RAPORT privind practica industrială (după profilul specialității) Completat de studenți gr. EKS-122 Bayazitov Ilnur Ziganshin Ilnar Idiatullin Ilnaz Sharipov Timur Șefi de practică: Khasanova F. A. Usmanova A. Yu Bulatnikova I. L

P.M. 01. Efectuarea proceselor tehnologice pentru dezvoltarea si exploatarea petrolului si câmpuri de gaze PC 1. 1. Controlați și respectați principalii indicatori ai dezvoltării terenului. PC 1. 2. Controlul și menținerea condițiilor optime pentru dezvoltarea și exploatarea puțurilor. PC 1. 3. Preveniți și eliminați consecințele urgenteîn zăcămintele de petrol și gaze. PC 1. 4. Efectuați diagnosticarea, întreținerea și repararea puțurilor. PC 1. 5. Luați măsuri pentru a proteja mediu inconjurator si intestine 2

P.M. 02. Exploatarea echipamentelor de petrol și gaze. PC 2. 1. Efectuați de bază calcule tehnologice cu privire la alegerea echipamentelor de la sol și de fund. PC 2. 2. Produce întreținere echipamente de petrol și gaze. PC 2. 3. Monitorizați funcționarea echipamentelor de la sol și din fundul puțului în stadiul de exploatare. PC 2. 4. Efectuaţi curent şi reparatii programate echipamente de petrol și gaze. PC 2. 5. Întocmește documentația tehnologică și tehnică pentru exploatarea echipamentelor de petrol și gaze. diapozitivul numărul 3

P.M. 03. Organizarea activităților echipei de interpreți. PC 3. 1. Efectuează planificarea și organizarea curentă și pe termen lung munca de productieîn zăcămintele de petrol și gaze. PC 3. 2. Asigurarea prevenirii si securitatii conditiilor de munca in zacamintele de petrol si gaze. PC 3. 3. Controlul efectuării lucrărilor de producție la producția de petrol și gaze, colectarea și transportul produselor de sondă. diapozitivul numărul 4

Istoria NGDU Aznakaevskneft Departamentul zăcământului petrolier Aznakaevskneft, al patrulea din asociația Tatneft, a fost organizat prin ordin al Ministerului Industriei Petroliere la 1 noiembrie 1956 în baza celui de-al doilea zăcământ petrolier al departamentului Bugulmaneft. Sarcina principală a conducerii a fost dezvoltarea câmpurilor petroliere în partea de nord-est a câmpului Romashkinskoye. OGPD Aznakaevskneft a suferit două restructurări majore. Prima dată a fost în 1965, când noul departament de producție de petrol „Aktyubaneft” s-a desprins din acesta, a doua - în 1996, după fuzionarea cu acesta într-un singur OGPD. Cantitatea maximă de materie primă de hidrocarburi produsă scade în 1971. Apoi, două departamente conexe au distribuit aproximativ 18 milioane de tone de petrol. În total, în istoria de 55 de ani a departamentului, au fost produse peste 469 de milioane de tone de materii prime hidrocarburi. Contribuția echipei la producția totală de 3 miliarde de tone de petrol (2007) este de peste 456 milioane de tone. diapozitivul numărul 5

Managementul „Aznakaevskneft” unește în structura sa: 7 magazine de producție de petrol și gaze; 2 ateliere de întreținere a presiunii formațiunii; atelier de pregătire complexă și pompare a uleiului; atelier reparatii puturi subterane; baza de aprovizionare materială și tehnică și echipamente; magazin de sport și recreere; zona de servicii de productie. Mândria NGDU „Aznakaevskneft” sunt astfel de facilități sociale ale întreprinderii: școala de sport ecvestre din satul Aktobe și taberele de sănătate „Berezka” și „Vultur”. În fiecare an, peste o mie de copii și adolescenți ai angajaților companiei se odihnesc și își îmbunătățesc sănătatea aici. diapozitivul numărul 6

Șeful OGPD „Aznakaevskneft” Născut la Almetyevsk, Republica Autonomă Sovietică Socialistă Tatarstan. Absolvent al Institutului de Industria Petrochimică și a Gazelor din Moscova. I.M. Gubkin cu o diplomă în tehnologie și mecanizare complexă a dezvoltării câmpurilor de petrol și gaze (1986), Academia de Economie Națională sub Guvernul Federației Ruse cu o diplomă în afaceri cu petrol și gaze (2001). În 1986-1994 - calea de la operator la șeful producției de petrol și gaze la TsDNG-1 NGDU „Almetyevneft”. Din 2015 - șef al NGDU „Aznakaevskneft” al OAO „Tatneft”. Candidat la Științe Economice. Zalyatov Marat Marsovich 8

Condiții de muncă La OGPD Aznakayevskneft, organizarea condițiilor de muncă și a zonelor de recreere pentru nivel inalt. Toate condițiile au fost create pentru munca confortabilă și odihnă pentru operatori. diapozitivul numărul 9

Sistemul 5 S Sistemul 5 S este unul dintre tipurile de lean manufacturing. Sistemul 5 S este un sistem de organizare și raționalizare a locului de muncă. „sortarea” - o împărțire clară a lucrurilor în necesare și inutile și scăparea de acestea din urmă. „păstrarea ordinii” (purețea) - organizarea depozitării lucrurilor necesare, care vă permite să le găsiți și să le utilizați rapid și ușor. „curațenie” (curățare) – menținerea locului de muncă curat și ordonat. „standardizarea” (menținerea ordinii) este o condiție necesară pentru îndeplinirea primei trei reguli. „îmbunătățire” (formarea unui obicei) - cultivarea obiceiului de implementare exactă a regulilor, procedurilor și operațiunilor tehnologice stabilite. diapozitivul numărul 10

Fracturarea hidraulică este efectuată pentru a crește permeabilitatea zonei de formare a găurii de fund, pentru a crea condiții care facilitează fluxul de fluid de formare în șirul de producție sau, în consecință, intrarea acestuia în formațiune în timpul funcționării puțului de injecție. În timpul fracturării hidraulice, fracturile vechi extinse și cele noi formate servesc drept canale pentru curgerea fluidului de formare. diapozitivul numărul 11

Complex de echipamente de fracturare hidraulică Disponibilitatea cantității necesare de echipamente și a unui set de echipamente: -Unități de pompare AHA-105 M - 2-3 buc. - Unități de pompare TsA-320 - 1 buc. - Unități de pompare SIN-31 -2 buc. - Modul colector IS-320 - 1 buc. -Echipament cap de sondă -1 set. - Unitate de control si achizitie date 1 buc. - Sisteme capacitive - 2-4 buc. - Cisterne - 6 buc. - Pompa de vid - 1 buc. - Buldozer x 1 - Transport nisip (basculantă) - 1 buc. - Macara camion - 1 buc.

Accidente în timpul fracturării hidraulice Accidentele pot fi cauzate de o creștere sau scădere bruscă a presiunii, posibil din cauza erorilor de calcul etc. Pentru a evita toate aceste situații de urgență, toate calculele sunt verificate și examinate în mod repetat. Se verifică și toate nodurile, conexiunile, se efectuează o inspecție vizuală. Maistrul echipei de reparare a sondei și șeful procesului de fracturare hidraulică întocmesc un act de pregătire, se efectuează o încercare a geniului în rezervor, după care se obțin informații mai precise despre rezervor și, prin urmare, evaluează posibilitatea de desfasurare a evenimentului. Dacă toate calculele inițiale sunt corecte. Puteți trece direct la procesul de fracturare hidraulică. Și chiar și după toate verificările și începerea cu succes a procesului. Nimeni nu poate exclude apariția unor urgențe nedorite. La urma urmei, procesul de greutate se desfășoară la o adâncime de câțiva kilometri și orice greșeală se poate termina foarte rău. diapozitivul numărul 13

Compoziția argilo-acid a GKK este baza tehnologiei de tratare cu acid a zonei de fund a găurii formațiunilor terigene șistoase. Tehnologia implică injectarea secvențială a jantelor PAKS și GKK în formațiune. diapozitivul numărul 14

Mecanismul de acțiune al compozițiilor acide injectate se bazează pe creșterea efectului acidului asupra bazei minerale a rezervorului terigen cu prevenirea precipitării gelurilor de silicat-fier, reglarea umectabilității suprafeței tratate și îndepărtarea mai completă a produși de reacție. GKK poate fi utilizat pentru tratamente cu argilă acidă în orice stadiu de dezvoltare și stimulare a puțurilor. Compoziția de argilă acidă se formează prin adăugarea unor volume mici de acid fluorhidric la o soluție de acid clorhidric. diapozitivul numărul 15

Schema tehnologică a conductelor echipamentelor la pomparea compozițiilor argilo-acide din compoziția KSK 1 - Unitate de pompare, 2 - camion cisternă, 3 - unitate de acid, 4 - cap de sondă, 5 - rezervor jgheab, - 6 - supapă de reținere Slide nr. 16

Controlul sării în puțurile de producție Formarea sării în timpul dezvoltării și exploatării câmpurilor petroliere este o problemă foarte complexă. Depunerea de săruri duce la deteriorarea unităților de pompare, înfundarea conductelor și a suprafețelor interne ale echipamentelor. Formațiunile de sare se pot dezvolta în porii rocilor din zona fundului găurii, reducându-le permeabilitatea. Sedimentele includ gips, calcit și barit. Sub formă de impurități din sedimente, se găsesc sulfură de fier, compuși de hidrocarburi solizi ai uleiului, cuarț și particule de argilă ale rocii. Sursa de eliberare a sării o constituie apele de formare produse împreună cu uleiul, în care, ca urmare a modificărilor de temperatură și presiune, conținutul de substanțe anorganice este peste limita de saturație.

Metodele chimice de prevenire a depunerii de sare, bazate pe utilizarea de reactivi chimici inhibitori, sunt în prezent cele mai utilizate. Ele fac posibilă asigurarea unei protecție de înaltă calitate și pe termen lung a echipamentelor împotriva depunerilor de sare de-a lungul întregului traseu al amestecului apă-ulei. diapozitivul numărul 18

Complex de echipamente Unitatea pentru dozarea reactivilor BR 2, 5 este proiectata pentru prepararea si dozarea demulgatorilor puri si inhibitorilor de coroziune si poate fi instalata la unitati de dozare in grup sau unitati de tratare a uleiului. Unitatea BR 2, 5 constă dintr-un cadru de sanie, o cabină termoizolată, un rezervor tehnologic, o pompă cu angrenaje RZ 4,5 a, o pompă de dozare cu piston ND 0,5 R 2, 5/400, încălzitoare electrice, un ventilator, supape de oprire și control, sisteme de control și management . diapozitivul numărul 19

Simultaneous-Separate Injection (SIM) este o tehnologie care asigură alimentarea cu apă separat fiecărui rezervor (sau unui pachet de rezervoare) la presiuni diferite, în conformitate cu proprietățile rezervorului fiecărui rezervor. În prezent, există două scheme tehnologice principale de echipare a puțurilor de injecție pentru implementarea ORZ: sisteme cu două canale pentru pomparea apei în două rezervoare: pomparea apei prin două șiruri de tuburi amplasate concentric (tubing tubing) pomparea apei prin două șiruri de tuburi amplasate excentric sisteme cu un singur canal pentru pomparea apei în două straturi și mai multe într-un singur șir de pompare. Glisați țevile compresorului. nr. 21

Schema de amenajare a ORZ 2 М-122(140)-73(89)/73 -350 -25 SCHEMA PENTRU ORZ pentru injectare și Furnizarea unui set de puțuri piezometrice ale ansamblului multi-packer de fund pentru mai multe straturi cu e/k 146 , 168, 178 m dezvoltare. Aspect cu 2 ambalaje. Caracteristici distinctive de proiectare: 1. Dispunerea ORZ este coborâtă în 1. Fără împachetatoare și întrerupătoare hidraulice setate hidraulic, ceea ce crește foarte mult probabilitatea de recuperare a echipamentului. o coborâre; 2. 2. Din sarcina axială a șirului de tuburi 3. Experiență pozitivă în extracția acestui echipament - succes 100%, extragerea mai întâi după 4-12 luni de funcționare - 20 de operații, rezultatul - aspectul este complet declanșat de ambalator mecanic scos). 4. PIM, apoi PIM-OZ packer 5. Utilizare special conceput 3. RM-73/73 string deconectator pentru ansambluri de împingere ORZ de tip împingere marca PSN, cu posibilitate de reglare, este proiectat pentru încărcături automate de aterizare. Această cerință este foarte importantă pentru puțurile cu unghiuri mari de deconectare a șirului de conducte (60 de grade sau mai mult) și abateri azimutale (puțuri superioare în formă de S). 6. Ambalator PIM-OZ de jos 7. Folosirea tipului de ambalaj PS ca ambalatoare de baza, care s-au dovedit in operatii de fracturare hidraulica si tehnologice. PIM în caz de urgență, Laturi pozitiveîn comparație cu alte ambalătoare rusești (PRO-YAMO, cu o creștere a excesului de POM) și importate (Omegamatic, Retrievablematic): încărcături șiruri de tuburi de peste 10 tone. 22 slide nr.

MINISTERUL EDUCAŢIEI ŞI ŞTIINŢEI

FEDERAȚIA RUSĂ

AGENȚIA FEDERALĂ PENTRU EDUCAȚIE

GOUVPO „UNIVERSITATEA DE STAT UDMURT”
FACULTATEA DE PETROLIE

Departamentul „Dezvoltarea și exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze”

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

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

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

4. Proprietăţile rezervoarelor formaţiunilor productive…………………………11

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

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

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

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

9. Racorduri filetate pentru tuburi si

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

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

11. Modul tehnologic de funcționare al USSHN la o constantă

12. Modul tehnologic de operare al USSHN cu periodice

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

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

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

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

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

17. Dispozitive pentru combaterea depunerilor de ceară în

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

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

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

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

21. Responsabilitati functionale operator de producție de petrol și gaze …….43

22. Asigurarea cerinţelor de protecţie a muncii în timpul întreţinerii

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

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

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

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

26. Tehnic indicatori economici activitățile OGPD………51

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

1. INTRODUCERE

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

Am fost repartizat la un operator d/n de categoria a 5-a, sub îndrumarea căruia mi-am făcut stagiul. În timpul practicii, am fost instruit în t / b și siguranță electrică, am mers în runde, unde am observat munca SC și GZU, am lucrat pe un computer, unde am compilat versiune electronica diverse scheme.

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

Aproape în fiecare zi a fost diverse lucrări. Nu am fost dezamăgit de profesia aleasă și mă bucur că studiez în această specialitate.

^ 2. CARACTERISTICILE DEPOZITULUI

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

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

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

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

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

La câmpul Mishkinskoye au fost înregistrate spectacole petroliere în stâncile etapei Tournaisian și a superorizontului Yasnaya Polyana (straturile Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Inferior. Carbonifer, în stadiul bașkirian și orizontul Vereisk (straturile B-II, B-III) din Stadiul Moscovei din Carboniferul Mijlociu.

Conținutul de petrol și gaze al secțiunii a fost studiat prin miez, probe laterale de transport de sol, analiza materialelor de exploatare de producție, exploatarea gazelor și rezultatele testării puțurilor pentru debit.

Tournezian

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

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

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

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

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

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

Orizontul Yasnaya Polyana

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

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

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

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

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

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

scena bașkiriană

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

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

Orizontul Vereisky

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

Cea mai mare parte a depozitului formația B-I Am fost descoperit în puțul nr. 211. WOC a fost luat la 1040 m. Înălțimea zăcământului în cadrul WOC acceptat este de 104 m și este de aproximativ 50 m. Dimensiunea zăcământului în conturul exterior al uleiului este de aproximativ 25x12 km. . Depozitele de petrol ale straturilor B-II si B-III de tip rezervor.

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

^ 4. PROPRIETĂȚI DE ZACUROR ALE FORMATIUNILOR PRODUCTIVE
Tournezian

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

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

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

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

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

Indicatori	Orizontul Vereisky	scena bașkiriană	Orizontul Yasnaya Polyana	Tournezian
Porozitate, %	20,0	18,0	14,0	16,0
Permeabilitate, µm2	0,2	0,18	0,215	0,19
Saturația uleiului, %	82	82	84	88

^ 5. PROPRIETĂȚI FIZICE ALE LIQUIDULUI DE FORMARE

(ULEI, GAZ, APA)
ULEI
Orizontul Vereisky

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mineralizarea apelor din stadiul Tournaisian este de 279,2 g/l; S - 68; S04/CI - 100-0,32; B - 728 mg/l; J, 13 mg/l; B2O3 - 169 mg/l. Apa zăcămintelor din stadiul Tournaisian diferă puternic de apele zăcămintelor Yasnaya Polyana, ceea ce indică izolarea acviferelor orizontului.

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

Indicatori	Orizontul Vereisky	scena bașkiriană	Orizontul Tula	Tournezian
Presiunea rezervorului, MPa	12,0	10,0	12,9	14,0
Densitatea uleiului, g/cm3	0,8798	0,8920	0,9	0,9139
Presiune de saturație, kg/cm2	89,9	107,0	101,5	96,5
Vâscozitate, SDR	18,4	10,3	34,2	73,2
GOR, m 3 / t	18,8	24,7	12,2	7,0
Factorul de compresibilitate	9,1	8,0	5,3	6,0
factor de volum	1,04	1,05	1,009	1,01
sulf % Rășini silicagel % Asfaltene % Parafine %	3,07	13,01	3,35	5,7

Proprietățile fizico-chimice ale gazului

Indicatori	Orizontul Vereisky	scena bașkiriană	Orizontul Tula	Tournezian
Densitatea gazului, g/l	1,1	1,168	1,253	1,194
Conținutul componentelor în %
CO2 + H2S	1,5	1,1	0,3	1,15
N	41,23	37,65	63,8	86,60
CH 4	14,0	8,0	7,0	0,83
C2H6	14,1	12,9	7,9	2,83
C3H8	17,4	18,1	12,1	1,28
C4H10	2,9	5,2	2,5	1,44
C5H12	1,85	3,0	0,9	0,87

Proprietățile fizice și chimice ale apelor de formare

Compoziția de sare																		Mineralizare totală mg/l			Densitate, g/cm3					Vâscozitate, SDR
Na+Ka		md	Ca		Fe			Cl		SO 4			HCO3
Apele orizontului Vereya
50406,8		2879,2	15839,5					113600,0		738,2				134,2					183714,5
Apele stadiului bașkirian
75281,829	3721,0		16432,8			127,1		156010,8			111,10					24,40			251709,0
Apele orizontului Tula
79135,7		4355,4		201690				170400				Nu			24,4			274075
apele turneziene
65867,1	4349,3			15960,0					142000,0			160,0					35,4			228294

^ 6. PERFORMANȚĂ DE DEZVOLTARE

(formație productivă)

Indicatori pentru 2003	Orizontul Vereisky	scena bașkiriană	Orizontul Tula	Tournezian	Total sau mediu
Producția de petrol de la începutul anului, mii de tone	334,623	81,919	129,351	394,812	940,705
Producția de petrol pe zi, t/zi	1089,7	212,2	358,2	1043,9	2704,0
% din rezervele recuperabile	28,1	35,0	59,4	40,3	36,3
Injecție cu apă, mii m3	1507,318	673,697	832,214	303,171	3316,400
Producția de apă de la începutul anului, mii de tone	1430,993	618,051	1093,363	2030,673	5173,080
Reducerea apei (în greutate), %	74,5	86,5	87,5	82,0	81,4
GOR mediu, m 3 / t	18,4	24,7	12,2	10,0	14,8

student grupuri 10-1 3B

facultate ulei si gaz specialități 130503.65

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

Locul stagiului Almetyevsk.

Începutul practicii 2.04.2012 sfârşitul practicii 20.04.2012

Lider de practică

de la departamentul RENGM Nadyrshin R. F.

Almetyevsk, 2012

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

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

CARACTERISTICILE GEOLOGICE ALE DEPOZITĂRILOR….…11

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7. MĂSURI DE SIGURANȚĂ LA Efectuarea ÎNTREȚINENȚEI ȘI REPARAȚILOR PUNZURILOR……………………….…..… 50

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

Introducere

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

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

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

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

Obținerea anumitor cunoștințe practice care contribuie la o mai bună asimilare material teoretic în curs educație suplimentară după specialitate.

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

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

1 DATE INIȚIALE

1.1 Scurte caracteristici geologice și de câmp ale zăcământului

Structura geologică a câmpului Bukhara include zăcăminte devoniene, carbonifere, permiene și cuaternare.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.2 Proprietăți de rezervor ale orizonturilor productive

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3 Proprietățile fizice și chimice ale fluidelor de formare

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

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

Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor sunt prezentate în tabel

Tabelul 1 Proprietăți fizice și chimice

Nume	Paşa Orizont
	Numărul cercetat	Gamă
			schimbări	sens
Presiunea de saturație a gazului, MPa
degazare, m3/t
degazare, cote de unitati.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
apa de formare
Tabelul 1 a continuat
inclusiv hidrogen sulfurat, m3/t
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare generală, g/l
Densitate, kg/m3
Orizontul Kynovsky
Presiunea de saturație a gazului, MPa
degazare, m3/t
Coeficientul volumetric la un singur
degazare, cote de unitati.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficientul volumetric la diferenţial
degazare in conditii de lucru, cota unitati.
inclusiv hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficientul volumetric, cotele de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare generală, g/l
Densitate, kg/m3
Orizontul lui Buregsky
Presiunea de saturație a gazului, MPa
degazare, m3/t
Coeficientul volumetric la un singur
degazare, cote de unitati.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficientul volumetric la diferenţial
degazare in conditii de lucru, cota unitati.
apa de formare
inclusiv hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficientul volumetric, cotele de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare generală, g/l
Densitate, kg/m3
Tournezian
Presiunea de saturație a gazului, MPa
degazare, m3/t
Coeficientul volumetric la un singur
degazare, cote de unitati.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficientul volumetric la diferenţial
degazare in conditii de lucru, cota unitati.
Tabelul 1 a continuat
apa de formare
inclusiv hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficientul volumetric, cotele de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare generală, g/l
Densitate, kg/m3
orizontul Bobrikovsky
Presiunea de saturație a gazului, MPa
degazare, m3/t
Coeficientul volumetric la un singur
degazare, cote de unitati.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficientul volumetric la diferenţial
degazare in conditii de lucru, cota unitati.
apa de formare
inclusiv hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficientul volumetric, cotele de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare generală, g/l
Densitate, kg/m3

1.4 Scurte caracteristici tehnice și operaționale fond

fântâni

Depozitele devoniene ale depozitului.

Stocul de sonde pentru orizontul D 0 + D 1, prevăzut de proiectul-pilot de exploatare și documente suplimentare, se determină în valoare de 85 de unități, inclusiv 18 sonde de producție, 6 sonde de evaluare și 61 de sonde de explorare. este de 16 ha/puţ.

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

La sfârşitul anului 2004, fondul de producţie al instalaţiei se ridica la 28 de puţuri.

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

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

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

Dinamica fondului minier este prezentată mai jos:

Tabelul 1 Dinamica fondului extractiv

	Numărul puțurilor
	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
1. Fond minier
inclusiv: font
2. Fond activ
inclusiv: font
3.Fond inactiv
4.În dezvoltare

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

Tabelul 2 Debitul mediu zilnic al sondei.

	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
Metoda de operare
Mediu debit de 1 godeu, t/zi
Continuarea tabelului 2

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

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

Tabelul 3 Dinamica stocului de puțuri de injecție

	Numărul puțurilor
	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
Întregul fond de injecție
a) sonde sub injectare
b) fond latent
c) lucrul pentru petrol
d) piezometric
e) în dezvoltare

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

Alte fântâni.

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

Numărul puțurilor abandonate la sfârșitul anului de raportare este de 25 de puțuri, la fel ca anul trecut.

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

Producția de petrol în 2004 pe orizontul D 0 și D 1 al zăcământului Bukhara a fost planificată să producă 27.934 mii tone, de fapt 28.768 mii tone au fost produse. Rata de producție a unității a fost de 1,45% din rezervele recuperabile inițiale și 1,65% din rezervele recuperabile curente.

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

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

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

Injectia de apa in 2003 injectia tehnologica a fost de 29.186 mii m 3 . Extragerea anuală de lichid în condiții de rezervor este compensată de injecția tehnologică cu 14,2%.

În general, la orizontul D 0 +D 1 de la 1 ianuarie 2005, 25 de puțuri funcționează cu apă, toate puțurile sunt inundate cu apă de formare.

În funcție de gradul de tăiere a apei din produsul produs, stocul de puț udat este distribuit în Tabelul 4.

Tabelul 4 Watercut al produselor produse.

Starea presiunii rezervorului.

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

Depozitele Bobrikov ale câmpului.

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

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

Densitatea ochiurilor este de 16,0 ha/godeu.

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

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

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

Dinamica fondului minier este prezentată în Tabelul 5.

Tabelul 5 Dinamica fondului extractiv.

	Numărul puțurilor
	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
1. Fond minier
Inclusiv: font
Tabelul 5 a continuat
2. Fond activ
inclusiv: font
fond latent
În dezvoltare

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

Tabelul 6 Rata medie zilnică de producție a sondei de funcționare.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse și al Republicii Tatarstan

Institutul de Stat al Petrolului Almetyevsk

Departamentul „Dezvoltare și exploatare

zăcăminte de petrol și gaze"

Raport

student Abunagimov Rustam Rinatovici grupuri 68-15 W

Facultatea de Specialități Petrol și Gaze 13503.65

Conform practicii educaționale, care a avut loc la OAO Bashneft

NGDU Oktyabrskneft

(întreprindere, NGDU)

Locul stagiului OAO Bashneft

NGDU Oktyabrskneft

Lider de practică

de la Departamentul RiENGM Chekmaeva R.R.

(funcția, numele complet)

Almetyevsk

INTRODUCERE 3

1 Productie și structura organizatorică a NGDU. 4

2. Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor. opt

3. Forarea puţurilor. 13

4. Dezvoltarea câmpurilor petroliere. cincisprezece

5. Sistem PPD. nouăsprezece

6. Exploatarea puţurilor de petrol şi injecţie. 22

7. Cercetarea puţurilor. 25

8. Metode de creştere a productivităţii puţurilor. 26

9. Reparații curente și capitale ale puțurilor. treizeci

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

11. Siguranța, protecția muncii și a mediului. 36

REFERINȚE 39

INTRODUCERE

Această practică a fost finalizată de mine la OGPD Oktyabrskneft. În cursul practicii, m-am familiarizat cu metodele de producere a petrolului, metodele de recuperare îmbunătățită a petrolului, sistemul de menținere a presiunii din rezervor, precum și sistemul de colectare a produselor de sondă în condițiile acestui OGPD.

NGDU "Oktyabrskneft" este o întreprindere producătoare de petrol și gaze. La baza activității NGDU se află extracția petrolului, gazelor, bitumului, apelor dulci și minerale, transportul acestora tipuri variate transport, în unele cazuri prelucrare și vânzare.

NGDU Oktyabrskneft este o subdiviziune majoră a OAO Bashneft. Datorită gradului ridicat de explorare (mai mult de 82%) a teritoriului Bashkortostan, compania continuă să desfășoare lucrări de explorare, atât pe teritoriul Republicii, cât și în alte regiuni. În 2009, a fost finalizat planul anual de pătrundere în foraj exploratoriu de peste 10 mii de metri, a fost finalizată construcția a 10 sonde, s-au obținut fluxuri comerciale de petrol în 6 sonde (eficiență 60%), au fost descoperite 2 zăcăminte noi de petrol, o creștere. în rezerve recuperabile categorii industriale s-a ridicat la 1,3 milioane de tone. Compania efectuează sondaje seismice, foraje exploratorii profunde, studii geochimice și lucrări tematice în domeniul explorărilor geologice. Producția de petrol va crește în detrimentul câmpurilor dezvoltate de companie, cum ar fi Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye și alte câmpuri. Creșterea producției de petrol este de așteptat să se datoreze unei creșteri a volumului măsurilor geologice și tehnice: forarea de noi sonde, optimizarea prelevarilor de fluide, transferul puțurilor în alte instalații, efectuarea fracturării hidraulice, crearea de noi centre de inundații, reducerea stocului de sonde inactive. și extinderea utilizării metodelor dovedite extrem de eficiente pentru creșterea recuperării petrolului.

NGDU "Oktyabrskneft" este aproximativ două duzini de ateliere și divizii ale producției și serviciilor sociale principale și auxiliare. Departamentul dispune de: centru propriu de instruire, Casa Tehnologiei, seră auxiliară, centru de recreere, stații stomatologice și paramedicale etc.

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

În practică, am mers adesea la ocolirea puțurilor, timp în care am stăpânit acțiunile unui operator de producție de petrol și gaze direct în condiții de muncă. Aspectul nu puțin important în timpul stagiului a fost consolidarea în practică a cunoștințelor teoretice studiate anterior.

1 Productie și structura organizatorică a NGDU

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

În funcție de tipul structurii de management, OGPD Oktyabrskneft se referă la o structură de management funcțională liniară care are defecte minore și, în general, este optimă pentru această întreprindere. În 2009, numărul acestei întreprinderi era de aproximativ 1750 de persoane.

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

Conducerea este realizată de șeful NGDU, căruia îi sunt subordonate toate serviciile, departamentele și atelierele. El conduce toate activitățile întreprinderii pe bază de unitate. Drepturile și obligațiile fiecărui departament al șefului adjunct, precum și ale angajaților aparatului, sunt separate prin dispoziții speciale.

Prim-adjunct al șefului Inginer sef, desfășoară producția și conducerea tehnică a echipei, împreună cu directorul, poartă întreaga responsabilitate pentru eficiența întreprinderii.

Inginerul-șef este responsabil pentru:

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

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

3) Serviciul Chief Power Engineer (SGZ) organizează un serviciu de încredere și operare sigurăși centrale termice, introducerea de noi, mai fiabile, economice unități electrice și scheme de alimentare cu energie.

4) Departamentul de securitate industrială și protecția muncii (OPB și TB), a cărui sarcină principală este organizarea muncii pentru a crea condiții de muncă sigure.

Departamentul de geologie raportează geologului șef. Departamentul este angajat într-un studiu detaliat al câmpului, înregistrează mișcarea rezervelor de petrol și gaze, explorare suplimentară a zonelor individuale, implementare scheme tehnologiceși proiecte de dezvoltare, găsind modalități de intensificare a dezvoltării.

Figura 1 Structura organizațională a OGPD Oktyabrskneft

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

serviciu financiar suport tehnicși finalizarea echipamentelor (SMTO și KO) raportează șefului adjunct al NGDU pentru probleme generale. Sarcina principală este de a oferi subdiviziunilor NGDU tot felul de materiale și resurse.

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

Departamentul Sistem de control automatizat (OACS), conceput pentru control automat. Interacționează cu sistemele de management al întreprinderii deservite de centrele de calcul de tip cluster și informație (KVC și KIVC).

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

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

Structura producției auxiliare include acele divizii ale întreprinderii care asigură buna funcționare a atelierelor producției principale. Activitățile de producție auxiliară includ: repararea echipamentelor, puțurilor, dispozitivelor și mecanismelor; asigurarea instalațiilor de producție cu energie electrică, apă și alte materiale necesare; furnizarea de servicii de informare către atelierele producției principale. Toate aceste sarcini sunt îndeplinite de atelierele incluse în structura OGPD: CAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; magazin de transport.

Atelier de preparare și pompare a petrolului TsPPN care primește din zăcământul petrolier lichidul trifazat produs (petrol, gaz, apă), prepararea (separarea în faze), contabilizarea petrolului și a apei, livrarea petrolului către gestionarea conductelor de petrol și apa de formare către atelier de întreținere a presiunii, pentru utilizare în sistemul de întreținere a presiunii rezervorului.

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

Subteran și revizuire puțuri (secțiunea PRS) reparatie curenta puțuri, implementarea măsurilor geologice și tehnice pentru influențarea zonei de formare a găurii.

Well workover site (CKRS) - reparare sondă, implementarea măsurilor geologice și tehnice care vizează intensificarea producției de petrol, creșterea recuperării petrolului, creșterea injectivității sondelor de injecție.

Atelier de reparații echipamente electrice și rulouri de alimentare cu energie (PRCE și E) - furnizarea de energie electrică a instalațiilor NGDU, efectuând reparații preventive programate și teste preventive ale echipamentelor electrice, echipamentelor și rețelelor electrice.

Atelier de automatizare a producției și alimentare cu abur (TSAPP) - furnizează apă tehnică și energie termică (abur) subdiviziunilor NGDU și consumatorilor terți.

Atelier de construcții și instalații (SMC) - amenajarea explorării, producerii și punerii în funcțiune a sondelor din conservare și inactivitate, revizie a unităților de producție petrolieră și a instalațiilor sociale și culturale, întreținere și întreținere preventivă programată a instrumentației, automatizări și telemecanizări la unitățile de producție de petrol și gaze .

Atelier de cercetare și producție petrolieră (TsNIPR) - efectuarea studiilor hidrodinamice ale puțurilor și rezervoarelor, cercetarea rezervoarelor de apă dulce, determinarea poluării aerului în zona de operare a departamentelor de producție de petrol și gaze, studii de laborator ale fluidului produs, determinarea a calității apelor tratate și uzate la OPF, analiza proprietăților fizico-chimice ale gazelor petroliere.

Cumpărați acoperiri anticorozive și reparații ale conductelor și structurilor (CAP și CRTS). Funcțiile atelierului: curățarea interioară a rezervoarelor, revizia rezervoarelor și schimbătoarelor de căldură, acoperirea anticorozivă a rezervoarelor și rezervoarelor, dezmembrarea echipamentelor și structurilor, așezarea conductelor la GPMT (țevi metalice polimere flexibile), monitorizarea stării sudurilor și măsurarea grosimii pereților conductelor, rezervoarelor, prelevarii și rezervoarelor (defectoscopie), repararea conductelor de pompare și compresoare, livrarea acestora către brigăzile PRS și CRS.

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

Structura considerată a OGPD Oktyabrskneft permite întreprinderii să rezolve toate sarcinile care i-au fost atribuite, să utilizeze eficient materialul și resurselor de muncă prin urmare, este oportun să se dispună de capacitățile lor de producție.

2 Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor

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

În cadrul domeniului există r.p. Serafimovsky, care a fost fondată la 31 decembrie 1952. Acesta găzduiește cea mai mare parte a lucrătorilor implicați în dezvoltarea și exploatarea acestui domeniu. Prin câmp trec drumuri asfaltate și de autostradă, care leagă instalațiile câmpurilor petroliere cu orașele Oktyabrsky și Belebey, cu gările Tuymazy, Urussu, Kandra.

Dezvoltarea domeniului este realizată de OOO NGDU Oktyabrskneft, situat în r.p. Serafimovsky, iar forarea puțurilor este efectuată de BurKan. Producția de puțuri de petrol după tratarea inițială din parcul de colectare a petrolului prin stația de pompare Subkhankulovo este pompată prin conducta de petrol către rafinăriile de petrol din Ufa. Gazul asociat este consumat de uzina de procesare a gazelor Tuymazinsky, utilizat parțial pentru nevoile locale și transportat printr-o conductă de gaze către Ufa. Alimentarea cu apă se realizează din conducta centrală de apă, care furnizează apă din puțurile subcanale ale râului Usen.

Clima regiunii este continentală. Se caracterizeaza prin ierni geroase cu temperaturi de pana la 45 0 C in ianuarie si veri destul de calduroase cu temperaturi de pana la + 35 0 C in iulie. Temperatura medie anuală este de +3 0 C. Precipitația medie anuală este de aproximativ 500 mm. Precipitațiile apar în principal în anotimpurile de toamnă și iarnă.

Dintre minerale, pe lângă ulei, există calcare, argile, nisipuri. Aceste materiale sunt folosite populatia locala pentru construcții și nevoi casnice. În plus, pentru pregătirea noroiului de foraj se folosește argilă de calitate deosebită.

Din punct de vedere orografic, zona depozitului este un platou deluros. Cele mai mici repere sunt limitate la văile râurilor, sunt de aproximativ +100m, cele mai înalte semne absolute de pe bazine de apă ajung la +350m. de regulă, versanții sudici ai bazinelor hidrografice sunt abrupți și formează înălțimi asemănătoare unui cap, bine expuși, în timp ce versanții nordici sunt blând, cu gazon și mai des acoperiți cu pădure.

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

În structura geologică a zăcământului Serafimovskoye participă zăcăminte precambriene, bavliniene, devoniene, carbonifere, permiene, cuaternare, rifeene și vendiene.

Câmpul Serafimovskoye este multistrat. Orizontul productiv principal este stratul de nisip D eu Orizontul Pașa. Formațiuni nisipoase cu ulei industrial: C- VI 1 , CU- VI 2 , orizont Bobrikovian, membru carbonat al orizontului Kizelovsky al etapei Tournaisian, membri carbonatici ai stadiului Famennian, strat nisipos D 3 orizontul kynovsky, pat de nisip D II Orizontul Mullinsky, paturi de nisip D III si D IV Orizontul Starooskalsky.

Adâncimea medie de apariție a orizontului Bobrikov este de 1250 m, stadiul Tournaisian este de 1320 m, stadiul Famennian este de 1560 m, iar stratul D. eu -1690m, stratul D II - 1700m, formațiunea D III - 1715 m, cusătură D IV - 1730 m.

În termeni tectonici, structura anticlinală Serafimovskaya brahi este situată în partea de sud-est a vârfului Almetyevskaya al arcului tătar și, împreună cu structura Baltaevskaya, formează umflarea Serafimovsko-Baltaevsky. Lungimea totală a puțului ajunge la 100 km, iar lățimea este de la 26 km în vest până la 17 km în est. În părțile centrale și nord-estice ale umflăturii Serafimovsko-Baltaevskii se află ridicarea Serafimovskoye, conturată în partea de sud-vest de o stratohipsă de minus 1560m, iar în partea de nord-est cu minus 1570m. Dimensiunea ridicării este de 12x4 km și se extinde de la sud-vest la nord-est.

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

Conform datelor geofizice, secvența este reprezentată în principal de trei tipuri de roci: noroioase, siltstone și gresii.

Principalele zăcăminte din domeniu sunt zăcămintele devoniene. Cel mai frecvent în ceea ce privește suprafața și grosimea este stratul D eu . Grosimea sa ajunge la 19,6 m. Este reprezentată de cuarț și gresie cu granulație fină.

Orizontul D II aparține gresiilor orizontului Mullinovsky. Este reprezentată de straturi intermediare de siltstones și noroioase, dar predomină în mare parte gresie cu granulație fină, cuarțoasă. Grosimea sa variază de la 19 la 33 de metri.

Straturile orizontului D III reprezentate de gresii cuarţoase cu granulaţie fină slab sortate. Puterea lor este foarte mică și variază de la 1-3 metri. Depozitele acestui orizont sunt structural litologic de dimensiuni reduse.

Straturile orizontului D IV - reprezentată de gresie de cuarț cu granulație fină, pe alocuri pietriș. Grosimea lor este de 8 metri, iar pe alocuri de 8 12 metri. Au 10 depozite de tip structural.

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

Principalele caracteristici ale orizontului sunt prezentate în Tabelul 1.

Tabelul 1 Principalele caracteristici ale orizontului

Parametrii	Obiecte
	D eu	D II	D III	D IV
Adâncime medie, m
Grosimea medie a plății nete, m
Porozitate, fracții de unități
Permeabilitate, µm2
Temperatura rezervorului, 0 С
Presiunea rezervorului, MPa
Vâscozitatea uleiului din rezervor, mPa*s
Densitatea uleiului din rezervor, kg / cm 3
Presiunea de saturare a uleiului cu gaz, MPa

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

Tabelul 2 Proprietățile fizice ale uleiului

Indicatori	D eu	D II	D III	C1k s 1
Temperatura de formare,С
Presiunea de saturație, MPa
Volumul specific de ulei la presiunea de saturație, g/cm3
factor de compresibilitate, 10 4 0,1 1/MPa
Coeficient dilatare termica, 10 4 1 0 C
Densitatea uleiului, kg/m 3 la presiunea de saturație
Vâscozitatea uleiului, mPas la presiunea de saturație
Contracția uleiului de la presiunea de saturație, %
Raportul de volum

Tabelul 3 Compoziția chimică a uleiului

Proprietățile apei produse sunt prezentate în tabelul 4.

Tabelul 4 Proprietățile apei produse

Indicatori	D eu	D II	D III	C1 la s 1
Densitate, kg/m 3
	49 ,98
	0 ,003
Ca++
M g +		4 ,1
K+ Na+	32 ,1

Compoziția gazului este prezentată în tabelul 5.

Tabelul 5 Proprietățile gazului

Componentă	Cota de componente
	D buc = 9,5 mm Masa molara		D buc = 17,2 mm Masă molară		D buc = 21 mm Masă molară
Cu H4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
C6H12
C7H16
Densitate, kg/m 3

3 Forarea sondelor.

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

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

Tehnologia de forare a puțurilor este un set de operațiuni efectuate secvenţial care vizează atingerea unui obiectiv specific. Este clar că orice operațiune tehnologică poate fi efectuată numai cu utilizarea echipamentului necesar. Luați în considerare succesiunea operațiunilor în timpul construcției unui puț. Construcția sondei este înțeleasă ca întregul ciclu de construcție a sondei de la începutul tuturor operațiunilor pregătitoare până la dezmembrarea echipamentelor.

Lucrările pregătitoare includ amenajarea zonei, instalarea fundațiilor pentru instalația de foraj și alte echipamente, așezarea liniilor de comunicații tehnologice, electrice și telefonice. Volum munca pregatitoare este determinata de relief, zona climatica si geografica, situatia ecologica.

Montare Amplasarea echipamentului instalației de foraj pe locul pregătitor și tubulatura acestuia. În prezent, asamblarea blocurilor este practicată pe scară largă în industria petrolului - construcția de blocuri mari asamblate în fabrici și livrate la locul de instalare. Acest lucru simplifică și accelerează instalarea. Instalarea fiecărui nod se încheie cu testarea lui în modul de funcționare.

Forarea puțurilor este o adâncire treptată în grosimea suprafeței pământului până la rezervorul de petrol cu ​​întărirea pereților puțurilor. Forarea puțului începe cu așezarea unei găuri de 2..4 m adâncime, în care se coboară un bit, înșurubat pe un pătrat suspendat pe un sistem de deplasare cu foră. Găurirea este începută prin transmiterea unei mișcări de rotație pătratului și, în consecință, burghiului cu ajutorul unui rotor. Pe măsură ce pătrundeți mai adânc în stâncă, piciorul împreună cu pătratul este coborât cu ajutorul unui troliu. Roca forată se realizează prin fluidul de foraj furnizat de o pompă la burghiu printr-un pivot și un pătrat gol.

După ce puțul este adâncit la lungimea pătratului, acesta este ridicat din puț și este instalată o țeavă de foraj între ea și burghiu.

În procesul de adâncire, pereții puțurilor pot fi distruși, așa că trebuie să fie consolidați (carcasați) la anumite intervale. Acest lucru se realizează cu ajutorul țevilor de carcasa special coborâte, iar designul puțului capătă un aspect treptat. În partea de sus, găurirea se efectuează cu un bit de diametru mare, apoi unul mai mic etc.

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

- contracararea fortelor presiunii rocilor, cautand distrugerea putului;

- mentinerea unui diametru dat al trunchiului pe toata lungimea acestuia;

- izolarea orizonturilor întâlnite în secțiunea puțului care conține agenți de compoziție chimică diferită și excluderea amestecării acestora;

- posibilitatea de a lansa si opera diverse echipamente;

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

Pe câmpuri se construiesc puțuri de gaz, de injecție, piezometrice, ale căror proiecte sunt similare cu puțurile de petrol.

Elementele separate ale proiectării puțului au următorul scop:

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

2 Conductorul asigură izolarea acviferelor folosite pentru băut; rezerva de apa.

3 Coarda intermediară este rulată pentru a izola zonele de absorbție, a suprapune orizonturi productive cu presiuni anormale.

4 Sârgul de producție asigură izolarea tuturor formațiunilor care apar în secțiunea câmpului, coborând echipamentul și exploatând puțul.

În funcție de numărul de șiruri de carcasă, designul puțului poate fi cu un singur șir, cu două șiruri etc.

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

Desenele fețelor sunt determinate de caracteristicile stâncii. Deci în roci stabile mecanic (gresii) se poate efectua sacrificarea deschisă. Oferă conexiune completă cu rezervorul și este luată ca standard, iar indicatorul eficienței comunicării este coeficientul de perfecțiune hidrodinamică, este luat ca unul. Dezavantajul acestui design este imposibilitatea deschiderii selective a straturilor intermediare individuale, dacă există, astfel încât fețele deschise au primit o utilizare limitată.

Modele cunoscute de fețe cu filtre prefabricate descendente separat, într-o formațiune complet deschisă fără carcasă. Inelul dintre partea inferioară a carcasei și partea superioară a filtrului este sigilată. Orificiile filtrului sunt rotunde sau sub formă de fante, lățime 0,8...1,5 mm, lungime 50...80 mm. Uneori, filtrele sunt coborâte sub formă de două țevi, cavitatea dintre care este umplută cu pietriș sortat. Astfel de filtre pot fi schimbate pe măsură ce se murdăresc.

Cele mai utilizate filtre se formează în rezervorul de ulei supraîncărcat și în carcasa de producție cimentată. Ele simplifică tehnologia de deschidere, vă permit să izolați în mod fiabil straturile intermediare individuale și să acționați asupra lor, dar aceste filtre au și o serie de dezavantaje.

4 Dezvoltarea câmpurilor petroliere .

Dezvoltarea unui câmp petrolier este înțeleasă ca implementarea procesului de mutare a lichidului (petrol, apă) și a gazelor din rezervoare către puțurile de producție. Controlul procesului de mișcare a lichidului și gazului se realizează prin amplasarea puțurilor de petrol, injecție și control în câmp, numărul și ordinea punerii în funcțiune a acestora, modul de funcționare al sondelor și bilanțul energiei de rezervor. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit zăcământ predetermină indicatori tehnici și economici - rata producției de petrol, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul etc. Înainte de forarea unui zăcământ, se proiectează un sistem de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și de producție de testare, se stabilesc condițiile în care zăcământul va fi exploatat, adică structura sa geologică, proprietățile de rezervor ale rocilor (porozitate, permeabilitate, grad de eterogenitate), proprietăți fizice lichide și gaze care saturează formațiunea (vâscozitate, densitate, solubilitate în gaz), saturație a rocii petrol, apă și gaze, presiuni de formare, temperatură etc. Pe baza acestor date, folosind calcule hidrodinamice, se stabilesc indicatori tehnici de funcționare a zăcămintelor pentru diferite opțiuni pentru sistemul de dezvoltare și se produc evaluare economică opțiuni de sistem. Ca urmare a unei comparații tehnice și economice, ei aleg sistem optim dezvoltare.

Extracția petrolului din puțuri se realizează fie prin curgerea naturală sub acțiunea energiei rezervorului, fie prin utilizarea uneia dintre mai multe metode mecanizate de ridicare a fluidului. De obicei, în stadiul inițial de dezvoltare a câmpului, predomină producția curgătoare, iar pe măsură ce curgerea slăbește, puțul este transferat la lift artificial. Metodele mecanizate includ: ridicarea cu gaz și pomparea adâncă (cu tijă, pompe electrice submersibile centrifuge și pompe cu șurub).

Dezvoltarea câmpurilor petroliere este un domeniu al științei în curs de dezvoltare. Dezvoltarea sa ulterioară va fi asociată cu utilizarea noilor tehnologii pentru extragerea petrolului din subsol, noi metode de recunoaștere a naturii cursului proceselor in situ, gestionarea dezvoltării câmpului, utilizarea metode perfecte planificarea explorării și valorificării zăcămintelor, luând în considerare datele din sectoarele conexe ale economiei naționale, folosind sisteme automatizate managementul proceselor de extragere a mineralelor din intestine, dezvoltarea metodelor de contabilizare detaliată a structurii rezervoarelor și a naturii proceselor care au loc în acestea pe baza unor modele deterministe.

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

Forarea sondei se termină cu deschiderea rezervorului de petrol, adică. comunicarea rezervorului de petrol cu ​​sonda. Această etapă este foarte responsabilă din următoarele motive. Amestecul de petrol și gaz din rezervor este sub presiune ridicată, a cărui valoare poate fi necunoscută în prealabil. La o presiune care depășește presiunea coloanei de lichid care umple puțul, lichidul poate fi ejectat din sondă și va avea loc o curgere deschisă; pătrunderea lichidului de spălare (în cele mai multe cazuri este o soluție de argilă) în rezervorul de ulei își înfundă canalele, înrăutățirea curgerii petrolului în puț.

Este posibil să se evite exploziile prin asigurarea instalării unor dispozitive speciale la capul sondei care blochează sonda de sondă a dispozitivelor de prevenire sau prin utilizarea unui fluid de spălare de înaltă densitate.

Prevenirea pătrunderii soluției în rezervorul de ulei se realizează prin introducerea diferitelor componente în soluție, care sunt similare ca proprietăți cu fluidul din rezervor, de exemplu, emulsii pe bază de ulei.

Deoarece după deschiderea rezervorului de petrol prin forare, șirul de tub este coborât în ​​puț și cimentat, blocând astfel și rezervorul de petrol, devine necesară redeschiderea rezervorului. Acest lucru se realizează prin tragerea prin coloană în intervalul de formare cu perforatoare speciale având încărcături pe bază de pulbere. Ele sunt coborâte în fântână pe o frânghie de către un serviciu geofizic.

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

Perforarea cu glonț a puțurilor este. în coborârea în fântână pe un cablu de dispozitive speciale de perforare, în corpul cărora sunt construite încărcături de pulbere cu gloanțe. Primind un impuls electric de la suprafață, încărcăturile explodează, informând gloanțele viteza mareși putere mare de pătrundere. Provoacă distrugerea metalului coloanei și a inelului de ciment. Numărul de găuri din coloană și locația lor de-a lungul grosimii formațiunii sunt calculate în avans, prin urmare, uneori, o ghirlandă de perforatoare este coborâtă. Presiunea gazelor de ardere în butoiul camerei poate ajunge la 0,6 ... 0,8 mii MPa, ceea ce asigură producerea de perforații cu un diametru de până la 20 mm și o lungime de 145 ... 350 mm. Gloanțele sunt fabricate din oțel aliat și sunt acoperite cu cupru pentru a reduce frecarea atunci când se deplasează de-a lungul camerei sau plumbului.

Perforarea torpilelor este similară în principiu cu perforarea glonțului, doar greutatea încărcăturii este crescută. de la 4 ... 5 g. la 27 g. iar la perforator se folosesc trunchiuri orizontale. Diametrul gaurilor este de 22 mm, adancimea este de 100...160 mm, se fac pana la patru gauri la 1 m de grosimea formatiei.

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

Perforarea hidro-sand-jet - formarea de orificii in coloana datorita actiunii abrazive a amestecului nisip-lichid, iesind cu o viteza de pana la 300 m/s din duzele calibrate cu o presiune de 15 ... 30 MPa .

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

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

Dezvoltarea sondelor de petrol este un ansamblu de lucrari efectuate dupa forare, cu scopul de a provoca curgerea petrolului din rezervor in put. Faptul este că în timpul procesului de deschidere, așa cum am menționat mai devreme, este posibil ca fluidul de foraj și apa să intre în rezervor, care înfundă porii rezervorului, împinge uleiul departe de puț. Prin urmare, afluxul spontan de petrol în puț nu este întotdeauna posibil. În astfel de cazuri, ei recurg la un apel de aflux artificial, care constă în efectuarea de lucrări speciale.

Această metodă este utilizată pe scară largă și se bazează pe un fapt binecunoscut: o coloană de lichid cu o densitate mai mare exercită o contrapresiune mai mare asupra rezervorului. Dorința de a reduce contrapresiunea prin deplasarea din sondă, de exemplu, a unei soluții de argilă cu o densitate de Qg = 2000 kg/m3 de apă dulce cu o densitate de Qb = 1000 kg/m3 duce la o reducere a contrapresiunii. pe formarea la jumătate. Metoda este simplă, economică și eficientă în caz de contaminare scăzută a formațiunii.

Dacă înlocuirea soluției cu apă nu aduce rezultate, se recurge la o scădere suplimentară a densității: aerul comprimat de un compresor este alimentat în butoi. În același timp, este posibilă împingerea coloanei de lichid la sabotul tubului, reducând astfel contrapresiunea asupra formațiunii la valori semnificative.

În unele cazuri, poate fi eficient să se furnizeze periodic aer printr-un compresor și lichid printr-o unitate de pompă, creând explozii succesive de aer. Numărul de astfel de porțiuni de gaz poate fi de mai multe, iar acestea, extinzându-se, aruncă lichidul din butoi.

Pentru a crește eficiența deplasării de-a lungul lungimii șirului de tubulaturi, supapele de pornire sunt instalate deschideri prin care aerul comprimat intră în tubulatura imediat la intrarea în puț și începe să „lucreze”, adică. ridicați lichidul atât în ​​inel cât și în tub.

De asemenea, folosesc un piston de tampon special echipat cu o supapă de reținere pentru a coborî tubulatura. Mișcându-se în jos, pistonul trece fluidul prin el însuși, când se ridică, supapa se închide și întreaga coloană de fluid care se află deasupra este forțată să se ridice cu pistonul și apoi ejectată din puț. Deoarece coloana de lichid ridicată poate fi mare (până la 1000 m), căderea de presiune asupra formațiunii poate fi semnificativă. Deci, dacă puțul este umplut cu lichid până la capul sondei și tamponul poate fi coborât la o adâncime de 1000 m, atunci scăderea presiunii va avea loc cu valoarea scăderii coloanei de lichid din inel, de unde o parte din lichidul va curge din tub. Procesul de tamponare poate fi repetat de multe ori, ceea ce face posibilă reducerea presiunii asupra formațiunii cu o cantitate foarte mare.

5 sistem PPD

Regimurile naturale de apariție a zăcămintelor de petrol sunt de scurtă durată. Procesul de reducere a presiunii din rezervor se accelerează pe măsură ce retragerile de fluid din rezervor cresc. Și apoi, chiar și cu o conexiune bună a depozitelor de ulei cu circuitul de alimentare, impactul său activ asupra rezervorului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului. Aceasta este însoțită de o scădere pe scară largă a nivelurilor dinamice de fluid din puțuri și, în consecință, de o scădere a producției.

Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cea mai dificilă dintre problemele teoretice și încă nerezolvată complet este realizarea deplasării maxime a uleiului din rezervor cu control și reglare eficientă a procesului.

În același timp, trebuie avut în vedere faptul că apa și uleiul diferă prin proprietățile lor fizice. caracteristici chimice: densitate, vâscozitate, coeficient de tensiune superficială, umectare. Cu cât diferența dintre indicatori este mai mare, cu atât procesul de deplasare este mai dificil. Mecanismul deplasării uleiului dintr-un mediu poros nu poate fi reprezentat de o simplă deplasare a pistonului. Aici există un amestec de agenți și spargerea jetului de ulei și formarea de fluxuri separate, alternative de ulei și apă, și filtrare prin capilare și fisuri și formarea de zone de stagnare și de fund.

Factorul de recuperare a petrolului din câmp, pentru care ar trebui să se străduiască valoarea maximă tehnologul, depinde de toți factorii de mai sus. Materialele acumulate până în prezent fac posibilă evaluarea impactului fiecăruia dintre ele.

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

Inundarea contur implică injectarea de apă în puțurile de injecție situate în spatele conturului exterior al uleiului. Pe măsură ce conturul uleiului se îndepărtează de puțurile de injecție și primul rând de puțuri de producție este inundat, frontul de injecție este transferat.

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

Inundarea marginilor este eficientă în prezența următorilor factori:

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

- formațiunea este omogenă cu proprietăți bune de rezervor ca grosime și suprafață;

Puțurile de injecție sunt separate de conturul purtător de petrol la o distanță de 300 ... 800 m, ceea ce va asigura un avans mai uniform al frontului de apă și va preveni formarea limbilor de inundație;

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

Dezavantajele inundarii marginilor includ:

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

2 îndepărtarea liniei de injecție față de zona de extracție, ceea ce necesită costuri semnificative de energie pentru a depăși pierderile;

3 răspuns lent al frontului de extracție la condițiile în schimbare pe linia de injecție;

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

Inundarea în buclă implică injectarea apei direct în zona petrolieră, organizarea unuia sau mai multor rânduri de puțuri de injecție în centrul câmpului și împărțirea zăcământului în zone separate dezvoltate independent. Tăierea se poate face în benzi, inele etc. Eficiența acestei metode de inundare a apei este evidentă: eficiența sistemului crește datorită excluderii fluxului de lichid, apropierii frontului de injecție de frontul de retragere.

O varietate de inundații intra-buclă sunt: ​​areale, focale, selective, bloc.

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

Inundarea spot poate fi reprezentată schematic ca unul sau mai multe puțuri de injecție situate în centrul zăcământului și un anumit număr de puțuri de producție la periferie. Această metodă de inundare a apei este tipică pentru depozitele mici, localizate (lentile, zonele stagnante).

Inundarea selectivă este folosită pentru a îndepărta petrolul din formațiuni separate, slab drenate, care sunt eterogene de-a lungul loviturii. Pentru aplicarea acesteia sunt necesare informații despre caracteristicile secțiunii, perturbații și legături ale formațiunii productive cu altele. Astfel de date pot fi disponibile după un anumit timp de dezvoltare a rezervorului, astfel încât inundarea selectivă a apei este utilizată într-un stadiu târziu de dezvoltare.

Inundarea blocului constă în tăierea rezervorului în părți separate și conturarea fiecăruia dintre ele cu puțuri de injecție. În cadrul fiecărui bloc se forează puțuri de producție, numărul și ordinea cărora sunt determinate prin calcule. Block flooding vă permite să puneți terenul în dezvoltare imediat, înainte ca acesta să fie explorat complet și, astfel, să reduceți timpul de dezvoltare. Acest lucru este eficient pentru depozitele mari.

Dezavantajele existente ale sistemului RPM prin pomparea apei includ:

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

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

3) un număr mare de complicații cauzate de întoarcerea apelor de formare produse împreună cu petrolul în rezervor, exprimate sub formă de distrugere a conductelor de apă, salinizarea surselor de apă alimentare cu apă potabilă, încălcări ale echilibrului ecologic.

Îmbunătățirea PPD este în curs urmând indicații:

1) dezvoltarea de noi fluide de proces sau aditivi de apă care îi îmbunătățesc proprietățile de spălare și sunt mai puțin agresive față de echipamente și natură;

2) dezvoltarea unui control fiabil asupra mișcării fluidului în rezervor;

3) dezvoltarea unei metode de reglare a debitelor de filtrare în rezervor și excluderea formării de funduri și zone nedezvoltate.

RPM este proiectat la începutul dezvoltării majorității câmpurilor petroliere.

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

Toate aceste ape sunt fizic diferite unele de altele. proprietăți chimiceși, în consecință, eficacitatea impactului asupra rezervorului, nu numai pentru a crește presiunea, ci și pentru a crește recuperarea petrolului.

Apele de formare în procesul de separare din ulei sunt amestecate cu apă dulce, cu demulgatori, precum și cu apa de proces a stațiilor de tratare a uleiului. Această apă, numită apă uzată, este pompată în rezervor. O trăsătură caracteristică a apei uzate este conținutul de produse petroliere (până la 100 g / l), gaze de hidrocarburi până la 110 l / m3, particule în suspensie - până la 100 mg / l.

Injectarea unei astfel de ape în formațiune nu poate fi efectuată fără purificare la standardele necesare, care sunt stabilite pe baza rezultatelor injecției pilot. În prezent, pentru a reduce consumul de apă dulce și pentru a utiliza apa produsă din rezervor, tratarea apelor uzate a devenit utilizată pe scară largă în scopul menținerii presiunii din rezervor.

Cea mai utilizată metodă de purificare este separarea gravitațională a componentelor din rezervoare. În acest caz, se utilizează un circuit închis. Apa de scurgere cu conținut de produse petroliere de până la 500 mii mg/l și impurități mecanice până la 1000 mg/l intră în rezervoarele de sedimentare de sus. Stratul de ulei din partea de sus servește ca un fel de filtru și îmbunătățește calitatea epurării apei din ulei. Impuritățile mecanice se depun și sunt îndepărtate din rezervor pe măsură ce se acumulează.

Din rezervor, apa intră în filtrul de presiune. Apoi, un inhibitor de coroziune este alimentat în conductă, iar apa este pompată către stația de pompare a apelor uzate de către pompe.

Pentru acumularea și sedimentarea apei se folosesc rezervoare verticale din oțel. Pe suprafața lor interioară se aplică acoperiri anticorozive pentru a le proteja de impactul apelor de formare.

6 Exploatarea puțurilor de petrol și de injecție

Cel mai comun complex tehnologic în domeniul exploatării la întreprindere OOO NGDU Oktyabrskneft este producția de ulei cu ajutorul pompelor cu tije de aspirație. Ridicarea forțată a petrolului din puțuri cu ajutorul CSP este cea mai lungă din durata de viață a câmpului.

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

USHGN este o pompă cu piston cu acțiune simplă, a cărei tijă este conectată printr-o coloană de tije cu o acționare la sol - o mașină de balansare.

Acesta din urmă include un mecanism de manivelă care transformă mișcarea de rotație a motorului primar în mișcare alternativă și o comunică la șirul tijei și la pistonul pompei. Echipamentul subteran este alcătuit din: conducte pompă-compresor, pompă, tije, dispozitive pentru a face față complicațiilor. Echipamentul de sol include o unitate (mașină de balansare), fitinguri pentru capul puțului, un monofold de lucru.

Instalarea funcționează după cum urmează. Când pistonul se mișcă în sus, presiunea din cilindrul pompei scade și supapa inferioară (de aspirație) se ridică, deschizând accesul la fluid (procesul de aspirație). În același timp, coloana de lichid situată deasupra pistonului presează supapa superioară (de refulare) pe scaun, se ridică și este aruncată din tub în galeria de lucru. Când pistonul se mișcă în jos, supapa superioară se deschide, supapa inferioară este închisă de presiunea fluidului, iar fluidul din cilindru curge prin pistonul gol în tub.

În LLC NGDU Oktyabrskneft, echipamentele de suprafață ale puțurilor sunt reprezentate în principal de unități de pompare din seria normală, cum ar fi SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

De asemenea, pe teren sunt utilizate instalații de electropompe centrifuge (ESP). Un motor electric submersibil este folosit ca un motor ESP, care este coborât în ​​puț împreună cu o pompă la o adâncime predeterminată.

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

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

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

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

Echipamentele subterane includ:

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

b) motor electric submersibil (SEM), care este acţionarea pompei;

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

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

e) țevile compresorului de pompare (tubing), care sunt canalul prin care fluidul produs curge de la pompă la suprafața de zi.

Echipamentul de sol include:

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

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

c) un transformator conceput pentru a regla mărimea tensiunii furnizate la SEM;

d) rolă de suspensie, care servește la suspendarea și ghidarea cablului în puț în timpul operațiunilor de declanșare.

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

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

În cea mai mare parte, puțurile de injecție nu diferă ca proiectare de puțurile de producție. Mai mult, un anumit număr de puțuri de producție care se află în zona conturului purtător de apă sau în spatele acestuia sunt transferate în categoria puțurilor de injecție. În inundațiile intrabuclă și în zonă, transferul puțurilor de producție pentru injectarea apei este considerat normal.

Proiectele existente ale puțurilor de injecție prevăd injectarea apei prin tubulatura, care este coborâtă cu un packer și o ancoră. Deasupra spațiului de ambalare ar trebui să fie umplut cu un lichid neutru din punct de vedere metal.

Orificiul de fund trebuie să aibă un filtru de grosime suficientă pentru a asigura injectarea volumului de apă planificat, cu o adâncime de cel puțin 20 m pentru acumularea impurităților mecanice. Este recomandabil să se folosească filtre plug-in, care pot fi ridicate periodic din puțuri și curățate.

Fitingurile capului de sondă ale puțului de injecție sunt proiectate pentru a furniza și controla volumul de apă din puț, pentru a efectua diverse operațiuni tehnologice de spălare, dezvoltare, tratamente etc.

Fitingurile constau dintr-o flanșă de șir montată pe șirul de tubaj, o traversă folosită pentru a comunica cu inelul, o bobină pe care este suspendată tubulatura, un T pentru alimentarea puțului cu fluidul injectat. Scopul și designul packerului și ancorei nu diferă fundamental de cele utilizate în puțurile curgătoare.

7 Ei bine sondaj

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

La testarea puțurilor:

a) se verifică starea tehnică a sondei și a echipamentului instalat (etanșeitatea pietrei de ciment, a șirului de tub și a tubulaturii, starea zonei de formare a găurii, contaminarea sondei, alimentarea cu pompe, funcționarea) a supapelor și a altor dispozitive instalate la adâncime);

b) se evaluează fiabilitatea și performanța componentelor echipamentelor, se determină perioada de revizie a echipamentelor și a funcționării puțurilor;

c) să primească informațiile necesare pentru planificarea diferitelor tipuri de reparații și refaceri și alte lucrări în puțuri, precum și pentru a stabili eficiența tehnologică a acestor lucrări.

Pentru a rezolva problemele de mai sus, se utilizează un complex de diverse tipuri de studii și măsurători (măsurarea producției de petrol, tăierea apei, factorul de gaz, măsurătorile profunde ale temperaturilor și presiunii, sondaje ale adâncimii, dinamometru, înregistrarea consumului de agent de lucru, înregistrarea defecțiuni și reparații echipamente, analiza probelor de producție de puțuri etc.).

Tipurile, volumul și frecvența studiilor și măsurătorilor în vederea controlului funcționării echipamentelor pentru toate metodele de funcționare a sondei sunt stabilite de departament împreună cu organizațiile de cercetare științifică și întreprinderile geofizice.

Studiile de control al funcționării sondelor de producție trebuie efectuate cu respectarea deplină a normelor de siguranță din industria petrolului și gazelor, cu respectarea cerințelor de protecție a subsolului și a mediului.

Baza studiului CPP este dinamometrul - o metodă de control operațional asupra funcționării echipamentelor subterane și baza pentru stabilirea modului tehnologic corect de funcționare a unității de pompare.

Esența metodei constă în faptul că sarcina pe cutia de presa este determinată fără a ridica pompa la suprafață cu ajutorul unui dinamograf. Pe hârtie, sub formă de diagramă, sarcinile sunt înregistrate în timpul cursei de sus și de jos, în funcție de mișcarea tijei.

Metodele de măsurare a sunetului sunt utilizate pentru a determina distanța de la gură la nivelul dinamic. Cele mai frecvente sunt diverse instalații ecometrice pentru puțuri cu o presiune de 0,1 MPa. Principiul de funcționare al acestor instalații este că un impuls acustic de la un cracker de pulbere este trimis în inel. Acest impuls, reflectat de la nivelul lichidului, revine în gură, acționând asupra termofonului, iar după ce a fost transformat și amplificat într-unul electric, este înregistrat de un pix pe o bandă de hârtie în mișcare.

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

8 Metode de creștere a productivității puțului

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

Productivitatea puțului scade, de asemenea, ca urmare a deteriorării permeabilității rocilor, o formațiune productivă din cauza înfundarii porilor săi în zona fundului găurii cu depozite rășinoase, parafinice, particule mecanice de îndepărtare a formațiunii.

Pentru a stabiliza nivelul producției de petrol și gaze, se folosesc diverse metode de influențare a zonei de formare a găurii, care fac posibilă creșterea recuperării petrolului din formațiuni și nu reducerea productivității sondei. Metodele de îmbunătățire a productivității puțului atunci când se afectează zona de formare a găurii sunt împărțite în chimice, mecanice, termice și complexe.

Decisiv atunci când alegeți metoda de influență în fiecare caz concret are adâncimea necesară de prelucrare a rezervorului pentru a restabili sau îmbunătăți permeabilitatea. Prin urmare, în funcție de adâncimea impactului asupra mediului poros, metodele de stimulare a puțurilor pot fi împărțite în două mari categorii: metode cu o rază mică de impact și metode cu o rază mare de impact. Principalele modalități de a îmbunătăți conectivitatea unui rezervor cu un puț cu o rază mică de impact:

a) Utilizare explozivi. Acestea includ glonț, perforație cumulativă, diverse opțiuni pentru torpilări.

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

Cu roci dure și dense, este posibilă torpilarea unei formațiuni productive cu un exploziv coborât în ​​intervalul de formare în manșoane și o siguranță electrică, care este aruncată în aer cu un cablu de la capul sondei. Manșoanele sunt fabricate din azbest metal sau plastic. Cei mai des utilizați explozivi sunt nitroglicerina, dinamita, TNT, etc. O explozie poate crea caverne și fisuri într-o formațiune productivă. Astfel, odată cu îmbunătățirea conectivității formațiunii cu puțul, crește și permeabilitatea formațiunii în zona cu rază mare (crearea de micro și macro fisuri care se pot extinde până la zeci de metri).

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

Perforatoarele cu proiectile explozive creează găuri rotunde în coloană și cu inelul de ciment, pătrunzând în stâncă și, explodând, formează caverne și crăpături. Un perforator cumulativ constă dintr-un dispozitiv ale cărui celule conțin sarcini cumulate. Fiecare celulă de pe partea opusă a siguranței este echipată cu o locașă a profilului corespunzător. Astfel, produșii gazoși ai exploziei sunt direcționați de-a lungul axei încărcăturii sub forma unui jet puternic, care creează un canal în coloană, ciment și rocă în direcția corespunzătoare.

b) Curățarea sondei și a zonei de perforare cu agenți tensioactivi sau băi acide. Lichidele folosite aici constau fie dintr-o soluție de 15% surfactanți dizolvați (sau dispersați) în apă, fie dintr-o soluție care conține 15% HCI , La care se adaugă 0,5 până la 2% inhibitor de coroziune și uneori 1 până la 4% acid fluorhidric. În unele cazuri, se folosesc compoziții mixte de acizi și agenți tensioactivi. De obicei, puțul este spălat cu una dintre soluțiile menționate, apoi fluidul de lucru este închis în formațiune în cantitate de 0,3-0,7 m 3 pentru fiecare metru al intervalului de perforare. Pentru compozițiile acide se acordă un timp de menținere de 1-6 ore, pentru un surfactant fără acid, timpul de menținere este de 24 de ore, apoi soluția uzată este îndepărtată și putul este pus în funcțiune sau rezervorul este tratat folosind o metodă cu o rază mare de expunere.

Utilizarea soluțiilor de surfactant pentru spălarea sondei sau injectarea în formațiune la o adâncime mică asigură dispersia și îndepărtarea de pe pereții sondei și din formarea de particule solide și filtrat de fluid de foraj, precum și emulsie apă-ulei.

Băile acide sunt folosite pentru curățarea dejecțiilor din puțuri noi (sau puțuri care au ieșit în urma unei revizii majore) și, de asemenea, pentru a elimina depozitele de sare din apa de formare acumulată în timpul funcționării.

c) Creșterea temperaturii în sondă în intervalul rezervorului. Metode termice. Pentru a crește temperatura, puteți utiliza circulația fluidului fierbinte în puț, procese termochimice, încălzitoare electrice. Durata încălzirii zonei de perforare a puțului este de obicei de 5 până la 50 de ore. În acest caz se lichefiază depozitele solide de hidrocarburi (parafină, rășini, asfaltene etc.), care sunt apoi îndepărtate la punerea în funcțiune a sondei. Circulația lichidelor combustibile în puț este ușor de implementat, dar la adâncimi de peste 1000-2000m. nu este foarte eficient din cauza pierderilor mari de căldură din sondă în depozitele deversării geologice deschise.

În încălzitoarele electrice se folosește un sistem de rezistențe electrice, montat într-o țeavă, care este instalată la capătul șirului de tuburi. Electricitatea este furnizată prin cablu de la suprafață. Există și încălzitoare bazate pe utilizarea tonurilor de înaltă frecvență. Încălzitoarele electrice pot fi amplasate în fundul puțului și în timpul funcționării acesteia. Pornirea și oprirea încălzitoarelor în acest caz se efectuează prin pornirea și oprirea alimentării. energie electrica

Arzătoare pe gaz constau dintr-o cameră tubulară coborâtă în puț cu două șiruri de tuburi concentrice. Gazele combustibile sunt pompate prin conducte de diametru mic, aerul primar prin spațiul inelar și aerul secundar prin coloană. Arderea este inițiată prin alimentarea cu energie electrică prin cablu de la suprafață. Un alt cablu cu termocuplu măsoară temperatura din exterior, care nu trebuie să depășească 300 400 0 С, pentru a nu deteriora șirul puțului. Temperatura activată nivelul dorit sprijinit prin reglarea corespunzatoare a volumelor de injectie de gaze si aer.

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

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

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

a) Tratarea cu aciditate a zonei de fund a formațiunii productive. Aceste metode sunt utilizate în principal în gresii cu un conținut de carbonat de peste 20% sau cu un material de cimentare format din carbonați de calciu sau magneziu.

Principalul acid folosit este H Cu eu . Acționează eficient asupra carbonatului de calciu sau magneziu, formând cloruri solubile și ușor de îndepărtat. Acidul clorhidric este ieftin și nu rar. Se mai folosesc alti acizi: acetic, formic etc. In solutiile acide se introduc si diversi aditivi: inhibitori de coroziune, aditivi pentru reducerea tensiunii superficiale, incetinirea reactiei, dispersie etc.

Când o soluție acidă este injectată în rezervor la presiuni de injecție mai mici decât presiunea de fracturare hidraulică, porii din zona de formare a fundului găurii sau fisurile și microfisurile din roca rezervorului sunt curățați și expandați, restabilind astfel permeabilitatea degradată a zonei tratate și în unele cazuri chiar și creșterea valorii sale inițiale. .

Tehnologia de lucru este următoarea: puțul este curățat și umplut cu ulei sau apă (sare sau proaspătă) cu un aditiv de 0,1 0,3% surfactant. La suprafață se prepară o soluție acidă cu adăugarea componentelor necesare, a cărei secvență de introducere este determinată în principal în funcție de datele de laborator. Soluția acidă este pompată în tubulatura cu supapa deschisă în inelul puțului. Când ajunge la intervalul de perforare a sondei, supapa menționată este închisă și soluția acidă este pompată prin conducte până când pătrunde în rezervor, iar în ultima etapă soluția este forțată cu ulei sau apă cu un aditiv de 0,1-0,3% surfactant. . Rezistă 16 ore (dar nu mai mult) pentru reacția acidului, apoi soluția este îndepărtată. Fântâna este pusă în funcțiune. În același timp, modificarea debitului este atent monitorizată pentru a determina efectul tratamentului.

Există diverse opțiuni tehnologice pentru tratarea acidului, precum: simplu, selectiv, repetat, secvenţial, vibrator etc.

b) Fracturarea hidraulică a formațiunii productive în zona de fund a puțului. Această metodă este utilizată în rezervoarele reprezentate de roci dure, dense, cu permeabilitate scăzută (gresii, calcare, dolomite etc. Presiunea de rupere se realizează prin pomparea fluidului de înaltă presiune în puț. În acest caz, fisurile și microfisurile existente sunt deschise în se creează rezervor sau altele noi, care pot îmbunătăți semnificativ legătura hidrodinamică dintre rezervor și sondă.

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

d) Metode termice. Acestea se bazează pe creșterea temperaturii în formația din jurul puțului și sunt utilizate în depozitele productive saturate cu uleiuri de vâscozitate mare cu un conținut ridicat de parafină. Aceste metode sunt similare cu metodele de creștere a temperaturii în sondă, dar necesită mai multă căldură pentru a încălzi rezervorul pe o rază de 2-15 m. un rezervor cu volume limitate de abur (injecție ciclică de abur) sau un front circular de ardere subteran în jurul unui puț de producție, determinat de raza estimată la care este necesară încălzirea rezervorului. În plus, în ultimii ani, s-au dezvoltat diverse tehnologii noi pentru influențarea zonei de formare a găurii, bazate pe utilizarea de reactivi moderni și deșeuri din industria chimică.

9 Întreținerea și repararea puțurilor

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

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

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

Întreținerea sondei este înțeleasă ca un complex de măsuri tehnologice și tehnice care vizează restabilirea productivității acesteia și limitate de impactul asupra zonei de formare a puțului și a echipamentelor amplasate în puț.

Reparația actuală include următoarele lucrări: înlocuirea echipamentului defect, curățarea fundului și puțului, restabilirea productivității rezervorului prin metode separate de stimulare (încălzire, spălare, injectare de substanțe chimice).

Reparația curentă poate fi planificată preventiv și efectuată în scopul inspecției preventive, identificării și eliminării abaterilor individuale în funcționarea puțului, care nu s-au declarat încă.

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

Indicatorii care caracterizează funcționarea sondei în timp sunt factorul de funcționare (KE) și timpul de turnaround (MTB). KE este raportul dintre timpul lucrat de sondă, de exemplu, pe an (TOTR), și perioada calendaristică (TKAL). MCI este timpul mediu dintre două reparații pentru perioada selectată sau raportul dintre timpul total lucrat TOTR pentru anul și numărul de reparații P pentru aceeași perioadă.

KE = TOTR / TKAL;

MCI = TOTR / R;

Modalitățile de îmbunătățire a KE și MRP sunt reducerea numărului de reparații, durata unei reparații și creșterea timpului de funcționare a sondei.

În prezent, peste 90% din toate lucrările de reparații sunt efectuate pe puțuri cu SPU și mai puțin de 5% cu ESP.

În timpul reparației curente se efectuează următoarele operații

1. Transport - livrarea echipamentelor la puț;

2. Pregătitor - pregătire pentru reparație;

3. Declanșarea - ridicarea și coborârea echipamentelor petroliere;

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

5. Final - demontarea echipamentului si pregatirea acestuia pentru transport.

Dacă evaluăm timpul petrecut cu aceste operațiuni, atunci putem observa că principalele pierderi de timp se îndreaptă către operațiunile de transport (acestea ocupă până la 50% din timp), deci principalele eforturi ale proiectanților ar trebui îndreptate spre reducerea timpului de transport. - prin crearea de mașini și unități asamblabile, operațiuni de declanșare - datorită creării de mașini automate fiabile pentru umplerea și desfacerea țevilor și tijelor.

Deoarece reparația actuală a sondei necesită acces la sonda sa, de exemplu. este asociat cu depresurizarea, prin urmare, este necesar să se excludă cazurile de posibil țâșnire la începutul sau la sfârșitul lucrului. Acest lucru se realizează în două moduri: primul și utilizat pe scară largă este „uciderea” fântânii, adică. injectarea în rezervor și puț a unui fluid cu o densitate care asigură crearea presiunii P Zab la fundul puțului. , depășind rezervorul. Al doilea este utilizarea diferitelor dispozitive - dispozitive de tăiere care blochează fundul puțului la ridicarea tubului.

Operațiunile de declanșare (TR) ocupă ponderea principală în soldul total de timp pentru repararea sondei. Ele sunt inevitabile în timpul oricărei lucrări de coborâre și înlocuire a echipamentelor, impact asupra fundului găurii, coloane de spălare etc. Procesul tehnologic al SPO constă în înșurubarea (sau deșurubarea) alternativ a tubulaturii, care este un mijloc de suspendare a echipamentului, un canal pentru ridicarea fluidului produs și alimentarea cu fluide de proces la puț și, în unele cazuri - un instrument pentru pescuit, curățare și alte lucrari. Această varietate de funcții a făcut ca tubularea să fie o componentă indispensabilă a echipamentului de puț pentru orice metodă de operare, fără excepție.

Operatiile cu tubulatura sunt monotone, laborioase si pot fi usor mecanizate. Pe lângă operațiunile pregătitoare și finale, care au specificul lor pentru diferite căi funcționare, întregul proces de declanșare cu tubulatura este același pentru toate tipurile de reparații curente. Operațiile de declanșare cu tije se efectuează în același mod ca și cu țevi, iar deșurubarea (înșurubarea) tijelor se efectuează cu o cheie mecanică a tijei și tije. Procesul se realizează prin deșurubarea alternativă a țevii și a tijei.

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

Ținând cont de specificul lucrării, în departamentele de producție de petrol și gaze se creează ateliere specializate de reparații puțuri. Puțul inclus în revizie rămâne în puțul de exploatare, dar este exclus din puțul de exploatare.

10 Colectarea și tratarea petrolului, gazelor și apei

Produsele care provin din sondele de petrol și gaze nu sunt, respectiv, petrol și gaze pure. Apa de formare, gazul asociat (petrol), particulele solide de impurități mecanice provin din puțuri împreună cu petrolul.

Apa produsă este un mediu foarte mineralizat, cu un conținut de sare de până la 300 g/l. Conținutul de apă de formare în ulei poate ajunge la 80%. Apă minerală provoacă deteriorarea crescută prin coroziune a conductelor, rezervoarelor, uzura conductelor și echipamentelor. Gazul asociat (petrol) este folosit ca materie primă și combustibil.

Este oportun din punct de vedere tehnic și economic să se supune uleiului antrenament specialîn scopul desalinizării, deshidratării, degazării, îndepărtarii particulelor solide.

În câmpurile petroliere se utilizează cel mai adesea o schemă centralizată de colectare și preparare a petrolului (Fig. 2). Colectarea produselor se realizează dintr-un grup de puțuri la unități automate de măsurare în grup (AGZU). Din fiecare sondă, printr-o conductă individuală, petrolul este furnizat către AGZU împreună cu gaz și apa de formare. AGZU înregistrează cantitatea exactă de petrol care provine din fiecare sondă, precum și separarea primară pentru separarea parțială a apei de formare, a gazelor petroliere și a impurităților mecanice cu direcția gazului separat prin conducta de gaz către GPP (instalație de procesare a gazelor). . Uleiul parțial deshidratat și parțial degazat curge prin galeria de colectare către punctul central de colectare (CPS). De obicei, un CPS este aranjat la un câmp de petrol.

Instalațiile de tratare a uleiului și a apei sunt concentrate la CPF. La stația de tratare a uleiului, toate operațiunile tehnologice pentru prepararea acesteia se desfășoară într-un complex. Setul acestui echipament se numește instalație UKPN pentru tratarea complexă a uleiului .

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

1 sondă de țiței;

2 unități automate de măsurare în grup (AGZU);

3 stație de pompare de rapel (BPS);

4 stație de tratare a apei de formare;

5 stație de tratare a uleiului;

6 statie de compresor gaz;

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

8 Parcul rezervorului

Ulei deshidratat, desalinizat și degazat după finalizare controlul final intră în rezervoarele de petrol comerciale și apoi în stația de pompare de cap a conductei petroliere principale.

Deshidratarea uleiului este împiedicată de faptul că uleiul și apa formează emulsii stabile de apă în ulei. În acest caz, apa se dispersează în mediul uleios în picături mici, formând o emulsie stabilă. Prin urmare, pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului, este necesar să se separe aceste mici picături de apă din acesta și să se elimine apa din ulei. Pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului se folosesc următoarele procese tehnologice:

- sedimentarea gravitațională a petrolului,

- nămol de ulei fierbinte,

- metode termochimice,

- desalinizarea electrică și deshidratarea electrică a uleiului.

Procesul de decontare gravitațională este cel mai simplu din punct de vedere tehnologic. În acest caz, rezervoarele sunt umplute cu ulei și păstrate un anumit timp (48 de ore sau mai mult). În timpul reținerii au loc procesele de coagulare a picăturilor de apă, iar picăturile de apă mai mari și mai grele, sub acțiunea gravitației (gravitației), se depun pe fund și se acumulează sub forma unui strat de apă de fund.

Cu toate acestea, procesul gravitațional de decantare a uleiului la rece este o metodă ineficientă și insuficient de eficientă de deshidratare a uleiului. Depunerea la cald a uleiului inundat este mai eficientă atunci când, datorită încălzirii prealabile a uleiului la o temperatură de 50-70°C, procesele de coagulare a picăturilor de apă sunt mult facilitate și deshidratarea uleiului în timpul decantarii este accelerată. Dezavantajul metodelor gravitaționale de deshidratare este eficiența sa scăzută.

Metodele mai eficiente sunt chimice, termochimice, precum și deshidratarea și desalinizarea electrică. Prin metode chimice, în uleiul inundat se introduc substanțe speciale numite demulgatori. Agenții tensioactivi sunt utilizați ca demulgatori. Ele sunt introduse în compoziția uleiului în cantități mici de la 510 la 5060 g la 1 tonă de ulei. Cele mai bune rezultate sunt arătate de așa-numiții surfactanți neionici, care nu se descompun în anioni și cationi în ulei.

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

Îndepărtarea conținutului de apă reziduală se realizează prin utilizarea metodelor electrice de deshidratare și desalinizare. Deshidratarea electrică și desalinizarea electrică a uleiului sunt asociate cu trecerea uleiului prin dispozitive speciale - deshidratoare electrice, unde uleiul trece între electrozi care creează un câmp electric de înaltă tensiune (20-30 kV). Pentru a crește rata de deshidratare electrică, uleiul este preîncălzit la o temperatură de 50-70°C. Când depozitați un astfel de ulei în rezervoare, în timpul transportului său prin conducte și în rezervoare de-a lungul calea ferata o parte semnificativă a hidrocarburilor se pierde din cauza evaporării. Hidrocarburile ușoare sunt materii prime și combustibili valoroși (benzinele ușoare). Prin urmare, hidrocarburile ușoare, cu punct de fierbere scăzut, sunt extrase din ulei înainte de furnizarea uleiului. Această operațiune tehnologică se numește stabilizare a uleiului. Pentru a stabiliza uleiul, acesta este supus rectificarii sau separării la cald. Cea mai simplă și cea mai utilizată în tratarea pe teren a uleiului este separarea la cald, realizată pe o unitate specială de stabilizare. La separarea la cald, uleiul este preîncălzit în încălzitoare speciale și alimentat într-un separator, de obicei orizontal. În separator, uleiul este încălzit la 40-80°C și hidrocarburile ușoare sunt evaporate activ din acesta, care sunt aspirate de compresor și trimise prin unitatea de refrigerare la conducta de colectare a gazelor.

Împreună cu apa de formare purificată, apa dulce obținută din două surse este pompată în formațiuni productive pentru a menține presiunea formațiunii: subterane (fântâni arteziene) și rezervoare deschise (râuri). Apele subterane extrase din fântânile arteziene sunt foarte pure și, în multe cazuri, nu necesită purificare profundă înainte de injectarea în rezervoare. În același timp, apa rezervoarelor deschise este poluată semnificativ cu particule de argilă, compuși de fier, microorganisme și necesită o purificare suplimentară. În prezent, se utilizează două tipuri de captare a apei din rezervoare deschise: sub canal și deschis. Cu metoda sub canal, apa este luată sub fundul râului „sub canal”. Pentru a face acest lucru, în câmpia inundabilă a râului sunt forate puțuri cu o adâncime de 20-30 m și un diametru de 300 mm. Aceste fântâni trec în mod necesar printr-un strat de sol nisipos. Fântâna este întărită cu țevi de carcasă cu găuri pe spițe și țevi de admisie a apei cu un diametru de 200 mm sunt coborâte în ele. În fiecare caz, se obțin două vase comunicante „un puț de râu”, parcă, separate printr-un filtru natural (un strat de sol nisipos). Apa din râu trece prin nisip și se acumulează în fântână. Intrarea de apă din puț este forțată de o pompă de vid sau de o pompă de ridicare a apei și este alimentată către o stație de pompare în cluster (CPS). Cu metoda deschisă, apa este pompată din râu cu ajutorul pompelor și alimentată la o stație de tratare a apei, unde trece printr-un ciclu de purificare și intră într-un bazin. În bazin, cu ajutorul reactivilor coagulanți, se precipită particule de impurități mecanice și compuși de fier. Purificarea finală a apei are loc în filtre, unde nisip pur sau cărbune fin este folosit ca materiale filtrante.

11 Sănătate, siguranță și mediu

La întreprinderile de furnizare a produselor petroliere se desfășoară operațiuni pentru depozitarea, eliberarea și recepția produselor petroliere, dintre care multe sunt toxice, se evaporă bine, sunt capabile de electrificare, pericol de incendiu și explozie. Când se lucrează la întreprinderile din industrie, sunt posibile următoarele pericole principale: incendiu și explozie în caz de depresurizare echipamente tehnologice sau conducte, precum și cu încălcarea regulilor de funcționare și reparare în siguranță a acestora; otrăvirea lucrătorilor din cauza toxicității multor produse petroliere și a vaporilor acestora, în special a benzinelor cu plumb; rănirea lucrătorilor prin rotația și mișcarea pieselor pompelor, compresoarelor și altor mecanisme în absența sau funcționarea defectuoasă a gardului; șoc electric în cazul încălcării izolației părților sub tensiune ale echipamentelor electrice, defecțiuni de împământare, neutilizarea echipamentului individual de protecție; creșterea sau scăderea temperaturii suprafeței echipamentului sau a aerului zonă de muncă; nivel crescut de vibrație; lumina slaba zonă de muncă; posibilitatea de a cădea la întreținerea echipamentelor situate la înălțime. La întreținerea echipamentelor și la efectuarea reparației acestuia, este interzisă: utilizarea focului deschis pentru încălzirea produselor petroliere, a fitingurilor de încălzire etc.; funcționarea echipamentelor defecte; operarea și repararea echipamentelor, conductelor și fitingurilor cu încălcarea reglementărilor de siguranță, în prezența scurgerilor de produse petroliere prin scurgeri în îmbinări și etanșări sau ca urmare a uzurii metalelor; utilizarea oricăror pârghii (rangi, țevi etc.) pentru deschiderea și închiderea supapelor; repararea echipamentelor electrice nedeconectate de la rețea; curățarea echipamentelor și a pieselor mașinii cu lichide inflamabile combustibile; lucrează fără echipament individual de protecție și salopete adecvate. În cazul unei scurgeri de petrol, locul deversarii trebuie acoperit cu nisip și apoi îndepărtat într-un loc sigur. Dacă este necesar, îndepărtați solul contaminat cu ulei. În incinta în care s-a produs scurgerea, degazarea se efectuează cu dicloramină (soluție 3% în apă) sau înălbitor sub formă de suspensie (o parte de înălbitor uscat la două cinci părți de apă). Pentru a evita aprinderea, degazarea cu înălbitor uscat este interzisă. Fumatul la fața locului și în interior spatii industrialeîntreprinderea este interzisă, cu excepția locurilor special amenajate (în acord cu pompierii), unde sunt afișate inscripțiile „Zona pentru fumat”. Intrările la hidranții de incendiu și la alte surse de alimentare cu apă trebuie să fie întotdeauna libere pentru trecerea nestingherită a autospecialelor de pompieri.

În timpul iernii, este necesar să: îndepărtați zăpada și gheața, stropiți cu nisip pentru a preveni alunecarea: punți, scări, treceri, trotuare, poteci și drumuri; îndepărtați prompt țurțurile și crustele de gheață formate pe echipamente, acoperișuri ale clădirilor, structuri metalice.

La început, oamenii nu s-au gândit la ce producție intensivă de petrol și gaze era plină. Principalul lucru a fost să le pompați cât mai mult posibil. Și așa au făcut. La început părea că uleiul aduce numai beneficii oamenilor, dar treptat a devenit clar că utilizarea lui are și un dezavantaj. Poluarea cu petrol creează un nou mediu ecologic, care duce la o schimbare profundă sau la transformarea completă a resurselor naturale și a microflorei acestora. Poluarea solului cu petrol duce la o creștere bruscă a raportului carbon-azot. Acest raport înrăutățește regimul de azot al solurilor și perturbă nutriția rădăcinilor plantelor. Solul prin descompunerea biologică a uleiului se autocurăță foarte lent. Din această cauză, unele organizații trebuie să recultiveze solurile după poluare.

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

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

Principalele surse de poluare a apelor de suprafață și subterane în zonele de producție de petrol sunt deversarea apelor uzate industriale în corpurile de apă de suprafață și canalele de scurgere. Poluarea apare și: în timpul scurgerilor de ape uzate industriale; în caz de rupere la conductele de apă; când scurgerile de suprafață din câmpurile petroliere intră în apele de suprafață; cu curgere de ape foarte mineralizate de orizonturi adânci în orizonturi de apă dulce, din cauza scurgerilor în puțurile de injecție și producție.

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

LA protectia mediului in companie, cu exceptia directii traditionale monitorizarea mediului, utilizare rațională resursele de apă și terenuri recuperate, protecția bazinului aerian, revizia și înlocuirea secțiunilor de urgență ale rețelelor de colectare a petrolului, conductelor de apă, rezervoarelor, sunt introduse în mod activ cele mai recente tehnologii de protecție a mediului.

BIBLIOGRAFIE

1. Akulshin A. I. Exploatarea câmpurilor de petrol și gaze, Moscova, Nedra, 1989.

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

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

4.Instrucțiuni privind protecția muncii pentru lucrătorii atelierului de producție de petrol și gaze. Ufa, 1998.

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

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

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

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

9. Manual de echipamente petroliere. M., Nedra, 1979.

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