i zhvendosjes me një tretësirë ​​polimeresh, injektimi i dioksidit të karbonit në rezervuar, injektimi i transportuesve të nxehtësisë në rezervuar, zhvendosja e vajit nga rezervuari me tretës, djegia në vend).

Metodat e rritjes së përshkueshmërisë - trajtimi i zonës së vrimës së poshtme (BHT) - nënkupton një grup teknologjish për stimulimin lokal të rezervuarit në afërsi të menjëhershme të pusit (zakonisht kryhet përmes puseve të prodhimit) në mënyrë që të sigurohet specifikimi ose të rivendoset performanca e humbur i pusit pa treguar një lidhje me gjendjen e rezervave të rikuperueshme të naftës (trajtimi me acid, thyerje hidraulike, thyerje hidraulike, silurim, ndikim vibrimi, trajtim termik).

Metodat kimike përfshijnë trajtime me acide të bazuara në aftësinë e acideve për të tretur lloje të caktuara të shkëmbinjve, gjë që çon në pastrimin dhe zgjerimin e kanaleve të poreve të tyre dhe rritjen e përshkueshmërisë. Në shumicën e rasteve, acidet klorhidrik (HC1) dhe hidrofluorik (HF) përdoren për trajtimin e puseve. Acidi klorhidrik shpërndan shkëmbinjtë karbonatikë (gëlqerorë, dolomite) të formacioneve prodhuese, dhe produktet e reagimit të acidit klorhidrik me karbonatet janë kripërat e klorurit të kalciumit (CaCl) dhe klorurit të magnezit (MgCl 2), dioksidit të karbonit (CO 2), ujit pas trajtimit. lahet lehtësisht me prodhimin e pusit.

Për trajtim, më së shpeshti përdoret tretësira e acidit klorhidrik 12 - 15 për qind, nga 0,4 deri në 1,5 m 3 merret tretësirë ​​për metër të lartësisë së formacionit.

Për të mbrojtur metalin nga korrozioni, acidit i shtohen frenuesit e korrozionit, kryesisht surfaktantë.

Në puse me depozitime në zonën e fundgropës së depozitimeve asfalto-rrëshirë-parafine (ARPD), bëhet paralarje me vaj të nxehtë ose trajtim me acid termik.

Trajtimi me acid termik është një proces i kombinuar - në fazën e parë të procesit, vrima e poshtme trajtohet me një tretësirë ​​të acidit klorhidrik të nxehtë, në fazën e dytë, pa ndërprerje pas të parës, kryhet trajtimi konvencional me acid.

Thelbi i thyerjes hidraulike (HF) është formimi dhe zgjerimi i çarjeve në formacion duke krijuar presione të larta në vrimën e poshtme, lëngu pompohet në pus, në mënyrë që të parandalohet mbyllja e plasaritjes pas heqjes së presionit, të renditura në mënyrë të trashë. rëra e grimcuar injektohet në të çarat e formuara.

Gjatësia e thyerjeve thellë në rezervuar mund të arrijë disa dhjetëra metra 1-2 mm të gjerë, të mbushura me rërë të trashë, kanë përshkueshmëri të konsiderueshme. Operacioni i thyerjes hidraulike përbëhet nga fazat e mëposhtme: injektimi në mënyrë sekuenciale i lëngut në formacion për të formuar thyerje; lëng i ngopur me rërë; lëngje për shtyrjen e rërës në të çara (Fig. 5.8). Sepse në shumicën e rasteve, një lëng me të njëjtat veti përdoret në të gjitha fazat, ai quhet një lëng thyerjeje .

Oriz. 2.6.1. Skema e thyerjes hidraulike

I - injeksion lëngu për thyerje; II - injeksion i lëngut me rërë; III-injektimi i lëngut të dhëmbëzuar. 1 - balta; 2 - rezervuari i naftës

Metoda e shpimit me reaksion hidro-rërë (HJP) bazohet në përdorimin e energjisë kinetike dhe vetive gërryese të një rryme lëngu me rërë që rrjedh me shpejtësi të lartë nga grykat e shpimit dhe drejtohet në murin e shpimit. Një rrymë lëngu me rërë formon një çarje në vargun e shtresës së jashtme, në gurin e çimentos dhe shkëmbin formues. Lëngu i ngarkuar me rërë drejtohet te grykat e perforatorit përmes një vargu tubi duke përdorur të njëjtat pajisje sipërfaqësore të përdorura për thyerjen hidraulike.

Oriz. 2.6.2. Skema e GPP Thelbi i ndikimit vibrues në zonën e vrimës së poshtme të pusit është se në pjesën e poshtme të vrimës me ndihmën e një vibrator, formohen shqetësime valore të mediumit në formën e luhatjeve të mprehta të presionit të frekuencave dhe amplitudave të ndryshme. Si rezultat i veprimit të vibrimit, krijohen çarje të reja dhe plasaritje të vjetra zgjerohen, dhe zona e vrimës së poshtme pastrohet. Si lëngje pune përdoren vaji, tretësira e acidit klorhidrik, tretësirat surfaktant etj.

Një nga variantet e ndikimit të impulsit në formacion - këputja e tij nga gazrat pluhur - bazohet në formimin e çarjeve në shkëmb për shkak të energjisë së gazrave pluhur të krijuar gjatë djegies së një ngarkese në një aparat të veçantë. Rekomandohet të përdoret në puset e naftës, gazit dhe injektimit, shtresat prodhuese të të cilave përbëhen nga gëlqerorë të dendur, të thyer, dolomite dhe ranorë joargjilë. 2,56]

Metodat termike të ndikimit në zonën e vrimës së poshtme përdoren në funksionimin e puseve, vajrat e të cilëve përmbajnë parafinë ose katran. Kur nxehen, depozitat parafinike-rrëshirë në tuba, në muret e pusit, në zonën e filtrit dhe në poret e rezervuarit shkrihen dhe barten nga rrjedha e vajit në sipërfaqe.

Prodhimi i një shpërthimi në një pus quhet silur, dhe ngarkesa shpërthyese e destinuar për shpërthim quhet silur. Ekzistojnë silurët me eksploziv të lartë (jo-drejtues) dhe kumulativ (shpërthimi i drejtuar horizontalisht ose vertikalisht). Procesi i silurimit konsiston në faktin se një silur i ngarkuar me një eksploziv (BB) ulet në një pus dhe hidhet në erë kundër një formacioni prodhues. Kur shpërthen një silur, formohet një zgavër, duke rezultuar në një rritje të diametrit të pusit dhe një rrjet çarjesh që ndryshojnë në drejtimin radial.

3. Grumbullimi dhe përgatitja e naftës në terren

3.1 mbledhjen dhe përgatitjen e produkteve të nxjerra

Prodhimi i puseve të prodhimit të naftës është një përzierje e naftës, gazit dhe ujit të kripur të formimit. Uji është i pranishëm në një gjendje të lirë, dhe gjithashtu formon emulsione uji-vaj, në të cilat pikat e ujit të ndara imët në një mjedis vaji nuk vendosen dhe nuk bashkohen me njëra-tjetrën.

Në prodhimin e puseve të gazit dhe kondensatës së gazit, faza e lëngshme nxirret së bashku me gazin në formën e pikave të ujit dhe hidrokarbureve. Përveç gazit dhe lëngut, produktet përmbajnë papastërti mekanike të natyrës natyrore dhe të krijuar nga njeriu.

Sistemi i grumbullimit të naftës, gazit të naftës dhe ujit organizohet në varësi të presionit të kokës së pusit, skemës së grupimit të puseve, ndërveprimit me sistemet për ndikimin e depozitimit të naftës, vendndodhjes së pikës për përgatitjen e produkteve të prodhuara, duke marrë parasysh faktin se numri dhe vendndodhja e puseve të prodhimit, normat e rrjedhjes së tyre ndryshojnë gjatë funksionimit të fushës, ndërprerja e ujit.

Sistemi fushor për mbledhjen dhe përgatitjen e produkteve të puseve është një kompleks komunikimesh inxhinierike dhe objektesh të vendosura në territorin e objekteve në zhvillim, të cilat ofrojnë matje, transport në pajisjet e përpunimit, trajtimin e naftës, gazit dhe ujit në parametrat e kërkuar. asgjësimi i të gjitha produkteve dhe produkteve të dëmshme të prodhuara dhe të rikuperuara në procesin e prodhimit.substancat.

Strukturisht, është një rrjet i gjerë tubacionesh që lidhin puse, instalime teknologjike, aparate, struktura. Në territorin e fushës vendosen tubacione nëntokësore, sipërfaqësore, nënujore, të pezulluara. Me emërim dallohen tubacionet e naftës, tubacionet e ujit, tubacionet e gazit, tubacionet e naftës dhe gazit.

Përgatitja në terren e prodhimit të pusit konsiston në ndarjen e hidrokarbureve të lëngëta dhe të gazta, lirimin e tyre nga papastërtitë e huaja të çdo origjine.

Oriz. 3.1.1. Skema kryesore teknologjike e nxjerrjes së përgatitjes së produkteve të prodhuara nga një ndërmarrje prodhuese e naftës dhe gazit (NGDU).

Puset e injektimit nuk janë strukturisht të ndryshëm nga puset e prodhimit për prodhimin e naftës ose gazit. E vetmja gjë është që pajisjet e gojës përfshijnë një rregullator për rrjedhën e ujit të injektuar.

Pas grumbullimit, vaji kalon në disa faza të përpunimit:

- dehidratim;

- shkripëzimi;

- stabilizim;

- degazimi.

Kur nxirret nga rezervuari, duke lëvizur nëpër tubin në pusin e pusit, si dhe përmes tubacioneve fushore të një përzierjeje vaji dhe uji, formohet një emulsion vaj-ujë - një përzierje mekanike e lëngjeve që janë të patretshme në njëri-tjetrin dhe janë në një gjendje të shpërndarë imët.

Oriz. 3.1.2. Skema e dehidrimit të vajit

1 - njësia e ndarjes së gazit;

2 - gropë për shkarkimin paraprak të ujit;

3 - furra e ngrohjes;

4 - njësia e dehidrimit të vajit;

5 - ish-pika;

6 - ndarës i gravitetit të emulsionit ujë-vaj.

Ekzistojnë dy lloje emulsionesh: "vaj në ujë" dhe "ujë në vaj". Lloji i emulsionit të formuar varet kryesisht nga raporti i vëllimeve fazore, si dhe nga temperatura, tensioni sipërfaqësor në ndërfaqen vaj-ujë, etj.

Metodat e mëposhtme përdoren për të thyer emulsionet:

- ndarja gravitacionale e ftohtë;

— demulsifikimi në linjë;

- ndikimi termik;

- efekt termokimik;

- ndikimi elektrik;

- filtrim;

- ndarja në fushën e forcave centrifugale.

Ndarja e ftohtë me gravitet përdoret kur përmbajtja e ujit në lëngun e rezervuarit është e lartë. Zbutja kryhet në rezervuarët e vendosjes me veprim periodik dhe të vazhdueshëm.

Rezervuarët e grumbullimit të grupeve zakonisht përdoren si rezervuarë të lëndëve të para, të ngjashme me rezervuarët e depozitimit të naftës. Pas mbushjes së rezervuarëve të tillë me naftë bruto, uji depozitohet në pjesën e poshtme të tyre.

Në rezervuarët e prerjes së vazhdueshme, ndarja e ujit kryhet me kalimin e vazhdueshëm të përzierjes që përpunohet përmes rezervuarit të vendosjes. Një diagram skematik i një rezervuari të vendosjes së vazhdueshme është paraqitur në figurë:

Oriz. 3.1.3. Skema e rezervuarit të uljes Gjatësia e rezervuarit të uljes përcaktohet nga kushti që pikat e një madhësie të caktuar duhet të ndahen nga vaji.

Thelbi i metodës së demulsifikimit në linjë është që një substancë e veçantë i shtohet përzierjes së vajit dhe ujit - një demulsifikues në sasinë 15 ... 20 g për ton emulsion. Demulsifikuesi shkatërron guaskën e blinduar në sipërfaqen e pikave të ujit dhe kështu siguron kushte për bashkimin e tyre në përplasje. Më pas, këto pika të zmadhuara ndahen relativisht lehtë në rezervuarët e vendosjes për shkak të ndryshimit në densitetin e fazës.

Efekti termik konsiston në faktin se vaji që i nënshtrohet dehidrimit nxehet përpara se të vendoset. Kur nxehet, nga njëra anë, forca e predhave të blinduara në sipërfaqen e pikave zvogëlohet, që do të thotë se bashkimi i tyre lehtësohet, nga ana tjetër, viskoziteti i vajit në të cilin vendosen pikat zvogëlohet, dhe kjo rritet. shkalla e ndarjes së emulsionit.

Emulsioni nxehet në rezervuarë, shkëmbyes nxehtësie dhe furra me tuba në një temperaturë prej 45 ... 80 °C.

Metoda termokimike konsiston në një kombinim të veprimit termik dhe demulsifikimit në linjë.

Veprimi elektrik në emulsion kryhet në pajisje të quajtura dehidratues elektrikë. Nën veprimin e një fushe elektrike, skajet e kundërta të pikave të ujit shfaqen ngarkesa elektrike të kundërta. Si rezultat, pikat tërhiqen nga njëra-tjetra dhe bashkohen. Pastaj ata vendosen në fund të enës.

Filtrimi përdoret për të thyer emulsione të paqëndrueshme. Substancat që nuk lagen nga uji por lagen nga vaji përdoren si material filtri. Prandaj, vaji depërton përmes filtrit, uji jo.

Ndarja në fushën e forcave centrifugale kryhet në centrifuga, të cilat janë një rotor që rrotullohet me një numër të madh rrotullimesh. Emulsioni futet në rotor përgjatë boshtit të uritur. Këtu, nën veprimin e forcave inerciale, ajo ndahet, pasi pikat e ujit dhe vajit kanë dendësi të ndryshme.

Gjatë dehidrimit, përmbajtja e ujit në vaj sillet në 1 ... 2%.

Çkriposja e vajit kryhet duke përzier vajin e dehidratuar me ujë të freskët, pas së cilës emulsioni artificial që rezulton dehidrohet përsëri. Një sekuencë e tillë e operacioneve teknologjike shpjegohet me faktin se edhe në vajin e dehidratuar mbetet një sasi e caktuar uji, në të cilin kripërat janë tretur. Kur përzihet me ujë të freskët, kripërat shpërndahen në të gjithë vëllimin e tij dhe, për rrjedhojë, përqendrimi mesatar i tyre në ujë zvogëlohet.

Gjatë shkripëzimit, përmbajtja e kripës në vaj reduktohet në më pak se 0.1%.

Vaji pas fazës I të dehidrimit nxehet në shkëmbyesin e nxehtësisë 1 dhe përzihet me ujë të freskët shpëlarës IV në masën 5-10% ndaj peshës së produktit të përpunuar. Para kësaj, një surfaktant futet në rrjedhën e tij - një demulsifikues II dhe (nëse vaji përmban acide inorganike) alkali ose sode III. Uji i freskët shpërndahet në vaj të ndezur përpara se të hyjë në dehidratuesin elektrik 2, në të cilën, nën ndikimin e një fushe elektrike, bashkohen pikat e kripës dhe ujit të ëmbël. Si rezultat i ashpërsimit, pikat vendosen shpejt dhe kalojnë në fazën ujore, e cila më pas dërgohet në ndarësin e vajit. 3 për llum shtesë. Vaji i bllokuar në ndarësin e vajit me ujë në qarkullim VII kthehet në marrjen e dehidratuesit elektrik dhe ujit të kullimit VI shkarkohet në sistemin e trajtimit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (RPM). Vaj i shkripëzuar nga një dehidratues elektrik V kalon në fazën tjetër - stabilizimin.

Oriz. 3.1.4. Skema e shkripëzimit të naftës

1 - shkëmbyes nxehtësie;

2 - dehidratues elektrik;

3 - ndarës vaji.

Procesi i stabilizimit të naftës kuptohet si ndarja e fraksioneve të lehta (propan-butane dhe pjesërisht benzinë) prej tij për të reduktuar humbjet e naftës gjatë transportit të tij të mëtejshëm.

Stabilizimi i vajit kryhet me ndarje ose korrigjim të nxehtë. Gjatë ndarjes së nxehtë, vaji fillimisht nxehet në një temperaturë prej 40 ... 80 0C, dhe më pas futet në ndarës. Hidrokarburet e lehta të lëshuara në këtë proces thithen nga kompresori dhe dërgohen në njësinë e ftohjes. Këtu, hidrokarburet e rënda kondensohen, ndërsa hidrokarburet e lehta grumbullohen dhe pompohen në tubacionin e gazit.

Gjatë korrigjimit, vaji nxehet në një kolonë të veçantë stabilizimi nën presion dhe në temperatura të ngritura (deri në 240 °C). Fraksionet e lehta të ndara në kolonën e stabilizimit kondensohen dhe pompohen në njësitë e fraksionimit të gazit ose në GPP për përpunim të mëtejshëm.

3.2 Sistemi PPD. OrganizimiRPM në objektet në terren

Regjimet natyrore të shfaqjes së depozitave të naftës janë jetëshkurtër. Procesi i reduktimit të presionit të rezervuarit përshpejtohet me rritjen e tërheqjes së lëngjeve nga rezervuari. Dhe pastaj, edhe me një lidhje të mirë të depozitave të naftës me qarkun e energjisë, ndikimi i tij aktiv në depozitë, në mënyrë të pashmangshme fillon shterimi i energjisë së rezervuarit.

Kur organizoni mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit (RPM), gjëja më e vështirë është të arrihet zhvendosja maksimale e vajit nga rezervuari me kontroll dhe rregullim efektiv të procesit. Duhet të kihet parasysh se uji dhe vaji ndryshojnë në karakteristikat e tyre fizike dhe kimike. Përgatitja e ujit të freskët për përdorim në sistemin RPM.

Sasia e ujërave të zeza të rezervuarit të prodhuar së bashku me naftën dhe të përdorur në sistemin e përmbytjes së ujit zakonisht siguron nevojën për këto qëllime jo më shumë se 30-50%, pjesa e mbetur prej 70-50% është e freskët, e mineralizuar nëntokësore dhe, më rrallë, ujë deti.

Marrjet e ujërave nëntokësore ndahen në nënkanalë artezianë. Në praktikën e përmbytjeve janë bërë më të përhapura marrjet e ujit nën rrjedhje, skemat e të cilave tregohen në figurën 3.2.1 a.

Fig 3.2.1. Marrjet e ujit sipërfaqësor : a-hyrja e ujit nën rrjedhje: 1 - tubi i shtresës së jashtme; 2- varg prodhimi; 3 - filtër; 4 - rezervuari; 5 - kompresor vakum; 6.9 - pompa; 7 - mirë; 8 - rezervuar me ujë të pastër; b - marrja e ujit të një rezervuari të hapur: 1 - marrja e pompës; 2 - tub i përparmë; 3 - platformë; 4- grumbuj; 5 - stacioni i pompimit të ashensorit të parë.

Sistemi i centralizuar i injektimit përfshin një marrje uji, një stacion të dytë ngritës, një stacion pompimi me injeksion grupor dhe puse injektimi.

Vitet e fundit, blloku NKS është bërë i përhapur, të cilat prodhohen në fabrika në formën e blloqeve të veçanta dhe dërgohen në vendin e instalimit të montuar. Stacionet e pompimit të grupeve janë projektuar për të pompuar ujin e pastruar në horizonte produktive.

Numri i stacioneve të pompimit të ujit, vendndodhja e tyre në terren, kapaciteti i pompave të instaluara përcaktohet në bazë të projektit të zhvillimit të depozitës dhe studimeve të fizibilitetit. Për të shmangur humbje të mëdha hidraulike gjatë furnizimit me ujë në puset e injektimit, stacioni i pompimit të ujërave të zeza zakonisht ndodhet afër puseve. Në stacionin e pompimit të ujërave të zeza janë instaluar nga 2 deri në 5 pompa centrifugale, njëra prej të cilave është rezervë.

Oriz. 3.2.2. Skema e KNS.

1 - kanali kryesor;

2 - kolektor pritës.

Oriz. 3.2.3. Skema e përmbytjes së skajeve:

1 - puset e naftës;

2 — puse për injektim;

3 - puse kontrolli;

4-Kontura e brendshme vajmbajtëse.

Përmbytjet konturore karakterizohen nga fakti se puset e injektimit ndodhen jashtë rezervuarit pranë konturit të jashtëm të kapacitetit naftëmbajtës. Puset e prodhimit janë të rregulluar në rreshta (bateri) paralelisht me konturin e brendshëm të kapacitetit naftëmbajtës. Objekti më i favorshëm për përmbytjen e skajeve janë formacionet e përbëra nga shkëmbinj homogjenë me përshkueshmëri të mirë, të pakomplikuar nga trazirat. Distanca e rreshtit të injektimit me rreshtin e jashtëm të puseve të prodhimit merret për rezervuarët homogjenë brenda 1000 - 1200 m për rezervuarët heterogjenë dhe me përshkueshmëri të ulët 600 - 700 m.

Rezervat e rikuperueshme të naftës dhe faktori i rikuperimit të naftës të formacionit janë më të lidhura me fshirjen e rezervuarit nga agjenti zhvendosës dhe përcaktohen nga veçoritë e strukturës gjeologjike, përshkueshmëria e rezervuarit, vetitë e naftës dhe agjentit zhvendosës dhe zhvillimi. sistemi. Teknologjitë e bazuara në përmbytjen e ujit jo-stacionare, përmbytjet selektive dhe të vogla, përdorimi i presioneve të rritura në linjën e injektimit dhe zgjedhja e modelit optimal të pusit kontribuojnë në rritjen më të madhe të mbulimit të rezervuarit.

Presioni i rritur i krijuar në linjën e puseve të injektimit ndikon në mënyrë aktive vetëm në 2-3 rreshtat e ardhshëm të puseve të prodhimit. Kur zhvillohen depozita të një zone të konsiderueshme, përdoret përmbytja e ujit brenda lakut.

Një tipar i këtij sistemi është vendosja e puseve të injektimit në rreshta në një vendburim nafte, me të cilin e gjithë zona e tij pritet në seksione të veçanta.

Oriz. 3.2.4. Skema e përmbytjes së ujit në lak

1 - puset e injektimit; 2- puse prodhimi.

Dalloni midis përmbytjes boshtore me vendndodhjen e puseve të injektimit përgjatë boshtit të strukturës dhe unazore - me vendndodhjen brenda depozitës në formën e një unaze që e ndan atë në një zonë qendrore dhe unazore.

Oriz. 3.2.5. Skemat qendrore të përmbytjeve:

a - përmbytje aksiale; b - përmbytje unazore;

1 - puset e injektimit; 2 - puse prodhimi

sistemi i bllokimit të përmbytjeve parashikon vendosjen e puseve të injektimit në rreshta të drejtë paralele me vendosjen e rreshtave të puseve të prodhimit ndërmjet tyre. Depozita zhvillohet në blloqe të pavarura nga njëri-tjetri. Sisteme të tilla ndahen sipas numrit të rreshtave të puseve të prodhimit në bllok në një rresht, tre rresht dhe pesë rresht.

Përmbytjet në zonë karakterizohen nga vendndodhja e puseve të prodhimit dhe injektimit në zonë në mënyrë të barabartë përgjatë rrjetit të rregullt gjeometrik

Një element i sistemit me pesë pika është një shesh në qendër të të cilit ka një pus injeksioni dhe puse prodhimi në qoshet e sheshit;

Elementi i sistemit me shtatë pika është një gjashtëkëndësh me puse prodhimi në qoshe dhe një pus injeksioni në qendër.

Një element i sistemit me nëntë pika është një katror, ​​në qoshet e të cilit dhe në mes të anëve të tij ka puse prodhimi, dhe në qendër ka një pus injektimi).

Përmbytja selektive karakterizohet nga zgjedhja e puseve për injektimin e ujit pas shpimit të një pjese të zonës përgjatë një rrjeti uniform, bazuar në të dhënat e vrojtimit gjeofizik dhe hidrodinamik.

3.3 Njohja me mirëmbajtjen dhe riparimin e tubacioneve

Nafta, gazi dhe produktet e naftës transportohen në distanca të gjata dhe në vëllime të mëdha përmes tubacioneve.

Dallohen sistemet e mëposhtme të tubacioneve: tubacionet e naftës, tubacionet e produkteve të naftës, tubacionet e gazit.

Tubacioni për pompimin e naftës quhet tubacionet e naftës.

Tubacioni i naftës dhe gazit është një strukturë komplekse inxhinierike, pjesët e së cilës janë: valvulat mbyllëse, kontrolluese dhe sigurie; pajisje për futjen e reagentëve kimikë; pajisje instrumentesh dhe automatizimi; pajisje për mbrojtje nga korrozioni, deformimi i tubacionit, etj.

Vetë tubacioni - përbërësi kryesor i tubacionit kryesor të naftës - është një tub i salduar në një "fije", i pajisur me dhoma për pritjen dhe uljen e derrave, ndarës dhe pajisje diagnostikuese.

Një tubacion i vendosur në tokë është subjekt i korrozionit të tokës, ndërsa një tubacion që kalon mbi tokë është i ekspozuar ndaj korrozionit atmosferik. Mjetet dhe metodat pasive dhe aktive përdoren për të mbrojtur tubacionet nga korrozioni.

Një shtresë izoluese përdoret si një mjet pasiv, mbrojtja elektrokimike është një metodë aktive. Veshja izoluese e përdorur në tubacionet nëntokësore duhet të ketë veti të larta dielektrike; të jetë i fortë, i papërshkueshëm nga uji, i fortë mekanikisht. Veshjet izoluese nuk garantojnë mbrojtjen e nevojshme të tubacioneve nëntokësore kundër korrozionit. Shtrimi i tyre duhet të kryhet në një kompleks me mjete të mbrojtjes elektrokimike (ECP).

ECP kryhet nga polarizimi katodik i tubacioneve. nëse polarizimi katodik kryhet duke përdorur një burim të jashtëm të rrymës direkte, atëherë një mbrojtje e tillë quhet katodike, por nëse polarizimi kryhet duke lidhur tubacionin e mbrojtur me një metal që ka një potencial më negativ, atëherë një mbrojtje e tillë quhet mbrojtje e shkelës.

Masat parandaluese në tubacion, si dhe eliminimi i dëmtimeve dhe aksidenteve, kryhen nga ekipi i riparimit dhe restaurimit, i cili ndodhet në stacionet e pompimit; në distanca të mëdha midis stacioneve të pompimit (më shumë se 100-120 km), organizohen pika të ndërmjetme riparimi dhe restaurimi, numri i të cilave varet nga terreni, disponueshmëria e rrugëve dhe gjendja e tubacionit. Këto brigada zakonisht ndodhen pranë vendbanimeve.

Përbërja e ekipeve të pavarura të riparimit dhe restaurimit, pajisjet e tyre me makineri dhe mekanizma vendosen në varësi të gjurmës, gjendjes teknike të tubacionit, numrit të tubacioneve të shtruara paralelisht.

Çdo ekip riparimi dhe restaurimi duhet të pajiset me automjete, pajisje pompimi dhe shuarje zjarri, mekanizma për lëvizjen e tokës dhe makina saldimi. Të gjitha makinat dhe mekanizmat janë vazhdimisht në gjendje të plotë pune dhe të gatshme për të eleminuar dëmtimin e tubacionit.

Në varësi të dëmtimit, përgatitet një gropë, dimensionet e së cilës duhet të sigurojnë hyrje të lirë në tubacion për punë.

Gropa pastrohet plotësisht nga produkti i naftës (pas pompimit të plotë) dhe izolohet prej tij. Para fillimit të saldimit, është e nevojshme të ndaloni rrjedhën e naftës nga tubacioni.

Nëse dëmtimi është një fistulë, atëherë rrjedhja e vajit mund të ndalet duke goditur me çekan një prizë druri dhe duke e prerë atë në të njëjtën kohë me tubin.

4. Masat paraprake të sigurisë gjatë kryerjes së punëve të mirëmbajtjes në puse dhe pajisje nëntokësore

4.1 Siguria punës dhe higjienës industriale

Masat paraprake të sigurisë - një sistem masash dhe mjetesh organizative dhe teknike që parandalojnë ndikimin tek punëtorët e faktorëve të rrezikshëm të prodhimit.

Pajisjet dhe veglat duhet të mbahen në gjendje të mirë dhe të pastra, të jenë në përputhje me specifikimet e prodhuesit dhe të përdoren në përputhje me kërkesat e dokumentacionit operacional dhe të mirëmbajtjes. Për shpime, duhet të përdorni vetëm një pajisje shpimi plotësisht funksionale. Kulla duhet të përforcohet me litar çeliku, numri, diametri dhe vendet, fiksimet e të cilave duhet të jenë në përputhje me dokumentacionin teknik për këtë instalim. Të gjitha pajisjet duhet të instalohen në mënyrë që të mund të mirëmbahen dhe riparohen në mënyrë të përshtatshme dhe të sigurt. Pajisjet që mund të marrin energji duhet të tokëzohen siç duhet dhe të testohen pa ngarkesë. Pajisja e shpimit duhet të ketë një mburojë me instrumente për monitorimin e funksionimit të mekanizmave, zhvillimin e proceseve teknologjike dhe gjendjen e pusit. Në platformë, duhet të keni një çantë të ndihmës së parë me një grup veshjesh dhe ilaçesh të nevojshme për ndihmën e parë në rast aksidentesh. Anëtarët e ekuipazhit të stërvitjes duhet të trajnohen për ndihmën e parë. Të gjitha pjesët rrotulluese dhe lëvizëse të makinerive dhe mekanizmave duhet të mbrohen mirë. 1.23]

Karburanti dhe lubrifikantët duhet të ruhen në një distancë prej të paktën 50 km nga pajisjet e shpimit në përputhje me masat e nevojshme të sigurisë.

Kur pranoni një ndërrim, shpuesi duhet të kontrollojë sa vijon:

1. Disponueshmëria e dokumentacionit;

2. Servisueshmëria e makinës së shpimit;

3. Shërbimi i pajisjeve elektrike: montim i besueshëm i motorëve.

Higjiena industriale është një sistem masash dhe mjetesh organizative, higjienike dhe sanitare-teknike që parandalojnë ekspozimin e punëtorëve ndaj faktorëve të dëmshëm të prodhimit. Këto përfshijnë nivele të rritura të zhurmës, dridhjeve, ndotjes së gazit.

Për të eliminuar ose zvogëluar rrezikun e substancave të dëmshme për njerëzit, është e rëndësishme të kufizohet përdorimi i tyre në numër dhe vëllim, dhe aty ku është e mundur, të zëvendësohen substancat shumë toksike me ato më pak toksike, të zvogëlohet kohëzgjatja e qëndrimit të njerëzve në ajër të ndotur dhe të monitorohet. ventilim efektiv i ambienteve industriale. Në të gjitha rastet, monitorimi i vazhdueshëm i pastërtisë së ajrit është i nevojshëm. Së bashku me mjetet e tjera të kontrollit, aromatizimi i emetimeve me aromatizues me erë të fortë është efektiv. Inspektimi i jashtëm i tubacioneve të shtruara në mënyrë të hapur, gjatë inspektimeve periodike, mund të kryhet pa hequr izolimin. Sidoqoftë, nëse gjendja e mureve ose saldimeve të tubacioneve është në dyshim, atëherë, me drejtimin e personit që mbikëqyr funksionimin e tubacioneve, duhet të kryhet heqja e pjesshme ose e plotë e izolimit.

Inspektimi i jashtëm i tubacioneve të vendosura në kanale të pakalueshme ose në tokë duhet të kryhet duke hapur në seksione të veçanta me gjatësi të paktën 2 m. Numri i seksioneve, në varësi të kushteve të funksionimit, përcaktohet nga personi përgjegjës për funksionimin e sigurt. .

Nëse gjatë inspektimit të jashtëm zbulohen rrjedhje në nyjet e shkëputshme, presioni në tubacion duhet të reduktohet në presionin atmosferik, temperatura e tubacioneve të nxehta duhet të jetë deri në plus 60 ° C dhe defektet duhet të eliminohen në përputhje me masat e nevojshme të sigurisë. .

Nëse gjenden defekte, eliminimi i të cilave shoqërohet me punë të nxehtë, tubacioni duhet të ndalet, të përgatitet për punë riparimi në përputhje me udhëzimet në fuqi dhe të eliminohen defektet.

Personi përgjegjës për funksionimin e sigurt të tubacioneve është përgjegjës për eliminimin në kohë të defekteve.

Gjatë ekzaminimit të jashtëm, duhet të kontrollohet gjendja e: izolimit dhe veshjeve:

- tegela të salduara;

— lidhjet e fllanxhave dhe bashkimit, lidhësit dhe pajisjet për instalimin e instrumenteve;

- pajisje kompensuese;

- pajisje kullimi;

- përforcimi dhe vulat e tij;

- standardet për matjen e deformimit të mbetur;

Personat të paktën 18 vjeç, të cilët kanë kaluar një ekzaminim mjekësor, kanë një certifikatë mjekësore për përshtatshmërinë për punë në aparatet izoluese të frymëmarrjes, i janë nënshtruar trajnimit të nevojshëm të sigurisë në objekt dhe certifikimit në përputhje me kërkesat e punëtorëve që operojnë objekte të rrezikshme prodhimi. njohin vetitë e sulfurit të hidrogjenit, efektin e tij tek njerëzit dhe janë në gjendje t'i japin viktimës ndihmën e parë.

Faktorët e rrezikshëm dhe të dëmshëm të prodhimit në objektet e vajit të thartë janë:

kontaminimi i gazit (sulfidi i hidrogjenit, dioksidi i squfurit);

shpërthim dhe rrezik zjarri;

vaj, kimikate;

elektricitet.

4.2 Puna dhe mbrojtja e mjedisit

Të gjitha punët në riparimin e puseve duhet të kryhen në përputhje me dokumentet rregullatore, aktet, rregulloret dhe rregullat për mbrojtjen e mjedisit. Masat për mbrojtjen e mjedisit duhet të parashikohen në dokumentet e miratuara për punimin e pusit (aplikacioni, plani, vlerësimi) dhe udhëzimet dhe kërkesat shtesë të formuluara gjatë punës. Një punëtor në territorin e fushës kur anashkalon gjurmën e gazsjellësit duhet të respektojë rregullat e mëposhtme. Anashkaloni vendet e lëshimit të gazit të hapur nga ana e erës dhe njoftoni të gjithë të pranishmit pranë zonës së emergjencës për rrezikun. Mos u qetësoni për pushim dhe për të ngrënë pranë vendeve të rrezikshme me gaz. Mos lejoni që flakët të shfaqen në territorin e peshkimit, pini duhan vetëm në zona të caktuara posaçërisht. Për të parandaluar derdhjet e naftës dhe kontaminimin e naftës në territorin e fushës, të merren të gjitha masat për të parandaluar ndotjen e tokës dhe trupave ujore me naftë dhe të atmosferës me gaz naftë. Ndalohet goditja e pajisjeve nën presion. Ndalohet përdorimi i pajisjeve mbrojtëse izoluese që janë me defekt ose nuk e kanë kaluar testin brenda periudhës së caktuar.

Listë letërsi

1. Karpeev Yu. S. Organizimi i mbrojtjes së punës në industritë e prodhimit të naftës dhe gazit dhe përpunimit të gazit. M.: Shtëpia Botuese Nedra, 1998. - 330 f.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. Bazat e biznesit të naftës dhe gazit. Ufa. 2000.-220s.

3. Lysenko VD Zhvillimi i fushave të naftës. M .: Shtëpia Botuese Nedra, 2003. - 639 f.

4. Kaloshin A. I. Siguria në punë. M.: Shtëpia botuese Agropromizdat, 1991. - 400 shek.

5. “Mbledhja e udhëzimeve për mbrojtjen e punës dhe masat e sigurisë për mbarëvajtjen e sigurt të punës gjatë riparimeve aktuale dhe të mëdha të puseve pranë ZQHP. 2000. - 200.

6. Vakula Ya. V. Bazat e industrisë së naftës dhe gazit. Almetievsk, 2009.- 364f.

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

Kontrolli

Metoda grafiko-analitike kombinon në mënyrë racionale metodat grafike dhe llogaritëse për gjetjen e lartësive të projektimit dhe shenjave të punës. Për sa i përket saktësisë, është disi më e ulët se ajo analitike, por ka avantazhet e të dyja metodave. Metoda grafiko-analitike siguron nivelim efektiv të sipërfaqes së projektuar. Metoda është e zbatueshme në të gjitha fazat e projektimit. Sipas mënyrës se si përshkruhet procesi...

Pozicioni i dorezës në kushinetën e shalës 4 lejon që ajo të rrotullohet rreth boshtit të mekanizmit të presionit nën veprimin e forcës në litarin e ngritjes, dhe gjithashtu të lëvizë përpara në kushinetën e shalës si rezultat i veprimit të presionit. mekanizmi. Kështu, mekanizmi ka dy shkallë lirie të nevojshme për të kontrolluar kovën gjatë gërmimit. Kova lëviz si rezultat i shtimit të...

Kv \u003d Kostoja e aktiveve fikse në pension ______. Kostoja e aktiveve fikse në fillim të periudhës (3.2). Krost \u003d (Fvv - Fvyb) / Fkon (3.3). Ku Fvv - kostoja e aktiveve fikse të sapo futura për një periudhë të caktuar (vit); Fvyb - kostoja e aktiveve fikse në pension për një periudhë të caktuar; Фkon - vlera e aseteve fikse në fund të së njëjtës periudhë. Kthimi i aktiveve (FO) i aktiveve fikse të prodhimit është një ...

Për shkak të disponueshmërisë së kufizuar të elementeve kryesore të tokës së rrallë, disa kompani po zhvillojnë materiale zëvendësuese. Toyota Corporation dhe General Electric Corporation kanë njoftuar synimin e tyre për të reduktuar përdorimin e elementeve të tokës së rrallë në prodhimin e makinave dhe turbinave me erë. Në të njëjtën kohë, vende të tjera (Australia, Brazili, India, Rusia, Afrika e Jugut, Malajzia dhe Malavi) kanë rezerva të konsiderueshme...

Një sërë instrumentesh analitike të prodhimit vendas të tipit "Stereoanagraph" kanë disa modifikime. Modifikimet e para të instrumenteve përbëheshin nga një stereokrahasues, një koordinator dhe një kompjuter.Ato janë krijuar për të krijuar dhe përditësuar harta dhe plane të të gjithë gamës së shkallës bazuar në imazhet ajrore dhe satelitore. Këto pajisje kanë rritur saktësinë e përpunimit të imazhit, automatizimin e proceseve të orientimit...

kurset

Aparati i formulave për parallogaritjen e gabimit të dështimit dhe saktësinë e poligonometrisë është mjaft i gjerë. Por sado i mirë të jetë parashikimi i saktësisë së matjeve të ardhshme, pavarësisht se cilat formula përdoren, është gjithmonë e nevojshme të dihet pozicioni aktual i pikave të poligonometrisë. Analiza më e thjeshtë e gabimit të pozicionit të pikës poligonometrike bëhet duke përdorur koordinatat x, y të marra nga disa n lëvizje. Për këtë...

Tabela 2.6 Rezultatet e përpunimit të HDGD në vitin 2008 për pusin nr.105 më 28 shkurt 2008. Tabela 2.7 Rezultatet e përpunimit të HDGD në vitin 2008 për pusin Nr.105 12.04.2008. Tabela 2.8 Rezultatet e përpunimit të HDGD në vitin 2008 për pusin nr.110 më 29 shkurt 2008. Tabela 2.9 Rezultatet e përpunimit të HDGD në vitin 2008 për pusin Nr. 110 24.10.2008. Përpunimi i rezultateve të hulumtimit na lejoi të merrnim ekuacionin e hyrjes së gazit ...

kurset

Faza e katërt. Prodhoni heqjen e boshtit të dështimit në minierë. Për ta bërë këtë, në pikën A, vendoset një kënd horizontal dhe në pikën B, një kënd horizontal, përgjatë të cilit drejtimet në rrafshin horizontal i jepen vektorit që tërhiqet nga të dy skajet e tij. Kontrolli mbi korrektësinë e ortës në planin vertikal kryhet sipas pjerrësisë së llogaritur. Figura 1. Gabimi i mbylljes së faqeve të kundërta në planin për...

1 Sfondi

1.1 Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të vendburimit

Struktura gjeologjike e fushës së Buharasë përfshin depozitat Devoniane, Karbonifere, Permiane dhe Kuaternare.

Në terma tektonikë, depozitimi ndodhet në shpatin verior të harkut tatar jugor. Nga perëndimi kufizohet nga lugja e ngushtë dhe e thellë Altunino-Shunak, e cila ndan pjesën e sipërme të kupolës jugore nga lumi Aktash-Novo-Elkhovsky. Në sipërfaqen e bodrumit kristalor vërehet një ulje shkallë-shkallë me amplitudë të ulët në drejtimet veriore dhe verilindore. Në këtë sfond, përvijohen një numër relativisht i ngushtë, i zgjatur në drejtimet meridionale dhe nënmeridionale, blloqe të ngritura të bodrumit dhe koritë të ngjashme me graben.

Kufizimi i zonës së depozitimit në zonat margjinale të luginës së Nizhnekamsk të sistemit Kama-Kinel paracakton një ndryshim të dukshëm në planet strukturore të depozitave të Devonit të Sipërm dhe Karboniferit të Poshtëm. Në seksionin e shtresave sedimentare Devoniane, ato korrespondojnë me tarraca strukturore dhe korita të theksuara dobët. Depozitimet e sipërme kanë një plan strukturor më kompleks, të cilat karakterizohen nga zona të qarta, të zgjatura linearisht si byme, të ndërlikuara nga ngritje lokale të rendit III. Së bashku me tiparet e planit strukturor të trashëguar, neoformacionet sedimentare lokale shfaqen në formën e strukturave të shkëmbinjve të epokës Frasnian-Fameniane të Epërme dhe strukturave mbështjellëse të lidhura - ngritjet e Nalimovskoe të Epërme dhe Nalimovskoe Jugore. Amplituda e këtyre strukturave përgjatë majës së skenës Tournaisian arrin 65-70m. Në thelb, për fushën e Buharasë, ngritjet me amplitudë të ulët të rendit III janë elementë lokalë karakteristikë. Brenda zonës së depozitës, sipërfaqja e fazës Tournaisian është e ndërlikuar nga zonat e prerjes "kanale" të identifikuara bazuar në rezultatet e punës së detajuar të CDP në rajonin Zainsk të grupit të anketimit sizmik 9/96, të cilat ishin kryesisht konfirmuar nga shpimet aktuale në 1997-2000.

Baza për ndërtimet strukturore ishin rezultatet e punës së detajuar të CDP të partisë së anketimit sizmik Bukhara 9/96 në rajonin e Zainsk.

Në seksionin e fushës së Buharasë, kapaciteti naftëmbajtës me intensitet të ndryshëm u krijua për një numër horizontesh në Devonianin e Sipërm dhe Karboniferin e Poshtëm.

Depozitat terrigjene të horizontit Pashiy, Kynovsky dhe Bobrikov, rezervuarët karbonat të horizontit Semiluksky, Buregsky, Zavolzhsky dhe skena Tournaisian janë produktive në terren. Janë identifikuar gjithsej 47 vendburime nafte, të cilat kanë përmasa dhe nivele të ndryshme nafte. Ato kontrollohen nga ngritjet individuale lokale ose nga një strukturë grupore. Akumulimet tregtare të naftës në horizontin Pashian janë të kufizuara në shtresat e indeksuara (nga poshtë-lart) si D 1 -c, D 1 -b dhe D 1 -a, të përbëra nga gurë ranorë dhe aromatikë. Shtresat D 1 -a, D 1 -b konsiderohen si një objekt - D 1 -a + b, pasi në 20% të puseve ato bashkohen ose kanë ura të holla balte me trashësi 0,8-1,2 m Shtresa D 1 - dallohet si objekt i pavarur me WOC-në e vet.

D1-c përfaqësohet nga gurë ranorë me kokrriza të imta, të renditura mirë, shtrihet në pjesën e poshtme të horizontit Pashiy në një thellësi prej 1741,6 m, është i lidhur qartë sipas të dhënave të prerjes së puseve dhe ndahet nga D 1 -a + b. Formimi nga një urë me trashësi 4.6 m.Tip rezervuari poroz. Kapaciteti vajmbajtës i formacionit D 1 -v është i kufizuar në sipërfaqe. Vetëm 2 depozita janë të kufizuara në të në jug dhe një në pjesën e mesme të depozitimit. Përmbajtja e naftës u përcaktua në 13 puse bazuar në të dhënat e prerjeve, 10 prej tyre u testuan, normat e rrjedhës së naftës në të cilat variojnë nga 0.3 në 22.1 t/ditë. Trashësia efektive e rezervuarit e ngopur me vaj varion nga 0,6 në 2,8 m. Rezervuari D 1-v është i mbuluar kryesisht nga uji i poshtëm. Në shumë puse, u hap një WOC direkt, konturet e vajit janë tërhequr sipas vlerave mesatare të shenjave WOC për puset, duke marrë parasysh vrimat e poshtme të shpimit.

Rezervuari D 1 -a + b zhvillohet kudo, rezervuari i ngopur me naftë hapet në 40% të puseve nga totali i fondit të shpuar për Devonian. Trashësia efektive e ngopur me vaj të rezervuarit varion nga 0,8 në 2,4 m.

U identifikuan gjithsej 13 vendburime nafte, të shoqëruara me ngritje sizmike të rendit III. Depozitimet janë të vogla në madhësi dhe lartësi. Shtatë prej tyre u zbuluan vetëm nga një pus. Lloji i depozitimeve është me hark rezervuari. WOC u hap në 38% të puseve ku u vendos ngopja me naftë. Në këtë drejtim, konturet mbajtëse të vajit në 3 depozita u vizatuan në përputhje me pozicionin e WOC, të përcaktuara nga rezultatet e prerjeve dhe testimit, në pjesën tjetër vetëm nga shenja absolute e pjesës së poshtme të shtresës së poshtme të ngopur me vaj. Në drejtimin verior vërehet ulja e strukturave. Shenjat absolute të kontaktit ujë-vaj, përgjatë të cilave vizatohen konturet e depozitimeve, ndryshojnë nga jugu në veri nga -1496 në -1508,7 m. Konturet e depozitimeve në zonën e puseve 736, 785, 788 , 790 dhe 793a kanë pësuar një ndryshim sipas të dhënave të NVSP ROV. Depozita e naftës në zonën e pusit 790 (ngritje Verkhne-Nalimovskoe) ka ndryshuar ndjeshëm orientimin e saj nga drejtimi nënmeridional sipas rezultateve të sondazheve sizmike në verilindje sipas rezultateve të NVSP ROV. Madhësia e depozitës është përgjysmuar. Depozita e naftës në zonën e pusit 736 ndryshoi drejtimin e saj nga veriperëndimi në verilindje, madhësia e saj u rrit pak. Në depozitat e naftës të kufizuara në ngritjen e Buharasë Lindore (zona e pusit 793a) dhe në zonën e pusit 788, rezervat e naftës së të cilit nuk ishin miratuar nga Komiteti i Rezervave Shtetërore të Federatës Ruse, naftëmbajtësja zona u dyfishua. Vendburimi i naftës në zonën e pusit 785 kufizohet nga veriperëndimi nga vija e shqetësimit tektonik, të identifikuar nga fusha e naftës, përtej së cilës u zbulua një thyerje prej 5 metrash përgjatë vertikalit. Depozita kufizohet nga një linjë defekti, e cila në këtë rast është një ekran. Madhësia e depozitës u ul me 4 herë. Prandaj, pas kryerjes së punës së propozuar nga autorët për të menaxhuar rrjetin e profileve sizmike në disa zona të fushës, duke ripërpunuar të gjithë materialin e disponueshëm për vrojtimet sizmike dhe duke kryer NVSP DWM në puset e propozuara në kapitullin shtesë të kërkimit, është të nevojshme për të sqaruar rezervat e naftës në fushë në përputhje me rezultatet e marra.

Trashësia totale e depozitave të horizontit Pashian është mesatarisht 22,8 m, shtresa efektive e ngopur me vaj është 1,9 m, e cila, në përputhje me rrethanat, reflektohet në raportin neto me bruto prej 0,071 dhe neto-bruto. raporti i pjesës së ngopur me vaj është 0,631. Koeficienti i copëtimit është 4.067.

Mbi seksionin në një thellësi prej 1734.2 m, ndodhin depozita prodhuese të horizontit Kynovsky, të kufizuara në formacionin D 0 -v. Rezervuari përfaqësohet kryesisht nga aroma, më rrallë nga ranorët e kuarcit me kokërr të imët. Lloji i kolektorit të poreve.

Shtresa D 0 -in është e zhvilluar në të gjithë zonën. Sipas tij, u identifikuan dhe ravijëzuan 11 vendburime nafte, të cilat, në përgjithësi, mbivendosen për sa i përket vendburimeve përgjatë vendburimeve Pashiane. Në 25 puse të shpuara në 9 vendburime u testua formacioni i ngopur me naftë D 0 -v. Normat e rrjedhjes së naftës të marra gjatë testimit variojnë nga 1.3 në 19.2 ton/ditë. Lloji i depozitimeve - me hark rezervuari. WOC u hap në 14 puse. Konturet e kapacitetit vajmbajtës janë tërhequr në bazë të rezultateve të testimit në përputhje me shenjat hipsometrike të vrimave të shpimit të poshtëm nga të cilat është marrë vaji. Në katër depozita, pozicioni i kontureve vajmbajtëse merret përgjatë pjesës së poshtme të shtresës së poshtme të ngopur me vaj.

Trashësia totale e horizontit Kynovsky varion nga 13.8 në 23.6 m, mesatarisht 19.3 m. Trashësia totale efektive e ngopur me vaj të ndërshtresave varion brenda 0,6 - 0,62 m, mesatarja është 2,2 m. Raporti neto ndaj bruto ishte 0,712. Trashësia e shtresës së padepërtueshme midis shtresave të ngopura me vaj është e vogël - 0,6-1,4 m.

1.2 Vetitë e rezervuarit të horizonteve prodhuese

Depozitimet e horizontit Pashian dhe Kynovsk të fazës Frasniane të Devonianit të Sipërm përbëhen nga gurë aromatikë dhe ranorë. Ato karakterizoheshin nga bërthama në 10 puse (70 mostra).

Ranorët janë kuarc monomineral, me kokrriza të imta. Kokrra kuarci gjysmë të rrumbullakosura, klasifikim i mirë i kokrrave, paketim mesatar, i dendur në disa zona. Sipas analizës granulometrike, ranorët janë të grimcuar imët (50,1% - 80,8%) me një përzierje të vogël të fraksionit të mesëm të psammitit (0 - 10,3%), fort të lyer, argjilore (2,7 - 7,1%). Gëlqeresia varion nga 0,1 në 3%.

Çimentoja është kuarci dytësor, i cili formon buzë rigjeneruese, dhe materiali karbonat-argjilë, i cili formon një kontakt, dhe në disa zona, një lloj çimentoje poroz. Poroziteti i gurëve ranorë varion nga 12,9 - 20,4%, përshkueshmëria është 118,3 - 644,5*10 -3 μm 2 .

Allgurët janë në përbërje kuarci me klasifikim të mirë të kokrrave. Sipas përbërjes granulometrike: kokrra të trashë (43,6-63,7%), mesatare dhe me rërë të fortë (11,2-44,7%), pak argjilore (2,2-5,3%) me një përzierje të vogël të fraksionit të lymit mesatar dhe të imët (1,5-8,1%). Lloji i çimentos është rigjenerues, kontaktues dhe poroz. Poroziteti i gurëve të aluminit varion nga 15 në 21,2% sipas bërthamës, përshkueshmëria - nga 9,6 në 109,9 * 10 -3 μm 2.

Poroziteti i rezervuarëve të depozitimeve Pashian, i përcaktuar nga prerjet (47 puse) dhe bërthama (3 puse - 33 përcaktime), pothuajse përkon: 19.7% dhe 20.5%, ngopja e naftës, përkatësisht, 71.9 dhe 81.6%. Parametrat e përshkueshmërisë të përcaktuar nga logging, thelbi dhe rezultatet e studimeve hidrodinamike ndryshojnë, të dhënat janë paraqitur në Tabelën 1.2.1. Për projektim, vlera mesatare sipas rezultateve të prerjes së puseve është marrë si më përfaqësuese (46 puse - 151 përcaktime), e cila është e barabartë me 0.13 µm 2 . Vlerat e kushtëzuara të koeficientëve të porozitetit, ngopjes së vajit dhe përshkueshmërisë për rezervuarët terrigjenë të epokave Pashiy dhe Kynovsky janë identike dhe janë përkatësisht: 0.115, 0.55 dhe 0.013 μm 2.

Koleksionistët janë me kapacitet të lartë, shumë të përshkueshëm. Lloji i kolektorit - poroz.

Depozitat Pashian karakterizohen përgjithësisht nga një vlerë e ulët neto në bruto (0,071), në pjesën e ngopur me naftë - 0,631. Heterogjeniteti i objektit tregohet nga një vlerë mjaft e lartë e diseksionit të tij, e barabartë me 4.067. Trashësia totale e horizontit është mesatarisht 22.8 m, totali i ngopur me vaj - 1.9 m.

Si mbulesë për depozitimet e depozitimeve Pashiane shërbejnë baltoret e epokës Kyn me trashësi 2 deri në 6 m.

Karakteristikat e rezervuarit të depozitave të Kynovit karakterizohen nga të dhënat kryesore, rezultatet e prerjeve dhe studimet hidrodinamike. Sipas të parës janë më të larta, dhe sipas materialeve më përfaqësuese, sipas studimeve gjeofizike, rezervuarët karakterizohen nga këto vlera: poroziteti - 19.6%, ngopja e vajit - 74.3%, përshkueshmëria - 0.126 μm 2, të paraqitura në tabelën 1.2. .1. Sipas vetive të tyre të filtrimit kapacitiv, ato klasifikohen si me kapacitet të lartë, shumë të përshkueshëm. Lloji i kolektorit - poroz.

Trashësia totale e depozitave të epokës Kynovsky është mesatarisht 19.3 m, mesatarja e ngopur me vaj - 2.2 m, efektive - 3.0 m. Argjila të së njëjtës moshë deri në 10 m të trasha shërbejnë si mbulesë për depozitimet e Kynovit.

1.3 Vetitë fizike dhe kimike të lëngjeve formuese

Studimi i vetive fiziko-kimike të vajrave në kushte rezervuari dhe sipërfaqësore u krye në mostrat e rezervuarit në TatNIPIneft dhe në laboratorin analitik të TGRU. Mostrat u morën nga kampionues të thellë të tipit PD-3 dhe u studiuan në instalimet UIPN-2 dhe ASM-300 sipas metodës së pranuar përgjithësisht. Viskoziteti i vajit u përcaktua me një viskometër VVDU (viskometër universal me presion të lartë) dhe një tip kapilar VPZh. Dendësia e vajit të ndarë u përcaktua me metodën piknometrike. Përbërja e naftës dhe gazit pas një degazimi të vetëm të mostrës së vajit të formimit u analizua në kromatografët e llojeve LKhM-8M, KhROM-5. Të gjitha të dhënat e kërkimit janë dhënë në përputhje me RD-153-39-007-96 "Rregulloret për përgatitjen e dokumenteve teknologjike të projektimit për zhvillimin e fushave të naftës dhe gazit-naftës".

Në total, fusha e Buharasë u analizua: mostrat e rezervuarit - 39 mostra, mostrat sipërfaqësore - 37 mostra. Për shkak të mungesës së të dhënave për skenën Tournaisian dhe horizontin Buregian, u përdorën parametra mesatarë për depozitat Kadyrovskoye dhe Romashkinskoye, përkatësisht.

Karakteristikat fiziko-kimike të lëngjeve janë paraqitur në tabelë

Tabela 1 Vetitë fizike dhe kimike

1.4 Karakteristikat e shkurtra teknike dhe operacionale fondi

puse

Depozitat Devoniane të depozitës.

Stoku i puseve për horizontin D 0 +D 1, i parashikuar nga projekti pilot i funksionimit dhe dokumentet shtesë, është përcaktuar në masën 85 njësi, ku përfshihen 18 puse prodhimi, 6 puse vlerësimi dhe 61 puse kërkimore. Dendësia e rrjetit është 16 ha / pus.

Në fakt, nga 1 janari 2004 janë shpuar 79 puse, nga të cilat 18 janë prodhim, 55 kërkimore dhe 6 vlerësuese.

Në fund të vitit 2004, fondi i prodhimit për objektin ishte 28 puse.

Gjatë vitit 2004 në fondin e prodhimit ndodhën këto ndryshime: 1 pus i ri (nr. 793a) nga fondi piezometrik është vënë në përdorim për naftë.

Me 01.01.2005, fondi operativ është 25 puse. Në vitin 2004, 1 pus (nr. 750) nga stoku ekzistues ka shkuar në mosaktivitet, 4 puse (Nr. 785, 792, 794, 1027) janë vënë në punë.

Në fondin e fjetur janë 3 puse: të 3 puse janë në pritje të PRS.

Dinamika e fondit minerar jepet më poshtë:

Tabela 1 Dinamika e fondit nxjerrës

Dinamika e normës mesatare të rrjedhës ditore të një pusi operativ mund të gjurmohet në tabelë:

Tabela 2 Norma mesatare ditore e rrjedhjes së pusit.

Në fund të vitit 2004, stoku i injektimit për objektin është 1 pus.

Dinamika e stokut të pusit të injektimit deri më 01.01.2005 është dhënë më poshtë:

Tabela 3 Dinamika e stokut të pusit të injektimit

Stoku operativ i puseve të injektimit është 1 pus (nr. 1009).

Puse të tjera.

Nga 1 janari 2005, stoku i puseve piezometrike është 12 puse. Në vitin raportues, pusi nr. 1038 i transferuar në këtë fond nga fondi i vëzhgimit, ka hyrë në prodhim 1 pus nga fondi piezometrik.

Numri i puseve të braktisura në fund të vitit raportues është 25 puse, po aq sa vitin e kaluar.

Që nga 1 janari 2005, nuk ka puse në stokun e konservuar.

Ishte planifikuar të prodhoheshin 27,934 mijë tonë naftë në vitin 2004 përgjatë horizontit D 0 dhe D 1 të fushës së Buharasë, ndërsa në fakt u prodhuan 28,768 mijë tonë. Norma e prodhimit të objektit ishte 1.45% e rezervave fillestare të rikuperueshme dhe 1.65% e rezervave aktuale të rikuperueshme.

Në vitin raportues është vënë në përdorim 1 pus i ri për naftë, i cili ka rezultuar në prodhimin e 0.271 mijë tonë naftë. Norma mesatare e rrjedhës së naftës në pusin e ri ishte 1.6 ton/ditë.

Në vitin 2004, u prodhua: SRP - 13,769 ton naftë (47,9%), ESP - 14,999 (52,1%)

Për shkak të vënies në punë të 4 puseve nga mosaktiviteti, janë prodhuar 0.932 mijë tonë naftë. Norma mesatare e rrjedhës së naftës në një pus të sjellë nga pasiviteti ishte 1.3 t/ditë, për lëngun - 8.6 t/ditë.

Gjendja e presionit të rezervuarit.

Më 1 janar 2005, presioni i rezervuarit në rezervuarin në zonën e nxjerrjes ishte 163.1 atm, kundrejt 164.2 atm vitin e kaluar.

Depozitat e Bobrikovit të fushës.

Në 1997, depozitat e horizontit Bobrikov u vunë në zhvillim.

Stoku i puseve për horizontin Bobrikov, i parashikuar nga projekti i funksionimit pilot dhe dokumentet shtesë, përcaktohet në masën 25 njësi, duke përfshirë 20 puse prodhimi, 1 pus rezervë, 2 puse vlerësuese dhe 2 puse kërkimore.

Dendësia e rrjetës është 16.0 ha/pus.

Në fakt, nga 1 janari 2005 janë shpuar 17 puse, nga të cilët 13 janë prodhim, 2 kërkim dhe 2 vlerësues.

Në fund të vitit 2004, fondi i prodhimit për objektin ishte 23 puse.

Me 01.01.2005, fondi operativ është 23 puse. Në vitin 2004, 2 puse (nr. 1022, 1029) u nxorën jashtë funksionit. Nuk ka puse në fondin boshe.

Dinamika e fondit minerar është paraqitur në tabelën 5.

Tabela 5 Dinamika e fondit nxjerrës.

Dinamika e normës mesatare të rrjedhës ditore të një pusi operues mund të gjurmohet në Tabelën 6.

Tabela 6 Norma mesatare ditore e prodhimit të pusit operativ.

MINISTRIA E ARSIMIT DHE SHKENCËS

FEDERATA RUSE

AGJENCIA FEDERALE PËR ARSIM

GOUVPO "UNIVERSITETI SHTETËROR I UDMURT"
FAKULTETI I NAFTËS

Departamenti "Zhvillimi dhe funksionimi i fushave të naftës dhe gazit"

në praktikën e dytë të prodhimit
përmbajtja
1. Hyrje……………………………………………………………………………….3

2. Karakteristikat e depozitës…………………………………………………………4

3. Objektet e zhvillimit dhe karakteristikat e tyre……………………………………5

4. Vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese……………………………11

5. Vetitë fizike të lëngut formues (vaj, gaz, ujë)…………12

6. Treguesit e zhvillimit të depozitës (rezervuari produktiv)………………………………

7. Skema e instalimit të një pompe me shufër shpimi (USSHN)…………………………………

8. Pompat e shufrave, elementët e tyre…………………………………19

9. Lidhjet me fileto të tubave dhe

shufra thithëse……………………………………………………………………………………………………………………………………

10. Skema e instalimit të një pompe centrifugale elektrike (ESP)……………………25

11. Mënyra teknologjike e funksionimit të USSHN në një konstante

12. Mënyra teknologjike e funksionimit të USSHN me periodike

pompimi i lëngut ................................................ ................................................................ .................27

13. Mënyra teknologjike e funksionimit të ESP……………………………………….28

14. Instrumentet për studimin e funksionimit të pompave të puseve…………………………………………………

15. Rezultatet e studimit të punës së USSHN………………………………………… ..37

16. Projektimi i spirancave me rërë gazi………………………………………………….38

17. Pajisjet për luftimin e depozitimeve të dyllit në

pajisje nëntokësore……………………………………………….39

18. Diagrami i një njësie matëse në grup……………………………………………40

19. Skema DNS…………………………………………………………………….41

20. Automatizimi i funksionimit të instalimeve të pompave të gropave……………………42

21. Përgjegjësitë funksionale të operatorit të prodhimit të naftës dhe gazit ...... .43

22. Sigurimi i kërkesave për mbrojtjen e punës gjatë mirëmbajtjes

prodhimin e puseve…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

23. Dokumentacioni raportues në ekipin e prodhimit të naftës…………………….47

24. Struktura e ndërmarrjes prodhuese të naftës dhe gazit………………………………………………………………………………………

25. Kërkesat për mbrojtjen e mjedisit gjatë prodhimit të naftës………….50

26. Treguesit tekniko-ekonomikë të performancës së NJQHP…………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………

Lista e literaturës së përdorur………………………………………………….53

1. HYRJE

Kam bërë një praktikë në OAO Udmurtneft, NGDU Votkinsk, në fushën Mishkinskoye, në një ekip të prodhimit të naftës dhe gazit. Ai ishte në pozicionin e operatorit për prodhimin e naftës dhe gazit të kategorisë së 4-të.

Më caktuan një operator d/n të kategorisë së 5-të, nën drejtimin e të cilit bëra praktikën. Gjatë praktikës sime, unë u udhëzova për t / b dhe sigurinë elektrike, shkova në raunde, ku vëzhgova punën e SC dhe GZU, punova në një kompjuter, ku përpilova një version elektronik të qarqeve të ndryshme.

Kam përshtypje të mira nga praktika. Së pari, përgjegjësi u sigurua që të merrja sa më shumë informacion për detyrat e një operatori të prodhimit të naftës dhe gazit: ai i dha udhëzime operatorit të caktuar për mua, pas 3 javësh praktikë, ai kreu një provim mbi njohuritë që mora. . Së dyti, dëshira e vetë operatorëve për të folur për punën e tyre.

Pothuajse çdo ditë isha në punë të ndryshme. Nuk jam zhgënjyer në profesionin që kam zgjedhur dhe më vjen mirë që studioj në këtë specialitet.

^ 2. KARAKTERISTIKAT E DEPOZITËS

Fusha e naftës Mishkinskoye u zbulua në vitin 1966 dhe ndodhet në kufirin e rajoneve Votkinsky dhe Sharkansky në veri të qytetit të Votkinsk.

Zona e depozitimit ndodhet në pellgun e lumit Kama dhe zë pellgjet ujëmbledhëse të lumenjve Votka dhe Siva. Shenjat absolute të relievit variojnë nga 140-180 m në jug deri në 180-250 m në veri. Zona e depozitës Mishkinskoye është 70% e zënë nga pyjet halore, pjesa tjetër është e zënë nga toka bujqësore.

Klima e rajonit është e butë kontinentale, me dimër të gjatë. Temperatura mesatare vjetore është +2С, ngricat në janar-shkurt ndonjëherë arrijnë -40С. Thellësia mesatare e ngrirjes së tokës është 1.2 m, trashësia e mbulesës së borës është 60-80 cm.

Marrja e ujit për qëllime të RPM ndodhet në lumin Siva. Burimi i furnizimit me energji elektrike - Nënstacioni 220/110/35/6 kV "Siva". Trajtimi i naftës kryhet në Mishkinsky CPF, që ndodhet në territorin e fushës.

Struktura e Mishkinskaya është e ndërlikuar nga dy kupola: ajo perëndimore - Votkinskiy dhe ajo lindore - Cherepanovskiy.
^ 3. OBJEKTET E ZHVILLIMIT DHE KARAKTERISTIKAT E TYRE

Në fushën e Mishkinskoye, shfaqjet e naftës u regjistruan në shkëmbinjtë e skenës Tournaisian dhe superhorizontit Yasnaya Polyana (shtresat Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), e poshtme Karbonifer, në fazën Bashkirian dhe horizontin Vereya (shtresat B-II, B-III) të Fazës së Moskës të Karboniferit të Mesëm.

Përmbajtja e naftës dhe gazit të seksionit u studiua nga bërthama, mostrat e bartësit anësor të tokës, analiza e materialeve të prerjes së prodhimit, prerjet e gazit dhe rezultatet e testimit të pusit për hyrje.

turneziane

Në depozitat Tournaisian, u gjetën tre depozita nafte, të kufizuara në tre struktura: kupolat perëndimore dhe lindore të ngritjeve Votkinsk dhe Cherepanovsk. Shtresa e gurëve gëlqerorë porozë-shpellarë në çatinë e horizontit Cherepetsky deri në 36 m të trashë është tregtarisht naftëmbajtëse.Pjesa më e lartë e depozitimit të naftës u gjet në ngritjen e Votkinsk, në pusin Nr.

Ka një pjerrësi të sipërfaqes së OWC (nga pusi nr. 189 në pusin nr. 183) të kupolës së Votkinsk-ut Perëndimor brenda 2-2,5 m. Prandaj, OWC është marrë rreth 1356-1354 m. Lartësia e Depozita e naftës në kupolën West Votkinsk është 32 m, dimensionet e saj janë rreth 8x5 km.

Në kupolën e Votkinsk Lindor, pozicioni mesatar i WOC është marrë me kusht në rreth 1358 m. Lartësia e depozitimit në këtë kube në zonën e pusit nr. 184 është rreth 5 m, dimensionet e saj janë 3x1.5 km. .

Në ngritjen Cherepanovsky, WOC merret me kusht në rreth 1370 m. Lartësia e depozitës së naftës të kësaj ngritjeje është 4.5 m, dimensionet e saj janë rreth 4.5x2 km. Prania e ndërshtresave të dendura të gjurmuara në një zonë të madhe dhe testimi i puseve të kubeve 211, 190, 191 dëshmojnë strukturën shtresa-masive të tokës.

Shfaqjet e naftës të horizontit Kizilovskiy gjenden në pjesën e poshtme të tij në një shtresë gëlqeroresh të imët porozë. Rezultatet e testimit tregojnë vetitë e dobëta të rezervuarit të formimit prodhues të horizontit Kizilovskiy.

WOC e depozitës Kizilovskaya është marrë me kusht në rreth 1330.4 - 1330 m.

Horizonti Yasnaya Polyana

Në superhorizontin Yasnaya Polyana, shfaqjet e naftës janë të kufizuara në shtresat e gurëve ranorë porozë dhe gurëve të aluminit të horizontit Tula dhe Bobrikov.

Ekzistojnë tre shtresa poroze në horizontin Bobrikov. Hyrja e naftës tregtare nga rezervuari Bb-III është marrë në pusin nr.211 dhe nafta dhe uji nga pusi nr.190.

Rezervuari BB-II u gjurmua në të gjitha puset, hapi Karboniferin e Poshtëm dhe vetëm në pusin Nr. 191 u zëvendësua nga shkëmbinj të papërshkueshëm.

Trashësia e formacionit Bb-II varion nga 0 në 2 m dhe Bb-I nga 0,8 në 2,5 m. Rrjedhat e naftës tregtare nga formacioni Bb-I janë marrë në pusin nr.189 së bashku me formacione të tjera.

Në horizontin Tula, kapaciteti tregtar naftëmbajtës është krijuar në tre shtresa Tl-0, Tl-I, Tl-II. Në superhorizontin Yasnaya Polyana, depozitat e naftës janë të kufizuara në struktura: kupolat e Votkinsk-ut perëndimor dhe lindor dhe ngritja e Cherepet. Trashësia më e parëndësishme e ndërshtresave të padepërtueshme që ndajnë formacionet vajmbajtëse të superhorizontit Yasnaya Polyana, dhe shpesh lidhjet e formacioneve të depërtueshme me njëri-tjetrin dhe ndryshueshmëria e tyre litologjike, sugjerojnë një lloj depozitimesh të shtresuara me një WOC të vetme për të gjitha formacionet. të ngritjes Votkinsky dhe veçmas për formacionet Cherepanovsky.

WOC e ngritjes Cherepanovsky për formacionet Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 është marrë përgjatë pjesës së poshtme të formacionit Tl-II, i cili prodhoi vaj anhidrik në pusin nr. 187 në nivelin 1327.5 m.

skena bashkiriane

Shfaqjet e naftës në vendburimet e fazës Bashkiriane u gjetën në të gjitha puset që zbuluan vendburimin e naftës dhe karakterizoheshin nga një bërthamë. Për më tepër, shfaqjet e vajit janë të vendosura në pjesën e sipërme, më të dendur të seksionit. Trashësia e ndërshtresave efektive varion gjerësisht nga 0,4 në 12,2 m. Në disa puse nuk u morën prurje gjatë testimit ose ato u morën pas trajtimit me acid klorhidrik të vrimave të poshtme. Luhatjet e konsiderueshme në vlerat e prurjeve sugjerojnë një strukturë komplekse të rezervuarit, si në madhësi ashtu edhe në sipërfaqe. Prania e normave të konsiderueshme të rrjedhjes ndoshta tregon praninë e vrullësisë së madhe ose thyerjes në rezervuar. Pjesa më e lartë e naftës nga ngritja e Votkinsk u gjet në pusin nr 211 në një shenjë prej 1006,6 m. Lartësia e depozitës është rreth 38 metra, madhësia e depozitës është brenda 16x8 km. OWC pranohet me kusht në nivelin 1044 m.

W Depozita e naftës e ngritjes së Cherepanovsk nuk është studiuar mjaftueshëm. Ai ndahet nga depozitimi i ngritjes së Votkinsk nga një zonë përkeqësimi në vetitë e rezervuarit të shkëmbinjve karbonatikë. WOC e ngritjes Cherepanovsky është marrë rreth 1044 m.

Horizonti Vereisky

Në horizontin Vereiskian gjurmohen dy rezervuarë nafte, të ndarë nga shtresa balte dhe gëlqerorë argjilë. Trashësia e gëlqerorëve efektivë të ngopur me vaj V-III varion nga 0,6 deri në 6,8 m (pusi Nr. 201). Shenja më e ulët nga e cila është marrë nafta pa ujë është 1042.8 metra (pusi nr. 214). Shenja më e lartë e rezervuarit të rezervuarit të naftës V-III është 990 m. WOC është marrë rreth 1042 m. Lartësia e depozitimit brenda WOC të pranuar - 1042 metra është rreth 52 m. Përmasat e tij brenda konturit të jashtëm janë rreth 25x12 km. Trashësia e pjesës efektive të rezervuarit varion nga 1.2 në 6.4 m.

Pjesa më e lartë e depozitimit të formacionit B-II u zbulua në pusin nr 211. WOC u mor rreth 1040 m. Lartësia e depozitimit brenda WOC të pranuar është 104 m dhe është e barabartë me rreth 50 m. Madhësia e depozitimit brenda konturit të jashtëm naftëmbajtës është rreth 25x12 km. Depozitimet e naftës të shtresave B-II dhe B-III të tipit rezervuar.

Pjesa efektive e formacionit B-I nuk është e gjurmueshme në të gjitha puset. Rezultatet e provës tregojnë një përshkueshmëri të ulët të rezervuarit, dhe vendndodhja komplekse e ndryshimeve poroze në zonën e fushës e ndërlikon vlerësimin e perspektivave të mundshme të naftës të rezervuarit V-I.

^ 4. VETITË E REZERVARIT TË FORMACIONEVE PRODHUESE
turneziane

Skena Tournaisian përfaqësohet nga shkëmbinj karbonatikë - gëlqerorë të horizontit Cherepet dhe Kizilov. Në puse dallohen ndërshtresa poroze nga 1 (pusi nr. 212) deri në 29 (pusi nr. 187). Trashësia e diferencave poroze të identifikuara varion nga 0,2 deri në 25,2 m Trashësia totale e rezervuarëve të horizontit Cherepet në pjesën e studiuar varion nga 10,8 (pusi nr. 207) deri në 39,2 m (pusi nr. 193). Pothuajse në të gjitha puset dallohen shtresat në pjesën e sipërme të skenës Tournaisian, si rregull kjo është një shtresë e vetme me trashësi rreth 2 m, por në disa puse (195, 196) shfaqet një numër më i madh shtresash të holla poroze. , numri i të cilave arrin në 8. Trashësia totale e rezervuarit të Kizelit rritet në këtë rast deri në 6.8 m.
Horizonti Yasnaya Polyana

Depozitimet e superhorizontit Yasnaya Polyana përfaqësohen nga alternimi i gurëve ranorë, argjilave dhe argjilave të horizontit Bobrikov dhe Tula. Shtretër ranor Bb-II dhe Bb-I dallohen në përbërjen e horizontit Bobrikov, dhe Tl-0, Tl-I, Tl-II në përbërjen e horizontit Tula. Këto shtresa mund të gjurmohen në të gjithë zonën e fushës Mishkinskoye. Trashësia totale e rezervuarëve të horizontit Bobrikov dhe Tula varion nga 7,4 m (pusi nr. 188) deri në 24,8 m (pusi nr. 199).
skena bashkiriane

Përfaqësohet nga alternimi i gëlqerorëve të dendur dhe poroz-përshkueshëm. Gëlqerorët nuk janë argjilë. Parametri relativ i dhënë Jnj varion nga 0,88 në shtresat e dendura në 0,12 - 0,14 në varietetet shumë poroze. Kjo natyrë e ndryshimit në Jnj tregon një shpellor të konsiderueshëm të gëlqerorëve. Numri i shtresave poroze në puse sipas zonës varion nga 5 (pusi nr. 255) në 33 (pusi nr. 189). Trashësia e diferencave poroze të identifikuara varion nga 0,2 në 21,0 m. Trashësia totale e rezervuarëve të skenës Bashkirian varion nga 6,8 m (pus 205) deri në 45,5 m (pusi nr. 201).
Horizonti Vereisky

Depozitat e Vereya përfaqësohen nga alternimi i gurëve të aluminit dhe shkëmbinjve karbonatikë. Formimi prodhues është i kufizuar në depozitat karbonate poroze dhe të depërtueshme. Ka dy shtresa B-III dhe B-II.

Trashësia totale e rezervuarëve të horizontit Vereisk varion nga 4.0 (pusi nr. 198) në 16.0 m (pusi nr. 201). Trashësia e një shtrese individuale të përshkueshme ndryshon në sipërfaqe nga 0,4 në 6,4 m.
Të dhëna përmbledhëse mbi vetitë e rezervuarit të formacioneve prodhuese

^ 5. VETITË FIZIKE TË LËNGIT FORMUES

(VAJ, GAZ, UJI)
VAJ
Horizonti Vereisky

Nga analiza e mostrave të thella, rezulton se vajrat e horizontit Vereya janë të rënda, me viskozitet të lartë, dendësia e vajit në kushtet e rezervuarit është në intervalin 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 dhe mesatarisht 0,8798 g/cm 3. Viskoziteti i vajit në kushtet e rezervuarit varion nga 12.65 në 26.4 SP, dhe në llogaritjet është marrë parasysh 18.4 SP.

Vlera mesatare e presionit të ngopjes supozohet të jetë 89.9 atm. Vajrat e horizontit Vereya janë pak të ngopura me gaz, GOR është 18.8 m 3 /t.

Sipas rezultateve të analizës së mostrave sipërfaqësore të vajit, u konstatua se dendësia e vajit është 0,8963 g/cm 3; Mostrat e vajit të horizontit Vereisk përmbajnë 3,07% squfur, sasia e rrëshirave silicë xhel varion nga 13,8 - 21% dhe mesatarisht 15,6%. Përmbajtja e asfalteneve është në intervalin 1,7 - 8,5% (vlera mesatare 4,6%), dhe përmbajtja e parafinës 2,64 - 4,8% (mesatarisht 3,6%).
skena bashkiriane

Të dhënat e analizës tregojnë se vaji i fazës Bashkirian është më i lehtë se vajrat e shtresave të tjera të fushës Mishkinskoye, dendësia e naftës në kushtet e rezervuarit është 0.8641 g/cm 3. Viskoziteti i vajit është më i ulët se ai i horizontit Vereian dhe përcaktohet të jetë 10.3 cp. Presioni i ngopjes për fazën Bashkirian duhet të merret i barabartë me 107 atm. Formacioni GOR është 24,7 m 3 /t. Rezultatet e analizës tregojnë se dendësia mesatare e vajit është 0,8920 g/cm 3 . Përmbajtja e squfurit në vajin e fazës Bashkirian varion nga 22.4 në 3.63% dhe është mesatarisht 13.01%. Sasia e rrëshirave të xhelit silicë varion nga 11,6% në 18,7% dhe mesatarisht 14,47%. Përmbajtja e asfalteneve është në intervalin 3,6 - 6,4% (mesatarisht 4,51%), dhe përmbajtja e parafinës 2,7 - 4,8% (mesatarisht 3,97%).
Horizonti Yasnaya Polyana

Vaji i horizontit Tula është i rëndë, graviteti specifik 0,9 g/cm 3, viskozitet i lartë 34,2 cp. Faktori i gazit është 12,2 m 3 /t, presioni i ngopjes së naftës me gaz është 101,5 atm., që është për shkak të përmbajtjes së lartë të azotit në gaz deri në 63,8 për qind vëllimore.

Mostrat sipërfaqësore të vajit nga superhorizonti Yasnaya Polyana u morën nga 8 puse. Dendësia e vajit sipas rezultateve të analizave të mostrave sipërfaqësore është 0,9045 g/cm 3 . Përmbajtja e squfurit  3,35%, përmbajtja e asfaltinit 5,5%, përmbajtja e parafinës 4,51%.
turneziane

Viskoziteti i vajit në kushtet e rezervuarit ishte 73.2 cp. Dendësia e vajit është 0,9139 g/cm3. GOR 7.0 m 3 /t. faktori i volumit 1.01. Mostrat sipërfaqësore të naftës Tournaisian janë marrë nga 8 puse. Dendësia mesatare e vajit është 0,9224 g/cm 3 . Rritje e përmbajtjes së rrëshirave silic-gel 17,4 - 36,6% (mesatarisht 22,6%). Përmbajtja e asfalteneve dhe parafinës është mesatarisht përkatësisht 4,39% dhe 3,47%.
^ GAZI I SHOQËRUAR

Gazi i lidhur përmban një sasi të shtuar të azotit. Për fazën Tournaisian, vlera mesatare e saj është 93.54%, për superhorizontin Yasnaya Polyana - 67.2%, për fazën Bashkirian - 44.4%, për horizontin Vereian - 37.7%. Një përmbajtje e tillë e azotit, si dhe faktorët e ulët të gazit, bëjnë të mundur përdorimin e gazit shoqërues si lëndë djegëse, vetëm për nevojat e ndërmarrjeve industriale.

Sipas përmbajtjes së heliumit në gazin konturor të superhorizontit Yasnaya Polyana (0,042%) dhe fazës Cherepetian (0,071%), është me interes industrial, por për shkak të faktorëve të ulët të gazit, d.m.th. prodhimi i ulët i heliumit, përfitimi i prodhimit të tij po vihet në pikëpyetje. Përmbajtja e heliumit në gazin shoqërues të horizontit Vereya dhe fazës Bashkirian është përkatësisht 0.0265% dhe 0.006%.
^ UJI FORMIMIT
Horizonti Vereisky

Përmbajtja e ujit në shtresat e pjesës së sipërme të horizontit Vereya praktikisht nuk është studiuar. Shllirërat e formimit kanë një dendësi 1,181 g/cm 3, kripësia e parë - 70, përmbajnë B - 781 mg/l, J - 14 mg/l dhe B 2 O 2 - 69,4 mg/l. Përbërja e gazit të tretur në ujë dominohet nga azoti - 81%, metani - 13%, etani - 3,0%, më i rëndë - 0,3%.
skena bashkiriane

Ujërat e depozitave Bashkirian kanë një përbërje të ngjashme jon-kripë dhe disi më pak mineralizim dhe metamorfizëm sesa ujërat e komplekseve më të larta dhe të poshtme. Mineralizimi i ujërave të vendburimeve të Bashkirit nuk kalon 250-260 mg/l., Cl-Na/Mg nuk kalon 3,7; SO 4 /Cl nuk kalon 0,28; përmbajtja e mg / l e bromit 587 - 606; J ÷ 10,6 - 12,7; B 2 O 3 - 28-39; kalium - 1100; stroncium - 400; litium - 4.0.
Superhorizonti Yasnaya Polyana

Karakterizohen nga mineralizimi i lartë, metamorfizimi, mungesa e asfalteneve, përmbajtja e lartë e bromit dhe jodit, nuk i kalon 50 mg/l. Përmbajtja e parëndësishme e sulfateve shërben si një korrelativ për dallimin e ujërave të kompleksit Yasnaya Polyana nga ujërat e komplekseve më të larta dhe të poshtme.

Ngopja mesatare e gazit të ujërave të formimit të depozitave Yasnaya Polyana është 0.32 - 0.33 g/l. Përbërja e gazit është azoti, përmbajtja e hidrokarbureve është rreth 3 - 3,5%, argoni - 0,466%, helium - 0,069%. Gazi i degazimit të kontaktit përbëhet nga azoti 63,8%, metani 7,1%, etani 7,9%, propani 12,1%.
Skena turneziane

Mineralizimi i ujërave të fazës Turneziane është 279,2 g/l; S - 68; SO 4 / Cl - 100-0,32; B - 728 mg/l; J, 13 mg/l; B 2 O 3 - 169 mg / l. Uji i depozitave të fazës Tournaisian ndryshon ndjeshëm nga ujërat e depozitave Yasnaya Polyana, gjë që tregon izolimin e akuiferëve të horizontit.

Ujërat e skenës Tournaisian janë shumë të mineralizuara. Ato karakterizohen nga një përmbajtje e lartë kalciumi prej 19%, koeficienti ekuivalent Cl-Na/Mg mbi 3; SO 4 / Cl - 100-0,12 * 0,25. Përmbajtja e bromit 552-706 mg/l; jod 11-14 mg/l; NH 4 79-89 mg/l; B 2 O 3 39-84 mg / l; kalium 1100 mg/l; stroncium 4300 mg/l;
Vetitë fizike dhe kimike të naftës në kushte rezervuari

Vetitë fiziko-kimike të gazit

Vetitë fizike dhe kimike të ujërave të formacionit

^ 6. PERFORMANCA ZHVILLIMORE

(formimi prodhues)

studenti grupe 10-1 3B

fakultetit vaj dhe gaz specialiteti 130503.65

Nga praktika e parë e trajnimit mbajtur në NGDU Almetyevneft, NGDU Yamashneft, poligon i NGDU "Elkhovneft".

Vendi i praktikës Almetyevsk.

Fillimi i praktikës 2.04.2012 fundi i praktikës 20.04.2012

Udhëheqësi i praktikës

nga departamenti i RENGM Nadyrshin R. F.

Almetievsk, 2012

HYRJE…………………………………………………………………….. 3

VETITË KRYESORE TË REZERVARËVE TË NAJTËS DHE GAZIT .......... ....4

KARAKTERISTIKAT GJEOLOGJIKE TË DEPOZITAVE….…11

PAJISJET DHE TEKNOLOGJIA E PRODHIMIT TË NAFTËS……………………….. 13

Funksionimi i shatërvanit të pusit……………………………………….…13

Funksionimi i puseve me pompa shufra thithëse……….. 16

Funksionimi i puseve me pompa elektrike centrifugale dhe me vidhos………………………………………………………………………………….. 21

Operacionet kryesore të kryera gjatë mirëmbajtjes së puseve të mekanizuara………………………………………………………………… 30

Nëntokë dhe punim i puseve…………………………………………………………………………………………………

Metodat e ndikimit në pjesën e pusit të formacionit…………. ..34

4. MBLEDHJA DHE PËRGATITJA E VAJIT NË FUSHËN………….……….…40

5. ORGANIZIMI I RPM NË OBJEKTET TË FUSHËS………….…45

6. PËRSHKRIM I SHKURTËR I LLOJEVE TË MIRËMBAJTJES DHE RIPARIMIT TË GYSATAVE….………………….. 48

7. MASAT E SIGURISË GJATË KRYERJES SË MIRËMBAJTJES DHE RIPARIMIT TË PUSEVE…………………………….…..… 50

REFERENCAT…………………………………………………….. 52

Prezantimi

Praktika hyrëse është faza fillestare e trajnimit. Ndihmon për t'u njohur me profesionin para se të fillojë të studiojë lëndë të veçanta. Kjo praktikë u zhvillua në ndërmarrjet prodhuese të naftës dhe gazit Yamashneft, Almetyevneft dhe terrenin e trajnimit Elkhovneft. Objektivat kryesore të praktikës ishin:

Njohja e studentëve me proceset e shpimit të puseve të naftës dhe gazit, prodhimit të naftës dhe gazit dhe zhvillimit të një fushe nafte.

Njohja me pajisjet kryesore të përdorura në shpimin dhe funksionimin e puseve të naftës dhe gazit.

Njohja me lidhjen kryesore të industrisë së naftës - fushën e naftës dhe aktivitetet e saj prodhuese dhe ekonomike.

Marrja e disa njohurive praktike që kontribuojnë në një asimilim më të mirë të materialit teorik në procesin e trajnimit të mëtejshëm në specialitet.

Përvetësimi i përvojës së parë të komunikimit në një ekip prodhimi.

Gjatë praktikës së trajnimit, ne vizituam, u njohëm me rregullimin e GZNU-6, BPS-1, si dhe me një grup pusesh të destinuara për WEM. Gjithashtu, objektet e vizitës sonë ishin "GZNU, DNS-61, KNS-121 OGPD Almetyevneft", përveç kësaj, ne vizituam një platformë shpimi, makina pune dhe sektorë trajnimi të NGDU Elkhovneft, për të riparuar pajisjet dhe për të zhvilluar gara midis punonjësve.

Kjo "Skemë teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" vërteton opsionin optimal për zhvillimin e mëtejshëm të fushës.
Puna u krye në përputhje me termat e referencës së OJSC "Surgutneftegas" dhe dokumentet rregullatore të miratuara.

Prezantimi

2. Analiza e strukturës së stokut të pusit.
3. Karakteristikat gjeologjike të vendburimit.
4. Modeli gjeologjik dhe teknologjik i vendburimit.
5. Arsyetimi gjeologjik dhe tregtar i opsioneve të zhvillimit.
6.Treguesit teknologjikë të opsioneve të zhvillimit.
7. Rezervat e naftës dhe gazit të tretur.
8. Masat paraprake të sigurisë për operatorët e naftës dhe gazit.
9.Mënyra teknologjike e funksionimit të puseve prodhuese.
10. Nxjerrja e naftës me instalime elektrike zhytëse.
11. Prodhimi i naftës duke përdorur pompa shufrash.

Skedarët: 1 skedar

AGJENCIA FEDERALE PËR ARSIM

Institucion arsimor shtetëror i arsimit të lartë profesional

"Universiteti Shtetëror i Naftës dhe Gazit Tyumen"

Departamenti "Zhvillimi dhe funksionimi i fushave të naftës"

sipas praktikës së parë industriale

nga "" 20 në "" 200

në ndërmarrje

studenti

specialiteti i grupit HP-09-1

“Zhvillimi dhe funksionimi i naftës dhe

fushat e gazit,

specializimi: "Zhvillimi i fushave të naftës"

Nga ndërmarrja

(pozicioni) Emri i plotë

Vlerësimi i mbrojtjes:

Kogalym, 2012

Prezantimi

1. Informacion i përgjithshëm për depozitën.

2. Analiza e strukturës së stokut të pusit.

3. Karakteristikat gjeologjike të vendburimit.

4. Modeli gjeologjik dhe teknologjik i vendburimit.

5. Arsyetimi gjeologjik dhe tregtar i opsioneve të zhvillimit.

6.Treguesit teknologjikë të opsioneve të zhvillimit.

7. Rezervat e naftës dhe gazit të tretur.

8. Masat paraprake të sigurisë për operatorët e naftës dhe gazit.

9.Mënyra teknologjike e funksionimit të puseve prodhuese.

10. Nxjerrja e naftës me instalime elektrike zhytëse.

11. Prodhimi i naftës duke përdorur pompa shufrash.

PREZANTIMI

Administrativisht, fusha Zapadno-Chigorinskoye ndodhet në rrethin Surgut të Qarkut Autonom Khanty-Mansi të Rajonit Tyumen.

Fusha ndodhet në territorin e tre zonave të licencës, përdoruesi i nëntokës së të cilave është OJSC “Surgutneftegas”:

• Chigorinsky LU (licenca KhMN nr. 00684, lëshuar më 03.12.1997, data e skadimit
  vlefshmëria e licencës 31/12/2040),
• Ai-Pimsky LU (Licenca KhMN Nr. 00560, lëshuar më 29 shtator 1993, data e skadimit
  vlefshmëria e licencës 31/12/2055),
• Zapadno-Ai-Pimskiy LU (Licenca KhMN Nr. 00812, lëshuar më 06/04/1998, termi
  licenca skadon më 31.12.2055),

Largësia nga vendbanimi më i afërt - pos. Nizhnesortymsky - 60 km. Distanca nga qyteti i Surgut është 263 km.

Fusha u zbulua në vitin 1998, u vu në funksionim pilot në vitin 2003 në bazë të "Skemës teknologjike për zhvillimin pilot", të hartuar nga TO "SurgutNIPIneft" (protokolli i TKR KhMAO nr. 259, datë 06.12.2001).

Për shkak të shkallës më të lartë të zhvillimit të fushës në dy vitet e para të funksionimit (2003-2004), vëllimet aktuale të prodhimit të naftës tejkaluan nivelet e projektimit. Për të rregulluar treguesit teknologjikë të zhvillimit në 2005, TO "SurgutNIPIneft" përgatiti "Analizë e zhvillimit të fushës Zapadno-Chigorinskoye" (protokolli i TO i Komitetit Qendror të Rosnedra për KhMAO nr. 630, datë 27.04. 2005).

Ky dokument projekti "Skema teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" u hartua në vitin 2006 në përputhje me vendimin e TO të Komitetit Qendror të Rosnedra për Okrug Autonome Khanty-Mansiysk (Procesverbali Nr. 630, datë 27 Prill, 2005).

Për periudhën e zhvillimit pilot të fushës Zapadno-Chigorinskoye:

Struktura gjeologjike dhe vetitë e rezervuarit janë specifikuar
objekti kryesor operativ i NPP-së dhe,

• Rezervat e naftës janë llogaritur dhe miratuar nga GKZ Rosnedra (Procesverbali nr. 1280 datë
  03.11.2006),
• u vlerësua efektiviteti i sistemit të zhvillimit të zbatuar.

Kjo "Skemë teknologjike për zhvillimin e fushës Zapadno-Chigorinskoye" vërteton opsionin optimal për zhvillimin e mëtejshëm të fushës.

Puna u krye në përputhje me termat e referencës së OJSC "Surgutneftegas" dhe dokumentet rregullatore të miratuara.

1. INFORMACION I PËRGJITHSHËM RRETH DEPOZITËS

Pozita administrative dhe gjeografike. Fusha Zapadno-Chigorinskoye është identifikuar në territorin e tre zonave të licencës: zona e licencës Ai-Pimskoye (pjesa verilindore e fushës), zona e licencës Zapadno-Ai-Pimskoye (pjesa qendrore) dhe zona e licencës Chigorinsky ( pjesa juglindore, Fig. 1.1).

Administrativisht, depozita ndodhet në territorin e rrethit Surgut të Okrug Autonome Khanty-Mansi të rajonit Tyumen. Vendbanimi më i afërt është vendbanimi Nizhnesortymsky, i vendosur 60 km në verilindje të depozitës. Qendra e rajonit të Surgut është qyteti i Surgut, i vendosur 263 km në juglindje të fushës. Në aspektin fizik dhe gjeografik, ai kufizohet në provincën kënetore të Surgut të vendit fizik dhe gjeografik të Siberisë Perëndimore. Fusha ndodhet në zonën e funksionimit të OAO Surgutneftegaz, NGDU Nizhnesortymsk-Neft.

Klima, kontinentale. Dimri është i gjatë, i ashpër dhe me borë. Temperatura mesatare e muajit më të ftohtë, janarit, është -21,4°С. Trashësia e mbulesës së borës arrin deri në 60-75 cm Kohëzgjatja e periudhës me ngrica të qëndrueshme është 164 ditë. Vera është e shkurtër (50-60 ditë), mesatarisht e ngrohtë dhe me vranësira, me ngrica të shpeshta. Temperatura mesatare e muajit më të ngrohtë (korrik) është +16,8°C, me maksimum absolut +34°C. Në përgjithësi, klima e rajonit është tipike për zonën e taigës.

Hidrografia. Depozita ndodhet në interfluencën e lumenjve Nimatuma, Yumayakha, Totymayaun. Sipas natyrës së regjimit ujor, lumenjtë i përkasin llojit të lumenjve me vërshime pranverë-verë dhe përmbytje në stinën e ngrohtë. Faza kryesore e regjimit ujor është përmbytja, e cila, në disa vite, përbën deri në 90% të rrjedhjes vjetore. Fillon në dekadën e tretë të prillit dhe përfundon në qershor. Zona të rëndësishme janë të mbytura me ujë (60.1%). Sipërfaqja e liqenit është 17.2%. Së bashku me liqenet e vegjël, në territorin e depozitës ndodhen edhe liqene të mëdhenj: Vochikilor, Vontyrya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkoultunglor, Vochkoultunglor, Otinepatylor.

Tokat. Në sipërfaqet automorfe mbizotërojnë podzolet iluviale-ferruginoze dhe iluviale-humusore. Ndër llojet e tokës kënetore dallohen tokat torfe, torfe dhe torfe në tokat me torfe të larta, si dhe tokat torfe-humus-gley. Në rrafshnaltat e përmbytura, mbizotërojnë tokat me torfe-humus-gley të përmbytjeve dhe tokat e dobëta të podzolizuara në fushë.

Bimësia. Sipas zonimit gjeobotanik të Siberisë Perëndimore (Ilyina, Makhno, 1976), territori i depozitës ndodhet në nënzonën veriore të taigës.

Struktura e peizazhit të territorit dominohet nga moçalet e llojeve të ndryshme (60,1% e sipërfaqes), kryesisht moçaloret kreshta-gropa dhe liqenore-kreshtë-gropa, si dhe moçalet fushore-kodrinore. Pyjet me pisha dhe thupër janë të kufizuara në zonat e luginës (mbulesa pyjore - 17.3%). Në zonat e përmbytura dhe luginat e lumenjve, mbizotërojnë pyjet me thupër dhe kedri-pisha (rreth 5.4%).

Bota e kafshëve. Sipas zonimit zoogjeografik të rajonit Tyumen (Gashev, 2000), depozita Zapadno-Chigorinskoye ndodhet brenda provincës zoogjeografike Surgut. Bota e kafshëve përfaqësohet nga fauna e biotopeve të liqenit dhe kënetës (muskrat, lepuri i bardhë, shpendët e ujit: rosat e lumenjve dhe lumenjve), në biotopet pyjore ka përfaqësues të lojës së malit (pashkat e zeza, kapercaillie, lajthia), si dhe ketri. , chipmunk.

Përdorimi i tokës dhe zonat e mbrojtura posaçërisht. Në territorin e depozitës Zapadno-Chigorinsky, ka territore me një status të veçantë të menaxhimit të natyrës - zona të mbrojtjes së ujit, plantacione kedri dhe toka stërgjyshore (Fig. 1.1).

Zonat e mbrojtjes së ujit janë identifikuar përgjatë lumenjve dhe rreth liqeneve me gjerësi nga 100 deri në 500 m dhe zënë 5132 hektarë (rreth 45% të sipërfaqes së depozitimit). Në masivë të veçantë përgjatë shtretërve të lumenjve ka plantacione kedri - 172 ha (1,5%).

Me dekret të kreut të administratës së rajonit të Surgut nr. 124 të datës 30 nëntor 1994 dhe vendimit të komisionit të rrethit në administratën rurale të Sytominsk të rajonit të Surgutit, toka fisnore nr. 12C u nda në territorin e depozitë, në të cilën 4 familje (12 persona) nga radhët e popujve indigjenë kryejnë veprimtari ekonomike Veri - Khanty (familjet e Lozyamov K.Ya., Lozyamova S.Ya., Lozyamova R.Ya., Lozyamova L.I.). OJSC "Surgutneftegas" dhe kryetarët e tokave familjare lidhën marrëveshje ekonomike që parashikojnë një sërë masash sociale dhe ekonomike.

Aktiviteti ekonomik në zonat e mbrojtjes së ujit përcaktohet me Dekretin e Qeverisë së Federatës Ruse nr. 1404, datë 23.11.1996 "Rregullorja për zonat e mbrojtjes së ujit të trupave ujorë dhe brezave të tyre mbrojtës bregdetar", RD 5753490-028-2002. "Rregullorja për mbrojtjen e mjedisit në hartimin dhe kryerjen e punës në grupimet e puseve dhe puset e vetme kërkimore dhe eksploruese të OJSC "Surgutneftegas" të vendosura në zonat e mbrojtjes së ujit të trupave ujorë të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk"; plantacionet e kedrit - sipas Kodit Pyjor të Federatës Ruse Nr. 22-FZ të 29.01.1997; trojet familjare - me Dekret të Kryetarit të Administratës së Rajonit të Surgut nr. 124 të ZOL 1.1994.

Infrastruktura industriale. Fusha e naftës Zapadno-Chigorinskoye ndodhet në zonën e veprimtarisë së Departamentit të Prodhimit të Naftës dhe Gazit Nizhnesortymskneft, i cili ka një infrastrukturë të zhvilluar prodhimi: një pikë grumbullimi dhe trajtimi të naftës, stacione pompimi përforcues, një sistem presioni dhe ndërfushor. tubacionet e naftës, tubacionet e gazit, një rrjet rrugësh, një sistem furnizimi me energji elektrike, bazat e shërbimit të prodhimit.

Në kohën e punës në terren janë ndërtuar: 11 puseta; Sistemi i grumbullimit të naftës dhe gazit me një gjatësi prej 26.1 km:

• një stacion pompimi përforcues me një kapacitet projektues 10.0 mijë m / ditë, nga
  novkoy shkarkimi paraprak i ujit të formacionit, me një kapacitet 10.0 mijë m 3 / ditë.
  Shfrytëzimi i kapaciteteve me 01.01.2006 ishte 12%;
• tubacion nafte për transportin e jashtëm të naftës nga fusha Zapadno-Chigorinskoye
  deri në pikën e lidhjes në tubacionin e naftës nga fusha Bittemsky, 15.0 km e gjatë;

stacion pompimi grupor, me kapacitet 7.2 mijë m 3 / ditë. Shfrytëzimi i kapaciteteve me 01.01.2006 ishte 44%;

Katër puse uji janë shpuar në zonën e stacionit të pompimit të ujërave të zeza në malet Cenomanian.
ombrellë, e pajisur me njësi pompimi zhytëse me presion të lartë, përmes
cila pompë uji kryhet;

Sistemi i tubacioneve me presion të lartë me gjatësi 18,55 km;
trafo trafo PS 35/6;

• linja e tensionit të lartë VL-35kV nga PS110 e fushës Bittemsky në Perëndim
  Depozita no-Chigorinsky, 15.8 km e gjatë;
• rrugë me asfalt beton nga CSN West-
  Fusha Chigorinskoye para lidhjes në korridor nga fusha Bittemskoye" rreth
  graviteti 13.5 km.;

Hyrjet në shkurre me gjatësi 26.15 km.

Sistemi i grumbullimit të gazit në fushë nuk është i zhvilluar. Një termocentral me turbina me gaz u ndërtua në fushën Bittemskoye që ndodhet brenda 20 km. Më 1 janar 2006, raporti i përdorimit të gazit ishte 2.76%.

Pika më e afërt e përgatitjes së naftës është Alekhinskiy CPS, e vendosur 95.8 km nga fusha. Nafta i dorëzohet sistemit Transneft në PS të Surgut Perëndimor.

Energjia elektrike furnizohet nga sistemi Tyumenenergo. Burimi kryesor i furnizimit me energji elektrike për fushën Zapadno-Chigorinskoye është nënstacioni 35/6 kV Bitemskaya (2x25 MB A).

Furnizimi me energji elektrike i objekteve të terrenit të fushës Zapadno-Chigorinskoye kryhet nga SS 35/6 kV (2x6,3 MB A) Nr. 252, e vendosur në zonën e zonës teknologjike të BPS.

Gjatë zhvillimit të fushës, materialet dhe pajisjet furnizohen nga qyteti i Surgut, i cili ka një kryqëzim të madh hekurudhor, një port lumor dhe një aeroport të aftë për të pritur avionë transporti pasagjerësh dhe të rëndë.

Fshati më i afërt Nizhne-Sortymsky është i pajisur me burime të kualifikuara të punës. Në NGDU Nizhnesortymskneft, është zhvilluar një sistem i njësive dhe shërbimeve të riparimit.

2. ANALIZA E STRUKTURËS SË FONDIVE TË PUNAVE.

Që nga data 01.01.2006, bilanci i kompanisë përfshin 147 puse, duke përfshirë 109 puse prodhimi, 33 puse injektuese, 1 puse kontrolli dhe 4 puse për marrjen e ujit. 2.1

Në objektin AC12 ka 129 puse prodhimi dhe injektimi, duke përfshirë 96 puse prodhimi, 33 puse injektimi (nga të cilat 12 janë në prodhim nafte).

Ka 13 puse eksploruese të braktisura në shtresat AS11 dhe YuSo.

Shtojcat grafike tregojnë harta të gjendjes aktuale të zhvillimit të objektit AC12. Për objektin në tërësi, produktiviteti i puseve të treguar në hartë korrespondon me raportet e OGPD, hartat e secilës prej shtresave tregojnë produktivitetin e vlerësuar të marrë si rezultat i llogaritjeve të modelit.

Gjendja e fondit është e kënaqshme. Ka 2 puse në stokun e pusit joaktiv (2% e stokut të pusit).

Në dhjetor 2005, kishte 100 puse prodhuese me një normë mesatare të prodhimit të naftës prej 13.9 ton/ditë, një presion mesatar i vrimës së poshtme prej 12.8 MPa. Punojnë 21 puse injektuese.Injektiviteti mesatar i puseve të injektimit është 152 m 3/ditë, me një presion mesatar në krye të pusit 14.9 MPa.

Gama e normave të prodhimit të naftës (nga 0.1 në 63.1 t/ditë) për fazën fillestare të zhvillimit është shumë e madhe. Për të identifikuar arsyet kryesore për produktivitetin e pabarabartë të puseve, u krye një analizë multivariate e informacionit gjeologjik dhe në terren, varësitë më informuese tregohen në fig. 4.3.1. Nga të dhënat e dhëna vijon: