RAPORT privind practica industrială (conform profilului de specialitate) 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 și exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze PC 1. 1. Monitorizarea și respectarea principalelor indicatori de dezvoltare a câmpului. PC 1. 2. Monitorizarea și menținerea condițiilor optime pentru dezvoltarea și exploatarea puțurilor. PC 1. 3. Preveniți și eliminați consecințele Situații de urgențăîn zăcămintele de petrol și gaze. PC 1. 4. Efectuați diagnosticare, reparații de rutină și majore ale puțurilor. PC 1. 5. Luați măsuri de protecție mediu inconjuratorși subsol 2

P.M. 02. Exploatarea echipamentelor de zăcăminte de petrol și gaze. PC 2. 1. Efectuați de bază calcule tehnologice privind alegerea echipamentelor de suprafață și de fond de foră. PC 2. 2. Produce întreținere echipamente pentru câmpuri de petrol și gaze. PC 2. 3. Monitorizarea funcționării echipamentelor de suprafață și de fond de foră în faza operațională. PC 2. 4. Efectuaţi curent şi reparatii programate echipamente pentru câmpuri de petrol și gaze. PC 2. 5. Întocmește documentația tehnologică și tehnică pentru exploatarea echipamentelor de zăcăminte de petrol și gaze. Slide numărul 3

P.M. 03. Organizarea activităților unui grup 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. Monitorizarea implementării lucrărilor de producție la producția de petrol și gaze, colectarea și transportul produselor de sondă. Slide numărul 4

Istoria NGDU Aznakaevskneft Oilfield Departamentul „Aznakaevskneft”, al patrulea din cadrul asociației 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 departamentului a fost dezvoltarea câmpurilor petroliere în partea de nord-est a câmpului Romashkinskoye. NGDU Aznakaevskneft a suferit de două ori o restructurare majoră. Prima dată a fost în 1965, când noul departament de producție de petrol Aktyubaneft s-a desprins din acesta, a doua oară a fost în 1996, după fuzionarea cu acesta într-un singur departament de producție de petrol și gaze. Cantitatea maximă de hidrocarburi produsă a fost în 1971. Apoi două departamente conexe au produs aproximativ 18 milioane de tone de petrol. În total, de-a lungul istoriei sale de 55 de ani, departamentul a produs peste 469 de milioane de tone de hidrocarburi. Contribuția echipei la producția totală de 3 miliarde de tone de petrol (2007) este de peste 456 milioane de tone. Slide numărul 5

Conducerea Aznakaevskneft reunește: 7 ateliere de producție de petrol și gaze; 2 ateliere de întreținere a presiunii rezervorului; atelier de pregătire complexă și pompare a uleiului; atelier de reparații puțuri subterane; baza de aprovizionare materială și tehnică și echipamente; atelier de sport și fitness; zona de servicii de productie. Mândria NGDU Aznakaevskneft sunt următoarele facilități sociale ale întreprinderii: o școală de echitație în satul Aktyubinsky și taberele de sănătate „Beryozka” și „Orlyonok”. În fiecare an, peste o mie de copii și adolescenți ai angajaților companiei se relaxează și își îmbunătățesc sănătatea aici. Slide numărul 6

Șeful NGDU Aznakaevskneft Născut în Almetyevsk TAASR. Absolvent al Institutului Petrochimic și Industriei Gazelor din Moscova, care poartă numele. I.M. Gubkin cu o diplomă în tehnologie și mecanizare integrată a dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze (1986), Academia de Economie Națională a Guvernului Federației Ruse cu o diplomă în afaceri cu petrol și gaze (2001). În 1986-1994 - cale de la operator la șef de producție de petrol și gaze la CDNG-1 NGDU Almetyevneft. Din 2015 - șef al Departamentului de producție de petrol și gaze „Aznakaevskneft” al OJSC „Tatneft”. Candidat la Științe Economice. Zalyatov Marat Marsovich 8

Condiții de muncă La NGDU „Aznakaevskneft” organizarea condițiilor de muncă și a zonelor de recreere nivel inalt. Toate condițiile au fost create pentru munca confortabilă și odihnă pentru operatori. Slide 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” este o împărțire clară a lucrurilor în necesare și inutile și a scăpa de acestea din urmă. „menținerea ordinii” (purețea) - organizarea depozitării lucrurilor necesare, ceea ce vă permite să le găsiți și să le utilizați rapid și ușor. „keeping clean” (curățare) - menținerea locului de muncă curat și ordonat. „standardizare” (menținerea ordinii) - conditie necesara pentru a finaliza primul trei reguli. „îmbunătățire” (formarea obișnuirii) - cultivarea obiceiului de a respecta cu strictețe regulile, procedurile și operațiunile tehnologice stabilite. Slide numărul 10

Fracturarea hidraulică este efectuată pentru a crește permeabilitatea zonei de fund a găurii a formațiunii, creând condiții care facilitează curgerea fluidului de formare către carcasa de producție sau, în consecință, intrarea acestuia în formațiune în timpul funcționării unui puț de injecție. În timpul fracturării hidraulice, fisurile vechi și noi formate lărgite servesc drept canale pentru curgerea fluidului de formare. Slide numărul 11

Complex de echipamente de fracturare hidraulică Disponibilitatea cantității necesare de echipamente și echipamente: - Unități de pompare AHA-105 M - 2 -3 buc. -Unități de pompare CA-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. -Autocisterne - 6 buc. -Pompa de vid - 1 buc. - Buldozer - 1 buc. -Camion cu nisip (basculantă) - 1 buc. -Macara de camion - 1 buc.

Accidente în timpul fracturării hidraulice Cauzele unui accident pot fi 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 de mai multe ori. Toate componentele și conexiunile sunt, de asemenea, verificate și se efectuează o inspecție vizuală. Maistrul echipei de lucru și șeful procesului de fracturare hidraulică întocmesc un raport de pregătire, efectuează o lansare de probă a geniului în formațiune, după care se obțin informații mai precise despre formație și, prin urmare, evaluează posibilitatea de a efectua afară evenimentul. 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 situații de urgență nedorite. La urma urmei, procesul se desfășoară la o adâncime de câțiva kilometri și orice greșeală se poate termina foarte rău. Slide numărul 13

Compoziția de argilă acidă a GKK stă la baza tehnologiei de tratare cu acid în zona de fund a formațiunilor de argilă terigenă. Tehnologia implică injectarea secvenţială de melci PAX şi GKK în rezervor. Slide numărul 14

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

Diagrama tehnologică a conductelor echipamentului la pomparea compozițiilor argiloase acide ale compoziției KSK 1 - Unitate de pompă, 2 - camion cisternă, 3 - unitate de acid, 4 - cap de puț, 5 - rezervor de jgheab, - 6 - supapă de reținere Slide Nr. 16

Combaterea depozitelor de sare din puțurile de producție Formarea sării în timpul dezvoltării și exploatării câmpurilor petroliere este o problemă complexă. Depunerile de sare duc la deteriorarea unităților de pompare, înfundarea conductelor și a suprafețelor interne ale echipamentelor. Formarea de sare se poate dezvolta în porii rocilor din zona de lângă sondă, reducând permeabilitatea acestora. Sedimentele includ gips, calcit și barit. Sulfura de fier, compușii de hidrocarburi solizi ai petrolului, cuarțul și particulele de argilă din rocă se găsesc sub formă de impurități în sedimente. 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 pentru prevenirea detartrajului, bazate pe utilizarea de reactivi inhibitori chimici, sunt în prezent cele mai răspândite. Ele fac posibilă asigurarea unei protecție de înaltă calitate și de lungă durată a echipamentelor împotriva depunerilor de calcar de-a lungul întregii căi de mișcare a amestecului apă-ulei. Slide 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 instalatii de dozare in grup sau instalatii de tratare a uleiului. Blocul BR 2, 5 este format dintr-un cadru de sanie, o cabină termoizolată, un rezervor de proces, 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 control de închidere, sisteme de monitorizare și control . Slide numărul 19

Injecția simultană separată (SDI) este o tehnologie care asigură alimentarea cu apă separat fiecărui strat (sau grup de straturi) sub diferite presiuni, în conformitate cu proprietățile rezervorului fiecărui strat. În prezent, se pot distinge două scheme tehnologice principale de echipare a puțurilor de injecție pentru implementarea ORZ: sisteme cu două canale pentru pomparea apei în două straturi: injectarea apei prin două coloane de tuburi amplasate concentric injectarea apei prin două coloane de tuburi amplasate excentric; sisteme de injecție de apă cu un singur canal în două sau mai multe straturi într-o coloană de pompare. Glisați țevile compresorului. nr. 21

Schema de amenajare ORZ 2 M-122(140)-73(89)/73 -350 -25 SCHEMA PENTRU ORZ pentru injectare si Furnizarea unui set de sonde piezometrice pentru ansamblu multi-packer de fund pentru dezvoltare multistrat cu putere electrica de 146 , 168, 178 m. Aranjament 2 ambalatori. Caracteristici distinctive de proiectare: 1. Dispunerea ORZ este coborâtă în puț, ceea ce crește semnificativ probabilitatea de extracție a echipamentului. o coborâre; 2. 2. Din sarcina axială a șirului de tuburi 3. Experiență pozitivă în extragerea acestui echipament - 100% succes, extragerea mai întâi după 4-12 luni de funcționare - 20 de operații, rezultatul - ansamblul este activat complet; este extras). 4. PIM, apoi ambalatorul PIM-OZ 5. Utilizarea 3. Separator de coloană special conceput RM-73/73 pentru ansambluri de ambalare tip presiune ORZ marca PSN, cu capacitate de reglare, proiectat pentru încărcături automate de aterizare. Această cerință este foarte importantă pentru puțurile cu unghiuri mari de deconectare a șirului de conducte cu un set de curbură (60 de grade sau mai mult) și abateri azimutale (puțuri superioare în formă de S). 6. Ambalator PIM-OZ din partea inferioară 7. Folosiți ca packer-suport precum pacherul PS, care s-au dovedit în operațiunile de fracturare hidraulică și tehnologică. PIM în caz de urgență, Laturi pozitiveîn comparație cu alte ambalătoare rusești (PRO-YaMO, cu o creștere a excesului de POM) și cele importate (Omegamatic, Retrievablematic): încărcăturile șirului de tuburi sunt mai mari de 10 tone. 22 Slide Nr.

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI

FEDERAȚIA RUSĂ

AGENȚIA FEDERALĂ PENTRU EDUCAȚIE

GOUVPO „UNIVERSITATEA DE STAT UDMURT”
FACULTATEA DE PETROLIE

Departamentul Dezvoltarea și Exploatarea Câmpurilor de Petrol și Gaze

pentru a doua practică industrială
Conţinut
1. Introducere…………………………………………………………………………………………….3

2. Caracteristicile depozitului…………………………………………………………………4

3. Obiecte de dezvoltare și caracteristicile acestora…………………………………5

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

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

6. Indicatori ai dezvoltării rezervoarelor (formarea productivă)…………17

7. Schema de instalare a unei pompe cu tijă de fund (USSHN)…………....18

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

9. Racorduri filetate ale conductelor pompa-compresor si

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

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

11. Modul de funcționare tehnologic al USSHN la constantă

12. Mod de operare tehnologic al USSHN cu periodic

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

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

14. Instrumente pentru studiul funcţionării pompelor de sondă……………..29

15. Rezultatele studiului lucrării USSHN………………………………………..37

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

17. Dispozitive pentru combaterea depunerilor de parafină în

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

18. Schema instalației de contorizare în grup…………………………………40

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

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

21. Responsabilitati functionale operator pentru producția de petrol și gaze…….43

22. Asigurarea cerinţelor de securitate a muncii în timpul întreţinerii

puțuri de producție…………………………………………………………….44

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

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

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

26. Tehnic indicatori economici activitățile NGDU………51

Lista referințelor………………………………………………………...53

1. INTRODUCERE

Am făcut un stagiu la OJSC Udmurtneft NGDU Votkinsk la câmpul Mishkinskoye în echipa de producție de petrol și gaze. A deținut funcția de operator de producție de petrol și gaze de categoria a IV-a.

Am fost repartizat la un operator de categoria a 5-a, sub îndrumarea căruia mi-am făcut stagiul. În timpul stagiului, am primit instrucțiuni privind siguranța electrică și siguranța electrică, am făcut tururi, unde am observat funcționarea sistemului de control și a sistemului de alimentare cu gaz, am lucrat la un computer, unde am compilat versiune electronica diverse scheme.

Am avut impresii bune de la antrenament. În primul rând, maestrul s-a asigurat că primesc cât mai multe informații cu privire la responsabilitățile unui operator de producție de petrol și gaze: a dat instrucțiuni operatorului care mi-a fost atribuit, iar după 3 săptămâni de practică, a dat un examen cu privire la cunoștințele pe care le aveam. dobândise. În al doilea rând, dorința operatorilor înșiși de a vorbi despre munca lor.

Aproape în fiecare zi am fost pe 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 districtelor Votkinsk și Sharkansky la nord de orașul Votkinsk.

Zona câmpului este situată în bazinul râului Kama și ocupă bazinele hidrografice ale râurilor Votka și Siva. Altitudinile absolute ale reliefului 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.

Clima zonei este temperat continentală, 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 scop RAP este situată pe râul Siva. Sursa de alimentare este substația 220/110/35/6 kV „Siva”. Tratarea uleiului se efectuează la Uzina Centrală de Procesare Mishkinskoye, situată pe teritoriul câmpului.

Structura Mishkinskaya este complicată de două domuri: cea de vest - Votkinsk și cea de est - Cherepanovsky.
^ 3. OBIECTE DE DEZVOLTARE SI CARACTERISTICILE LOR

La câmpul Mishkinskoye s-au înregistrat spectacole petroliere în rocile din stadiul Tournaisian și peste orizont Yasnaya Polyana (straturile Tl-0, Tl-I, Tl-II, Bb-I, Bb-II, Bb-III), Carboniferul inferior, în etapa Bashkir și orizontul Vereiskian (straturile B-II, B-III) ale etapei Moscove a Carboniferului Mijlociu.

Potențialul de petrol și gaze al secțiunii a fost studiat prin miez, probe de sol laterale, analiza materialelor de exploatare pe teren, exploatarea gazelor și rezultatele testelor de intrare în puț.

Etapa Turneziană

Trei zăcăminte de petrol au fost descoperite în zăcăminte tournaisiene, limitate la trei structuri: cupolele de vest și de est ale ridicărilor Votkinsk și Cherepanovsky. Stratul industrial purtător de petrol este un strat de calcar poros-cavernos la vârful orizontului Cherepetsky cu o grosime de până la 36 m. Cea mai înaltă parte a zăcămintei de petrol a fost găsită pe ridicarea Votkinsk, în puțul nr. 180 la. o altitudine de 1334 m A fost descoperit un mic depozit în zona de 184 de fântâni cu o altitudine maximă de 1357 m.

Panta suprafeței OWC (de la puțul nr. 189 la puțul nr. 183) a domului West Votkinsk este observată la 2 - 2,5 m. Prin urmare, OWC este luată la nivelul de 1356 - 1354 m zăcământul de petrol de pe cupola West Votkinsk este de 32 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 8x5 km.

Pe cupola Est Votkinsk, poziția medie a OWC este convențională de 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, OWC este acceptată în mod convențional la 1370 m. Înălțimea zăcământului de petrol din această ridicare este de 4,5 m, dimensiunile sale sunt de aproximativ 4,5x2 km. Prezența straturilor intermediare dense trasate pe o suprafață mare și eșantionarea puțurilor din apropierea domului 211, 190, 191 demonstrează structura masivă stratificată a pământului.

Spectacole de ulei ale orizontului Kizilovsky au fost găsite în partea inferioară într-un strat de calcar fin-poros. Rezultatele eșantionării indică proprietăți slabe de rezervor ale formării productive a orizontului Kizilovsky.

OWC al zăcământului Kizilovskaya este luat condiționat la nivelul 1330,4 – 1330 m.

Yasnaya Polyana superorizont

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

În orizontul Bobrikovsky pot fi urmărite trei straturi poroase. Influxul industrial de petrol din formațiunea Bb-III a fost obținut în puțul nr. 211 și ulei cu apă din puțul nr. 190.

Stratul Bb-II a fost urmărit în toate puțurile, dezvăluind Carboniferul Inferior și numai în puțul nr. 191 a fost înlocuit cu roci impermeabile.

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

În orizontul Tula, conținutul de petrol comercial a fost stabilit în trei straturi Tl-0, Tl-I, Tl-II. În supraorizontul Yasnaya Polyana, zăcămintele de petrol sunt limitate la structuri: domurile Votkinsk de Vest și Est și ridicarea Cherepet. Grosimile cele mai nesemnificative ale straturilor impermeabile care separă straturile purtătoare de petrol ale supraorizontului Yasnaya Polyana și adesea conexiunile straturilor permeabile între ele și variabilitatea lor litologică ne permit să presupunem un tip de depozite stratificat cu un singur OWC pentru toate straturile. a ridicării Votkinsk și separat pentru straturile Cherepanovsky.

OWC a ridicării Cherepanovsky pentru formațiunile Tula Tl-I, Tl-II, Tl-0 este luată de la baza formațiunii Tl-II, care a produs petrol anhidru în puțul nr. 187 la o altitudine de 1327,5 m.

Etapa Bashkir

Spectacole de petrol în sedimentele etapei Bashkirian au fost găsite în toate puțurile care au descoperit zăcăminte de petrol și au fost caracterizate prin miez. În plus, expozițiile de ulei sunt situate în partea superioară, mai densă a secțiunii. Grosimea straturilor 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 feței cu acid clorhidric. Fluctuațiile semnificative ale valorilor afluxului 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 1006,6 m. Înălțimea zăcământului este de aproximativ 38 de metri, dimensiunile zăcământului sunt de 16x8 km. OWC este acceptat condiționat la cota de 1044 m.

Z Zăcămintele de petrol ale ridicării Cherepanovsky nu au fost suficient studiate. Este separat de depozitul de ridicare Votkinsk printr-o zonă de deteriorare a proprietăților rezervorului de roci carbonatice. OWC a ridicării Cherepanovsky a fost acceptată la nivelul de 1044 m.

Orizontul Vereisky

În orizontul Vereisky pot fi urmărite în principal două straturi de petrol, separate prin straturi de noroi și calcare argiloase. Grosimea calcarelor efective saturate cu ulei B-III variază de la 0,6 la 6,8 m (puţul nr. 201). Cea mai joasă altitudine de la care a fost obținut uleiul anhidru este de 1042,8 metri (puțul nr. 214). Cea mai mare cotă a zăcământului de petrol din formațiunea B-III este de 990 m OWC este acceptată la nivelul de 1042 m. Înălțimea zăcământului admis este de 1042 metri și este de aproximativ 52 m conturul sunt de aproximativ 25x12 km. Grosimea părții efective a formațiunii 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. OWC a fost acceptat la 1040 m Înălțimea zăcământului în OWC admis este de 104 m și este egală cu aproximativ 50 m aproximativ 25x12 km. Zăcăminte de petrol de tipul rezervoarelor B-II și B-III.

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

^ 4. PROPRIETĂȚI DE ZACUROR ALE FORMATIUNILOR PRODUCTIVE
Etapa Turneziană

Etapa Tournaisiană este reprezentată de roci carbonatice – calcare ale orizontului Cherepetsky și Kizilovsky. Godeurile conțin de la 1 (godeu nr. 212) până la 29 (godeu nr. 187) straturi poroase. Grosimea soiurilor poroase identificate variază de la 0,2 la 25,2 m. Grosimea totală a rezervoarelor orizontului Cherepetsky în partea studiată variază de la 10,8 (puțul nr. 207) la 39,2 m (puțul nr. 193). În aproape toate puțurile din vârful etapei tournaisiene se disting straturile intermediare, acesta fiind de regulă 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 cărui număr ajunge la 8. Grosimea totală a rezervorului Kizelovsky crește în acest caz până la 6,8 m.
Yasnaya Polyana superorizont

Depozitele supraorizontului Yasnaya Polyana sunt reprezentate de gresii, siltstone și argile alternante ale orizontului Bobrikovsky și Tula. Orizontul Bobrikovsky include straturile de gresie Bb-II și Bb-I, iar orizontul Tula include Tl-0, Tl-I, Tl-II. Aceste straturi pot fi urmărite în întreaga zonă a câmpului Mishkinskoye. Grosimea totală a rezervoarelor din orizonturile Bobrikovsky și Tula variază de la 7,4 m (puțul nr. 188) la 24,8 m (puțul nr. 199).
Etapa Bashkir

Este reprezentat prin alternarea calcarelor dense si 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 Jnj indică o cavernozitate semnificativă a calcarelor. Numărul de straturi poroase din puțuri variază în funcție de zonă de la 5 (puțul nr. 255) la 33 (puțul nr. 189). Grosimea soiurilor poroase distinse variază de la 0,2 la 21,0 m. Grosimea totală a rezervoarelor din etapa Bashkir variază de la 6,8 m (puțul 205) la 45,5 m (puțul nr. 201).
Orizontul Vereisky

Zăcămintele Verei sunt reprezentate de siltstones și roci carbonatice alternate. Rezervorul productiv este limitat la sedimente carbonatice, care sunt poroase și permeabile. Există două straturi B-III și B-II.

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

Indicatori	Orizontul Vereisky	Etapa Bashkir	Orizontul Yasnaya Polyana	Etapa Turneziană
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 Vereisky sunt grele, foarte vâscoase, densitatea petrolului în condiții de rezervor este în intervalul 0,8717 - 0,8874 g/cm 3 și în medie este de 0,8798 g/cm 3 . Vâscozitatea uleiului în condiții de rezervor variază de la 12,65 la 26,4 SP și 18,4 SP a fost presupus în calcule.

Valoarea medie a presiunii de saturație este considerată a fi 89,9 atm. Uleiurile orizontului Vereisky sunt slab saturate cu gaze, factorul de gaz este de 18,8 m 3 /t.

Pe baza rezultatelor analizei probelor de ulei de suprafață s-a stabilit: densitatea uleiului este de 0,8963 g/cm 3 ; probele de ulei din orizontul Vereisky conțin 3,07% sulf, cantitatea de rășini de silicagel variază de la 13,8 la 21% și este în medie de 15,6%. Conținutul de asfaltenă este în intervalul 1,7 - 8,5% (valoare medie 4,6%), iar conținutul de parafină este de 2,64 - 4,8% (medie 3,6%).
Etapa Bashkir

Datele analizei arată că petrolul din stadiul Bashkirian este mai ușor decât petrolul din alte formațiuni ale câmpului Mishkinskoye, densitatea petrolului în condiții de zăcământ este de 0,8641 g/cm 3 . Vâscozitatea uleiului este mai mică decât cea a orizontului Vereisky și este determinată a fi de 10,3 cp. Presiunea de saturație pentru etapa Bashkirian ar trebui luată egală cu 107 atm. Factorul de gaz pentru formare 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 Bashkirian 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 asfaltenă este în intervalul 3,6 - 6,4% (medie 4,51%), iar conținutul de parafină este de 2,7 - 4,8% (medie 3,97%).
Yasnaya Polyana superorizont

Petrolul din orizontul Tula este greu, greutate specifică 0,9 g/cm3, foarte vâscos 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 la sută în volum.

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

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

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

Pe baza conținutului de heliu din gazul de contur al supraorizontului Yasnaya Polyana (0,042%) și stadiului Cherepetsky (0,071%), este de interes industrial, dar datorită factorilor gazosi scăzuti, i.e. minerit mic heliu, rentabilitatea extracției acestuia este pusă sub semnul întrebării. Conținutul de heliu în gazul asociat al orizontului Vereisky și al stadiului Bashkirian este de 0,0265%, respectiv 0,006%.
^ APA PRODUSĂ
Orizontul Vereisky

Abundența de apă a straturilor din partea superioară a orizontului Verei nu a fost practic studiată. Saramurile de formare au o densitate de 1,181 g/cm3, o primă salinitate de 70 și conțin B - 781 mg/l, J - 14 mg/l și B 2 O 2 - 69,4 mg/l. Compoziția gazului dizolvat în apă este dominată de azot - 81%, metan - 13%, etan - 3,0% și substanțe mai grele - 0,3%.
Etapa Bashkir

Apele zăcămintelor Bashkir au o compoziție ionică-sare similară și o mineralizare și metamorfizare ceva mai puține decât apele complexelor de mai sus și de la bază. Mineralizarea apei în sedimentele Bashkir nu depășește 250-260 mg/l., Cl – Na/Mg nu depășește 3,7; SO4/Cl nu depăşeşte 0,28; mg/l continut de brom 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 – 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, care nu depășește 50 mg/l. Conținuturile nesemnificative de sulfat servesc drept corelativ pentru distingerea apelor complexului Yasnaya Polyana de apele complexelor superioare și subiacente.

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

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

Apele din stadiul Tournaisian sunt foarte mineralizate. Se caracterizează printr-un conținut ridicat de calciu de 19%, raport echivalent Cl-Na/Mg peste 3; SO4/Cl – 100-0,12*0,25. Conținut de brom 552-706 mg/l; iod 11-14 mg/l; NH4 79-89 mg/l; B203 39-84 mg/l; potasiu 1100 mg/l; stronțiu 4300 mg/l;
Proprietățile fizico-chimice ale petrolului în condiții de rezervor

Indicatori	Orizontul Vereisky	Etapa Bashkir	Orizontul Tula	Etapa Turneziană
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
Factor de gaz, m 3 /t	18,8	24,7	12,2	7,0
Factorul de compresibilitate	9,1	8,0	5,3	6,0
Coeficientul 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	Etapa Bashkir	Orizontul Tula	Etapa Turneziană
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 fizico-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 Vereisky
50406,8		2879,2	15839,5				113600,0		738,2				134,2					183714,5
Apele scenei Bashkir
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. INDICATORI DE DEZVOLTARE A DEPOZITURILOR

(formație productivă)

Indicatori pentru 2003	Orizontul Vereisky	Etapa Bashkir	Orizontul Tula	Etapa Turneziană	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
Factorul mediu de gaz, 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 prima practică educațională, a avut loc în NGDU „Almetyevneft”, NGDU Yamashneft, terenul de testare al NGDU „Elkhovneft”.

Locul stagiului Almetyevsk.

Începutul practicii 2.04.2012 sfârşitul practicii 20.04.2012

Şef de practică

de la Departamentul RiENGM Nadyrshin R.F.

Almetyevsk, 2012

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

PROPRIETĂȚI DE BAZĂ ALE ZAZCARELOR DE ȚEI ȘI GAZE.......... ....4

CARACTERISTICILE GEOLOGICE ALE DEPOZITĂRILOR….…11

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

Funcționarea cu curgere a puțurilor………………………………….…13

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

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

Operații de bază efectuate la întreținerea puțurilor mecanizate……………………………………………………………………………… 30

Reparații subterane și majore la fântâni…………………………………….. 32

Metode de influențare a părții din apropierea sondei a formațiunii…………. ..34

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

5. ORGANIZAREA RPM LA INSTALATIILE DE PESCUIT………….…45

6. SCURTĂ CARACTERISTICI ALE TIPURILOR DE LUCRĂRI DE ÎNTREȚINERE ȘI REPARARE A CONDUCTELOR….…………….….. 48

7. MĂSURI DE SIGURANȚĂ LA EFECTUAREA LUCRĂRILOR DE ÎNTREȚINERE ȘI REPARAȚII FÂNȚII……………………….…..… 50

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

Introducere

Practica introductivă este etapa inițială a pregătirii. Vă ajută să vă familiarizați cu profesia înainte de a începe să studiați discipline speciale. Această practică a avut loc la întreprinderile de producție de petrol și gaze Yamashneft, Almetyevneft și 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 câmpurilor petroliere.

Familiarizarea cu principalele echipamente utilizate la forarea și exploatarea sondelor de petrol și gaze.

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

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

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

În cadrul practicii educaționale, am vizitat și ne-am familiarizat cu amenajarea GZNU-6, BPS-1, precum și cu un grup de puțuri destinate producerii de energie electrică. De asemenea, obiectele vizitei noastre au fost „GZNU, DNS-61, KNS-121 NGDU Almetyevneft”, în plus, am vizitat o instalație de foraj, mașini de prelucrare și sectoare de antrenament ale NGDU Elkhovneft, pentru repararea echipamentelor și organizarea de concursuri între angajați.

1 DATE INIȚIALE

1.1 Scurte caracteristici geologice și de câmp ale câmpului

Structura geologică a zăcământului Bukhara include sedimente devoniene, carbonifere, permiene și cuaternare.

Din punct de vedere tectonic, 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 consolidată a domului sudic de valul Aktash-Novo-Elkhovsky. De-a lungul suprafeței subsolului cristalin, se observă o tasare în trepte de amplitudine redusă în direcțiile nord și nord-est. Pe acest fundal, sunt conturate o serie de blocuri de subsol ridicate, relativ înguste, alungite în direcțiile meridional și submeridional și jgheaburile asociate asemănătoare grabenului.

Amplasarea zonei de depozit în zonele din apropierea jgheabului Nijnekamsk a sistemului Kama-Kinel predetermina o schimbare vizibilă a planurilor structurale ale depozitelor Devonianului superior și Carboniferului inferior. În secțiunea secvenței sedimentare devoniene, acestea corespund unor terase și jgheaburi structural slab definite. Depozitele supraiacente au un plan structural mai complex, care se caracterizează prin zone clare, asemănătoare umflăturii liniar alungite, complicate de ridicări locale de ordinul al treilea. Împreună cu caracteristicile planului structural moștenit, noi formațiuni sedimentare locale apar sub formă de structuri de recif din epoca Frasnian-Famennian superior și structurile înconjurătoare asociate - ridicările Nalimovskoe Superioară și Nalimovskoe Sud. Amplitudinile acestor structuri de-a lungul vârfului etapei tournaisiene ajung la 65-70 m. Practic, elementele locale caracteristice câmpului Bukhara sunt ridicări de amplitudine redusă de ordinul trei. În zona câmpului, suprafața etapei Tournaisian este complicată de zone de incizie „canal”, identificate pe baza rezultatelor lucrărilor CDP detaliate din regiunea Zainsky din lotul de cercetare seismică 9/96, care au fost confirmate în principal prin forajul efectiv în 1997. -2000.

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

Conform secțiunii câmpului Bukhara, conținutul de petrol de intensitate variabilă a fost stabilit pentru o serie de orizonturi în Devonianul superior și Carboniferul inferior.

Productive în teren sunt depozitele terigene ale orizontului Pashiysky, Kynovsky și Bobrikovsky, rezervoarele de carbonat ale orizontului Semiluksky, Buregsky, Zavolzhsky și stadiul Tournaisian. Au fost identificate în total 47 de zăcăminte de petrol, care au dimensiuni și niveluri de ulei diferite. Ele sunt controlate de ridicări locale individuale sau de un grup de structuri. Acumulările industriale de petrol din orizontul Pashi 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 îmbină sau au punți de argilă subțiri cu o grosime de 0,8-1,2 m distins ca o unitate independentă cu propriul VNK.

D 1 -c este reprezentat de gresii cu granulație fină bine sortată, se află în partea de jos a orizontului Pashi la o adâncime de 1741,6 m, este clar corelat conform materialelor GIS și este separat de formațiunea D 1 -a + b printr-un pod de 4,6 m grosime tip rezervor - poros . Conținutul de ulei al formațiunii D 1 -v este limitat ca suprafață. Este asociat cu doar 2 depozite în partea de sud și unul în partea de mijloc a câmpului. Capacitatea portantă a petrolului a fost stabilită în 13 sonde pe bază de materiale GIS, testarea fiind efectuată în 10 dintre acestea, debitele de petrol în care variază de la 0,3 la 22,1 tone/zi. Grosimea efectivă saturată de ulei a formațiunii variază de la 0,6 la 2,8 m. Rezervorul D 1 -v este acoperit în principal de apa de fund. În multe sonde, s-au descoperit OWC directe, folosind valorile medii ale cotelor OWC pentru puțuri, ținând cont de găurile de perforare inferioare.

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

În total, au fost identificate 13 zăcăminte de petrol, limitate la ridicări seismice de ordinul trei. Depozitele sunt mici ca marime si inaltime. Șapte dintre ele au fost descoperite de o singură fântână. Tipul depozitelor - strat-arh. OWC a fost descoperit 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 funcție de poziția contactului apă-ulei, determinată din GIS și rezultate de prelevare, în rest numai în funcție de cota absolută a bazei uleiului inferior. strat saturat. Scăderea structurilor se observă în direcția nord. Cotele absolute ale OWC, 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 modificări conform datelor MOV NVSP. Zăcământul de petrol din zona sondei 790 (ridicarea Verkhne-Nalimovskoye) și-a schimbat brusc orientarea din direcția submeridiană, conform rezultatelor cercetărilor seismice spre nord-est, conform rezultatelor NVSP MOV. Dimensiunea depozitului a fost redusă la jumătate. Zăcământul de petrol din zona sondei 736 și-a schimbat direcția de la nord-vest la nord-est, dimensiunea sa a crescut ușor. În zăcămintele de petrol limitate la ridicarea Buharei de Est (zona sondei 793a) și în zona sondei 788, ale căror rezerve de petrol nu au fost aprobate de Comitetul rezervelor de stat al Federației Ruse, zona cu petrol s-a dublat. Zăcământul de petrol din zona sondei 785 din nord-vest este limitat de linia de perturbare tectonă identificată de NVSP, dincolo de care a fost detectată o defecțiune 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 de gestionare a rețelei de profile seismice în unele zone ale terenului, reprocesarea întregului material disponibil de sondaj seismic și efectuarea resurfațării la intensitate scăzută a sondajului seismic în puțurile propuse în capitolul explorare suplimentară, este necesară clarificarea rezervelor de petrol ale zăcământului în conformitate cu rezultatele obținute.

Grosimea totală a sedimentelor orizontului Pashi este în medie de 22,8 m, cea efectivă saturată de petrol este de 1,9 m, ceea ce se reflectă în consecință în coeficientul de nisip - 0,071, iar coeficientul de nisip pentru partea saturată cu ulei este de 0,631. Coeficientul de fragmentare este 4,067.

Mai sus în secțiune, la o adâncime de 1734,2 m, se află depozite productive ale orizontului Kynovsky, limitate la stratul D 0 -v. Lacul de acumulare este reprezentat în principal de siltstones, mai rar de gresii cu granulație fină și de cuarț. Tipul rezervorului este poros.

Stratul D 0 -v este dezvoltat în întreaga zonă. Pe baza acestuia, au fost identificate și delimitate 11 zăcăminte de petrol, care se suprapun în principal din punct de vedere al zăcămintelor din zăcămintele Pashi. În 25 de sonde forate în 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 depozitelor - strata-bolta. OWC a fost descoperit în 14 sonde. Contururile purtătoare de ulei au fost trasate pe baza rezultatelor prelevării, 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 bazei stratului 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. Numărul de straturi intermediare este de 1 - 4, coeficientul de disecție este de 1,852. Grosimea totală efectivă saturată de ulei a straturilor intermediare variază între 0,6 - 0,62 m, media este de 2,2 m. Coeficientul de nisip a fost de 0,712. Grosimea stratului impermeabil dintre straturile saturate cu ulei este mică - 0,6-1,4 m.

1.2 Proprietăți de rezervor ale orizonturilor productive

Depozitele orizontului Pashiy și Kynov 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. Boabele de cuarț sunt semirotunde, boabele sunt bine sortate, ambalajul este mediu, dens pe zone. Conform analizei granulometrice, gresiile sunt cu granulație fină (50,1% - 80,8%) cu un mic amestec de fracțiune medie-psamitică (0 - 10,3%), foarte lămoșioasă, argiloasă (2,7 - 7,1%). Conținutul de var variază de la 0,1 la 3%.

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

Siltsstones sunt cuarț în compoziție cu o bună sortare a granulelor. Dupa compozitia granulometrica: granulat grosier (43,6-63,7%), mediu si foarte nisipos (11,2-44,7%), usor argilos (2,2-5,3%) cu un mic amestec de fractiune de nămol mediu si fin (1,5-8,1%) ). Tipul de ciment este regenerativ, de contact și poros. Porozitatea siltstones în funcție de miez variază de la 15 la 21,2%, permeabilitatea - de la 9,6 la 109,9 * 10 -3 μm 2.

Porozitatea rezervoarelor sedimentelor Pashi, determinată din GIS (47 puțuri) și miez (3 puțuri - 33 determinări), este aproape aceeași: 19,7% și 20,5%, saturația petrolului este de 71,9 și, respectiv, 81,6%. Parametrii de permeabilitate determinați din rezultatele studiilor de exploatare a puțurilor, miez și hidrodinamic, datele sunt prezentate în Tabelul 1.2.1. Pentru proiectare, valoarea medie din rezultatele înregistrării puțurilor a fost considerată cea mai reprezentativă (46 sonde - 151 determinări), care este egală cu 0,13 µm 2. Valorile standard ale coeficienților de porozitate, saturație a uleiului și permeabilitate pentru rezervoarele terigene din epocile Pashiy și Kynov sunt identice și sunt, respectiv: 0,115, 0,55 și 0,013 μm 2.

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

Zăcămintele Pashi se caracterizează printr-un conținut în general scăzut de nisip (0,071), iar în partea saturată cu ulei - 0,631. Eterogenitatea obiectului este indicată de valoarea destul de mare a disecției sale, egală cu 4,067. Grosimea totală a orizontului este în medie de 22,8 m, cea totală saturată de petrol este de 1,9 m. Valoarea medie mare a grosimii efective (10,7 m) indică prezența unei părți semnificative saturate de apă în straturile cu apă de fund.

Acoperirea depozitelor zăcămintelor Pashi sunt pietre de noroi din epoca Kynovsky cu o grosime de 2 până la 6 m.

Proprietățile rezervorului zăcămintelor Kynov sunt caracterizate prin date de bază, rezultate de înregistrare a puțurilor și studii hidrodinamice. Conform primei, 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 ceea ce privește proprietățile lor capacitive de filtrare, ele sunt clasificate ca de mare capacitate, foarte permeabile. Tip rezervor - poros.

Grosimea totală a zăcămintelor Kynovsky este în medie de 19,3 m, grosimea medie saturată cu ulei este de 2,2 m, grosimea efectivă este de 3,0 m Rezervoarele se caracterizează printr-o eterogenitate ridicată - disecție 1,852, conținut ridicat de nisip - 0,712. Acoperirea zăcămintelor Kynov este argilă de aceeași vârstă până la 10 m grosime.

1.3 Proprietăţile fizico-chimice ale fluidelor de formare

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

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

Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor sunt prezentate în tabel

Tabelul 1 Proprietăți fizico-chimice


Nume	Orizontul pashisky
	Numărul de examinați	Gamă
			schimbări	sens


Presiunea de saturație a gazului, MPa

degazare, m3/t

degazare, fracțiuni de unități.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s


Apa produsa
Continuarea tabelului 1


incl. hidrogen sulfurat, m3/t

Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare totală, g/l
Densitate, kg/m3
Orizontul Kynovsky

Presiunea de saturație a gazului, MPa

degazare, m3/t
Coeficient de volum la o singură lovitură
degazare, fracțiuni de unități.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficient de volum la diferenţial
degazare in conditii de functionare, fractiune de unitati.

incl. hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficient de volum, fracții de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare totală, g/l
Densitate, kg/m3
Orizontul lui Buregsky

Presiunea de saturație a gazului, MPa

degazare, m3/t
Coeficient de volum la o singură lovitură
degazare, fracțiuni de unități.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficient de volum la diferenţial
degazare in conditii de functionare, fractiune de unitati.
Apa produsa

incl. hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficient de volum, fracții de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare totală, g/l
Densitate, kg/m3
Etapa Turneziană

Presiunea de saturație a gazului, MPa

degazare, m3/t
Coeficient de volum la o singură lovitură
degazare, fracțiuni de unități.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficient de volum la diferenţial
degazare in conditii de functionare, fractiune de unitati.
Continuarea tabelului 1

Apa produsa

incl. hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficient de volum, fracții de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare totală, g/l
Densitate, kg/m3
orizontul Bobrikovsky

Presiunea de saturație a gazului, MPa

degazare, m3/t
Coeficient de volum la o singură lovitură
degazare, fracțiuni de unități.
Densitate, kg/m3
Vâscozitate, mPa*s
Coeficient de volum la diferenţial
degazare in conditii de functionare, fractiune de unitati.

Apa produsa

incl. hidrogen sulfurat, m3/t
Coeficient de volum, fracții de unități.
Vâscozitate, mPa*s
Mineralizare totală, g/l
Densitate, kg/m3

1.4 Scurte caracteristici tehnice și operaționale fond

fântâni

Depozitele devoniene ale zăcământului.

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

De fapt, la 1 ianuarie 2004, au fost forate 79 de sonde, dintre care 18 de producție, 55 de explorare și 6 de evaluare.

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

În cursul anului 2004, în stocul de producţie s-au produs următoarele modificări: 1 sondă nouă (Nr. 793a) din stocul piezometric a fost pusă în funcţiune pentru petrol.

La 1 ianuarie 2005, stocul de exploatare era de 25 de sonde. În anul 2004, 1 sondă (Nr. 750) a intrat în inactivitate din stocul existent și au fost puse în funcțiune 4 sonde (Nr. 785, 792, 794, 1027).

Există 3 sonde în stocul inactiv: toate cele 3 sonde așteaptă SRO.

Dinamica fondului minier este prezentată mai jos:

Tabelul 1 Dinamica stocului minier


	Numărul puțurilor
	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
1. Fond minier
inclusiv: font


2. Fond activ
inclusiv: font


3. Fond latent
4.În stăpânire

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

Tabelul 2 Debitul mediu zilnic al puțului.


	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
Mod de operare
Mediu debit 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 1 ianuarie 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) muncitori petrolieri
d) piezometric
e) în stăpânire

Stocul curent de godeuri de injectare este de 1 godeu (nr. 1009).

Alte fântâni.

La 1 ianuarie 2005, stocul de sonde piezometrice este de 12 sonde. În anul de raportare, sondă nr. 1038 a fost transferată din fondul de observație în acest fond, iar 1 sondă 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.

Începând cu 1 ianuarie 2005, nu există puțuri în stocul de naftalină.

Producția de petrol pentru anul 2004 de-a lungul orizontului D 0 și D 1 al zăcământului Bukhara a fost planificată să producă 27.934 mii tone, dar au fost produse efectiv 28.768 mii tone. Rata de producție la instalație 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 petrolier nou, rezultând 0,271 mii tone de petrol. Debitul mediu de petrol al noii sonde a fost de 1,6 tone/zi.

În 2004 au fost produse: SRP - 13.769 tone petrol (47,9%), ESP - 14.999 (52,1%) De la începutul dezvoltării de la 1 ianuarie 2005, 269.547 mii tone petrol sau 13,6% din valoarea inițială. au fost selectate rezerve recuperabile

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

Injecția de apă în 2003, injecția tehnologică a fost de 29.186 mii m 3. Extragerea anuală de fluid în condiții de rezervor a fost compensată de injecția tehnologică cu 14,2%.

În general, de-a lungul orizontului 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 produselor produse, stocul de apă tăiat al puțurilor este distribuit în Tabelul 4.

Tabelul 4 Tăierea de apă a produselor produse.

Starea presiunii rezervorului.

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

Depozitele Bobrikovsky ale depozitului.

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

Stocul de sonde pentru orizontul Bobrikovsky, prevăzut de proiectul pilot de producție și documente suplimentare, este determinat în valoare de 25 de unități, inclusiv producția - 20, rezervă - 1, evaluare - 2, explorare - 2.

Densitatea ochiurilor este de 16,0 ha/mp.

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

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

La 1 ianuarie 2005, stocul de exploatare era de 23 de sonde. În anul 2004 au fost scoase din inactivitate 2 sonde (nr. 1022, 1029). Nu există puțuri în stocul inactiv.

Dinamica fondului minier este prezentată în Tabelul 5.

Tabelul 5 Dinamica stocului minier.


	Numărul puțurilor
	de la 1 ianuarie 2004	de la 1 ianuarie 2005
1. Fond minier
Inclusiv: font


Continuarea tabelului 5

2. Fond activ
inclusiv: font


Fond inactiv
În dezvoltare

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

Tabelul 6 Debitul mediu zilnic al unui puț activ.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse și al Republicii Tatarstan

Institutul de Stat al Petrolului Almetyevsk

Departamentul Dezvoltare și Operare

zăcăminte de petrol și gaze"

Raport

Student Abunagimov Rustam Rinatovici grupuri 68-15 W

Facultatea de specialitate Petrol și Gaze 13503.65

Conform practicii educaționale deținute la JSC Bashneft

NGDU „Oktyabrskneft”

(întreprindere, departament de producție de petrol și gaze)

Locul stagiului OJSC Bashneft

NGDU „Oktyabrskneft”

Şef 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. 8

3. Forarea puţurilor. 13

4. Dezvoltarea câmpurilor petroliere. 15

5. Sistem PPD. 19

6. Exploatarea puţurilor de petrol şi injecţie. 22

7. Ei bine de cercetare. 25

8. Metode de creștere a productivității puțului. 26

9. Reparații curente și majore ale puțurilor. treizeci

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

11.Siguranța, protecția muncii și a mediului. 36

REFERINȚE 39

INTRODUCERE

Am finalizat acest stagiu la NGDU Oktyabrskneft. În timpul practicii, m-am familiarizat cu metodele de producere a petrolului, metodele de creștere a recuperării petrolului, sistemul de menținere a presiunii din rezervor, precum și sistemul de colectare a producției dintr-un puț în condițiile acestei unități de producție de petrol și gaze.

NGDU "Oktyabrskneft" este o întreprindere producătoare de petrol și gaze. Baza activităților NGDU este producția de petrol, gaze, bitum, ape dulci și minerale și transportul acestora tipuri variate transport, în unele cazuri procesare și vânzare.

NGDU Oktyabrskneft este o mare divizie a OJSC Bashneft. Datorită gradului ridicat de explorare (mai mult de 82%) a teritoriului Bashkortostan, compania continuă să desfășoare lucrări de explorare geologică atât pe teritoriul Republicii, cât și în alte regiuni. În 2009, a fost finalizat planul anual de foraj exploratoriu de peste 10 mii de metri, a fost finalizată construcția a 10 sonde, s-au obținut afluxuri comerciale de petrol în 6 sonde (eficiență 60%), au fost descoperite 2 noi zăcăminte petroliere, o creștere în rezerve recuperabile categorii industriale s-a ridicat la 1,3 milioane de tone. Compania desfășoară explorări seismice, foraje exploratorii în adâncime, cercetări geochimice și lucrări tematice în domeniul explorării geologice. Producția de petrol va crește datorită zăcămintelor dezvoltate de companie, precum Arlanskoye, Sergeevskoye, Yugomashevskoye și alte zăcăminte. Creșterea producției de petrol este așteptată ca urmare a creșterii volumului activităților geologice și tehnice: forarea puțurilor noi, optimizarea extracției fluidelor, transferul puțurilor către alte instalații, efectuarea fracturării hidraulice, crearea de noi locuri de inundare a apei, reducerea stocului de puțuri inactiv și extinderea utilizarea unor metode dovedite extrem de eficiente pentru creșterea recuperării petrolului.

NGDU "Oktyabrskneft" este aproximativ două duzini de ateliere și divizii de producție principală și auxiliară și servicii sociale. Departamentul are propriul centru de instruire, House of Technology, facilități subsidiare cu seră, centru de recreere, stații stomatologice și paramedicale etc.

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

În practică, am făcut deseori tururi bune, în timpul cărora am aflat acțiunile unui operator în producția de petrol și gaze direct în condiții de muncă. Un alt aspect important al stagiului a fost consolidarea practică a cunoştinţelor teoretice învăţate anterior.

1 Productie și structura organizatorică a NGDU

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

În funcție de tipul structurii de management, NGDU Oktyabrskneft aparține unei structuri de management funcțional liniar, care are dezavantaje minore și, în general, este optimă pentru această întreprindere. În 2009, forța de muncă a acestei întreprinderi era de aproximativ 1.750 de persoane.

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

Conducerea este realizată de șeful secției producție petrol și gaze, căruia îi sunt subordonate toate serviciile, departamentele și atelierele. El conduce toate activitățile întreprinderii pe baza unității. Drepturile și responsabilitățile fiecărui departament al șefului adjunct, precum și ale angajaților aparatului, sunt separate prin dispoziții speciale.

Prim-adjunctul șefului Inginer sef, asigură producția și managementul tehnic al echipei și, alături de director, poartă întreaga responsabilitate pentru eficiența întreprinderii.

Inginerul sef este responsabil de:

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

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

3) Serviciul Chief Power Engineer (CHS) este angajat în organizarea 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 Sănătate în Muncă (IHS), a cărui sarcină principală este organizarea muncii pentru a crea condiții de muncă sigure.

Direcția Geologică raportează geologului șef. Departamentul este angajat într-un studiu detaliat al domeniului, contabilizarea mișcării rezervelor de petrol și gaze, explorare suplimentară a zonelor individuale, introducerea de scheme tehnologice și proiecte de dezvoltare și găsirea modalităților de intensificare a dezvoltării.

Figura 1 Structura organizațională a NGDU Oktyabrskneft

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

Serviciu financiar suport tehnicși furnizarea de echipamente (MSTO și KO) raportează șefului adjunct al NGDU pt probleme generale. Sarcina principală este de a oferi unităților NGDU toate tipurile de materiale și resurse.

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

Departamentul de Sistem de Control Automat (OACS) este proiectat pentru control automat. Interacționează cu sistemele de management al întreprinderii deservite de cluster-computing și centre de informare și de calcul (KVT-uri și KIVC).

Producția la 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 prepararea complexă a uleiului pentru a-i conferi calitate comercială;

Structura producţiei auxiliare cuprinde acele divizii ale întreprinderii care asigură funcţionarea neîntreruptă a principalelor ateliere de producţie. 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 principalele magazine de producție. Toate aceste sarcini sunt îndeplinite de ateliere incluse în structura NGDU: TsAPP; CAZ; TsNIPR; TsPKRS; PRTSEO; atelier de transport.

Atelier de preparare și pompare a petrolului TsPPN, recepția lichidului trifazat extras (petrol, gaz, apă) din zăcământul petrolier, pregătirea (separarea în faze), evidența petrolului și a apei, livrarea petrolului către managementul conductei de petrol și apă de formare la atelierul de întreținere a presiunii din rezervor, pentru utilizare în sistemul de întreținere a presiunii formațiunii.

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

Subteran și revizuire puțuri (secțiunea SRO) reparatii curente puțuri, implementarea măsurilor tehnice geologice pentru influențarea zonei de formare a găurii.

Zona de reparare a sondei (CHS) - efectuarea de revizii a sondei, efectuarea de măsuri geologice și tehnice care vizează intensificarea producției de petrol, creșterea recuperării petrolului, creșterea injectivității sondelor de injecție.

Atelier de reparații rulante pentru echipamente electrice și alimentare (PRTSE&E) - asigurarea alimentării cu energie a instalațiilor NGDU, efectuarea reparațiilor preventive programate și a testelor preventive ale echipamentelor electrice, echipamentelor și rețelelor electrice.

Atelier de automatizare a producției și aprovizionării cu aburului (CAPP) - furnizează apă de proces și energie termică (abur) unităților NGDU și consumatorilor terți.

Atelier de construcții și instalații (CMS) - amenajarea explorării, producției și puțurilor puse în funcțiune din naftalină și inactivitate, reparații majore ale unităților de producție petrolieră și a unităților sociale și culturale, întreținere și reparații preventive programate ale echipamentelor de instrumentare, automatizare și telemecanizare la unitățile NGDU .

Oilfield Research and Production Workshop (TSNIPR) - efectuarea de studii hidrodinamice ale puțurilor și formațiunilor, examinarea rezervoarelor de apă dulce, determinarea poluării aerului în zona de activitate a NGDU, studii de laborator ale fluidului produs, determinarea calității apei tratate și uzate la stația de tratare a petrolului, analiza proprietăților fizice și chimice ale gazelor petroliere.

Magazin pentru acoperiri anticoroziune și reparații majore ale conductelor și structurilor (DAC și CRTS). Funcții atelier: curățare internă a rezervoarelor, reparații majore ale rezervoarelor și schimbătoarelor de căldură, acoperirea anticorozivă a rezervoarelor și containerelor, demontarea echipamentelor și structurilor, așezarea conductelor pe GPMT (țevi flexibile polimer-metal), monitorizarea stării sudurilor și măsurarea grosimii peretelui conductelor, rezervoarelor, robinetelor și rezervoarelor (detecția defectelor), repararea conductelor pompe-compresor, livrarea acestora către echipele de lucrări de pompare și reparații.

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

Structura considerată a NGDU Oktyabrskneft permite întreprinderii să rezolve toate sarcinile care i-au fost atribuite, să utilizeze eficient materialul și resurse de muncă Prin urmare, este recomandabil să vă gestionați capacitățile de producție.

2 Caracteristicile geologice și fizice ale obiectelor

Câmpul petrolier Serafimovskoye este situat în partea de nord-vest a Bashkortostanului, în districtul Tuymazinsky. Direct la nord-vest de acesta este marele câmp petrolier Tuymazinskoye, iar la sud sunt câmpurile petroliere Troitskoye și Stakhanovskoye.

În cadrul depozitului există r.p. Serafimovsky, care a fost fondată la 31 decembrie 1952. Acolo locuiesc cea mai mare parte a lucrătorilor implicați în dezvoltarea și exploatarea acestui domeniu. Drumurile și autostrăzile asfaltate trec prin teritoriul câmpului, conectând instalațiile câmpului petrolier cu orașele Oktyabrsky și Belebey și cu gările Tuymazy, Urussu și Kandra.

Dezvoltarea câmpului este realizată de NGDU Oktyabrskneft LLC, situat în sat. Serafimovsky, iar forarea puțurilor este efectuată de BurKan. Produsele sondelor de petrol după tratarea inițială din parcul de colectare a petrolului prin stația de pompare Subkhankulovo sunt pompate printr-o conductă 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 orașul Ufa. Alimentarea cu apă este asigurată de la o conductă centrală de apă care furnizează apă din puțurile sub canal 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 mai ales în anotimpurile de toamnă și iarnă.

Printre resursele minerale, pe lângă petrol, există calcare, argile și nisipuri. Aceste materiale sunt folosite populatia locala pentru construcții și nevoi casnice. În plus, argila de calitate specială este folosită pentru a pregăti noroiul de argilă pentru forarea puțurilor.

Din punct de vedere orografic, zona depozitului este un platou deluros. Cele mai joase cote sunt limitate la văile râurilor și sunt de aproximativ +100 m; De regulă, versanții sudici ai bazinelor de apă sunt abrupți și formează înălțimi asemănătoare unui cap, bine expuși, în timp ce versanții nordici sunt blând, cu gazon și adesea acoperiți cu pădure.

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

Structura geologică a zăcământului Serafimovskoye include zăcăminte precambrian, bavlinian, devonian, carbonifer, permian, cuaternar, rifean și vendian.

Câmpul Serafimovskoye este multistrat. Orizontul productiv principal este formarea de nisip D eu Orizontul Pashi. Formațiuni industriale de nisip petrolier: C- VI 1 , CU- VI 2 , orizontul Bobrikovsky, membru carbonatic al orizontului Kizelovsky al etapei Tournaisian, membri carbonatați din stadiul Famennian, strat de nisip D 3 Orizontul Kynovsky, stratul de nisip D II Orizontul Mullinsky, straturi de nisip D III si D IV Stary Oskalsky orizontul.

Adâncimea medie a orizontului Bobrikovian este de 1250 m, etapa Tournaisiană este de 1320 m, etapa Famenniană este de 1560 m, formațiunea D eu -1690m, stratul D II - 1700m, stratul D III - 1715 m, formațiunea D IV - 1730 m.

Din punct de vedere tectonic, structura anticlinală brahială Serafimovskaya este situată în partea de sud-est a vârfului Almetyevskaya al arcului tătar și, împreună cu structura Baltaevskaya, formează umflarea Serafimovsky Baltaevsky. Lungimea totală a puțului ajunge la 100 km, iar lățimea variază de la 26 km în vest până la 17 km în est. În părțile centrale și nord-estice ale umflăturii Serafimov-Baltaevsky există ridicarea Serafimovsky, conturată în partea de sud-vest de stratoisohypsum minus 1560 m, iar în partea de nord-est minus 1570 m. Dimensiunile ridicării sunt de 12X4 km și se extind de la sud-vest la nord-est.

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

Conform datelor geofizice, straturile sunt reprezentate în principal de trei tipuri de roci: noroioase, siltice și gresii.

Principalele zăcăminte la zăcământ sunt zăcăminte devoniene. Cea mai răspândită ca suprafață și grosime este formația D eu . Grosimea sa ajunge la 19,6 m Este reprezentată de cuarț și gresie cu granulație fină.

Orizontul D II aparține gresiilor orizontului Mullin. Este reprezentat prin intercalări de siltstone și noroi, dar este dominat în principal de gresie cu granulație fină, cuarțoasă. Grosimea sa variază de la 19 la 33 de metri.

Straturile orizontului D III este reprezentată de gresii cuarțoase, cu granulație fină, slab sortate. Grosimea 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 cuarţ cu granulaţie fină, pe alocuri pietrişoasă. Grosimea lor este de 8 metri, iar pe alocuri 8-12 metri. În ele sunt identificate 10 depozite de tip structural.

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

Principalele caracteristici ale orizontului sunt prezentate în Tabelul 1.

Tabelul 1 Principalele caracteristici ale orizontului

Opțiuni	Obiecte
Opțiuni	D eu	D II	D III	D IV
Adâncime medie, m
Grosimea medie saturată cu ulei, m
Porozitate, fracții de unități
Permeabilitate, µm2
Temperatura rezervorului, 0 C
Presiunea rezervorului, MPa
Vâscozitatea uleiului din rezervor, mPas*
Densitatea uleiului din rezervor, kg/cm 3


Presiunea de saturație a uleiului cu gaz, MPa

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

Tabelul 2 Proprietățile fizice ale uleiului

Indicatori	D eu	D II	D III	S1k s 1
Temperatura rezervorului,С
Presiunea de saturație, MPa
Volumul specific de ulei la presiunea de saturație, g/cm3
coeficient de compresibilitate, 10 4 0,1 1/MPa
Coeficient dilatare termica, 10 4 1 0 C
Densitatea uleiului, kg/m3 la presiunea de saturație
Vâscozitatea uleiului, mPas la presiunea de saturație
Contracția uleiului de la presiunea de saturație, %

Coeficientul de volum

Tabelul 3 Compoziția chimică a uleiului

Proprietățile apei de formare sunt prezentate în tabelul 4.

Tabelul 4 Proprietățile apei produse

Indicatori	D eu	D II	D III	C1 la s 1
Densitate, kg/m3
	49 ,98

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

Compoziția gazului este dată în tabelul 5.

Tabelul 5 Proprietățile gazului

Componentă	Cota de componente
Componentă	D buc = 9,5 mm Masa molara	D buc = 17,2 mm Masă molară	D buc = 21 mm Masă molară
CU H 4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
C6H12
C7H16

Densitate, kg/m3

3 Forarea sondelor.

Un câmp 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, selectează puncte de pe teren cu un topograf care vor fi puțurile acestui câmp.

Pentru a desfășura procesul de foraj cu competență tehnologică, 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 de explorare, din care se obține o secțiune de rocă (miez). Probele de miez și butași sunt trimise departamentului geologic, care efectuează o examinare completă a acestora.

Tehnologia de forare a puțurilor este un complex de operații efectuate secvențial care vizează atingerea unui obiectiv specific. Este clar că orice operațiune tehnologică poate fi efectuată numai cu utilizarea echipamentului necesar. Să luăm în considerare succesiunea operațiunilor în timpul construcției puțului. Construcția sondei se referă la întregul ciclu de construcție a sondei de la începutul tuturor operațiunilor pregătitoare până la dezmembrarea echipamentelor.

Lucrările pregătitoare includ planificarea zonei, instalarea fundațiilor pentru instalația de foraj și alte echipamente, așezarea de comunicații tehnologice, linii electrice și telefonice. Volum munca pregatitoare determinat de relief, zonă climatică și geografică, situația mediului.

Instalare: amplasarea echipamentului de foraj pe locul de pregătire și a conductelor acestuia. În prezent, montarea blocurilor este practicată pe scară largă în industria petrolului - construcția în blocuri mari asamblate în fabrici și livrate la locul de instalare. Acest lucru simplifică și accelerează instalarea. Instalarea fiecărei unități se încheie cu testarea acesteia în modul de funcționare.

Forarea unui puț este o adâncire treptată în grosimea suprafeței pământului până la un rezervor de petrol cu întărirea pereților puțurilor. Forarea unui puț începe cu așezarea unei găuri de 2..4 m adâncime, în care se coboară un bit, înșurubat într-un pătrat suspendat pe sistemul de fixare al turnului. Găurirea începe prin transmiterea mișcării de rotație pătratului și, în consecință, burghiului folosind un rotor. Pe măsură ce burghiul pătrunde mai adânc în stâncă, burghiul și pătratul sunt coborâte cu ajutorul unui troliu. Roca forată este transportată de fluidul de spălare furnizat de o pompă la burghiu printr-un pivot și un pătrat gol.

După ce puțul a fost adâncit la lungimea pătratului, acesta este ridicat din puț și se instalează o țeavă de foraj între acesta și burghiu.

În timpul procesului de adâncire, pereții fântânilor pot fi distruși, așa că trebuie să fie întăriți (carcasați) la anumite intervale. Acest lucru se realizează folosind țevi 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 mai mic etc.

Numărul de etape este determinat de adâncimea puțului și de caracteristicile rocilor. Proiectarea puțului se referă la 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 de presiune a rocii care tind sa distruga sonda;

- mentinerea diametrului de trunchi specificat pe toata lungimea acestuia;

- izolarea orizonturilor care apar în secțiunea puțului care conțin agenți de compoziție chimică diferită și împiedicarea amestecării acestora;

- capacitatea de a lansa și opera diverse echipamente;

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

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

Elementele individuale ale structurii puțului au următoarele scopuri:

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

2 Conductorul asigură izolarea acviferelor utilizate pentru apa potabilă; rezerva de apa

3 Coloana intermediară este coborâtă pentru a izola zonele de absorbție și a acoperi orizonturile productive cu presiuni anormale.

4 Carcasa de producție asigură izolarea tuturor straturilor găsite în secțiunea de câmp, coborârea echipamentelor și funcționarea puțului.

În funcție de numărul de coloane de tubaj, proiectarea sondei poate fi cu o singură coloană, cu două coloane etc.

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

Designul fețelor este determinat de caracteristicile rocii. Astfel, în rocile stabile mecanic (gresii) se poate efectua exploatare deschisă. Oferă o conexiune completă cu formația și este luată ca standard, iar indicatorul eficienței comunicării, coeficientul de perfecțiune hidrodinamică, este luat ca unul. Dezavantajul acestui design este imposibilitatea deschiderii selective a straturilor individuale, dacă există, astfel încât fețele deschise au primit o utilizare limitată.

Există modele binecunoscute de structuri frontale cu filtre prefabricate coborâte separat într-o formațiune complet expusă fără carcasă. Spațiul inelar dintre partea inferioară a carcasei și partea superioară a filtrului este etanșat. Orificiile din filtru sunt realizate rotunde sau fante, latime 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 sunt formate într-un rezervor de ulei etanș și într-o carcasă de producție cimentată. Ele simplifică tehnologia de deschidere, vă permit să izolați în mod fiabil straturile individuale și să acționați asupra lor, dar aceste filtre au și o serie de dezavantaje.

4 Dezvoltarea câmpului de petrol .

Dezvoltarea unui câmp petrolier se referă la procesul de deplasare a lichidului (petrol, apă) și a gazelor din formațiuni către puțurile de producție. Controlul procesului de deplasare 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 puțurilor și bilanțul energiei rezervorului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit zăcământ predetermina indicatorii tehnici și economici - debitul de petrol, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investitii de capital, cost, etc. Înainte de forarea unui zăcământ, se proiectează un sistem de dezvoltare. În proiectul de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și exploatare, se stabilesc condițiile în care se va desfășura exploatarea zăcământului, adică structura geologică a acestuia, 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 gaz, presiunea rezervorului, temperatura etc. Pe baza acestor date, folosind calcule hidrodinamice, se stabilesc indicatori tehnici exploatarea zăcămintelor pentru diverse opțiuni de sistem de dezvoltare și produc evaluare economică opțiuni de sistem. Ca rezultat al comparației tehnice și economice, ei aleg sistem optim dezvoltare.

Petrolul este extras din puțuri fie prin flux natural sub influența 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 o metodă de producție mecanizată. Metodele mecanizate includ: pomparea cu gaz și pomparea puțurilor adânci (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 pentru recunoașterea naturii proceselor in situ, gestionarea dezvoltării câmpului și 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 subsol, elaborarea metodelor de contabilizare detaliată a structurii straturilor 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 unui puț se termină cu deschiderea unui rezervor de petrol, de ex. comunicarea între rezervorul de petrol și sondă. Această etapă este foarte importantă din următoarele motive. Amestecul de petrol și gaz din rezervor este sub presiune ridicată, a cărei magnitudine poate fi necunoscută în prealabil. La o presiune care depășește presiunea coloanei de lichid care umple puțul, lichidul poate fi ejectat din sondă și poate avea loc o curgere deschisă a lichidului de spălare (în cele mai multe cazuri, o soluție de argilă) în formarea de ulei, care îi înfundă canalele; curgerea uleiului în puț.

Puteți evita exploziile instalând dispozitive speciale la capul sondei care blochează sondele de foraj a dispozitivelor de prevenire sau utilizând fluid de spălare de înaltă densitate.

Prevenirea pătrunderii soluției în rezervorul de ulei se realizează prin introducerea în soluție a diferitelor componente cu proprietăți similare fluidului de formare, de exemplu, emulsii pe bază de ulei.

Deoarece după deschiderea unui rezervor de petrol prin forare, un șir de tubaj este coborât în puț și cimentat, blocând astfel rezervorul de petrol, este nevoie de redeschiderea rezervorului. Acest lucru se realizează prin împușcarea coloanei în intervalul de formare cu perforatoare speciale având încărcături pe bază de pulbere. Ele sunt coborâte în fântână pe o frânghie de către serviciul geofizic.

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

Perforarea cu glonț a puțurilor este încheiată. în coborârea în gaură pe un cablu de dispozitive speciale de perforatoare, în corpul cărora sunt construite încărcături de pulbere cu gloanțe. Primind un impuls electric de la suprafață, încărcăturile explodează, spunând gloanțelor de mare vitezăși o putere de penetrare mai mare. Provoacă distrugerea metalului coloanei și a inelului de ciment. Numărul de găuri din coloană și locația lor de-a lungul grosimii formațiunii este calculat în avans, așa că uneori o ghirlandă de perforatoare este coborâtă. Presiunea gazelor de ardere în țeava camerei poate ajunge la 0,6...0,8 mii MPa, ceea ce asigură perforații cu un diametru de până la 20 mm și o lungime de 145...350 mm Gloanțele sunt realizate din oțel aliat acoperit cu cupru pentru a reduce frecarea la deplasarea de-a lungul camerei sau plumbului.

Perforarea torpilelor este similară în principiu cu perforarea glonțului, doar greutatea încărcăturii este crescută. de la 4...5 până la 27 și trunchiuri orizontale se folosesc la burghiu cu ciocan. Diametrul gaurilor este de 22 mm, adancimea este de 100...160 mm, se fac pana la patru gauri la 1 m de grosime a formatiei.

Perforarea cumulativă este formarea de găuri datorită mișcării direcționale a unui jet fierbinte care iese dintr-un 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 deschise de un perforator cumulat pe coborâre este de până la 30 m, torpilă până la 1 m, glonț până la 2,5 m. Cantitatea de încărcare de pulbere este de până la 50 g.

Perforarea cu jet de hidronisip este formarea de orificii in coloana datorita efectului abraziv al 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 comercializată sub codul AP 6M, mașina de sablare s-a dovedit bine: adâncimea canalelor în formă de para pe care le produce poate ajunge la 1,5 m.

Ciocanul de foraj este un dispozitiv 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, pe baza rezultatelor practicii de trecere a carcasei, asigură o intrare în formațiune la o adâncime de cel mult 20 mm. Perforarea se numește „blând”, deoarece elimină deteriorarea coloanei și a inelului de ciment, care sunt inevitabile cu metode explozive. Perforarea de foraj are o precizie ridicată a formării filtrului în intervalul necesar.

Dezvoltarea sondelor de petrol este un ansamblu de lucrări efectuate după forare pentru a provoca un aflux de petrol din formațiune în puț. Faptul este că, în timpul procesului de deschidere, așa cum am menționat mai devreme, fluidul de foraj și apa pot pătrunde în formațiune, care înfundă porii formațiunii și împinge uleiul departe de puț. Prin urmare, un flux spontan de petrol într-un puț nu este întotdeauna posibil. În astfel de cazuri, ei recurg la un aflux artificial, care constă în efectuarea unor 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 contrapresiune mai mare asupra formațiunii. Dorința de a reduce contrapresiunea prin deplasarea, de exemplu, a unei soluții de argilă cu densitatea Qg = 2000 kg/cub.m din sonda cu apă dulce cu densitatea Qb = 1000 kg/cub.m duce la o înjumătățire a contrapresiunea asupra formațiunii. Metoda este simplă, economică și eficientă atunci când formațiunea este ușor înfundată.

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 acest caz, este posibilă împingerea coloanei de lichid la sabotul conductelor pompe-compresor, reducând astfel contrapresiunea asupra formației la valori semnificative.

În unele cazuri, metoda de alimentare periodică cu aer de către un compresor și lichid printr-o unitate de pompare, creând explozii succesive de aer, poate fi eficientă. Pot exista mai multe astfel de porțiuni de gaz și, pe măsură ce se extind, ejectează lichid din butoi.

Pentru a crește eficiența deplasării de-a lungul lungimii șirului de țevi, sunt instalate supape de pornire, prin care aerul comprimat intră în țeavă imediat după intrarea în puț și începe să „lucreze”, adică. ridicați fluidul atât în inel cât și în tub.

Un piston de tampon special echipat cu o supapă de reținere este, de asemenea, utilizat pentru a coborî tubulatura. Mișcându-se în jos, pistonul trece lichidul prin el însuși, când se ridică, supapa se închide și întreaga coloană de lichid de deasupra ei este forțată să se ridice împreună cu pistonul și apoi să fie aruncată din puț. Deoarece coloana de lichid care este ridicată poate fi mare (până la 1000 m), reducerea presiunii asupra formațiunii poate fi semnificativă. Deci, dacă puțul este umplut cu lichid până la gură, iar tamponul poate fi coborât la o adâncime de 1000 m, atunci presiunea va scădea cu cantitatea de reducere a 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 extracția fluidului din rezervor crește. Și apoi, chiar și cu o bună conexiune a zăcămintelor de petrol cu circuitul de alimentare, influența sa activă asupra zăcământului, începe inevitabil epuizarea energiei rezervorului. Aceasta este însoțită de o scădere pe scară largă a nivelurilor fluidelor dinamice din puțuri și, în consecință, de o scădere a producției.

Atunci când se organizează întreținerea presiunii din rezervor (RPM), cea mai dificilă problemă teoretică, care nu a fost încă rezolvată pe deplin, este obținerea deplasării maxime a uleiului din rezervor cu control și reglare eficientă a procesului.

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 de deplasare a uleiului dintr-un mediu poros nu poate fi reprezentat prin simpla deplasare a pistonului. Aici există o amestecare a agenților și o ruptură a fluxului de petrol și formarea de fluxuri separate, alternative de ulei și apă, și filtrare prin capilare și fisuri, și formarea de zone stagnante și de fund.

Factorul de recuperare a petrolului a unui câmp, a cărui valoare maximă ar trebui să se străduiască să o atingă un tehnolog, 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 conturului implică pomparea apei în puțurile de injecție situate dincolo de conturul exterior al uleiului. Pe măsură ce conturul purtător de petrol se îndepărtează de puțurile de injecție și primul rând de puțuri de producție devine udat, frontul de injecție se mișcă.

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

Inundarea conturului este eficientă în prezența următorilor factori:

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

- formatiunea este omogena cu proprietati bune de rezervor ca grosime si suprafata;

Sondele de injectie vor fi amplasate la o distanta de 300...800 m fata de conturul petrolier, ceea ce va asigura un avans mai uniform al frontului de apa si va impiedica formarea limbilor de apa;

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 scurgerii acesteia în direcția opusă zonei de injectare, ceea ce duce la costuri suplimentare de energie;

2 distanța liniei de injecție față de zona de extracție, care necesită o cheltuială semnificativă de energie pentru a depăși pierderile;

3 reacția lentă a frontului de extracție la modificările condițiilor de pe linia de injecție;

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

Inundarea în linie implică injectarea apei direct în zona petrolieră, organizarea unuia sau mai multor rânduri de puțuri de injecție în centrul câmpului și, astfel, împărțirea depozitului în zone separate care sunt dezvoltate independent. Tăierea se poate face în benzi, inele etc. Cost-eficiența acestei metode de inundare a apei este evidentă: eficiența sistemului crește prin eliminarea scurgerii de lichid și prin apropierea frontului de injecție de frontul de extracție.

Tipurile de inundare intracircuit sunt: areală, focală, selectivă, bloc.

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

Inundarea focală a apei poate fi reprezentată schematic sub forma unuia sau mai multor puțuri de injecție situate în centrul rezervorului și a unui număr de puțuri de producție la periferie. Această metodă de inundare este tipică pentru depozitele localizate cu suprafețe mici (lentile, zonele stagnante).

Inundarea selectivă este folosită pentru a îndepărta petrolul din formațiuni individuale, slab drenate, care sunt eterogene de-a lungul loviturii. Pentru a-l utiliza, sunt necesare informații despre caracteristicile secțiunii, perturbări 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-o etapă târzie de dezvoltare.

Inundarea blocului constă în tăierea rezervorului în părți separate și conturarea fiecăruia dintre ele cu puțuri de injecție. În interiorul fiecărui bloc sunt forate puțuri de producție, numărul și ordinea de amplasare ale cărora sunt determinate prin calcule. Inundarea blocurilor permite ca câmpul să fie pus în dezvoltare imediat, înainte de a fi explorat complet, reducând astfel timpul de dezvoltare. Acest lucru este eficient pentru depozitele mari.

Dezavantajele existente ale sistemului de injecție cu apă sub presiune includ:

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

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

3) un număr mare de complicații cauzate de întoarcerea apei din formațiune produsă împreună cu uleiul în formațiune, exprimate sub formă de distrugere a conductelor de apă, salinizarea surselor de apă alimentare cu apă potabilă, tulburări ale echilibrului ecologic.

Îmbunătățirea PPD se realizează conform următoarele direcții:

1) dezvoltarea de noi fluide de proces sau aditivi la apă care să-i îmbunătățească proprietățile de curățare și să fie mai puțin agresive față de echipamente și natură;

2) dezvoltarea unui control fiabil asupra mișcării fluidelor în formațiune;

3) dezvoltarea unei metode de reglare a fluxurilor de filtrare în formațiune și eliminarea formării zonelor de fund și nedezvoltate.

RPM este proiectat la începutul dezvoltării majorității câmpurilor petroliere.

În prezent, mai multe tipuri de apă sunt utilizate în scopuri RPM, care sunt determinate de condițiile locale. Este vorba de apă dulce extrasă din fântâni arteziene sau subcanale 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, prin urmare, eficiența influențării formațiunii nu numai pentru a crește presiunea, ci și pentru a crește recuperarea uleiului.

În procesul de separare din ulei, apele de formare sunt amestecate cu apă dulce, cu demulgatori, precum și cu apa de proces din stațiile de tratare a uleiului. Această apă, numită apă uzată, este pompată în rezervor. Trăsătură caracteristică apa uzată este conținutul de produse petroliere (până la 100 g/l), gaze de hidrocarburi până la 110 l/cub.m., particule în suspensie - până la 100 mg/l.

Injectarea unei astfel de ape într-un rezervor nu poate fi efectuată fără purificare la standardele cerute, care sunt stabilite pe baza rezultatelor injecției pilot. În prezent, pentru a reduce consumul de apă dulce și a utiliza apa de formare produsă, tratarea apelor uzate a devenit utilizată pe scară largă în scopuri RPM.

Cea mai utilizată metodă de curățare este separarea gravitațională a componentelor din rezervoare. În acest caz, se utilizează o schemă închisă. Apele reziduale care conțin produse petroliere până la 500 mii mg/l și solide până la 1000 mg/l intră de sus în rezervoarele de decantare. Stratul de ulei situat în partea de sus servește ca un fel de filtru și îmbunătățește calitatea epurării apei din ulei. Impuritățile mecanice se depun și, pe măsură ce se acumulează, sunt îndepărtate din rezervor.

Din rezervor, apa curge în filtrul de presiune. Apoi, un inhibitor de coroziune este furnizat conductei, iar apa este pompată către stația de pompare.

Rezervoarele verticale din oțel sunt folosite pentru acumularea și decantarea apei. pe teritoriul lor suprafata interioara Straturile anticorozive sunt aplicate pentru a proteja împotriva efectelor apelor de formare.

6 Exploatarea puțurilor de petrol și de injecție

Cel mai comun complex tehnologic în timpul exploatării unui zăcământ la o întreprindere LLC NGDU "Oktyabrskneft" este producția de ulei folosind pompe cu tije de ventuză. Ridicarea forțată a petrolului din puțuri cu ajutorul unei pompe de presiune adâncă este cea mai lungă din viața unui câmp.

Unitățile moderne de pompare cu tije de absorbție 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 sonde sunt echipate cu unități de pompare cu tije de ventuză, ceea ce reprezintă 94% din stocul total de sonde de producție.

USP este o pompă cu piston cu acțiune simplă, a cărei tijă este conectată printr-o coloană de tije la o unitate de masă - o mașină de pompare.

Acesta din urmă include un mecanism manivelă care transformă mișcarea de rotație a motorului principal în mișcare alternativă și o comunică coloanei tijei și pistonului pompei. Echipamentul subteran este alcătuit din: tuburi și conducte de compresor, o pompă, tije și dispozitive pentru combaterea complicațiilor. Echipamentul de suprafață include o unitate (mașină de pompare), echipament pentru capul puțului și un monofold de lucru.

Instalarea funcționează după cum urmează. Pe măsură ce pistonul se mișcă în sus, presiunea din cilindrul pompei scade și supapa inferioară (de aspirație) se ridică, deschizând accesul lichidului (procesul de aspirație). În același timp, o coloană de lichid situată deasupra pistonului presează supapa superioară (de refulare) pe scaun, se ridică și este aruncată din tub în monofoldul de lucru. Pe măsură ce pistonul se mișcă în jos, supapa superioară se deschide, supapa inferioară este închisă de presiunea lichidului, iar lichidul din cilindru curge prin pistonul gol în tub.

La LLC NGDU Oktyabrskneft, echipamentele pentru sonde de suprafață sunt reprezentate în principal de mașini de pompare din seria normală, cum ar fi SKN5 31%, SKD8 15%, 7SK8 29%

Pompele centrifuge electrice (ESP) sunt de asemenea folosite pe teren. ESP este acționat de un motor electric submersibil, care este coborât în puț împreună cu o pompă la o anumită adâncime.

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

a) pompele din versiunea 1 sunt destinate funcționării puțurilor inundate cu petrol și apă cu un conținut de impurități mecanice de până la 0,1 g/l;

b) pompele 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 o valoare a pH-ului pH=5-8,5 si un continut de pana la 1,25 g/l de hidrogen sulfurat.

Echipamentele subterane includ:

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

b) motor electric submersibil (SEM), care antrenează pompa;

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

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

e) tubulatura, care este un canal prin care fluidul produs curge de la pompa la suprafata.

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) o stație de comandă a motoarelor submersibile care lansează, monitorizează și controlează funcționarea ESP;

c) un transformator destinat reglarii tensiunii furnizate motorului;

d) rolă de suspensie, utilizată pentru suspendarea și ghidarea cablului în puț în timpul operațiunilor de ridicare.

ESP este unitatea principală a instalației. Spre deosebire de pompele cu piston, care imprimă presiune lichidului pompat prin mișcările 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 energie potențială a presiunii.

Înainte de a instala ESP, este necesar să pregătiți puțul pentru funcționarea acestuia. Pentru a face acest lucru, se spală, adică fața este curățată de dopuri de nisip și posibile obiecte străine. Apoi, un șablon special, al cărui diametru este puțin mai mare decât diametrul maxim al unității submersibile, este coborât și ridicat în carcasă de la gură până la o adâncime care depășește adâncimea unității cu 100 - 150 m. În acest caz, 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 găsesc în zona de contur cu apă sau dincolo de aceasta sunt transferate în categoria de injecție. Cu inundații intra-circuite și suprafețe, transferul puțurilor de producție pentru injectarea apei este considerat normal.

Proiectele de puțuri de injecție existente implică pomparea apei prin țevi și țevi ale compresorului, coborâte cu un packer și ancoră. Spațiul de deasupra ambalajului trebuie umplut cu un lichid neutru din punct de vedere metal.

Fața 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 folosiți filtre cu inserție care pot fi ridicate periodic din puțuri și curățate.

Fitingurile capului de sondă ale unui puț de injecție sunt proiectate pentru a furniza și regla volumul de apă în puț, pentru a efectua diverse operațiuni tehnologice de spălare, dezvoltare, tratare etc.

Fitingurile constau dintr-o flanșă de coloană instalată pe carcasă, o cruce folosită pentru a comunica cu inelul, o bobină pe care este suspendată tubulatura și un T pentru alimentarea fluidului injectat în puț. Scopul și designul packerului și ancorei nu sunt fundamental diferite de cele utilizate în producția de puțuri curgătoare.

7 Testarea bine

În timpul exploatării puțurilor, acestea sunt examinate în vederea monitorizării stării tehnice a carcasei 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 carcasei și a tuburilor, starea zonei de fund a formațiunii, contaminarea sondei, alimentarea pompei, funcționarea supapelor și a altor dispozitive instalate la adâncime) ;

b) se evaluează fiabilitatea și operabilitatea componentelor echipamentelor, se determină perioada dintre reparațiile de funcționare a echipamentelor și puțurilor;

c) obține informațiile necesare pentru planificarea diferitelor tipuri de reparații și alte lucrări în puțuri, precum și pentru stabilirea eficienței tehnologice a acestor lucrări.

Pentru a rezolva problemele de mai sus, se utilizează un complex de diverse tipuri de cercetări și măsurători (măsurarea debitului de ulei, tăierea de apă a produselor, factorul de gaz, măsurătorile profunde ale temperaturii și presiunii, sondaje de adâncime, dinamometre, înregistrarea debitelor agentului de lucru. , contabilizarea defecțiunilor și reparațiilor echipamentelor, analiza probelor de producție de puțuri etc.).

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

Cercetările pentru monitorizarea funcționării sondelor de producție trebuie efectuate cu respectarea deplină a regulilor de siguranță din industria petrolului și gazelor, cu respectarea cerințelor de protecție a subsolului și a mediului.

Baza studiului USGN este dinamometrul - o metodă de control operațional asupra funcționării echipamentelor subterane și baza pentru stabilirea corectă a modul tehnologic funcţionarea unităţii de pompare.

Esența metodei este că sarcina pe tija de presa este determinată fără a ridica pompa la suprafață cu ajutorul unui dinamograf. Sarcinile din timpul cursei de sus și de jos sunt înregistrate pe hârtie sub forma unei diagrame în funcție de mișcarea tijei.

Pentru a determina distanța de la gură până la nivelul dinamic, se folosesc metode de sonometrie. 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, influențând termofonul, iar după ce este transformat și amplificat într-unul electric, este înregistrat de un scriitor cu stilou pe o bandă de hârtie în mișcare.

Măsurarea undelor se efectuează folosind un ecosonda, care vă permite să determinați nivelul dinamic în puțuri de până la 4000 m adâncime la o presiune inelar 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 puțurilor scad în timp. Acesta este un proces natural, deoarece există o scădere treptată a presiunii rezervorului, iar energia de formare necesară pentru a ridica lichidul și gazul la suprafață scade.

Productivitatea puțului scade, de asemenea, ca urmare a deteriorării permeabilității rocilor și a formațiunilor productive din cauza blocării porilor săi în zona fundului găurii cu depozite rășinoase, de parafină și particule mecanice de îndepărtare a formațiunii.

Pentru a stabiliza nivelul producției de petrol și gaze, sunt utilizate diferite metode de influențare a zonei de fund a formațiunii, care fac posibilă creșterea recuperării petrolului din formațiuni și nu reducerea productivității sondei. Metodele de creștere a productivității puțului la influențarea zonei de formare a găurii de fund sunt împărțite în chimice, mecanice, termice și complexe.

Decisiv atunci când alegeți o metodă de influență în fiecare caz concret are adâncimea necesară de tratare a formațiunii productive pentru a restabili sau îmbunătăți permeabilitatea. Prin urmare, în funcție de adâncimea de influență asupra mediului poros, metodele de stimulare a puțurilor pot fi împărțite în două mari categorii: metode cu o rază de influență mică și metode cu o rază de influență mare. Principalele modalități de îmbunătățire a conectivității unei formațiuni cu un puț cu o rază mică de influență:

a) Utilizare explozivi. Acestea includ glonț, perforație cumulativă și diverse opțiuni de torpilă.

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

Cu roci dure și dense, este posibilă torpilarea formației productive cu un exploziv coborât în intervalul formațiunii în cartușe și cu o siguranță electrică, care este detonată cu ajutorul unui cablu de la capul sondei. Manșoanele sunt realizate din azbest metal sau plastic. Nitroglicerina, dinamita TNT etc. sunt folosite cel mai des ca explozivi O explozie poate crea cavități și fisuri în formația productivă. Astfel, concomitent cu îmbunătățirea conectivității formațiunii cu puțul, crește și permeabilitatea formațiunii într-o zonă cu rază mare (crearea de micro și macro fisuri care se pot extinde pe zeci de metri).

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

Perforatoarele cu proiectile explozive creează găuri rotunde în coloană și inel de ciment, pătrunzând în rocă și, explodând, formează cavități și fisuri. Un burghiu cu ciocan cumulat constă dintr-un dispozitiv ale cărui celule conțin încărcături de acțiune cumulativă. 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 de sarcină 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 2% inhibitor de coroziune și uneori 1 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 un fluid de lucru într-un volum de 0,3–0,7 m 3 este plasat în formațiune pentru fiecare metru de interval de perforare. Pentru compozițiile acide, se acordă un timp de menținere de 1-6 ore pentru un agent tensioactiv fără acid, timpul de menținere este de 24 de ore, apoi se îndepărtează soluția uzată și se pune în funcțiune godeul sau se începe tratamentul de formare folosind o metodă; cu o rază mare de influenţă.

Utilizarea soluțiilor tensioactive pentru spălarea unui puț sau pomparea acestuia într-o formațiune la o adâncime mică asigură dispersia și îndepărtarea particulelor solide și a filtratului fluidului de foraj, precum și a emulsiei apă-ulei, de pe pereții puțului și din formatia.

Băile acide curăță soluția de argilă din puțurile noi (sau cele care au suferit reparații majore) și, de asemenea, elimină depozitele de sare din apa de formare acumulată în timpul funcționării.

c) Creşterea temperaturii în sondă în intervalul de formare productivă. Metode termice. Pentru a crește temperatura, puteți utiliza circulația lichidului fierbinte în puț, procese termochimice și încălzitoare electrice. Durata de încălzire a zonei de perforare a puțului este de obicei de 5-50 de ore. În acest caz, se lichefiază depozitele de hidrocarburi solide (parafină, rășini, asfaltene etc.), care sunt apoi îndepărtate la punerea în funcțiune a sondei. Circulația lichidelor inflamabile într-un puț este ușor de implementat, dar la adâncimi de peste 1000–2000 m. este puțin eficient datorită pierderilor mari de căldură de la sondă către depozitele deversării geologice expuse.

Încălzitoarele electrice utilizează un sistem de rezistențe electrice montate într-o țeavă, care este instalată la capătul șirului de tuburi. Energia electrică este furnizată printr-un cablu de la suprafață. Există și încălzitoare bazate pe utilizarea tonurilor de înaltă frecvență. Încălzitoarele electrice pot fi amplasate în partea de jos a puțului în timpul funcționării acestuia. Pornirea și oprirea încălzitoarelor în acest caz se realizează prin pornirea și oprirea alimentării energie electrica

Arzătoare pe gaz constau dintr-o cameră tubulară coborâtă în puț cu două coloane concentrice de conducte pompă-compresor. Gazele combustibile sunt pompate prin conducte de diametru mic, aerul primar prin spațiul inelar și aerul secundar prin coloană. Arderea este inițiată prin furnizarea de energie electrică printr-un cablu de la suprafață. Un alt cablu cu termocuplu măsoară temperatura din exterior, care nu trebuie să depășească 300-400 0 C pentru a nu deteriora șirul puțului. Temperatura la nivelul dorit sprijinit de o reglare adecvată a volumelor de injecție de gaz și aer.

Tratamentul termochimic se bazează pe degajarea de căldură la fundul puțului datorită unui proces chimic, care îndreaptă hidrocarburile grele depuse în zona de perforare a puțului în scopul îndepărtarii ulterioare a acestora. 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. Un numar mare de căldura obţinută din reacţie 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 în formațiunea productivă. 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 influență:

a) Tratarea cu aciditate a zonei de fund a formațiunii productive. Aceste metode sunt utilizate în principal în formațiuni de nisip cu conținut de carbonat mai mare de 20% sau cu material cimentar format din carbonați de calciu sau magneziu.

Acidul principal folosit este H CU eu . Atacă eficient carbonatul de calciu sau magneziu, formând cloruri solubile și ușor de îndepărtat. Acidul clorhidric este ieftin și nu este limitat. 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 reactiilor, disipare etc.

Atunci când o soluție acidă este pompată în formațiune la presiuni de injecție mai mici decât presiunea de fracturare hidraulică, porii din zona de fund a formațiunii sau fisurile și microfisurile din roca rezervor sunt curățați și expandați, restabilind astfel permeabilitatea deteriorată a zonei tratate. , iar în unele cazuri chiar creșterea valorii sale inițiale .

Tehnologia de lucru este următoarea: puțul se curăță și se umple 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 stabilită în primul rând conform testelor de laborator. Soluția acidă este pompată în tubulatura cu supapa deschisă în inelul puțului. Când ajunge la intervalul de perforare a puțului, supapa menționată este închisă și soluția acidă este pompată prin conducte până când pătrunde în formațiunea productivă, iar în ultima etapă soluția este presată cu ulei sau apă cu un surfactant 0,1-0,3% aditiv. Se lasa 1-6 ore (dar nu mai mult) pentru ca acidul sa reactioneze, apoi se indeparteaza solutia. Fântâna este pusă în funcțiune. În același timp, modificarea debitului este atent monitorizată pentru a determina efectul tratamentului.

Exista diverse optiuni tehnologice pentru tratarea acidului, precum: simplu, selectiv, repetat, alternant, cu vibratie etc.

b) Fracturarea hidraulică a formațiunii productive în zona de fund a puțului. Această metodă este utilizată în formațiunile reprezentate de roci dure, dense, cu permeabilitate redusă (gresii, calcare, dolomite etc. Presiunea de rupere se realizează prin pomparea lichidului în puț sub presiune mare. Aceasta deschide fisurile și microfisurile existente în formațiunea productivă sau creează altele noi, care pot îmbunătăți semnificativ legătura hidrodinamică dintre formațiune și puț.

c) Explozii nucleare subterane. Exploziile au fost studiate experimental cu rezultate pozitive în roci dure, dense, cu permeabilitate scăzută. În jurul puțului de încărcare din formațiunea productivă, ca urmare a unei explozii nucleare, se formează o cavitate plină 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 cu 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 formarea pe o rază de 2-15 m În acest scop, puteți utiliza tratamentul cu acid termochimic, bazat pe injecția de încălzit acid în formațiune ca urmare a reacției sale cu anumite metale, injectare periodică într-o formațiune de volume limitate de abur (injecție ciclică de abur) sau un front circular de ardere subterană în jurul unui puț de producție, determinat de raza calculată la care se află necesar pentru încălzirea formațiunii. În plus, în ultimii ani, au fost dezvoltate diverse tehnologii noi pentru influențarea zonei de formare a găurii, bazate pe utilizarea de reactivi moderni și a deșeurilor din industria chimică.

9 Reparații curente și majore ale puțurilor

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

Reparațiile subterane includ lucrări care vizează eliminarea defecțiunilor echipamentelor coborâte în puț, precum și refacerea sau creșterea debitului sondei. Reparațiile subterane implică ridicarea echipamentelor din puț.

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

Întreținerea puțului este înțeleasă ca un ansamblu de măsuri tehnologice și tehnice care vizează restabilirea productivității acesteia și limitate de impactul asupra zonei fundului găurii a formațiunii și a echipamentelor amplasate în puț.

Reparațiile curente includ următoarele lucrări: înlocuirea echipamentului defect, curățarea fundului și a sondei, restabilirea productivității rezervorului prin metode individuale de intensificare (încălzire, spălare, injectare de substanțe chimice).

Reparațiile curente pot fi planificate preventiv și efectuate în scopul inspecției preventive, identificării și eliminării încălcărilor individuale în funcționarea puțului care nu au devenit încă evidente.

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

Indicatorii care caracterizează funcționarea unei sonde în timp sunt factorul de funcționare (OF) și timpul dintre reparații (MRP). EC este raportul dintre timpul lucrat de o sondă, de exemplu, pe an (TOTR), și perioada calendaristică (TCAL). MCI este timpul mediu dintre două reparații pentru o perioadă selectată sau raportul dintre timpul total lucrat de întreținere și reparație pentru anul și numărul de reparații P pentru aceeași perioadă.

CE = TOTR / TKAL;

MRP = TOTR / R;

Modalitățile de a crește EC și MRP sunt reducerea numărului de reparații, durata unei singure reparații și creșterea timpului de funcționare a sondei.

În prezent, peste 90% din toate reparațiile sunt efectuate la puțuri cu unitate de pompare autopropulsată și mai puțin de 5% cu ESP.

În timpul reparațiilor de rutină, se efectuează următoarele operații

1. Transport – livrarea echipamentelor la sondă;

2. Pregătitor – pregătire pentru reparații;

3. Ridicarea – ridicarea și coborârea echipamentelor petroliere;

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

5. Final – demontarea echipamentului și pregătirea acestuia pentru transport.

Dacă evaluați timpul petrecut cu aceste operațiuni, veți observa că principala pierdere de timp se îndreaptă către operațiunile de transport (acestea durează până la 50% din timp), prin urmare eforturile principale ale proiectanților ar trebui îndreptate spre reducerea timpului de transport - prin crearea de mașini și unități gata de asamblare, operațiuni de ridicare - prin crearea de mașini automate de încredere pentru confecţionarea și deșurubarea țevilor și tijelor.

Întrucât reparația curentă a unei puțuri necesită acces la trunchiul acesteia, i.e. 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 formarea și puțul a unui lichid cu o densitate care asigură crearea presiunii P în fundul puțului. , depășindu-l pe cel de rezervor. Al doilea este utilizarea diferitelor dispozitive - dispozitive de tăiere care blochează fundul puțului la ridicarea tubului.

Operațiunile de rulare și ridicare (HRO) ocupă ponderea principală în balanța totală de timp pentru repararea puțurilor. Acestea sunt inevitabile în timpul oricărei lucrări de coborâre și înlocuire a echipamentului, impact asupra orificiului de jos, spălare coloane etc. Procesul tehnologic al procesului de producție constă în înșurubarea alternativă (sau deșurubarea) țevilor pompă-compresor, care sunt un mijloc de suspendare a echipamentului, un canal pentru ridicarea fluidului produs și alimentarea fluidelor de proces în puț și, în unele cazuri, un unealtă pentru pescuit, curățare și alte lucrări. Această varietate de funcții a făcut ca tubularea să fie o componentă indispensabilă a echipamentului de puț pentru orice metodă de operare, fără excepție.

Operațiunile cu tuburi sunt monotone, necesită forță de muncă și pot fi ușor mecanizate. Pe lângă operațiunile pregătitoare și finale, care au specificul lor pentru în diverse moduri funcționare, întregul proces de SPO cu tubing este același pentru toate tipurile de reparații de rutină. Operațiunile de ridicare și rulare cu tije se efectuează în același mod ca și cu țevi, iar deșurubarea (înșurubarea) tijelor se face cu o cheie mecanică a tijei În cazul blocării pistonului în cilindrul pompei sau a tijelor în tubulatura (ceara), sau daca se sparg, devine necesara ridicarea simultana a tevilor si tijelor. Procesul se realizează prin deșurubarea alternativă a țevii și a tijei.

Well overhaul combină toate tipurile de lucrări care necesită timp îndelungat, efort fizic mare și utilizarea a numeroase echipamente multifuncționale. Este vorba de lucrări legate de eliminarea accidentelor complexe, atât cu echipamentul coborât în puț, cât și cu puțul în sine, lucrări de transfer al sondei de la un loc de operare la altul, lucrări de limitare sau eliminare a fluxului de apă, creșterea grosimii material exploatat, impact asupra formației, tăierea unui nou trunchi și altele.

Ținând cont de specificul lucrării, în departamentele de producție de petrol și gaze sunt create ateliere specializate de revizie puțuri. O sondă inclusă într-o revizie majoră rămâne în stocul de exploatare, dar este exclusă din stocul de exploatare.

10 Colectarea și prepararea petrolului, gazelor și apei

Produsele care provin din sondele de petrol și gaze nu reprezintă petrol și respectiv gaz pur. Apa produsă, gazul asociat (petrol) și particulele solide de impurități mecanice provin din puțuri împreună cu petrolul.

Apa de rezervor 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 distrugeri corozive crescute ale conductelor, rezervoarelor și provoacă uzura conductelor și echipamentelor. Gazul asociat (petrol) este folosit ca materie primă și combustibil.

Este fezabil din punct de vedere tehnic și economic să se supună uleiului antrenament specialîn scopul desalinării, deshidratării, degazării și îndepărtarii particulelor solide.

În câmpurile petroliere se utilizează cel mai adesea o schemă centralizată de colectare și preparare a petrolului (Fig. 2). Produsele sunt colectate dintr-un grup de sonde folosind unități automate de măsurare de grup (AGMU). Din fiecare sondă, petrolul împreună cu gazul și apa de formare sunt furnizate la AGSU printr-o conductă individuală. 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 printr-o conductă de gaz către GPP (instalație de procesare a gazelor). Uleiul parțial deshidratat și parțial degazat este transportat printr-un colector de colectare la un punct central de colectare (CPC). De obicei pe una câmp petrolier aranja un DSP.

Instalațiile de tratare a uleiului și a apei sunt concentrate la uzina centrală de procesare. La stația de tratare a uleiului, toate operațiunile tehnologice de pregătire a acestuia se desfășoară într-un complex. Setul acestui echipament se numește unitate UKPN pentru prepararea complexă a uleiului .

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

1 sondă de țiței;

2 unitati automate de masura de grup (AGMU);

3 stație de pompare de rapel (BPS);

4 stație de tratare a apei produse;

5 unitate de tratare a uleiului;

6 statie de compresoare gaz;

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

8 Parcul rezervorului

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

Deshidratarea uleiului este complicată de faptul că uleiul și apa formează emulsii stabile de tip „apă în ulei”. În acest caz, apa este dispersată în mediul uleios în picături mici, formând o emulsie stabilă. Prin urmare, pentru a deshidrata și a desaratu uleiul, este necesar să separați aceste picături minuscule de apă din acesta și să îndepărtați apa din ulei. Următoarele procese tehnologice sunt utilizate pentru deshidratarea și desalinizarea uleiului:

- 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 tehnologie. În acest caz, rezervoarele sunt umplute cu ulei și păstrate un anumit timp (48 de ore sau mai mult). În timpul expunerii, au loc procese de coagulare a picăturilor de apă, iar picăturile de apă mai mari și mai grele, sub influența gravitației (gravitației), se așează pe fund și se acumulează sub forma unui strat de apă produsă.

Cu toate acestea, procesul gravitațional de decantare a uleiului rece este o metodă ineficientă și insuficient de eficientă de deshidratare a uleiului. Decantarea la cald a uleiului udat este mai eficientă atunci când, prin preîncălzirea uleiului la o temperatură de 50–70°C, procesele de coagulare a picăturilor de apă sunt facilitate semnificativ și deshidratarea uleiului în timpul decantarii este accelerată. Dezavantajul metodelor de deshidratare gravitațională este eficiența sa scăzută.

Metodele mai eficiente sunt chimice, termochimice, precum și deshidratarea și desalinizarea electrică. Prin metode chimice, în uleiul udat se introduc substanțe speciale numite demulgatori. Agenții tensioactivi sunt utilizați ca demulgatori. Se introduc in ulei in cantitati mici de la 5-10 la 50-60 g la 1 tona de ulei. Cele mai bune rezultate sunt prezentate de așa-numiții surfactanți neionici, care nu se descompun în anioni și cationi în ulei.

Demulgatorii sunt adsorbiți la interfața ulei-apă și înlocuiesc sau înlocuiesc emulgatorii naturali activi de suprafață conținuti în lichid. Mai mult, pelicula formată pe suprafața picăturilor de apă este fragilă, ceea ce marchează contopirea picăturilor mici în unele 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 metode 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, când îl transportați prin conducte și în rezervoare de-a lungul calea ferata o parte semnificativă a hidrocarburilor se pierde prin evaporare. Hidrocarburile ușoare sunt materii prime și combustibil valoros (benzină ușoară). Prin urmare, înainte de a furniza ulei, din acesta sunt extrase hidrocarburi ușoare, cu punct de fierbere scăzut. Această operațiune tehnologică se numește stabilizare a uleiului. Pentru a stabiliza uleiul, acesta este supus rectificarii sau separării la cald. Cea mai simplă și mai utilizată în tratarea câmpurilor petroliere este separarea la cald, realizată într-o unitate specială de stabilizare. În timpul separării 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 un compresor și trimise printr-o unitate frigorifică la conducta de gaz de colectare.

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 se caracterizează printr-un grad ridicat de puritate și în multe cazuri nu necesită purificare profundă înainte de injectarea în formațiuni. În același timp, apa rezervoarelor deschise este contaminată 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 râu și deschis. În metoda sub râu, apa este luată de sub fundul râului „sub albia râului”. Pentru a face acest lucru, în lunca 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, este ca și cum s-ar obține două vase comunicante „puț de râu”, separate printr-un filtru natural (un strat de sol nisipos). Apa din râu trece prin nisip și se acumulează în fântână. Afluxul de apă din fântână este forțat de o pompă de vid sau de o pompă de ridicare a apei și este furnizat unei stații de pompare în cluster (SPS). Cu metoda deschisă, apa este pompată din râu cu ajutorul pompelor și livrată la o stație de tratare a apei, unde trece printr-un ciclu de purificare și ajunge într-un bazin. În rezervorul de decantare, cu ajutorul reactivilor coagulatorului, particulele de impurități mecanice și compușii de fier sunt îndepărtate în sediment. Purificarea finală a apei are loc în filtre, unde nisip curat sau cărbune fin este folosit ca materiale de filtrare.

11 Siguranța, sănătatea și protecția mediului

Întreprinderile furnizoare de produse petroliere desfășoară operațiuni de depozitare, distribuire și primire a produselor petroliere, dintre care multe sunt toxice, se evaporă ușor, se pot electrifica și sunt incendiare și explozive. Când lucrați la întreprinderile industriale, sunt posibile următoarele pericole principale: incendiu și explozie în timpul depresurizării 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 benzinei cu plumb; rănirea lucrătorilor prin piesele rotative și în mișcare ale pompelor, compresoarelor și altor mecanisme în cazul lipsei sau apărărilor defecte; șoc electric în cazul încălcării izolației părților sub tensiune ale echipamentelor electrice, împământare defectuoasă sau neutilizarea echipamentului individual de protecție; creșterea sau scăderea temperaturii suprafeței echipamentului sau a aerului zonă de muncă; nivel crescut de vibrație; iluminare insuficientă Zona de lucru; posibilitatea de cădere la întreținerea echipamentelor aflate la înălțime. La întreținerea echipamentelor și la efectuarea reparațiilor acestuia, este interzisă: utilizarea focului deschis pentru încălzirea produselor petroliere, a fitingurilor calde 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 conexiuni și etanșări sau ca urmare a uzurii metalelor; utilizarea oricăror pârghii (rangi, țevi etc.) pentru deschiderea și închiderea supapelor de închidere; repararea echipamentelor electrice nedeconectate de la rețeaua electrică; curățarea echipamentelor și a pieselor mașinii cu lichide inflamabile inflamabile; lucrați fără echipament individual de protecție și îmbrăcăminte de protecție adecvată. Când are loc o scurgere de produs petrolier, locul deversarii trebuie acoperit cu nisip și apoi îndepărtat într-un loc sigur. Dacă este necesar, îndepărtați solul contaminat cu produse petroliere. În încăperile în care s-a produs scurgerea, degazarea se face cu dicloramină (soluție 3% în apă) sau cu înălbitor sub formă de suspensie (o parte de înălbitor uscat la două până la cinci părți de apă). Pentru a evita aprinderea, degazarea cu înălbitor uscat este interzisă. Fumatul in incinta si in spațiile de producțieîntreprinderile sunt interzise, cu excepția locurilor special amenajate (în acord cu pompierii), unde sunt afișate indicatoarele „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.

Iarna, este necesar să: curățați zăpada și gheața, stropiți cu nisip pentru a preveni alunecarea: podele, scări, pasaje, trotuare, poteci și drumuri pietonale; îndepărtați prompt țurțurile și crustele de gheață care se formează pe echipamente, acoperișurile clădirilor și structurile metalice.

La început, oamenii nu s-au gândit la ce presupune producția intensivă de petrol și gaze. Principalul lucru a fost să le pompați cât mai mult posibil. Asta au făcut. La început părea că uleiul aduce numai beneficii oamenilor, dar treptat a devenit clar că și utilizarea lui a avut reversul. Poluarea cu petrol creează o nouă situație ecologică, 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 se autocurăță foarte lent prin descompunerea biologică a uleiului. Din acest motiv, unele organizații trebuie să efectueze refacerea solului după contaminare.

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 erau capabile 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 instalații, iar în fiecare regiune petrolieră au fost construite diferit, acest lucru nu a permis 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. Specialiștii au reușit, folosind energia subsolului și a pompelor de sondă adâncă, să asigure alimentarea cu petrol de la sondă la punctele centrale de colectare a petrolului fără operațiuni tehnologice intermediare. Numărul unităților de pescuit a scăzut de 12-15 ori.

În zonele de dezvoltare, în special în timpul construcției de conducte, drumuri temporare, linii electrice și 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 din zonele de producție a petrolului 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 cazul ruperii conductei de apă; când scurgerile de suprafață din câmpurile petroliere intră în apele de suprafață; în timpul perifluxurilor de ape foarte mineralizate de orizonturi adânci în orizonturi de apă dulce, din cauza scurgerilor în puțurile de injecție și producție.

În industria petrolului, diferite substanțe chimice sunt utilizate pe scară largă în diferite procese tehnologice. Toți reactivii au un impact negativ atunci când sunt eliberați în mediu. Principalele cauze ale poluării mediului atunci când diferite substanțe chimice sunt pompate în rezervor sunt următorii factori: scurgeri de sisteme și echipamente și încălcarea reglementărilor de siguranță în timpul operațiunilor tehnologice.

ÎN activitati de mediu la întreprindere, cu excepţia directii traditionale monitorizarea mediului, utilizare rațională resursele de apă și terenuri recuperate, protecția aerului, reparațiile majore și înlocuirea secțiunilor de urgență ale rețelelor de colectare a petrolului, conductelor de apă, rezervoarelor sunt implementate în mod activ Cele mai noi tehnologii protectia mediului.

BIBLIOGRAFIE

1. Akulshin A.I. Exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze M., 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 de securitate a muncii pentru lucrătorii din atelierul 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.Manualul echipamentelor 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.