1 DANE WSTĘPNE

1.1 Krótka charakterystyka geologiczna i terenowa złoża

Budowa geologiczna złoża Buchary obejmuje osady dewonu, karbonu, permu i czwartorzędu.

Tektonicznie pole położone jest na północnym zboczu łuku południowotatarskiego. Od zachodu ogranicza ją wąska i głęboka rynna Altunino-Shunak, oddzielająca skonsolidowaną część południowej kopuły od falowania Aktash-Novo-Elkhovsky. Wzdłuż powierzchni podłoża krystalicznego obserwuje się stopniowe osiadanie o niskiej amplitudzie w kierunkach północnym i północno-wschodnim. Na tym tle zarysowuje się szereg stosunkowo wąskich, podwyższonych bloków piwnicznych wydłużonych w kierunku południkowym i podwodnym oraz towarzyszące im rynny przypominające rynny.

Położenie obszaru złożowego w strefach przybrzeżnych rynny Niżniekamsk systemu Kama-Kinel przesądza o zauważalnej zmianie planów strukturalnych osadów górnego dewonu i dolnego karbonu. W odcinku dewonu odpowiadają one słabo wyodrębnionym strukturalnie terasom i rynnom. Nadkładne osady mają bardziej złożony plan strukturalny, który charakteryzuje się wyraźnymi, liniowo wydłużonymi strefami wezgłowiowymi, skomplikowanymi lokalnymi wypiętrzeniami trzeciego rzędu. Oprócz cech odziedziczonego planu strukturalnego, lokalne nowe formacje osadowe pojawiają się w postaci struktur rafowych epoki górnego franu i famenu i powiązanych struktur otaczających - wypiętrzeń Górnego Nalimowskiego i Południowego Nalimowskiego. Amplitudy tych budowli na szczycie sceny tourneejskiej sięgają 65-70 m. Zasadniczo charakterystycznymi lokalnymi elementami pola Buchary są podwyżki trzeciego rzędu o niskiej amplitudzie. Na obszarze złoża powierzchnię stopnia tournaisskiego komplikują strefy wcięć „kanałowych”, zidentyfikowane na podstawie wyników szczegółowych prac CDP w rejonie Zainsky'ego z badań sejsmicznych partii 9/96, które zostały głównie potwierdzone faktycznymi odwiertami w 1997 r. -2000.

Podstawą konstrukcji konstrukcyjnych były wyniki szczegółowych prac CDP grupy badań sejsmicznych Buchara 9/96 w rejonie Zainsky.

Zgodnie z przekrojem złoża Buchara w kilku poziomach dewonu górnego i karbonu dolnego ustalono zawartość ropy naftowej o różnej intensywności.

Produktywne w terenie są złoża terygeniczne poziomów Paszyjskiego, Kynowskiego i Bobrikowskiego, zbiorniki węglanowe horyzontów Semilukskiego, Buregskiego, Zawołskiego i etapu Tournais. W sumie zidentyfikowano 47 złóż ropy naftowej o różnych rozmiarach i poziomach roponośności. Sterowane są przez pojedyncze lokalne podwyższenia lub grupę konstrukcji. Przemysłowe nagromadzenia ropy naftowej w horyzoncie Paszi ograniczają się do warstw oznaczonych (od dołu do góry) jako D 1 -c, D 1 -b i D 1 -a, zbudowanych z piaskowców i mułowców. Warstwy D 1 -a, D 1 -b są traktowane jako jeden obiekt - D 1 -a + b, ponieważ w 20% studni łączą się lub mają cienkie mostki gliniaste o grubości 0,8-1,2 m. Warstwa D 1 - jest wyróżnia się jako samodzielny obiekt z własnym VNK.

D 1 -c reprezentowany jest przez drobnoziarniste, dobrze wysortowane piaskowce, zalega w dolnej części horyzontu Paszi na głębokości 1741,6 m, jest wyraźnie skorelowany według materiałów GIS i jest oddzielony od formacji D 1 -a + b mostem o grubości 4,6 m. Zbiornik typu porowaty. Zawartość oleju w formacji D1-v jest ograniczona obszarowo. Jest ona związana jedynie z 2 złożami na samym południu i jednym w środkowej części pola. Na podstawie materiałów GIS określono nośność 13 odwiertów, badania przeprowadzono w 10 z nich, w których przepływ ropy waha się od 0,3 do 22,1 ton/dobę. Efektywna miąższość formacji nasyconej ropą waha się od 0,6 do 2,8 m. Zbiornik D 1 -v jest podszyty głównie wodą denną. W wielu otworach odkryto bezpośredni OWC, kontury roponośne wyrysowano na podstawie średnich wartości rzędnych OWC dla otworów, biorąc pod uwagę dolne otwory perforacyjne.

Zbiornik D 1 -a+b jest szeroko zagospodarowanym zbiornikiem nasyconym ropą naftową, odkrytym w 40% odwiertów całego odwierconego funduszu w dewonie. Efektywna miąższość formacji nasyconej ropą waha się od 0,8 do 2,4 m.

W sumie zidentyfikowano 13 złóż ropy naftowej, ograniczonych do wypiętrzeń sejsmicznych trzeciego rzędu. Złoża są niewielkie pod względem wielkości i wysokości. Siedem z nich zostało odkrytych tylko przy jednym odwiercie. Rodzaj osadów - warstwowo-łukowy. OWC odkryto w 38% odwiertów, w których stwierdzono nasycenie ropą. W związku z tym w 3 złożach narysowano kontury roponośne zgodnie z położeniem kontaktu woda-ropa, określonym na podstawie GIS i wynikami poboru próbek, w pozostałych jedynie według bezwzględnej wysokości podstawy dolnego złoża warstwa nasycona. Osiadanie obiektów obserwuje się w kierunku północnym. Rzędne bezwzględne OWC, wzdłuż których narysowane są kontury złóż, zmieniają się z południa na północ od -1496 do -1508,7 m. Kontury złóż w rejonie studni 736, 785, 788, 790 i 793a uległy zmianom zgodnie z danymi NVSP MOV. Złoże ropy naftowej w rejonie odwiertu 790 (wypiętrzenie Wierchne-Nalimowskie) gwałtownie zmieniło swoją orientację z kierunku podpowierzchniowego, zgodnie z wynikami badań sejsmicznych na północnym wschodzie, zgodnie z wynikami NVSP MOV. Wielkość złoża zmniejszono o połowę. Złoże ropy naftowej w rejonie odwiertu 736 zmieniło kierunek z północno-zachodniego na północno-wschodni, jego wielkość nieznacznie wzrosła. W złożach ropy naftowej ograniczonych do wypiętrzenia Wschodniej Buchary (obszar odwiertu 793a) oraz w rejonie odwiertu 788, którego zasoby ropy nie zostały zatwierdzone przez Komitet Rezerw Państwowych Federacji Rosyjskiej, obszar roponośny podwoiło się. Złoże ropy naftowej w rejonie odwiertu 785 od północnego zachodu jest ograniczone zidentyfikowaną przez NVSP linią zaburzeń tektonicznych, poza którą wykryto uskok o wysokości 5 metrów w pionie. Złoże ograniczone jest uskokiem, którym w tym przypadku jest ekran. Wielkość złoża zmniejszyła się 4-krotnie. Dlatego też po wykonaniu zaproponowanych przez autorów prac mających na celu zarządzanie siecią profili sejsmicznych w niektórych obszarach złoża, przetworzeniu całego dostępnego materiału badań sejsmicznych i przeprowadzeniu renowacji o niskiej intensywności badań sejsmicznych w studniach zaproponowanych w projekcie w dodatkowym rozdziale poświęconym eksploracji, konieczne jest wyjaśnienie zasobów ropy naftowej w złożu zgodnie z uzyskanymi wynikami.

Całkowita miąższość osadów poziomu Pashi wynosi średnio 22,8 m, efektywna zaolejona wynosi 1,9 m, co odpowiednio znajduje odzwierciedlenie we współczynniku piaszczystości - 0,071, a współczynnik piaszczystości dla części nasyconej olejem wynosi 0,631. Współczynnik fragmentacji wynosi 4,067.

Wyżej odcinka, na głębokości 1734,2 m, występują produktywne osady horyzontu Kynowskiego, ograniczone do warstwy D 0 -v. Zbiornik reprezentowany jest głównie przez mułowce, rzadziej przez piaskowce drobnoziarniste i kwarcowe. Typ zbiornika jest porowaty.

Na całym obszarze wykształciła się warstwa D 0 -v. Na jej podstawie zidentyfikowano i wytyczono 11 złóż ropy naftowej, które w zasadzie pokrywają się ze złożami ze złóż Paszi. W 25 otworach wierconych w 9 złożach zbadano formację nasyconą ropą D 0 -v. Natężenia przepływu oleju uzyskane podczas testów wahają się od 1,3 do 19,2 ton/dzień. Rodzaj złóż - sklepienie warstwowe. OWC odkryto w 14 studniach. Na podstawie wyników poboru próbek zgodnie ze znakami hipsometrycznymi dolnych otworów perforacyjnych, z których pozyskiwano olej, wyrysowano kontury oleiste. W czterech złożach położenie konturów roponośnych przyjmuje się wzdłuż podstawy dolnej warstwy nasyconej ropą.

Całkowita grubość horyzontu Kynowskiego waha się od 13,8 do 23,6 m, średnio 19,3 m. Liczba międzywarstw wynosi 1–4, współczynnik rozwarstwienia wynosi 1,852. Całkowita efektywna miąższość międzywarstw nasyconych olejem waha się w granicach 0,6 – 0,62 m, średnia wynosi 2,2 m. Współczynnik zapiaszczenia wyniósł 0,712. Grubość warstwy nieprzepuszczalnej pomiędzy warstwami nasyconymi olejem jest niewielka – 0,6-1,4 m.

1.2 Właściwości zbiornikowe horyzontów produkcyjnych

Osady poziomów paszyjskiego i kynowskiego franskiego dewonu górnego zbudowane są z mułowców i piaskowców. Charakteryzowały się rdzeniem w 10 studzienkach (70 próbek).

Piaskowce to kwarc monomineralny, drobnoziarnisty. Ziarna kwarcu są półokrągłe, ziarna dobrze wysortowane, upakowanie średnie, miejscami gęste. Według analizy granulometrycznej piaskowce są drobnoziarniste (50,1% - 80,8%) z niewielką domieszką frakcji średniopsammitowej (0 - 10,3%), silnie pylaste, ilaste (2,7 - 7,1%). Zawartość wapna waha się od 0,1 do 3%.

Cementem jest kwarc wtórny, który tworzy obręcze regeneracyjne oraz materiał węglanowo-ilasty, który tworzy kontakt, a w niektórych obszarach cement typu porowatego. Porowatość piaskowców waha się od 12,9 - 20,4%, przepuszczalność 118,3 - 644,5 * 10 -3 μm 2.

Mułowce mają skład kwarcowy i charakteryzują się dobrym sortowaniem ziaren. Według składu granulometrycznego: gruboziarnisty (43,6-63,7%), średnio i silnie piaszczysty (11,2-44,7%), lekko gliniasty (2,2-5,3%) z niewielką domieszką frakcji mułowej średniej i drobnej (1,5-8,1%) ). Rodzaj cementu jest regeneracyjny, kontaktowy i porowy. Porowatość mułowców według rdzenia waha się od 15 do 21,2%, przepuszczalność - od 9,6 do 109,9 * 10 -3 μm 2.

Porowatość zbiorników osadów Paszi, oznaczona metodą GIS (47 odwiertów) i rdzenia (3 odwierty – 33 oznaczeń), jest prawie taka sama: 19,7% i 20,5%, nasycenie ropą wynosi odpowiednio 71,9 i 81,6%. Parametry przepuszczalności wyznaczone na podstawie wyników badań studniowych, rdzeniowych i hydrodynamicznych są zróżnicowane, co przedstawiono w tabeli 1.2.1. Do projektowania za najbardziej reprezentatywną przyjęto średnią wartość z wyników rejestracji (46 dołków – 151 oznaczeń), która wynosi 0,13 µm 2 . Standardowe wartości współczynników porowatości, nasycenia ropą i przepuszczalności dla zbiorników terygenicznych epoki Paszy i Kynowa są identyczne i wynoszą odpowiednio: 0,115, 0,55 i 0,013 μm 2.

Kolektory charakteryzują się dużą wydajnością i wysoką przepuszczalnością. Typ zbiornika - porowaty.

Złoża Paszi charakteryzują się na ogół niską zawartością piasku (0,071), a w części nasyconej ropą – 0,631. Na niejednorodność obiektu wskazuje dość wysoka wartość jego rozcięcia, wynosząca 4,067. Całkowita miąższość poziomu wynosi średnio 22,8 m, całkowita zaolejona 1,9 m. Wysoka średnia wartość miąższości efektywnej (10,7 m) wskazuje na obecność znacznej części nasyconej wodą w warstwach z wodą denną.

Pokrywę osadów Paszi stanowią mułowce epoki kynowskiej o miąższości od 2 do 6 m.

Właściwości zbiornikowe złóż Kynov charakteryzują dane podstawowe, wyniki badań studni i badania hydrodynamiczne. Według pierwszego są one wyższe, a według materiałów bardziej reprezentatywnych, według badań geofizycznych, zbiorniki charakteryzują się następującymi wartościami: porowatość – 19,6%, nasycenie ropą – 74,3%, przepuszczalność – 0,126 µm 2, co przedstawiono w tabeli 1.2. .1. Pod względem właściwości pojemnościowo-filtracyjnych zalicza się je do wysokowydajnych i wysoce przepuszczalnych. Typ zbiornika - porowaty.

Całkowita miąższość złóż Kynovsky wynosi średnio 19,3 m, średnia miąższość nasycona ropą wynosi 2,2 m, efektywna miąższość 3,0 m. Zbiorniki charakteryzują się dużą niejednorodnością - rozwarstwienie 1,852, wysoka zawartość piasku - 0,712. Otuliną utworów Kynov jest glina tego samego wieku o miąższości do 10 m.

1.3 Właściwości fizykochemiczne płynów złożowych

Badania właściwości fizykochemicznych olejów w warunkach złożowych i powierzchniowych przeprowadzono na próbkach złożowych w TatNIPIneft oraz w laboratorium analitycznym TGRU. Próbki pobierano próbnikami głębokimi typu PD-3 i badano na instalacjach UIPN-2 i ASM-300 według ogólnie przyjętych metod. Lepkość oleju określano za pomocą wiskozymetru VVDU (uniwersalny wiskozymetr wysokociśnieniowy) i wiskozymetru kapilarnego typu VPZh. Gęstość wydzielonego oleju oznaczono metodą piknometryczną. Skład ropy i gazu po jednorazowym odgazowaniu próbki oleju złożowego analizowano za pomocą chromatografów LKhM-8M, Chrom-5. Wszystkie dane badawcze prezentowane są zgodnie z RD-153-39-007-96 „Zasady sporządzania projektowych dokumentów technologicznych dla zagospodarowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego”.

Łącznie dla pola Buchara zbadano: próbki zbiornikowe – 39, powierzchniowe – 37 próbek. Ze względu na brak danych dotyczących stopnia tournaisskiego i horyzontu Bureg posłużono się uśrednionymi parametrami odpowiednio dla złóż Kadyrowskie i Romaszkinskoje.

Właściwości fizykochemiczne płynów przedstawiono w tabeli

Tabela 1 Właściwości fizykochemiczne


Nazwa	Horyzont Paszyskiego
	Liczba zbadanych	Zakres
			zmiany	oznaczający


Ciśnienie nasycenia gazem, MPa

odgazowanie, m3/t

odgazowanie, ułamki jednostek.
Gęstość, kg/m3
Lepkość, mPa*s


Wytworzona woda
Kontynuacja tabeli 1


w tym siarkowodór, m3/t

Lepkość, mPa*s
Mineralizacja całkowita, g/l
Gęstość, kg/m3
Horyzont Kynowskiego

Ciśnienie nasycenia gazem, MPa

odgazowanie, m3/t
Współczynnik głośności za jednym razem
odgazowanie, ułamki jednostek.
Gęstość, kg/m3
Lepkość, mPa*s
Współczynnik objętości przy różnicy
odgazowanie w warunkach eksploatacyjnych, ułamek jednostek.

w tym siarkowodór, m3/t
Współczynnik objętości, ułamki jednostek.
Lepkość, mPa*s
Mineralizacja całkowita, g/l
Gęstość, kg/m3
Horyzont Buregskiego

Ciśnienie nasycenia gazem, MPa

odgazowanie, m3/t
Współczynnik głośności za jednym razem
odgazowanie, ułamki jednostek.
Gęstość, kg/m3
Lepkość, mPa*s
Współczynnik objętości przy różnicy
odgazowanie w warunkach eksploatacyjnych, ułamek jednostek.
Wytworzona woda

w tym siarkowodór, m3/t
Współczynnik objętości, ułamki jednostek.
Lepkość, mPa*s
Mineralizacja całkowita, g/l
Gęstość, kg/m3
Scena Turniejowa

Ciśnienie nasycenia gazem, MPa

odgazowanie, m3/t
Współczynnik głośności za jednym razem
odgazowanie, ułamki jednostek.
Gęstość, kg/m3
Lepkość, mPa*s
Współczynnik objętości przy różnicy
odgazowanie w warunkach eksploatacyjnych, ułamek jednostek.
Kontynuacja tabeli 1

Wytworzona woda

w tym siarkowodór, m3/t
Współczynnik objętości, ułamki jednostek.
Lepkość, mPa*s
Mineralizacja całkowita, g/l
Gęstość, kg/m3
Horyzont Bobrikowskiego

Ciśnienie nasycenia gazem, MPa

odgazowanie, m3/t
Współczynnik głośności za jednym razem
odgazowanie, ułamki jednostek.
Gęstość, kg/m3
Lepkość, mPa*s
Współczynnik objętości przy różnicy
odgazowanie w warunkach eksploatacyjnych, ułamek jednostek.

Wytworzona woda

w tym siarkowodór, m3/t
Współczynnik objętości, ułamki jednostek.
Lepkość, mPa*s
Mineralizacja całkowita, g/l
Gęstość, kg/m3

1.4 Krótka charakterystyka techniczna i operacyjna fundusz

studnie

Dewońskie osady złoża.

Zasób odwiertów dla horyzontu D 0 + D 1, przewidziany w pilotażowym projekcie wydobywczym i dokumentach dodatkowych, określa się na 85 szt., w tym wydobywczy – 18, rozpoznawczy – 6, poszukiwawczy – 61. Gęstość sieci wynosi 16 ha/studnia.

Faktycznie na dzień 1 stycznia 2004 r. wykonano 79 odwiertów, z czego 18 miało charakter eksploatacyjny, 55 poszukiwawczy, a 6 rozpoznawczy.

Na koniec 2004 roku zasoby produkcyjne zakładu wynosiły 28 odwiertów.

W ciągu 2004 roku nastąpiły następujące zmiany w zapleczu wydobywczym: Oddano do eksploatacji 1 nowy odwiert (nr 793a) z zapasu piezometrycznego ropy naftowej.

Na dzień 1 stycznia 2005 roku zasoby operacyjne wynosiły 25 odwiertów. W 2004 roku z istniejącego zapasu wyłączono 1 odwiert (nr 750) oraz oddano do eksploatacji 4 odwierty (nr 785, 792, 794, 1027).

W zasobach nieaktywnych znajdują się 3 odwierty: wszystkie 3 odwierty oczekują na ORS.

Poniżej przedstawiono dynamikę funduszu wydobywczego:

Tabela 1 Dynamika zasobów górniczych


	Liczba studni
	od 1 stycznia 2004 roku	od 1 stycznia 2005 roku
1. Fundusz górniczy
w tym: czcionka


2. Aktywny fundusz
w tym: czcionka


3. Fundusz nieaktywny
4.W masteringu

Dynamikę średniodobowego przepływu jednego eksploatowanego odwiertu można prześledzić w tabeli:

Tabela 2 Średnie dzienne natężenie przepływu odwiertu.


	od 1 stycznia 2004 roku	od 1 stycznia 2005 roku
Metoda operacji
Śr. natężenie przepływu 1 studnia, t/dzień


Kontynuacja tabeli 2

Na koniec 2004 roku zapas zatłaczania dla obiektu wynosił 1 odwiert.

Poniżej przedstawiono dynamikę stanu zapasów odwiertów zatłaczających na dzień 1 stycznia 2005 roku:

Tabela 3 Dynamika zapasów z odwiertów zatłaczających


	Liczba studni
	od 1 stycznia 2004 roku	od 1 stycznia 2005 roku
Cały fundusz zastrzykowy
a) studzienki wstrzykiwane
b) fundusz nieaktywny
c) pracownicy naftowi
d) piezometryczny
e) w masteringu

Aktualny stan odwiertów zatłaczających to 1 odwiert (nr 1009).

Inne studnie.

Na dzień 1 stycznia 2005 roku stan odwiertów piezometrycznych wynosi 12 odwiertów. W roku sprawozdawczym z funduszu obserwacyjnego do tego funduszu przekazano odwiert nr 1038, a z funduszu piezometrycznego uruchomiono 1 odwiert.

Liczba odwiertów opuszczonych na koniec roku sprawozdawczego wynosi 25 odwiertów i jest taka sama jak w roku ubiegłym.

Na dzień 1 stycznia 2005 roku w zapasie objętym okresem przejściowym nie ma odwiertów.

Planowano, że wydobycie ropy naftowej na rok 2004 na poziomach D 0 i D 1 złoża Buchara wyniesie 27,934 tys. ton, ale faktycznie wydobyto 28,768 tys. ton. Poziom wydobycia w zakładzie kształtował się na poziomie 1,45% zasobów początkowych i 1,65% zasobów bieżących.

W roku sprawozdawczym oddano do użytku 1 nowy odwiert naftowy, w wyniku którego wydobyto 0,271 tys. ton ropy. Średnie natężenie przepływu ropy w nowym odwiercie wyniosło 1,6 tony/dzień.

W 2004 roku wydobyto: SRP – 13 769 ton ropy (47,9%), ESP – 14 999 (52,1%) Od początku zagospodarowania na dzień 1 stycznia 2005 roku wydobyto 269,547 tysięcy ton ropy, co stanowiło 13,6% wartości początkowej wybrano zasoby wydobywalne

W wyniku uruchomienia 4 odwiertów z postoju wydobyto 0,932 tys. ton ropy. Średni przepływ ropy z jednego odwiertu oddanego do użytku z postoju wyniósł 1,3 tony/dobę, a cieczy – 8,6 tony/dobę.

Wtłaczanie wody w 2003 roku zatłaczaniem technologicznym wyniosło 29,186 tys. m3. Roczny pobór płynu w warunkach zbiornikowych został skompensowany zatłaczaniem technologicznym o 14,2%.

Ogółem na horyzoncie D 0 + D 1 na dzień 1 stycznia 2005 r. wodą pracuje 25 studni, wszystkie studnie są zalane wodą złożową.

W zależności od stopnia ubytku wody w produkowanych produktach, rozkład zasobów odciętych w studniach przedstawiono w tabeli 4.

Tabela 4 Odciek wody wyprodukowanych produktów.

Stan ciśnienia w zbiorniku.

Na dzień 1 stycznia 2005 roku ciśnienie złożowe na obiekcie w strefie wydobycia wyniosło 163,1 atm wobec 164,2 atm w roku ubiegłym.

Złoża Bobrikovsky'ego depozytu.

W 1997 r. rozpoczęto zagospodarowanie złóż horyzontu Bobrikovsky.

Zapas odwiertów dla horyzontu Bobrikovsky, przewidziany w pilotażowym projekcie wydobywczym i dokumentach dodatkowych, określa się na 25 jednostek, w tym wydobycie - 20, rezerwa - 1, ocena - 2, poszukiwania - 2.

Gęstość oczek wynosi 16,0 ha/m2.

Faktycznie na dzień 1 stycznia 2005 roku wykonano 17 odwiertów, z czego 13 miało charakter eksploatacyjny, 2 poszukiwawcze, a 2 rozpoznawcze.

Na koniec 2004 roku zasoby produkcyjne zakładu wynosiły 23 odwierty.

Na dzień 1 stycznia 2005 roku zasoby operacyjne obejmowały 23 odwierty. W 2004 roku wyłączono z eksploatacji 2 odwierty (nr 1022, 1029). W stadzie nieaktywnym nie ma odwiertów.

Dynamikę funduszu górniczego przedstawia tabela 5.

Tabela 5 Dynamika funduszu górniczego.


	Liczba studni
	od 1 stycznia 2004 roku	od 1 stycznia 2005 roku
1. Fundusz górniczy
W tym: czcionka


Kontynuacja tabeli 5

2. Aktywny fundusz
w tym: czcionka


Uśpiony fundusz
W rozwoju

Dynamikę średniodobowego przepływu jednego eksploatowanego odwiertu można prześledzić w tabeli 6.

Tabela 6 Średnie dzienne natężenie przepływu czynnej studni.

Realizujemy wszelkiego rodzaju prace studenckie

Raport

Częścią roboczą pompy śrubowej jest stalowa śruba o pojedynczym ciągu, obracająca się w gumowej klatce o specjalnym profilu, której wewnętrzną wnęką jest dwustronna powierzchnia śruby o skoku dwukrotnie większym od skoku śruby. Pompa śrubowa jest pompą wyporową, której przepływ jest wprost proporcjonalny do prędkości obrotowej ślimaka. Po obróceniu śruba i jej klatka tworzą się na całej długości...

Eksploatacja złóż ropy i gazu (esej, zajęcia, dyplom, test)

MINISTERSTWO EDUKACJI I NAUKI REPUBLIKI TATARSTANU Ałmietjewsk PAŃSTWOWY INSTYTUT NAFTOWY RAPORT Studenci Maklakova A. S. grupa 18-13 B Zgodnie z praktyką edukacyjną odbytą w NGDU

„Almetyevneft”, poligon centrum szkoleniowego wydziału wydobycia ropy i gazu „Elkhovneft”

Znajduje się w Almetyevsk.Rozpoczęcie ćwiczeń 31.03.10. koniec ćwiczeń 26.04.10.

Kierownik praktyki z Katedry RiENGM:

Garipova L.I.

Almietjewsk 2010

1. Zagospodarowanie pól naftowych

1.1 Geologia obszaru i górnictwo

1.2 Organizacja procesów produkcyjnych w NGDU

2. Sprzęt i technologia produkcji ropy naftowej

2.1 Płynna produkcja studni

2.2 Eksploatacja studni z pompami żerdziowymi

2.3 Eksploatacja studni z bezprętowymi pompami głębinowymi

2.4 Podstawowe operacje wykonywane podczas badań odwiertów

2.5 Remonty podziemne i główne studni

2.6 Metody oddziaływania na przyodwiertową część formacji

3. Zbiór i przygotowanie oliwy z pola

3.1 Zbieranie i przygotowanie ekstrahowanych produktów

3.2 System PPD. Organizacja zarządzania utrzymaniem ruchu na terenach terenowych

3.3 Zaznajomienie się z pracami konserwacyjnymi i naprawczymi rurociągów

4. Środki ostrożności podczas wykonywania prac przy obsłudze studni i urządzeń podziemnych

4.1 Bezpieczeństwo pracy i higiena przemysłowa

4.2 Ochrona pracy i środowiska w przedsiębiorstwie Wykaz używanej literatury

Wstęp

Celem pierwszej praktyki edukacyjnej jest utrwalenie wiedzy o procesach budowy odwiertów i wydobycia ropy i gazu, zdobytej przez studentów dyscypliny akademickiej „Podstawy Inżynierii Złóż Nafty i Gazu” oraz przygotowanie studentów do studiowania dyscyplin specjalnych. Z uwagi na fakt, że początek praktyki wprowadzającej nie przewiduje studiowania dyscyplin specjalnych wchodzących w skład kompleksu wiedzy zawodowej, dlatego też pierwsza praktyka edukacyjna jest początkowym etapem praktycznego kształcenia studentów. Jego celem jest zapoznanie studentów z podstawowymi procesami technologicznymi i urządzeniami.

Ze względu na krótki czas trwania pierwsza praktyka edukacyjna odbywa się w formie wycieczki. Podczas zwiedzania przedsiębiorstwa mogą zostać omówione następujące zagadnienia:

1. Struktura produkcyjno-organizacyjna NGDU. System zagospodarowania terenu.

2. Sprzęt i technologia produkcji ropy naftowej. System gromadzenia i oczyszczania ropy i gazu. Środki ostrożności. Ochrona pracy i środowiska w przedsiębiorstwie.

3. Zapoznanie z procesami technologicznymi i urządzeniami stosowanymi na obiektach NGDU.

NGDU Almetyevneft zagospodarowuje środkową i północno-zachodnią część złoża Romaszkinskoje. Obiekty rozwojowe - 4 obszary terygenicznego dewonu (Minnibaevskaya, Almetyevskaya, Severo-Almetyevskaya, Berezovskaya), złoża terygenicznych i węglanowych złóż karbonu. NGDU Elkhovneft eksploatuje sześć złóż ropy: unikalne pod względem zasobów złoże Nowo-Ełchowskoje (drugie co do wielkości wydobywalne złoża ropy naftowej w Republice Tatarstanu).

1. Rozwój pól naftowych

Geologia terenu i zagospodarowanie terenuOporody

Największe pole w Tatarstanie, pole Romashkinskoye, administracyjnie zajmuje terytorium okręgów Almetyevsky, Bugulminsky, Leninogorsky i Sarmanovsky w Republice. Pole Romashkinskoye jest wielowarstwowe. W osadach dewonu i karbonu zidentyfikowano 22 poziomy roponośne, z czego 18 ma znaczenie przemysłowe. Zidentyfikowano w nich około 400 złóż ropy. Szczegółowo zbadano regionalne poziomy roponośne: złoża Paszyjsko-Kynowski, Czerepiecki-Kizełowski, Bobrikowski. Lokalne horyzonty roponośne (Zavolzhsky, Aleksinsky, Dankovo-Lebedyansky) są nadal słabo zbadane. Główne zasoby ropy naftowej na tym polu są ograniczone do terygenicznych osadów dewonu i karbonu. Pole Romaszkinskoje ogranicza się do dużego elementu tektonicznego terytorium - południowej kopuły łuku tatarskiego. Złoże ropy naftowej na horyzoncie Paszi ogranicza się do grzbietu tego wypiętrzenia. Reżim zbiornikowy to ciśnienie sprężyste-woda. W całej części osadowej złoża zidentyfikowano aż 22 zespoły skał wodonośnych. Najbardziej zasobne w wodę są skały terygeniczne dewonu i karbonu. Oleje ze złóż dewonu są olejami typu lekkiego, siarkowego, parafinowego. Oleje wszystkich złóż węgla mają podobny skład i są typu ciężkiego, o wysokiej zawartości siarki, parafinowego. Pole zostało oddane do zagospodarowania w 1952 roku. Do chwili obecnej na złożu ulokowano 10 zakładów produkcyjnych.

Zagospodarowanie złoża ropy lub gazu polega na kontrolowaniu procesu przemieszczania się cieczy i gazu ze złoża do odwiertów wydobywczych przy zastosowaniu określonego schematu rozmieszczenia szacunkowej liczby odwiertów na danym obszarze, kolejności i szybkości ich uruchamiania, utrzymania tryb pracy odwiertów i regulacja bilansu energetycznego złoża. 2.24]

Całość podanych danych, uwzględniająca ochronę podłoża i środowiska, determinuje układ zagospodarowania złoża lub pola.

System racjonalnego zagospodarowania to system, w którym eksploatuje się złoże przy minimalnej liczbie odwiertów, zapewniających określone wielkości wydobycia, wysoki końcowy uzysk ropy i przy możliwie najniższym koszcie ropy.

Integralną częścią zagospodarowania terenu jest przydział obiektów zagospodarowania.

Obiektem zagospodarowania jest sztucznie zidentyfikowana formacja geologiczna (formacja, zespół formacji, masyw) na obszarze złoża zawierającego przemysłowe zasoby węglowodorów wydobywanych z powierzchni ziemi przez określoną grupę odwiertów.

Obiekty deweloperskie dzielą się na niezależne i zwrotne. Obiekty zwrotne mają być zagospodarowane przez studnie, które służyły do eksploatacji obiektu pierwotnego przed jego wyczerpaniem.

Systemy rozwojowe klasyfikuje się ze względu na geometrię rozmieszczenia studni na obszarze oraz sposób oddziaływania na formację produkcyjną.

W oparciu o geometrię lokalizacji studni, systemy z mundur I Nmimundur rozmieszczenie studni.

Układy o równomiernych rozstawach charakteryzują się rozmieszczeniem studni wzdłuż regularnych siatek geometrycznych: kwadratowych lub trójkątnych. Zwykle stosowany w złożach o stałym konturze roponośnym.

Systemy o nierównomiernym rozmieszczeniu mają zazwyczaj studzienki ułożone w rzędach równoległych do ruchomych konturów lub rzędy studzienek zatłaczających. Odległość między studniami w rzędach oraz między rzędami dla każdego konkretnego zbiornika określa się za pomocą obliczeń hydrodynamicznych na podstawie danych o budowie geologicznej złoża, właściwościach płynów złożowych i trybach pracy złoża.

Systemy rozwoju rozróżnia się ze względu na sposób oddziaływania bez wpływu I wHdziałanie na warstwę

W układach niemających wpływu na zbiornik, podczas zagospodarowania złoża wykorzystywana jest wyłącznie naturalna energia zbiornikowa.

Systemy rozwojowe są oceniane na podstawie ich cech i wydajności.

Charakterystyka systemu rozwojowego:

— dobrze fundusz- całkowitą liczbę wydobycia (wydobycie, odwierty zatłaczające przeznaczone do zagospodarowania złoża).

Dzieli się na główny i zapasowy.

— specjalna rezerwa odzyskiwalna— stosunek wydobywalnych zasobów ropy naftowej do całkowitej liczby odwiertów;

- gęstość siatki studnie na danym obszarze są zwykle wyrażane w hektarach na studnię.

— intensywność systemu zalewowego— stosunek liczby odwiertów zatłaczających do liczby odwiertów produkcyjnych.

— stosunek liczby odwiertów rezerwowych do liczby odwiertów zasobu głównego, odległość między rzędami studni i między studniami, odległość od konturu do studni produkcyjnych itp.

Bezwzględne wskaźniki rozwoju charakteryzują intensywność i stopień wydobycia ropy, gazu i wody w czasie:

— produkcja oleju— głównym wskaźnikiem jest suma wszystkich odwiertów produkcyjnych obiektu na jednostkę czasu oraz średnia dzienna produkcja na odwiert.

— ekstrakcja płynna— całkowita produkcja ropy i wody w jednostce czasu,

— produkcja gazu- stosunek objętości gazu do ilości ropy wydobytej z odwiertu w jednostce czasu,

— skumulowana produkcja— odzwierciedla ilość ropy naftowej wyprodukowanej przez zakład w całym minionym okresie.

Regulacja procesu rozwoju ma na celu zapewnienie równomiernego ruchu konturów wodonośnych. Nierównomierny ruch wody eliminowany jest poprzez ograniczenie poboru cieczy ze studni nawadnianych przy jednoczesnym zwiększeniu objętości wtryskiwanego środka w miejscach, gdzie przepływ wody konturowej jest powolny. Na bieżąco monitorowana jest zmiana ciśnienia złożowego na danym obszarze. Pomiar ciśnienia odbywa się w jak największej liczbie odwiertów, a w określonych odstępach czasu budowana jest mapa izobar, która służy do określenia spadku ciśnienia złożowego w poszczególnych obszarach.

1.2 Organizacja procesów produkcyjnych w NGDU

produkcja odwiertów na polach naftowych Ryc. 1.2.1 Schemat organizacji procesów produkcyjnych w NGDU Szefem NGDU jest szef. Jego bezpośrednimi podwładnymi są główny geolog, główny inżynier, główny technolog i zastępca do spraw ogólnych. Głównemu geologowi podlegają: dział rozwoju (RD), wydział geologii (GO), zespół modelarski (GM) oraz warsztat naukowo-produkcyjny (TSNIPR). Dział produkcji ropy naftowej (OPD), główny serwis mechaniczny (CHM), dział bezpieczeństwa i higieny pracy i bezpieczeństwa pożarowego (BHP), wydział konserwacji i remontów odwiertów (dział napraw i remontów odwiertów), obsługa technologiczna obsługi urządzeń wiertniczych (TSBO) i inżynieria centralna i obsługa działu technologicznego (CITS) podlegają głównemu inżynierowi. W skład Centrum wchodzą: warsztat naprawy odwiertów podziemnych, warsztat wydobycia ropy i gazu nr 1 (CDNG-1), warsztat wydobycia ropy i gazu nr 2 (CDNG-2), warsztat utrzymania ciśnienia w złożach (RPMS) oraz walcownia i warsztat naprawy urządzeń produkcyjnych (PRTSEO). Głównemu technologowi podlegają: służba głównego technologa (CGS), wytwórnia i pompownia oleju (OPS), służba gazowa (GS) oraz chemiczne laboratorium analityczne (CHAL). Dział administracyjno-ekonomiczny (AHO), służba wsparcia produkcji (SOP), produkcja transportowa (TP), strefa załadunku i rozładunku (UPRR) oraz wydziałowa ochrona (VOKhR) podlegają bezpośrednio zastępcy szefa NGDU ds. ogólne problemy.

Główny inżynier nadzoruje pracę wszystkich warsztatów produkcyjnych i laboratoriów. Kieruje pracami badawczo-rozwojowymi w przedsiębiorstwie.

Zadaniem działu technicznego jest zapewnienie doskonalenia sprzętu i technologii produkcji. Głównym zadaniem tego działu jest opracowywanie i wdrażanie zaawansowanych technologii budowy odwiertów i zagospodarowania złóż.

Departament Ochrony Pracy monitoruje przestrzeganie zasad bezpieczeństwa, ochrony pracy i higieny pracy.

Dział geologiczny pełni specjalne funkcje w zarządzaniu przedsiębiorstwami wiertniczymi i wydobywczymi ropy i gazu. Głównym zadaniem tego działu jest wybór i uzasadnienie głównych kierunków prac poszukiwawczo-wydobywczych, realizacja kontroli geologicznej podczas wiercenia i badania odwiertów, identyfikacja przemysłowych horyzontów roponośnych i gazonośnych, wybór racjonalnego złoża systemu rozwoju.

Głównym zadaniem działu produkcyjnego jest opracowywanie i analiza realizacji planów operacyjnych - harmonogramów, programów produkcyjnych środków organizacyjnych i technicznych.

Dział planowania ekonomicznego opracowuje plany bieżące i wieloletnie oraz organizuje wewnątrzzakładowe rozliczanie kosztów.

Departament Organizacji Pracy i Płac prowadzi prace nad planowaniem naukowej organizacji pracy, kosztów pracy i płac oraz organizuje socjalistyczną konkurencję.

Aby organizować prace związane z budową kapitału i zarządzać nimi, przedsiębiorstwa posiadają dział budowy kapitału oraz place budowy i instalacji.

Księgowość śledzi wydatki gotówkowe przedsiębiorstwa, kapitał trwały i obrotowy oraz płace.

Dział HR selekcjonuje i obsadza personel, zatrudnia i zwalnia.

Pion administracyjno-ekonomiczny – tworzenie korzystnych warunków dla działalności pracowników zarządzających.

Stowarzyszenie Tatnieft’ jest jednym z największych stowarzyszeń zajmujących się wydobyciem ropy i gazu w Federacji Rosyjskiej. Stowarzyszenie jest złożonym kompleksem produkcyjnym o ogromnych mocach produkcyjnych i wysoko rozwiniętej infrastrukturze społecznej. Stowarzyszenie poprzez swoją działalność powołało do życia szereg nowoczesnych miast i osiedli robotniczych. Obecnie stowarzyszenie obejmuje 14 wydziałów wydobycia ropy i gazu (OGPD).

Organizacja produkcji i zarządzania w stowarzyszeniu zajmującym się produkcją ropy i gazu jest w dużej mierze zdeterminowana specyfiką branży i różni się w zależności od skali i struktury produkcji.

Cechami charakterystycznymi przemysłu naftowego są:

wydobycie ropy i gazu wiąże się z dużą ilością specjalnych prac związanych z poszukiwaniem i eksploracją złóż ropy naftowej oraz projektowaniem ich zagospodarowania; wiercenie studni, ich zagospodarowanie, zagospodarowanie złóż; produkcja, zbiórka, przygotowanie do przerobu ropy i gazu, transport i magazynowanie produktów.

Konstrukcje i urządzenia do wydobycia ropy naftowej podlegają silnemu wpływowi środowiska, często agresywnego, dlatego znaczny i coraz większy nakład pracy wiąże się z naprawą urządzeń podziemnych i naziemnych:

— wielkość i struktura produkcji zmieniają się w miarę uruchamiania nowych mocy produkcyjnych i wyczerpywania się złóż ropy naftowej;

— obiekty pól naftowych (odwierty w budowie, odwierty, składy surowców, zakłady przeróbki ropy naftowej itp.) i jednostki produkcyjne są rozproszone na dużym terytorium, w znacznym stopniu oddalone od pomocniczych baz produkcyjnych i zaopatrzeniowych;

— przesunięcie granic zakładów produkcyjnych w związku z oddaniem do użytku nowych złóż, terenów i odwiertów;

— całodobowe (przez cały rok) funkcjonowanie produkcji;

— znaczący wpływ warunków naturalnych, geologicznych i klimatycznych na wyniki działalności produkcyjnej.

2. Sprzęt i technologia produkcji ropy naftowejI

2.1 Płynna produkcja

Sposób działania, w którym podnoszenie cieczy odbywa się wyłącznie za pomocą energii naturalnej, nazywa się fontanną. Przepływ odwiertów naftowych następuje przy ciśnieniu złożowym mniejszym niż ciśnienie hydrostatyczne słupa cieczy w odwiercie, co wynika z dużej ilości gazu rozpuszczonego w ropie.

Kiedy płyn przemieszcza się ze strefy wysokiego ciśnienia (formacja) do strefy niskiego ciśnienia (studnia), uwalnia się z niego gaz, który rozszerzając się, pomaga unieść się płynowi. Podczas podnoszenia wydobycia odwiertu wraz ze spadkiem ciśnienia nasycenia, w ciągu rur wznośnych uwalnia się gaz rozpuszczony w ropie i tworzy się mieszanina gaz-ciecz (GLM), której gęstość w cm jest mniejsza niż gęstość cieczy ( cm< ж).

Warunki płynięcia w tym przypadku: Р pl > cm g H.

Ciśnienie w dnie: P sab = cm g H + P tr + P y.

Im większy dopływ płynu z formacji, tym niższe ciśnienie na dnie - P. Jednocześnie im wyższe ciśnienie na dnie, tym większa będzie przepustowość windy. Podczas pracy szwu i podnośnika zostanie ustalona równowaga układu – „uniesienie warstwy”.

Ryż. 2.1.1 Budowa studni do płynnej produkcji.

1 - ciąg produkcyjny;

3 - but;

4 - kołnierz;

5 — armatura fontannowa;

6 - dopasowanie.

W miarę postępu eksploatacji naturalny dopływ ropy do odwiertu stopniowo maleje. Jest to spowodowane spadkiem ciśnienia w dnie otworu. W związku z tym stosuje się zmechanizowaną metodę działania. W szczególności podnośniki gazowe sprężarkowe i niesprężarkowe. Podnoszenie odbywa się za pomocą energii sprężonego gazu wprowadzanego do studni lub wydobywanego za pomocą różnego rodzaju pomp.

Ryż. 2.1.2. Konstrukcja studni do obsługi podnośnika gazowego

1 - rury osłonowe;

2 — rury podnoszące;

3 - rury gazowe.

2.2 Eksploatacja studni z pompami żerdziowymi

Długotrwałą pracę pompy głębinowej w studni zapewni dobrze dobrany tryb - układ następujących parametrów: wielkość pompy, głębokość zanurzenia, wartość zanurzenia pod poziomem dynamicznym, długość skoku i liczba skoków wypolerowanego pręta, a także obciążenie cięciwy pręta. Tryb optymalny projektowany jest w oparciu o dane badawcze, na podstawie których obliczane są możliwości produkcyjne odwiertu Qc. Muszą odpowiadać możliwościom sprzętu. Zespół pompowy prętowy składa się z urządzeń naziemnych i podziemnych zainstalowanych na głowicy odwiertu.

Wyposażenie powierzchni obejmuje pompownię z napędem i wyposażeniem głowicy odwiertu. Sprzęt podziemny obejmuje głębinową pompę prętową ssącą, przewód rurowy i ciąg pręta ssącego.

Pompa prętowa to specjalnie zaprojektowana pompa nurnikowa przeznaczona do pracy na dużych głębokościach. Pompa z kolei składa się z dwóch głównych elementów: cylindra i tłoka. Pompa napędzana jest z powierzchni za pomocą sznurka prętów ssących.

W oparciu o konstrukcję i sposób montażu głębinowe pompy prętowe dzielą się na dwie główne grupy: pompy rurowe lub bezwkładkowe oraz pompy wkładane.

Pompy rurowe charakteryzują się tym, że główne elementy są opuszczane do studni oddzielnie. Cylinder znajduje się na sznurku rurki, a tłok na sznurku pręta ssącego. Podnoszenie odbywa się w tej samej kolejności.

Pompę wkładaną, w przeciwieństwie do pompy rurowej, opuszcza się do studni i podnosi z już zmontowanej studni za pomocą prętów przyssawkowych. Pompa jest zabezpieczona specjalnym złączem blokującym zamontowanym na przewodzie. Aby wymienić pompę wtykową, wystarczy podnieść sznurek pręta ssącego.

Stosuje się instalacje prętowe zbalansowane i niezrównoważone.

Schemat i zasada działania prętowego zespołu pompującego z pompą rurową i pompownią równoważącą:

Ryż. 2.2.1. Schemat instalacji pompowej studni żerdziowej:
1 - ciąg produkcyjny; 2 - zawór ssący; 3 - cylinder pompy; 4 - tłok; 5 - zawór spustowy; 6 — rury pompy i sprężarki; 7 — pręty przyssawkowe; 8 — krzyż; 9 — rura głowicy odwiertu; 10 - zawór zwrotny obejścia gazu; 11 - trójnik; 12 — uszczelka głowicy odwiertu; 13 - pręt głowicy odwiertu; 14 — zawieszenie linowe; 15 — głowica balansująca; 16 — wyważarka; 17 — stojak; 18 — ciężarek równoważący; 19 — korbowód; 20 — masa korby; 21 — korba; 22 - skrzynia biegów; 23 — koło pasowe napędzane (po przeciwnej stronie znajduje się koło pasowe hamulca); 24 — napęd pasowy; 25 — silnik elektryczny na suwaku obrotowym; 26 - koło pasowe napędowe; 27 - rama; 28 - jednostka sterująca.

Stosowane są także maszyny pompujące niezrównoważone, w których zamiast wyważarki wykorzystuje się giętkie ogniwo narzucone na krążek na stojaku i połączone z prętem dławnicy, a także maszyny z napędem łańcuchowym i hydraulicznym.

Zespół pompujący z napędem łańcuchowym składa się z: obudowy mechanizmu konwertującego 1, silnika elektrycznego 2, przekładni 3, kół zębatych 4 i 5, łańcucha 6, wózka 7, ciężarka wyważającego 8, hamulca 9, zawieszenia głowicy żerdziowej 10, liny 11, paska klinowego jeździć 12.

Napęd montowany jest na podstawie 13, na której zlokalizowana jest stacja sterująca. Moment obrotowy z silnika elektrycznego przenoszony jest za pomocą napędu pasowego z możliwością zmiany częstotliwości wahnięć poprzez wymianę kół pasowych. Korpus mechanizmu konwertującego stanowi spawaną konstrukcję metalową, w której porusza się ładunek równoważący, połączony liną przechodzącą przez rolki z zawieszeniem żerdzi głowicy. W obudowie znajduje się redukcyjny mechanizm konwertujący.

Ryż. 2.2.2. Schemat instalacji napędu elektrycznego

1 - ciało; 2 - silnik elektryczny; 3 - skrzynia biegów; 4,5 - gwiazdki; 6 - łańcuch; 7 - przewóz; 8 - ciężarek równoważący; 9 — hamulec; 10 — zawieszenie; 11 - lina; 12 — napęd pasowy; 13 - podstawa; 14 - stacja kontrolna.

Napęd realizowany jest w następujący sposób: ruch z silnika elektrycznego poprzez napęd pasowy, skrzynię biegów i koło napędowe zamontowane na wale skrzyni biegów przenoszony jest na łańcuch trakcyjny. Łańcuch trakcyjny połączony jest za pomocą podwieszonego na nim wałka z wózkiem i obciążnikiem wyważającym. W momencie, gdy ciężarek wyważający znajduje się w dolnym położeniu, a zawieszenie żerdzi głowicy w górnym, wózek znajduje się w położeniu środkowym. Podczas obracania się kół zębatych wózek przesuwa się w prawo i jednocześnie do góry wraz z ciężarkiem wyważającym, a zawieszenie żerdzi głowicy przesuwa się w dół. Gdy wózek osiągnie poziomą oś dolnej zębatki, ruch wózka w prawo zatrzymuje się i porusza się tylko w górę. Kiedy wózek osiągnie poziomą oś górnej zębatki, wózek zaczyna poruszać się w lewo, kontynuując ruch w górę. Ruch ten trwa, dopóki wózek nie przesunie się na przeciwną stronę koła łańcuchowego. W takim przypadku kierunek ruchu ciężarka wyważającego i zawieszenia żerdzi głowicy zmienia się na przeciwny. Zapewnia to ruch posuwisto-zwrotny punktu zawieszenia pręta.

Moc podłączonego silnika elektrycznego wynosi 3 i 5 kW.

Zalety w porównaniu z napędem zrównoważonym

— stała prędkość ruchu prętów podczas przeważającej części skoku;

— skrzynia biegów o mniejszym przełożeniu;

— mniejsza zależność wymiarów i masy napędu od długości skoku;

— zapewnienie długości skoku w szerokim zakresie zmian prędkości;

— redukcja obciążeń dynamicznych i hydrodynamicznych;

— redukcja kosztów energii;

— zwiększenie współczynnika wykorzystania mocy.

2.3 Eksploatacja studni za pomocą beztłoczkowych pomp głębinowychAmi

Główną cechą wyróżniającą beztłoczyskowe pompy odwiertowe (BSHP), pozwalającą na wyodrębnienie ich w niezależną grupę, jest brak mechanicznego połączenia pomiędzy napędem a samą pompą, jak ma to miejsce w przypadku montażu odwiertu żerdziowego pompa.

Powszechnie rozpowszechniły się instalacje z zatapialnymi odśrodkowymi pompami elektrycznymi, które umożliwiają przy większym przepływie wytworzenie wysokiego ciśnienia wystarczającego do podnoszenia oleju z dużych głębokości. Charakterystyczną cechą takich instalacji jest przeniesienie silnika bezpośrednio do miejsca pracy pompy i brak prętów.

Sprzęt do obsługi studni za pomocą stacji monitorującej obejmuje zanurzalny silnik elektryczny 2, pompę odśrodkową 5, stację sterującą 11 z autotransformatorem. W dolnej części zanurzalnego silnika elektrycznego zamocowany jest kompensator 1. Wał silnika elektrycznego połączony jest za pomocą sprzęgieł wielowypustowych poprzez osłonę 3 z wałem pompy. Ciecz jest zasysana przez boczny wlot 4 i wypompowywana za pomocą pompy wzdłuż przewodu 6 na powierzchnię. Do zasilania silnika energią elektryczną stosuje się zbrojony trójżyłowy kabel 7, który mocuje się podczas opuszczania pompy do rur za pomocą pasów 8. Podczas podnoszenia pompy kabel nawija się na bęben 10. Usta są uszczelnione z armaturą typu fontannowego 9.

Schemat ideowy modułu ESP

1 - autotransformator; 2 - stacja kontrolna; 3 - bęben kablowy; 4 - wyposażenie głowicy odwiertu; 5 — kolumna z rurkami; 6 — opancerzony kabel elektryczny; 7 — zaciski kablowe; 8 — zatapialna wielostopniowa pompa odśrodkowa; 9 — ekran wlotowy pompy; 10 - zawór zwrotny; 11 - zawór spustowy; 12 — zabezpieczenie hydrauliczne (ochraniacz); 13 — podwodny silnik elektryczny; 14 - kompensator.

Zgodnie z ich konstrukcją ESP dzielą się na trzy grupy:

a) pompy wersji 1 przeznaczone są do pracy w studniach zalanych ropą i wodą o zawartości zanieczyszczeń mechanicznych do 0,1 g/l;

b) pompy w wersji 2 (wersja odporna na zużycie) przeznaczone są do pracy w studniach silnie nawodnionych o zawartości zanieczyszczeń mechanicznych do 0,5 g/l;

c) pompy w wersji 3 przeznaczone są do pompowania cieczy o wskaźniku wodorowym pH = 5-8,5 i zawartości siarkowodoru do 1,25 g/l.

Według wymiarów poprzecznych ESP dzielą się na grupy:

a) grupa 5 - pompy o średnicy zewnętrznej płaszcza 92 mm;

b) grupa 5A - pompy o średnicy korpusu 103 mm;

c) grupy 6 i 6A - pompy o średnicy korpusu 114 mm.

Zatapialna pompa elektryczna odśrodkowa - wielostopniowa, sekcyjna. Każdy stopień składa się z łopatki kierującej i wirnika zamontowanego na wspólnym wale. Wirniki są przymocowane do wału za pomocą wspólnego wpustu, a łopatki kierujące znajdują się w obudowie pompy, która jest rurą od 92 do 114 mm. Liczba stopni może osiągnąć 400. Ciśnienie wytwarzane przez pompę zależy od liczby stopni i prędkości koła, średnicy pompy i innych czynników. 3,60]

Kompensator to urządzenie służące do regulacji objętości oleju w zanurzalnym silniku elektrycznym, który rozszerza się w wyniku nagrzewania silnika podczas jego pracy.

Stacja sterownicza zapewnia kontrolę i regulację instalacji, automatyczne włączanie i wyłączanie w zależności od ciśnienia w rozdzielaczu.

Opracowano bezrurową metodę pracy studni, która polega na opuszczeniu urządzenia do studni po linie kablowej, co znacznie ułatwia i przyspiesza operacje wyzwalania.

Aby oddzielić przestrzeń tłoczną w studni od komory ssawnej pompy, stosuje się specjalne pakery separacyjne. Jednostka zanurzeniowa współpracuje z silnikiem elektrycznym montowanym na górze. Według tego schematu opuszczony do studni zespół pompowy opiera się na zamontowanym w ciągu produkcyjnym pakerze, który oddziela strefę filtracyjną ciągu produkcyjnego od jego górnej części. Pompa pobiera płyn spod pakera i tłoczy go do ciągu produkcyjnego. Do opuszczenia jednostki do studni służy specjalna wciągarka zamontowana na pojeździe. Schemat ten umożliwia sekwencyjne wykorzystanie maksymalnych średnic silnika i pompy w celu zwiększenia przepływu i ciśnienia. Zatapialne pompy odśrodkowe nie są zalecane w studniach z dużą zawartością piasku i wolnego gazu, a także są mało skuteczne w wydobywaniu ropy o dużej lepkości.

Beztłokowe pompy głębinowe obejmują również pompy śrubowe, hydrauliczne z tłokiem wibracyjnym, membranowe i strumieniowe. Pompy śrubowe są szczególnie szeroko stosowane do produkcji lepkiego oleju.

Schemat instalacji pompy śrubowej w studni nie różni się od pompy odśrodkowej, z wyjątkiem samej pompy.

Pompa śrubowa jest pompą wyporową, której natężenie przepływu jest wprost proporcjonalne do prędkości obrotowej ślimaka. Podczas obracania się śruba i jej uchwyt tworzą na całej swojej długości szereg zamkniętych wnęk, które przemieszczają się od wlotu do wyrzutu. Pompowana ciecz również porusza się wraz z nimi.

Powszechne stały się pompy śrubowe z górnym napędem elektrycznym umieszczonym na głowicy odwiertu. Moment obrotowy przenoszony jest na śrubę poprzez sznur prętów wyposażonych w specjalne centralizatory i umieszczonych wewnątrz ciągu rurowego.

W studniach niewyposażonych istnieje możliwość wydobycia cieczy metodą wydobywczą, zbliżoną do technologii wywoływania dopływu ze złoża.

W przypadku pompy membranowej gumowa membrana oddziela pompowaną ciecz od części napędowej pompy.

Pompy strumieniowe należy klasyfikować jako BShNG. Opracowany i obecnie testowany na polach związkowych. Opierają się one na zasadzie podnoszenia oleju w wyniku efektu wyrzucania powstałego w wyniku przepływu cieczy dostarczanej do odwiertu.

Pompa wibracyjna przeznaczona jest do podnoszenia cieczy ze studni pod wpływem odkształceń sprężystych cieczy i ciągu rurowego wytwarzanych przez wibrator.

2.4 Podstawowe operacje wykonywane podczas badań odwiertów

Przez główne operacje rozumie się zespół prac mających na celu uzyskanie danych o parametrach i charakterystyce złoża oraz strefy dennej w celu ustalenia efektywnej pracy odwiertu. Drenaż formacji wiąże się z powstaniem różnicy ciśnień (podciśnienia), którego nasilenie może prowadzić do powikłań: podlewania, powstawania gazów, powstawania parafin i soli oraz niszczenia formacji.

Zakres pracy badawczej jest podyktowany celem badawczym. Dla złoża wchodzącego do wydobycia może to być: określenie ciśnienia złożowego, określenie temperatury złożowej, określenie charakterystyki wytwarzanego produktu i poszczególnych jego składników, badanie charakterystyki geologicznej strefy dennej, pomiar ciśnienia dennego i natężenia przepływu ropy, gazu i wody przy różnych ekstrakcjach, określenie wielkości potencjału i dobór optymalnego. Zatem w zależności od celu badania można zaliczyć do jednej z poniższych grup. 3,86]

Badania pierwotne - uzyskanie informacji na etapie rozpoznania i pilotażowej eksploatacji złoża w celu obliczenia zasobów i opracowania projektu zagospodarowania.

Badania bieżące - pozyskiwanie danych w procesie rozwojowym w celu ustalenia dobrych warunków pracy i wyjaśnienia parametrów złożowych.

Badania specjalne - uzyskanie danych w celu rozwiązania problemów specjalnych, np.: identyfikacja wady obudowy, miejsca uszkodzenia izolacji pierścienia cementowego itp.

Badania bezpośrednie to bezpośrednie pomiary różnych parametrów w studniach za pomocą instrumentów.

Badania pośrednie – uzyskiwanie informacji poprzez ich obliczanie przy wykorzystaniu znanych zależności – wykresów, wzorów itp.

Terenowe badania geofizyczne - pozyskiwanie danych za pomocą różnego rodzaju instrumentów geofizycznych.

Metody hydrodynamiczne to badania prowadzone w odwiertach w zadanych trybach pracy i obejmują określenie takich parametrów jak: poziomy, ciśnienia denne i złożowe, natężenie przepływu, współczynnik gazowy, przekrój wody, zatłaczalność, profil dopływu itp.

Lista operacji technologicznych przed badaniem odwiertów USP powinna obejmować:

1) montaż mimośrodowej płyty czołowej i bicza wgłębnego;

2) wyposażenie ciągu rur w złącza ze ścięciami po obu stronach;

3) przepłukanie odwiertu i oczyszczenie ciągu produkcyjnego z osadów, a następnie opuszczenie szablonu;

4) zastosowanie drutu o średnicy 2,0-2,2 mm do zawieszania urządzeń;

5) przed opuszczeniem urządzenia zredukować ciśnienie w pierścieniu do ciśnienia atmosferycznego;

6) obniżenie urządzenia poprzez smarownicę, jeśli konieczne jest utrzymanie w pierścieniu ciśnienia powyżej atmosferycznego;

7) opuszczanie instrumentów poprzez rolkę prowadzącą zamontowaną na płycie czołowej i wycentrowaną wzdłuż otworu;

8) przed opuszczeniem urządzenia obniżyć szablon o długości i średnicy równej urządzeniu planowanemu do obniżenia;

9) zejście i. podnosić urządzenia z prędkością nie większą niż 30-40 m/min, a w okresach zwiększonego zagrożenia lepiej przejść na ręczne opuszczanie i podnoszenie;

10) w przypadku wystąpienia opóźnień w procesie zjazdu, w pierwszej kolejności zaleca się zwiększenie ciężaru ładunku do 8-12 kg;

11) z opóźnieniami występującymi co 200−300 m; należy zaprzestać opuszczania urządzenia, podnieść je i zmienić orientację panelu czołowego;

12) powstałe „nakładanie się” na skutek nieprawidłowego ustawienia płyty czołowej można wyeliminować poprzez zmianę położenia płyty czołowej, a co za tym idzie ciągu rur. Jeśli to nie pomoże, należy podnieść urządzenie za pomocą haków lub wezwać ekipę remontową znajdującą się pod ziemią.

Wybierając kierunek opadania, należy wziąć pod uwagę azymut krzywizny studni za pomocą inklinogramu. Metoda jest prosta do wykonania w studni pionowej, ale wymaga pewnego doświadczenia w studniach odchylonych.

Operator produkcji ropy naftowej:

— utrzymuje czystość i porządek na terenie przydzielonych studni;

— zapewnia dobre przygotowanie do naprawy;

— kontroluje realizację określonych operacji, których realizacja jest specyficzna dla danego odwiertu;

Instalacja dodatkowych urządzeń, instrumentów badawczych itp.;

— kontroluje uruchomienie ESP po naprawie i powrocie odwiertu do trybu pracy: monitoruje przepływ, ciśnienie pierścieniowe i buforowe oraz dynamikę poziomu płynu;

— uczestniczy w operacjach oczyszczania studni z parafiny, soli i piasku.

Podczas pracy operator określa i zapisuje w dzienniku informacje o natężeniu przepływu płynu, ubytku wody w produkcie, poziomie dynamicznym, buforze, ciśnieniu pierścieniowym i przewodowym w następujących okresach:

— 1 dzień po uruchomieniu odwiertu;

— przez pierwsze 30 dni — co tydzień; po pierwszych 30 dniach - co miesiąc.

- Podczas uruchamiania;

— 2 dni po wycofaniu się z trybu;

— miesięcznie przez 60 dni;

— 1 raz na kwartał po 60 dniach.

2.5 Remonty podziemne i główne studni

Istnieją dwa rodzaje napraw studni - naziemne i podziemne. Naprawa powierzchni wiąże się z przywróceniem sprawności urządzeń znajdujących się na głowicy rurociągów, maszyn pompujących, zaworów odcinających, urządzeń elektrycznych itp.

Remonty podziemne obejmują prace mające na celu usunięcie usterek urządzeń opuszczonych do studni oraz przywrócenie lub zwiększenie przepływu w studni. Naprawy podziemne obejmują wynoszenie sprzętu ze studni.

W zależności od złożoności wykonywanych operacji naprawy podziemne dzielą się na bieżące i większe.

Remont podziemny jest jednym z procesów produkcyjnych zagospodarowania pola i w zależności od złożoności i pracochłonności umownie dzieli się na bieżący i kapitałowy.

Naprawa bieżąca to zespół prac mających na celu skorygowanie lub zmianę trybu pracy urządzeń odwiertu i głowicy odwiertu, utrzymując odwiert w stanie użytkowym.

Główny zakres rutynowych czynności konserwacyjnych wykonywany jest według z góry ustalonego harmonogramu, biorąc pod uwagę sposób działania, parametry techniczne używanego sprzętu, stan odwiertu i właściwości eksploatowanego obiektu. Główne rodzaje pracy:

— rewizja i częściowa lub całkowita wymiana wyposażenia studni;

— optymalizacja trybów pracy;

— oczyszczenie i płukanie dna studni;

— realizacja zaplanowanych działań geologiczno-technologicznych.

Gruntowne remonty podziemne studni łączą w sobie wszystkie rodzaje prac wymagających długiego czasu, dużego wysiłku fizycznego i użycia licznych urządzeń wielofunkcyjnych. Są to prace związane z eliminowaniem skomplikowanych awarii, zarówno przy opuszczaniu urządzeń do studni, jak i samym studni, prace związane z przeniesieniem studni z jednego miejsca eksploatacji na drugie, prace mające na celu ograniczenie lub wyeliminowanie dopływu wody, zwiększenie miąższości studni. eksploatowany materiał, wpływ na formację, wycinanie nowego pnia i inne.

Rodzaje prac wykonywanych w ramach napraw głównych można pogrupować w następujące obszary:

— ochrona podłoża i środowiska;

— prace izolacyjne mające na celu zablokowanie i ograniczenie dróg przedostawania się wody do otworu produkcyjnego;

— wpływ na formacje produkcyjne;

— przywrócenie i eliminacja awarii w odwiercie.

Podstawą do rozważenia konieczności remontu kapitalnego każdego konkretnego odwiertu jest stan awaryjny, występowanie nieprawidłowości w wielkości wydobycia i zawartości wody w nim, zanieczyszczenie środowiska oraz spełnianie przez odwiert swojego celu. W pierwszym przypadku należy podjąć decyzję o „naprawie” lub „likwidacji”, w drugim – naprawie lub eksploatacji w przypadku nieprawidłowych wskaźników, w trzecim – obowiązkowej eliminacji źródeł zanieczyszczeń, w czwartym – likwidacji.

Cechą charakterystyczną remontów studni podziemnych jest to, że pomimo różnych celów, czasu trwania i złożoności, w większości przypadków te same operacje wykonywane są przy użyciu tych samych specjalnych maszyn i narzędzi.

Proces technologiczny naprawy studni podziemnych można podzielić na trzy główne etapy:

1) prace przygotowawcze:

2) operacje dźwigowe i naprawy bieżące;

3) zagospodarowanie studni po remoncie.

Pierwszy etap technologiczny naprawy - prace przygotowawcze - składa się z dwóch części:

— faktyczne przygotowanie studni do naprawy;

— przygotowanie sprzętu i narzędzi do napraw.

Do pierwszej grupy zaliczają się prace związane z zapobieganiem powstawaniu wody, ropy i gazu w procesie naprawy.

Odwiert uważa się za przygotowany do naprawy, jeżeli stworzono warunki do przeprowadzenia w nim wszystkich niezbędnych operacji, przy zachowaniu bezpieczeństwa pracy, wyeliminowaniu zanieczyszczenia środowiska i strat produktu.

Jedną z technologii przygotowania odwiertu jest zabijanie odwiertu, które polega na zastąpieniu płynu odwiertu płynem uśmiercania, którego gęstość zapewnia wytworzenie niezbędnego przeciwciśnienia na eksploatowanym obiekcie. Zabijanie odwiertu jest procesem niepożądanym, ponieważ płyn zabójczy w połączeniu z represją formacji może mieć negatywny wpływ na jego właściwości zbiornikowe. 3.104]

Bardziej racjonalnym sposobem przygotowania studni do naprawy w porównaniu do uśmiercania jest zainstalowanie zaworów odcinających w studni nad zakładem produkcyjnym lub wyposażenie głowicy odwiertu w specjalny sprzęt do przeprowadzania operacji wyzwalania pod ciśnieniem.

Druga część prac przygotowawczych polega na dostarczeniu i rozmieszczeniu niezbędnego sprzętu na głowicy odwiertu, dostarczeniu narzędzi, materiałów i akcesoriów, demontażu sprzętu po zakończeniu prac itp.

Ryż. 2.5.1. Instalacja podnosząca.

1 — system walki; 2 - wieża; 3 — przenoszenie mocy; 4 — wspornik przedni; 5 — kabina operatora; 6 — wciągarka; 7 — siłownik hydrauliczny do podnoszenia wieży; 8 — podpora tylna.

Większość technologii napraw przeprowadza się za pomocą operacji podnoszenia, dlatego opuszczanie i podnoszenie ciągu rurowego jest uważane za niezależną grupę operacji. Wykonuje je zespół urządzeń dźwigowych, w skład którego wchodzi wieża z wyposażeniem, narzędziami i mechanizacją do chwytania i podpierania rur, a także operacje na połączeniach gwintowych.

Sprzęt dźwigowy jest zamontowany na podstawie transportowej.

Na rysunkach przedstawiono mobilną jednostkę do wykonywania czynności wyzwalających przy naprawach studni podziemnych w pozycji roboczej i transportowej:

produkcja odwiertów na polach naftowych Ryc. 2.5.2. Samobieżny agregat podnoszący.

1 - liny odciągowe wieży, 2 - odciągi montażowe, 3 - ograniczniki klinowe, 4 - podnośnik śrubowy, 5 - żuraw obrotowy, 6 - zblocze hakowe, 7 - skrzynia biegów, 8 - wciągarka, 9 - stanowisko sterowania windą wieżową, 10 - podnośnik hydrauliczny , 11 - skrzynka narzędziowa, 12 - wspornik tylnej wieży.

Do prac technologicznych przeznaczone są specjalne urządzenia naziemne i podziemne. Głównymi urządzeniami powierzchniowymi są agregaty pompowe do zatłaczania cieczy do odwiertu, instalacje do wytwarzania pary, urządzenia do uszczelniania głowicy, agregaty do testowania odwiertów. Pod ziemią - pakery, kotwy, urządzenia chwytające do wydobywania rur, liny, narzędzia do czyszczenia dna i ścian studni, narzędzia do niszczenia metalu w studni, specjalne środki techniczne i transportowe służą do tworzenia dodatkowej pracy.

Zagospodarowanie polega na stworzeniu warunków w odwiercie zatkanym dla dopływu cieczy i gazu ze złoża na dno po naprawie.

Technologie linowe polegają na zastosowaniu liny do opuszczania przyrządów, urządzeń, urządzeń, pojemników z odpowiednimi materiałami na dno lub zadany odstęp studni.

Technologie wykorzystujące rury elastyczne polegają na odwijaniu i nawijaniu ciągłej elastycznej kolumny na bęben umieszczony na platformie pojazdu.

Na głowicy odwiertu umieszczony jest specjalny mechanizm, który wciska elastyczną strunę i jednocześnie ją prostuje. Na osi bębna zamontowany jest krętlik, połączony z zewnętrznym stałym końcem elastycznej kolumny, który umożliwia dostarczanie cieczy do rur podczas obrotu bębna. Na dolnym końcu elastycznej kolumny można przymocować niezbędne narzędzie lub urządzenie do przeprowadzenia operacji technologicznej.

Długa elastyczna rura różni się od rur rurowych materiałem i brakiem złączek.

Technologie naprawy polegają na opuszczeniu elastycznego sznura do rur osłonowych, do rur rurowych, do pierścienia w studni pomiędzy obudową a ciągami rur podnoszących.

Tym, co odróżnia technologie zwijanych rurek od tradycyjnych metod naprawy odwiertów, jest uproszczenie procesu pracy przy nadciśnieniu w odwiercie, szybkie zwijanie i rozkładanie instalacji, możliwość pracy w przestrzeni pierścieniowej oraz eliminacja operacji wyłączania na niektóre rodzaje napraw.

2.6 Metody oddziaływania na przyodwiertową część formacji

Wysokie tempo zagospodarowania złóż ropy naftowej i współczynnik końcowego wydobycia ropy naftowej (ORF) można osiągnąć jedynie poprzez racjonalną eksploatację obiektu.

Podczas eksploatacji odwiertu znaczna część ropy (w praktyce przy nowoczesnych technologiach ponad połowa) pozostaje w podłożu, przykleja się do skał zbiornikowych, zatrzymuje się w małych porach itp. Dlatego też stosuje się sztuczne metody wpływające na formację.

Sztuczne metody oddziaływania na formację dzielą się na trzy grupy:

Metody utrzymywania ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie wody lub gazu,

— metody zwiększania wydobycia ropy i gazu ze złóż,

— metody zwiększania przepuszczalności strefy dennej.

Metody ulepszonego wydobycia ropy naftowej (EOR) - odnosi się do całego zestawu technologii wolumetrycznej stymulacji złoża ropy naftowej (zwykle prowadzonej poprzez odwierty zatłaczające) w celu długoterminowej poprawy charakterystyki zalewu wody i docelowo zwiększenia wydobycia ropy zasobów (zatłaczanie wody ze środkami powierzchniowo czynnymi do złóż, wypieranie oleju roztworem polimerów, zatłaczanie dwutlenku węgla do złoża, zatłaczanie chłodziw do złoża, wypieranie ropy ze złoża za pomocą rozpuszczalników, spalanie in-situ).

Metody zwiększania przepuszczalności – oczyszczanie strefy dennej (BZT) – oznacza zespół technologii lokalnej stymulacji złoża w bezpośrednim sąsiedztwie odwiertu (zwykle realizowanej poprzez odwierty produkcyjne) w celu zapewnienia określonego lub przywrócenia utraconego charakterystykę eksploatacyjną odwiertu bez wskazania związku ze stanem wydobywalnych zasobów ropy naftowej (kwasowanie, szczelinowanie hydrauliczne, szczelinowanie hydrauliczne, torpedowanie, oddziaływanie wibracyjne, obróbka cieplna).

Do metod chemicznych zalicza się obróbkę kwasami, polegającą na zdolności kwasów do rozpuszczania niektórych rodzajów skał, co prowadzi do oczyszczenia i rozszerzenia kanałów ich porów oraz zwiększenia przepuszczalności. Do oczyszczania odwiertów w większości przypadków stosuje się kwas solny (HC1) i fluorowodorowy (HF). Kwas solny rozpuszcza skały węglanowe (wapienie, dolomity) formacji produkcyjnych oraz produkty reakcji kwasu solnego z węglanami - sole chlorku wapnia (CaCl) i chlorku magnezu (MgCl 2), dwutlenek węgla (CO 2), wodę po obróbki można łatwo wypłukać podczas produkcji studni.

Do obróbki najczęściej stosuje się 12–15% roztwór kwasu solnego, pobiera się od 0,4 do 1,5 m3 roztworu na metr wysokości formacji.

Aby chronić metal przed korozją, do kwasu dodaje się inhibitory korozji - głównie środki powierzchniowo czynne.

W studniach ze złożami w strefie dennej złóż asfaltu, żywicy i parafiny (ARPD) następuje wstępne przemywanie gorącym olejem lub przeprowadza się obróbkę termiczną kwasem.

Termiczne traktowanie kwasem ma charakter łączony – w pierwszej fazie procesu dno odwiertu poddaje się działaniu gorącego kwasu solnego, w drugiej fazie, bez przerwy po pierwszej, przeprowadza się konwencjonalne kwasowanie.

Istotą szczelinowania hydraulicznego (szczelinowania hydraulicznego) jest powstawanie i rozszerzanie się pęknięć w formacji poprzez wytworzenie wysokich ciśnień na dnie; aby zapobiec zamykaniu się szczeliny po usunięciu ciśnienia, do powstałych pęknięć wtłacza się sortowany gruboziarnisty piasek z cieczą wpompowaną do studni.

Długość pęknięć w głąb formacji może sięgać kilkudziesięciu metrów przy szerokości 1-2 mm, wypełnione grubym piaskiem mają znaczną przepuszczalność. Operacja szczelinowania hydraulicznego składa się z następujących etapów: sekwencyjne wtryskiwanie płynu do formacji w celu utworzenia pęknięć; płyny nasycone piaskiem; płyny do wpychania piasku w pęknięcia (ryc. 5.8). Ponieważ w większości przypadków na wszystkich etapach stosuje się ciecz o tych samych właściwościach, nazywa się to płynem rozrywającym .

Ryż. 2.6.1. Schemat szczelinowania hydraulicznego

I – wtrysk płynu szczelinującego; II - wtrysk cieczy z piaskiem; III-wstrzyknięcie płynu do wgnieceń. 1 - glina; 2 - zbiornik oleju

Metoda hydrosandjet perforation (GSP) opiera się na wykorzystaniu energii kinetycznej i właściwości ściernych strumienia cieczy z piaskiem wypływającego z dużą prędkością z dysz perforatora i kierowanego na ścianę studni. Strumień cieczy z piaskiem tworzy szczelinę w obudowie, kamieniu cementowym i skale formacyjnej. Płyn zawierający piasek kierowany jest do dysz młota poprzez ciąg rur przy użyciu tego samego sprzętu powierzchniowego, co przy szczelinowaniu hydraulicznym.

Ryż. 2.6.2. Wykres GPP Istota wpływu drgań na strefę denną odwiertu polega na tym, że na dnie odwiertu za pomocą wibratora powstają zaburzenia falowe otoczenia w postaci ostrych wahań ciśnienia o różnych częstotliwościach i amplitudy. W wyniku wibracji powstają nowe pęknięcia i rozszerzają się stare, a strefa denna zostaje oczyszczona. Jako płyny robocze stosuje się olej, roztwór kwasu solnego, roztwory środków powierzchniowo czynnych itp.

Jedna z opcji oddziaływania impulsowego na formację - jej rozerwanie przez gazy proszkowe - polega na tworzeniu się pęknięć w skale pod wpływem energii gazów proszkowych powstających podczas spalania ładunku w specjalnym aparacie. Zalecany jest do stosowania w odwiertach naftowych, gazowych i zatłaczających, których utwory produkcyjne zbudowane są z gęstych, spękanych wapieni, dolomitów i piaskowców nieilastych. 2,56]

Termiczne metody oddziaływania na strefę denną stosuje się przy eksploatacji odwiertów, których oleje zawierają parafinę lub żywicę. Po podgrzaniu osady parafinowo-żywiczne w rurach, na ścianach odwiertu, w strefie filtracyjnej i porach formacji topią się i są wynoszone przez przepływ oleju na powierzchnię.

Wywołanie eksplozji w studni nazywa się torpedą, a ładunek wybuchowy przeznaczony do eksplozji nazywa się torpedą. Wyróżnia się torpedy odłamkowo-burzące (bezkierunkowe) i kumulacyjne (eksplozja skierowana jest poziomo lub pionowo). Proces torpedowania polega na opuszczeniu torpedy naładowanej materiałem wybuchowym do studni i zdetonowaniu jej w kierunku formacji produkcyjnej. Kiedy torpeda eksploduje, powstaje wnęka, w wyniku czego zwiększa się średnica odwiertu i sieć pęknięć rozbiegających się w kierunku promieniowym.

3. Zbieranie i przygotowanie oleju na polu

3.1 Kolekcja i przygotowanie ekstrahowanych produktów

Produkcja odwiertów naftowych to mieszanina ropy, gazu i zmineralizowanej wody złóż. Woda występuje w stanie wolnym, ale tworzy także emulsje wodno-olejowe, w których drobno rozdrobnione kropelki wody w medium olejowym nie osiadają i nie łączą się ze sobą.

Przy wydobyciu odwiertów gazu i kondensatu gazowego ekstrahuje się fazę ciekłą wraz z gazem w postaci kropelek wody i węglowodorów. Oprócz gazu i cieczy produkty zawierają zanieczyszczenia mechaniczne o charakterze naturalnym i sztucznym.

System odbioru ropy naftowej, gazu ziemnego i wody zorganizowany jest w zależności od ciśnienia w głowicy odwiertu, schematu grupowania odwiertów, interakcji z systemami wpływającymi na złoża ropy naftowej, lokalizacji punktu przygotowania wydobytych produktów, biorąc pod uwagę fakt, że w trakcie eksploatacji w polu zmienia się liczba i lokalizacja studni produkcyjnych oraz ich natężenie przepływu, odcięcie wody.

System terenowy do gromadzenia i przygotowania produktów odwiertowych to zespół mediów i budowli zlokalizowanych na terenie zagospodarowanych obiektów, zapewniający pomiar, transport do urządzeń technologicznych, przygotowanie ropy, gazu i wody do wymaganych parametrów, utylizację wszystkich powiązanych produktów oraz szkodliwe produkty wyodrębnione w procesie produkcyjnym. Substancje.

Strukturalnie jest to rozległa sieć rurociągów łącząca studnie, instalacje technologiczne, aparaturę i konstrukcje. Na terenie pola układane są rurociągi podziemne, naziemne, podwodne i napowietrzne. Ze względu na przeznaczenie wyróżnia się rurociągi naftowe, rurociągi wodne, gazociągi oraz rurociągi naftowe i gazowe.

Przygotowanie polowe produktów wiertniczych polega na oddzieleniu węglowodorów ciekłych i gazowych, uwalniając je od zanieczyszczeń obcych dowolnego pochodzenia.

Ryż. 3.1.1. Główny schemat technologiczny wytwarzania i przygotowania wydobytych produktów przez przedsiębiorstwo wydobywające ropę i gaz (OGPD).

Odwierty zatłaczające strukturalnie nie różnią się od odwiertów produkcyjnych do wydobycia ropy naftowej lub gazu. Jedyną rzeczą jest to, że w wyposażeniu głowicy odwiertu znajduje się regulator przepływu wtryskiwanej wody.

Po zebraniu oliwa przechodzi kilka etapów przetwarzania:

- odwodnienie;

— odsalanie;

— stabilizacja;

— odgazowanie.

Podczas wydobywania ze złoża mieszaniny ropy i wody, przemieszczając się rurami pomp i sprężarek w odwiercie, a także rurociągami polowymi, powstaje emulsja olejowo-wodna - mechaniczna mieszanina nierozpuszczalnych w sobie cieczy w stanie drobno rozproszonym.

Ryż. 3.1.2. Schemat odwadniania oleju

1 - jednostka separacji gazów;

2 - osadnik do wstępnego zrzutu wody;

3 - piec grzewczy;

4 — jednostka odwadniania oleju;

5 – dropletyzator;

6 - separator-osadnik grawitacyjny emulsji wodno-olejowej.

Istnieją dwa rodzaje emulsji: „olej w wodzie” i „woda w oleju”. Rodzaj powstałej emulsji zależy głównie od stosunku objętości faz, a także od temperatury, napięcia powierzchniowego na granicy faz olej-woda itp.

Do rozbijania emulsji stosuje się następujące metody:

— separacja na zimno grawitacyjna;

— deemulgacja wewnątrzrurowa;

— wpływ termiczny;

— wpływ termochemiczny;

— wpływ elektryczny;

— filtracja;

— separacja w polu sił odśrodkowych.

Grawitacyjną separację na zimno stosuje się, gdy w płynie formacyjnym występuje duża zawartość wody. Osadzanie odbywa się w osadnikach okresowych i ciągłych.

W osadnikach okresowych zazwyczaj stosuje się zbiorniki na surowce podobne do zbiorników magazynujących ropę naftową. Po napełnieniu tych zbiorników ropą naftową woda osadza się na dnie zbiorników.

W osadnikach ciągłych oddzielanie wody odbywa się podczas ciągłego przejścia oczyszczonej mieszaniny przez osadnik. Schemat ideowy osadnika ciągłego pokazano na rysunku:

Ryż. 3.1.3. Układ osadnika Długość osadnika wyznacza się na podstawie warunku, że krople o określonej wielkości muszą zostać oddzielone od oleju.

Istotą metody deemulgacji in-line jest dodanie do mieszaniny oleju i wody specjalnej substancji - demulgatora w ilości 15...20 g na tonę emulsji. Demulgator niszczy powłokę pancerza na powierzchni kropelek wody i tym samym stwarza warunki do ich łączenia się podczas zderzeń. Następnie te powiększone kropelki są stosunkowo łatwo oddzielane w osadnikach ze względu na różnicę gęstości faz.

Efekt termiczny polega na tym, że olej poddany odwodnieniu nagrzewa się przed osadzeniem. Po podgrzaniu z jednej strony zmniejsza się wytrzymałość pancerza na powierzchni kropelek, przez co ich łączenie staje się łatwiejsze, z drugiej zaś strony zmniejsza się lepkość oleju, w którym osiadają kropelki, co zwiększa stopień separacji emulsji.

Emulsja podgrzewana jest w zbiornikach, wymiennikach ciepła i piecach rurowych do temperatury 45...80°C.

Metoda termochemiczna polega na połączeniu ekspozycji termicznej i deemulgacji in-line.

Elektryczne oddziaływanie na emulsje odbywa się w urządzeniach zwanych odwadniaczami elektrycznymi. Pod wpływem pola elektrycznego na przeciwległych końcach kropelek wody pojawiają się przeciwne ładunki elektryczne. W efekcie kropelki przyciągają się do siebie i łączą. Następnie osiadają na dnie pojemnika.

Filtrację stosuje się w celu rozbicia niestabilnych emulsji. Jako materiały filtracyjne stosuje się substancje, które nie są zwilżane wodą, ale zwilżane olejem. Dlatego olej przenika przez filtr, ale woda nie.

Separacja w polu sił odśrodkowych odbywa się w wirówkach, które są wirnikiem obracającym się z dużą liczbą obrotów. Emulsja jest podawana do rotora poprzez wydrążony wał. Tutaj jest on oddzielany pod wpływem sił bezwładności, ponieważ krople wody i oleju mają różną gęstość.

Podczas odwadniania zawartość wody w oleju doprowadza się do 1 ... 2%.

Odsalanie oleju przeprowadza się poprzez zmieszanie odwodnionego oleju ze świeżą wodą, po czym powstałą sztuczną emulsję poddaje się ponownemu odwodnieniu. Tę sekwencję operacji technologicznych tłumaczy się faktem, że nawet w odwodnionym oleju pozostaje pewna ilość wody, w której rozpuszczają się sole. Po zmieszaniu z wodą słodką sole rozkładają się w całej jej objętości, przez co zmniejsza się ich średnie stężenie w wodzie.

Podczas odsalania zawartość soli w oleju doprowadza się do wartości mniejszej niż 0,1%.

Olej po I etapie odwodnienia podgrzewa się w wymienniku ciepła 1 i miesza ze świeżą wodą płuczkową IV w ilości 5-10% wagowych przetworzonego produktu. Wcześniej do jego strumienia wprowadza się środek powierzchniowo czynny - demulgator II i (jeśli olej zawiera kwasy nieorganiczne) zasadę lub sodę III. Świeża woda jest rozprowadzana w podgrzanym oleju przed wejściem do suszarki elektrycznej 2, w którym kropelki soli i słodkiej wody łączą się pod wpływem pola elektrycznego. W wyniku powiększenia kropelki szybko osiadają i przechodzą do fazy wodnej, która następnie kierowana jest do oddzielacza oleju 3 na dodatkowy osad. Olej wychwytywany w separatorze oleju z obiegową wodą VII wraca do suszarki elektrycznej i odprowadza wodę VI odprowadzany do układu oczyszczania w celu utrzymania ciśnienia w zbiorniku (RPM). Odsolony olej z suszarki elektrycznej V zostaje wysłany do kolejnego etapu – stabilizacji.

Ryż. 3.1.4. Schemat odsalania ropy

1 - wymiennik ciepła;

2 — odwadniacz elektryczny;

3 - separator oleju.

Proces stabilizacji oleju polega na wydzieleniu z niego lekkich frakcji (propan-butany i częściowo benzyna) w celu ograniczenia strat oleju w jego dalszym transporcie.

Stabilizację oleju przeprowadza się poprzez separację na gorąco lub rektyfikację. Podczas separacji na gorąco olej najpierw podgrzewa się do temperatury 40...80 0C, a następnie wprowadza do separatora. Uwolnione w tym procesie lekkie węglowodory są odsysane przez sprężarkę i przesyłane do agregatu chłodniczego. Tutaj ulegają kondensacji węglowodory ciężkie, natomiast węglowodory lekkie są zbierane i pompowane do gazociągu.

Podczas rektyfikacji olej podgrzewany jest w specjalnej kolumnie stabilizacyjnej pod ciśnieniem i w podwyższonej temperaturze (do 240°C). Lekkie frakcje oddzielone w kolumnie stabilizacyjnej są kondensowane i pompowane do jednostek frakcjonowania gazu lub zakładów przetwarzania gazu w celu dalszego przetworzenia.

3.2 systemu PPD. OrganizacjaRPM w obiektach terenowych

Naturalne reżimy występowania złóż ropy naftowej są krótkotrwałe. Proces zmniejszania ciśnienia w złożu przyspiesza wraz ze wzrostem wydobycia płynu ze złoża. A potem, nawet przy dobrym połączeniu złóż ropy naftowej z obwodem zasilającym, jego aktywnym wpływem na złoże, nieuchronnie zaczyna się wyczerpywanie energii złoża.

Organizując utrzymanie ciśnienia w złożu (RPM), najtrudniej jest osiągnąć maksymalne wyparcie oleju ze złoża przy skutecznej kontroli i regulacji procesu. Należy pamiętać, że woda i olej różnią się właściwościami fizycznymi i chemicznymi. Przygotowanie świeżej wody do wykorzystania w układzie utrzymania ciśnienia.

Ilość ścieków z formacji wytwarzanych wraz z ropą i wykorzystywanych w systemie zalewowym pokrywa zwykle zapotrzebowanie na te cele w nie więcej niż 30-50%, pozostałe 70-50% to woda świeża, podziemna zmineralizowana i rzadziej morska.

Ujęcia wód podziemnych dzielą się na podkanałowe ujęcia artezyjskie. W praktyce powodziowej coraz powszechniejsze są ujęcia podkanałowe, których schematy przedstawiono na ryc. 3.2.1 a.

Rysunek 3.2.1. Ujęcia wód powierzchniowych : a-pobór wody pod kanałem: 1 - rura osłonowa; 2- ciąg produkcyjny; 3 - filtr; 4 - zbiornik; 5 - sprężarka próżniowa; 6,9 - pompy; 7 - cóż; 8 — zbiornik czystej wody; b - pobór wody ze zbiornika otwartego: 1 - pobór pompy; 2 — rura wydechowa; 3 - platforma; 4- stosy; 5 - przepompownia pierwszego windy.

Scentralizowany system wtryskiwania obejmuje ujęcie wody, drugą pompownię, pompownię klastrową zatłaczającą oraz studnie zatłaczające.

W ostatnich latach rozpowszechniły się bloki NCS, które są produkowane w fabrykach w postaci oddzielnych bloków i dostarczane na miejsce instalacji w postaci zmontowanej. Przepompownie klastrowe przeznaczone są do pompowania oczyszczonej wody do poziomów produkcyjnych.

Liczbę przepompowni, ich lokalizację w terenie oraz moc zainstalowanych pomp określa się na podstawie projektu zagospodarowania zbiornika oraz obliczeń techniczno-ekonomicznych. Aby uniknąć dużych strat hydraulicznych podczas dostarczania wody do studni zatłaczających, przepompownie są zwykle lokalizowane w pobliżu studni. Przepompownia wyposażona jest w od 2 do 5 pomp odśrodkowych, z czego jedna jest pompą rezerwową.

Ryż. 3.2.2. Schemat KNS.

1 - główny wodociąg;

2 - kolektor odbiorczy.

Ryż. 3.2.3. Schemat zalewania konturowego:

1 - studnie naftowe;

2 — studnie wtryskowe;

3 - studnie monitorujące;

4 - wewnętrzny kontur zawartości oleju.

Zalanie konturowe charakteryzuje się tym, że odwierty zatłaczające zlokalizowane są na zewnątrz złoża, w pobliżu zewnętrznego konturu roponośnego. Studnie produkcyjne rozmieszczone są w rzędach (baterie) równoległych do wewnętrznego konturu roponośnego. Najkorzystniejszym celem zalewu krawędziowego są formacje złożone z jednorodnych skał o dobrej przepuszczalności i nieskomplikowane przez zaburzenia. Odległość rzędu zatłaczania do zewnętrznego rzędu studni produkcyjnych przyjmuje się dla utworów jednorodnych w przedziale 1000 – 1200 m. Dla utworów niejednorodnych i o małej przepuszczalności 600 – 700 m.

Zasoby wydobywalne ropy naftowej oraz współczynnik wydobycia ropy ze złoża są najściślej powiązane z pokryciem złoża czynnikiem wypierającym i są zdeterminowane cechami budowy geologicznej, przepuszczalnością złoża, właściwościami ropy i środka wypierającego oraz systemu rozwoju. Największe zwiększenie pokrycia zbiornika umożliwiają technologie oparte na zalewach niestacjonarnych, zalewach selektywnych i ogniskowych, zastosowaniu zwiększonego ciśnienia na linii zatłaczania oraz doborze optymalnego schematu odwiertów.

Zwiększone ciśnienie powstające na linii odwiertów zatłaczających aktywnie oddziałuje jedynie na 2-3 najbliższe rzędy odwiertów produkcyjnych. Przy zagospodarowywaniu złóż o znacznej powierzchni stosuje się zalewanie obiegowe.

Cechą tego systemu jest rozmieszczenie odwiertów iniekcyjnych w rzędach w złożu ropy naftowej, dzięki czemu cała jego powierzchnia jest pocięta na osobne sekcje.

Ryż. 3.2.4. Schemat zalewania obwodu

1 - studnie wtryskowe; 2- studnie produkcyjne.

Wyróżnia się zalewy osiowe, w których studnie zatłaczające rozmieszczone są wzdłuż osi konstrukcji, oraz zalewy pierścieniowe, których umiejscowienie wewnątrz zbiornika ma kształt pierścienia, dzieląc go na obszar centralny i pierścieniowy.

Ryż. 3.2.5. Centralne programy przeciwpowodziowe:

a - zalanie osiowe; b - zalanie pierścieniowe;

1 - studnie wtryskowe; 2 - studnie produkcyjne

Zablokuj system zalewowy przewiduje ułożenie studni zatłaczających w równoległych, prostych rzędach, pomiędzy którymi umieszczone są rzędy studni produkcyjnych. Złoże zagospodarowane jest w niezależnych od siebie blokach. Systemy takie dzielą się ze względu na liczbę rzędów studni produkcyjnych w bloku na jednorzędowe, trzyrzędowe i pięciorzędowe.

Zalanie obszaru charakteryzuje się równomiernym rozmieszczeniem studni produkcyjnych i zatłaczających na obszarze wzdłuż regularnej siatki geometrycznej

Elementem systemu pięciopunktowego jest kwadrat, w środku którego znajduje się studnia zatłaczająca, a w narożach placu studnie produkcyjne;

Elementem układu siedmiopunktowego jest sześciokąt ze studniami produkcyjnymi w narożach i studniami zatłaczającymi pośrodku.

Elementem układu dziewięciopunktowego jest kwadrat, w narożach i pośrodku jego boków znajdują się studnie produkcyjne, a pośrodku szyb zatłaczający).

Zalew selektywny charakteryzuje się wyborem studni do zatłaczania wody po przewierceniu części terenu wzdłuż jednolitej siatki w oparciu o dane z badań geofizycznych i hydrodynamicznych.

3.3 Zapoznanie z pracami konserwacyjnymi i naprawczymi rurociągów

Ropa naftowa, gaz i produkty naftowe transportowane są rurociągami na duże odległości i w dużych ilościach.

Wyróżnia się następujące systemy rurociągów: rurociągi naftowe, rurociągi produktów naftowych, rurociągi gazowe.

Rurociągi do pompowania ropy naftowej nazywane są rurociągami naftowymi.

Rurociąg naftowo-gazowy to złożona konstrukcja inżynierska, której częściami są: zawory odcinające, sterujące i bezpieczeństwa; urządzenia do wprowadzania odczynników chemicznych; przyrządy kontrolno-pomiarowe i urządzenia automatyki; urządzenia zabezpieczające przed korozją, deformacją rurociągów itp.

Sam rurociąg - główny element głównego rurociągu naftowego - składa się z rur zespawanych w „gwint”, wyposażonych w komory do przyjmowania i opuszczania tłoków, separatory i urządzenia diagnostyczne.

Rurociąg ułożony w ziemi narażony jest na korozję gruntową, natomiast rurociąg przebiegający nad gruntem narażony jest na korozję atmosferyczną. Do ochrony rurociągów przed korozją stosuje się pasywne i aktywne środki i metody.

Metodą pasywną jest powłoka izolacyjna, metodą aktywną jest ochrona elektrochemiczna. Powłoka izolacyjna stosowana na rurociągach podziemnych musi mieć wysokie właściwości dielektryczne; być solidny, wodoodporny i mocny mechanicznie. Powłoki izolacyjne nie zapewniają odpowiedniej ochrony rurociągów podziemnych przed korozją. Ich instalację należy wykonać w połączeniu ze środkami ochrony elektrochemicznej (ECP).

ECP odbywa się poprzez polaryzację katodową rurociągów. jeżeli polaryzację katodową przeprowadza się za pomocą zewnętrznego źródła prądu stałego, wówczas taką ochronę nazywa się katodową, ale jeśli polaryzację przeprowadza się poprzez podłączenie chronionego rurociągu do metalu o bardziej ujemnym potencjale, wówczas taką ochronę nazywa się ofiarną.

Środki zapobiegawcze na rurociągu, a także eliminowanie uszkodzeń i wypadków przeprowadza zespół napraw i renowacji zlokalizowany na przepompowniach; przy dużych odległościach między przepompowniami (ponad 100-120 km) organizowane są pośrednie punkty napraw i renowacji, których liczba zależy od ukształtowania terenu, obecności jezdni i stanu rurociągu. Brygady te są zwykle zlokalizowane w pobliżu obszarów zaludnionych.

Skład niezależnych zespołów naprawczych i renowacyjnych, ich wyposażenie w maszyny i mechanizmy ustalany jest w zależności od trasy, stanu technicznego rurociągu oraz liczby równolegle ułożonych rurociągów.

Każdy zespół naprawczy i renowacyjny musi być wyposażony w pojazdy, sprzęt pompujący i gaśniczy, mechanizmy do robót ziemnych i maszyny spawalnicze. Wszystkie maszyny i mechanizmy są zawsze w pełni sprawne i gotowe do podróży w celu wyeliminowania uszkodzeń rurociągu.

W zależności od uszkodzenia przygotowuje się dół, którego wymiary muszą zapewniać swobodny dostęp do rurociągu do pracy.

Kopalnia jest dokładnie oczyszczana z produktów naftowych (po całkowitym wypompowaniu) i izolowana od niej. Przed rozpoczęciem prac spawalniczych należy zatrzymać wypływ produktu naftowego z rurociągu.

Jeżeli uszkodzenie ma charakter przetoki, wyciek oleju można zatrzymać wbijając drewniany korek i przecinając go równo z rurą

4. Środki ostrożności podczas wykonywania prac związanych z obsługą studni i urządzeń podziemnych

4.1 Bezpieczeństwo higieny pracy i przemysłu

Środki bezpieczeństwa to system środków i środków organizacyjnych i technicznych zapobiegających narażeniu pracowników na niebezpieczne czynniki produkcyjne.

Sprzęt i narzędzia muszą być utrzymywane w dobrym stanie technicznym i czystości, zgodne z danymi technicznymi producenta oraz użytkowane zgodnie z wymaganiami dokumentacji eksploatacyjnej i naprawczej. Do wiercenia należy używać wyłącznie w pełni funkcjonalnej wiertnicy. Wieżę należy wzmocnić odciągami z liny stalowej, których ilość, średnica i miejsce mocowania muszą być zgodne z dokumentacją techniczną tej instalacji. Cały sprzęt musi być zainstalowany tak, aby można go było wygodnie i bezpiecznie serwisować i naprawiać. Sprzęt, który może być narażony na działanie prądu elektrycznego, musi być odpowiednio uziemiony i przetestowany bez obciążenia. Wiertnica musi posiadać panel z przyrządami do monitorowania pracy mechanizmów, przebiegu procesów technologicznych i stanu odwiertu. Na platformie wiertniczej należy posiadać apteczkę zawierającą komplet opatrunków i leków niezbędnych do udzielenia pierwszej pomocy w razie nieszczęśliwego wypadku. Członkowie załogi wiertniczej muszą zostać przeszkoleni w zakresie pierwszej pomocy. Wszystkie obracające się i ruchome części maszyn i mechanizmów muszą być bezpiecznie osłonięte. 1,23]

Paliwo i smary należy składować w odległości co najmniej 50 km od platform wiertniczych, z zachowaniem niezbędnych środków bezpieczeństwa.

Przyjmując zmianę, wiertnik musi sprawdzić, co następuje:

1. Dostępność dokumentacji;

2. Sprawność serwisowa wiertnicy;

3. Użyteczność urządzeń elektrycznych: niezawodność montażu silnika.

Higiena przemysłowa to system środków i środków organizacyjnych, higieniczno-sanitarnych zapobiegających narażeniu pracowników na szkodliwe czynniki produkcyjne. Należą do nich zwiększony poziom hałasu, wibracji i zanieczyszczeń gazowych.

Aby wyeliminować lub zmniejszyć zagrożenie, jakie stanowią substancje szkodliwe dla ludzi, ważne jest ograniczenie ich stosowania w liczbie i objętości, a tam, gdzie to możliwe, zastąpienie wysoce toksycznych substancjami mniej toksycznymi, ograniczenie czasu przebywania ludzi w zanieczyszczonym powietrzu oraz monitorowanie skuteczna wentylacja pomieszczeń przemysłowych. We wszystkich przypadkach konieczne jest stałe monitorowanie czystości powietrza. Wraz z innymi środkami kontroli skuteczne jest nawanianie spalin za pomocą silnie pachnących środków nawaniających. Inspekcję zewnętrzną rurociągów ułożonych w sposób otwarty podczas przeglądów okresowych można przeprowadzić bez usuwania izolacji. Jeżeli jednak stan ścian lub spoin rurociągów budzi wątpliwości, wówczas na polecenie osoby nadzorującej eksploatację rurociągów należy dokonać częściowego lub całkowitego usunięcia izolacji.

Inspekcję zewnętrzną rurociągów ułożonych w nieprzejezdnych kanałach lub w ziemi należy przeprowadzić otwierając je w oddzielnych odcinkach o długości co najmniej 2 m. Liczbę odcinków, w zależności od warunków eksploatacji, ustala osoba odpowiedzialna za bezpieczeństwo operacja.

Jeżeli podczas oględzin zewnętrznych zostaną stwierdzone nieszczelności na połączeniach rozłącznych, należy obniżyć ciśnienie w rurociągu do ciśnienia atmosferycznego, temperaturę gorących rurociągów obniżyć do plus 60°C, a wady usunąć zgodnie z przepisami niezbędne środki bezpieczeństwa.

W przypadku wykrycia usterek, których usunięcie wymaga prac gorących, rurociąg należy zatrzymać, przygotować do naprawy zgodnie z obowiązującymi instrukcjami, a wady usunąć.

Osoba odpowiedzialna za bezpieczną eksploatację rurociągów jest odpowiedzialna za terminowe usuwanie usterek.

Podczas oględzin zewnętrznych należy sprawdzić stan: izolacji i powłok:

— spoiny;

— połączenia kołnierzowe i złączne, elementy złączne i urządzenia do montażu oprzyrządowania;

— urządzenia kompensacyjne;

— urządzenia odwadniające;

— osprzęt i jego uszczelki;

— wzorce pomiaru odkształceń szczątkowych;

Osoby, które ukończyły 18 rok życia, przeszły badania lekarskie, posiadają orzeczenie lekarskie stwierdzające zdolność do pracy w niezależnym aparacie oddechowym, odbyły niezbędne szkolenie w zakresie bezpieczeństwa pracy na budowie oraz posiadają zaświadczenia zgodnie z przepisami wymagania pracowników obsługujących niebezpieczne zakłady produkcyjne, znających właściwości siarkowodoru, jego wpływ na człowieka i potrafiących udzielić pierwszej pomocy ofierze.

Niebezpiecznymi i szkodliwymi czynnikami produkcyjnymi w zakładach produkujących kwaśną olej są:

zanieczyszczenia gazowe (siarkowodór, dwutlenek siarki);

zagrożenie pożarem i wybuchem;

olej, odczynniki chemiczne;

Elektryczność.

4.2 Ochrona pracy i środowiska

Wszelkie prace naprawcze studni należy wykonywać zgodnie z dokumentami regulacyjnymi, ustawami, rozporządzeniami i zasadami ochrony środowiska. W zatwierdzonych dokumentach naprawy odwiertu (wniosek, plan, kosztorys) oraz dodatkowych instrukcjach i wymaganiach sformułowanych w trakcie prac należy przewidzieć środki ochrony środowiska. Podczas poruszania się po trasie rurociągu pracownik pracujący w terenie ma obowiązek przestrzegać poniższych zasad. Unikaj obszarów otwartego wycieku gazu od strony nawietrznej i powiadom wszystkie osoby znajdujące się w pobliżu strefy awaryjnej o niebezpieczeństwie. Nie odpoczywaj ani nie jedz w pobliżu obszarów zagrożonych gazem. Na łowiskach nie wolno rozpalać otwartego ognia, palić wyłącznie w wyznaczonych miejscach. Zapobiegać wyciekom ropy i zanieczyszczeniu ropą na obszarze połowowym, podjąć wszelkie środki, aby zapobiec skażeniu gleby i zbiorników wodnych ropą oraz atmosfery gazem ropopochodnym. Nie uderzaj sprzętu pod ciśnieniem. Zabrania się używania izolującego sprzętu ochronnego, który jest uszkodzony lub nie został sprawdzony w przewidzianym terminie.

Lista literatura

1. Karpeev Yu S. Organizacja ochrony pracy w przemyśle wydobycia ropy i gazu oraz przetwórstwa gazu. M.: Wydawnictwo Nedra, 1998. - 330 s.

2. Korshak A. A., Shammazov A. M. Podstawy działalności naftowo-gazowej. Ufa. 2000.-220s.

3. Łysenko V. D. Rozwój pól naftowych. M.: Wydawnictwo Nedra, 2003. - 639 s.

4. Kaloshin A.I. Bezpieczeństwo pracy. M.: Wydawnictwo Agropromizdat, 1991. - 400 s.

5. „Zebranie instrukcji dotyczących ochrony pracy i środków bezpieczeństwa dotyczących bezpiecznego prowadzenia pracy podczas remontów rutynowych i głównych odwiertów NGDU. 2000. - 200.

6. Vakula Y. V. Podstawy wydobycia ropy i gazu. Almietiewsk, 2009. - 364 s.

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

Test

Metoda graficzno-analityczna racjonalnie łączy techniki graficzne i obliczeniowe w celu znalezienia wysokości projektowych i znaków roboczych. Pod względem dokładności jest nieco niższa od analitycznej, ale ma zalety obu metod. Metoda graficzno-analityczna zapewnia efektywne wyrównanie projektowanej powierzchni. Metodę można zastosować na wszystkich etapach projektowania. Zgodnie ze sposobem przedstawienia procesu...

Położenie uchwytu w łożysku gniazda 4 umożliwia jego obrót wokół wału mechanizmu dociskowego pod działaniem siły w linie podnoszącej, a także przemieszczanie się translacyjne w łożysku gniazda pod wpływem działania nacisku mechanizm. Tym samym mechanizm posiada dwa stopnie swobody niezbędne do sterowania łyżką podczas kopania. Łyżka przesuwa się w wyniku dodania...

Kv = koszt wycofanych środków trwałych______. Koszt środków trwałych na początek okresu (3.2). Krost = (Fvv - Fvyb)/Fkon (3.3). Gdzie Fvv to koszt nowo wprowadzonych środków trwałych za dany okres (rok); Fvyb - koszt wycofanych środków trwałych na pewien okres; Fkon – wartość środków trwałych na koniec tego samego okresu. Produktywność kapitałowa (FRO) trwałych aktywów produkcyjnych to jedna z...

Ze względu na ograniczoną dostępność niezbędnych pierwiastków ziem rzadkich niektóre firmy opracowują materiały zastępcze. Toyota i General Electric ogłosiły plany ograniczenia wykorzystania pierwiastków ziem rzadkich w produkcji samochodów i turbin wiatrowych. Jednocześnie inne kraje (Australia, Brazylia, Indie, Rosja, Republika Południowej Afryki, Malezja i Malawi) posiadają znaczne rezerwy...

Produkowana w kraju seria przyrządów analitycznych typu „Stereoanagraph” posiada kilka modyfikacji. Pierwsze modyfikacje przyrządów, składające się ze stereokomparatora, koordynatografu i komputera, miały na celu tworzenie i aktualizację map i planów całej wielkoskalowej serii z wykorzystaniem zdjęć lotniczych i satelitarnych. Urządzenia te charakteryzują się zwiększoną dokładnością przetwarzania obrazu, automatyzacją procesów orientacji...

Zajęcia

Aparat wzorów do wstępnego obliczania błędu wyrównania i dokładności poligonometrii jest dość szeroki. Ale niezależnie od tego, jak dobre jest wstępne obliczenie dokładności przyszłych pomiarów, niezależnie od zastosowanych wzorów, zawsze konieczna jest znajomość rzeczywistego położenia punktów poligonometrycznych. Najprostszą analizę błędu położenia punktu poligonometrycznego przeprowadza się wykorzystując współrzędne x, y uzyskane w kilku n ruchach. Dla tego...

Tabela 2.6 Wyniki przerobu GGDI w 2008 roku dla odwiertu nr 105 28.02.2008. Tabela 2.7 Wyniki przerobu GGDI w 2008 roku dla odwiertu nr 105 12.04.2008. Tabela 2.8 Wyniki przerobu GGDI w 2008 roku dla odwiertu nr 110 29.02.2008. Tabela 2.9 Wyniki przerobu GGDI w 2008 roku dla odwiertu nr 110 24.10.2008. Przetworzenie wyników badań umożliwiło otrzymanie równania dopływu gazu...

Zajęcia

Czwarty etap. Oś przegubu jest przeprowadzona w wale. W tym celu w punkcie A kładzie się kąt poziomy, a w punkcie B kąt poziomy, wzdłuż którego wektorowi rysowanemu z obu końców nadawane są kierunki w płaszczyźnie poziomej. Monitorowanie poprawności rysowania wektora jednostkowego w płaszczyźnie pionowej odbywa się za pomocą obliczonego nachylenia. Rysunek 1. Błąd w zamknięciu nadjeżdżających ścian w planie dla...

Praca z działu: „Różne”
Spis treści 1. Wprowadzenie 2. Technologia wiercenia studni 2.1. Narzędzie do cięcia skał 2.2. Budowa platformy wiertniczej 3. Otwarcie i zagospodarowanie złoża ropy naftowej 3.1.1. Perforacja kuli 3.1.2. Perforacja torpedowa 3.1.3. Perforacja skumulowana 3.1.4. Perforacja metodą hydropiaskowania 3.1.5. Wiercenie perforacji 3.2. Zagospodarowanie odwiertów naftowych 3.2.1. Zastąpienie cieczy o dużej gęstości w odwiercie cieczą o mniejszej gęstości 3.2.2. Redukcja ciśnienia w zbiorniku za pomocą kompresora 3.2.3. Wymaz 3.2.4. Implozja 4. Wypływ oleju na powierzchnię 4.1. Metoda fontannowa produkcji ropy naftowej. 4.1.1. Bilans energetyczny zbiornika 4.1.2. Powikłania podczas eksploatacji studni fontannowej. 4.1.3. Wyposażenie studni fontannowej. 4.1.4. Rury pompujące i kompresorowe. 4.1.5. Pakery, kotwy 4.1.6. Okucia choinkowe 4.2. Produkcja oleju z wykorzystaniem instalacji pomp z żerdziami ssącymi 4.2.1 Napęd 4.2.2. Konstrukcja pompy prętowej 4.2.3. Eksploatacja odwiertów wyposażonych w pompy z żerdziami ssącymi (SSRP) 4.3 Wydobycie ropy naftowej przy pomocy beztłoczkowych pomp odwiertowych 4.4. Instalacje elektrycznych pomp odśrodkowych 5. Sztuczne oddziaływanie na formację poprzez zatłaczanie wody 5.1 Podstawy teoretyczne utrzymywania ciśnienia złożowego 5.2 Zalewanie w obwodzie zewnętrznym 5.3 Zalewanie w obwodzie 5.4 Charakterystyka wody zatłaczanej do złoża 5.5 Schemat technologiczny utrzymanie ciśnienia w zbiorniku 5.6 Przepompownie klastrowe na lądzie 5.7. Podziemne przepompownie klastrowe 5.8. Oczyszczanie ścieków 5.9. Projektowanie studni zatłaczających 5.10. Zagospodarowanie odwiertów zatłaczających 5.11. Wtrysk gazu do zbiornika 5.12 Wtrysk płynu chłodzącego 5.13. Wtrysk gorącej wody 5.14. Wtrysk pary 5.15 Wytworzenie ruchomego źródła spalania na miejscu 5.16. Wtrysk dwutlenku węgla 5.17. Sprzęt do wdrażania technologii 5.18 Stosowanie roztworów micelarnych 5.19 Wypieranie oleju roztworami polimerów 5.20. Stosowanie rozpuszczalników węglowodorowych 5.21 Stosowanie zalewania alkalicznego 5.22 Stosowanie środków powierzchniowo czynnych 6. Remont szybów naftowych. 6.1. Ogólne informacje na temat bieżących napraw studni. 6.2 Technologia kapitalnych remontów podziemnych studni. 6.2.1 Inspekcja i testowanie studni przed poważnymi naprawami. 6.2.2 Technologia naprawy obudowy produkcyjnej. 6.2.3. Technologia prac izolacyjnych mających na celu wyeliminowanie lub ograniczenie dopływów wody. 6.2.4. Izolacja dopływu wody podeszwowej. 6.2.5. Praca wędkarska w studni. 6.2.6. Usuwanie upadłych rur. 6.2.7. Demontaż modułu ESP. 6.2.8. Test szczelności kolumny. 6.2.9. Przycinanie drugiego pnia. 6.2.10. Cóż, porzucenie. 6.3. Mechanizmy i sprzęt do prac naprawczych. 6.3.1. Stacjonarne i mobilne konstrukcje dźwigowe. 6.3.2. Narzędzie do połowów. 7. Pobieranie i przygotowanie oleju. 7.1. Instalacja pomiaru grupowego. 7.2. Instalacja kompleksowej obróbki oleju. 8. NGDU „Chekmagushneft” 9. Zakończenie 1.Wprowadzenie. Po ukończeniu pierwszego roku studenci specjalności 09.06.00 „Zagospodarowanie i eksploatacja złóż ropy i gazu” odbywają praktykę wprowadzającą w przedsiębiorstwach zajmujących się wydobyciem ropy i gazu. Praktyka wprowadzająca jest początkowym etapem szkolenia praktycznego dla studentów. Ponieważ początek praktyki wprowadzającej nie wiąże się ze studiowaniem dyscyplin specjalnych wchodzących w skład kompleksu wiedzy zawodowej, jej główne zadania można sformułować następująco. 1. Zapoznanie studentów z procesami wiercenia odwiertów ropy i gazu, wydobycia ropy i gazu oraz zagospodarowania złóż ropy naftowej. 2. Zapoznanie z głównymi urządzeniami stosowanymi przy wierceniu i eksploatacji odwiertów ropy i gazu. 3. Zapoznanie z głównym ogniwem przemysłu naftowego - złożem naftowym i jego działalnością produkcyjno-gospodarczą. 4. Uzyskanie określonej wiedzy praktycznej, która przyczynia się do lepszego przyswojenia materiału teoretycznego w procesie dalszego kształcenia na specjalności. 5. Zdobycie pierwszych doświadczeń komunikacyjnych w zespole produkcyjnym. 2. Technologia wiercenia studni Technologia to zespół kolejno wykonywanych operacji mających na celu osiągnięcie określonego celu. Oczywiste jest, że każdą operację technologiczną można przeprowadzić tylko przy użyciu niezbędnego sprzętu. Rozważmy kolejność operacji podczas budowy studni. Budowa studni odnosi się do całego cyklu budowy studni, od początku wszystkich działań przygotowawczych do demontażu sprzętu. Prace przygotowawcze obejmują planowanie terenu, montaż fundamentów pod platformę wiertniczą i inny sprzęt, układanie komunikacji technologicznej, linii elektrycznych i telefonicznych. Zakres prac przygotowawczych zależy od rzeźby terenu, strefy klimatyczno-geograficznej oraz warunków środowiskowych. Zatem w warunkach podmokłych pól na Syberii przed rozpoczęciem wierceń konieczne jest zbudowanie tam nasypowych (wysp), a na polach przybrzeżnych konieczne jest zainstalowanie platform. Instalacja - umieszczenie wyposażenia wiertnicy na miejscu przygotowania i jego rurociągach. Obecnie w przemyśle naftowym szeroko praktykowany jest montaż bloków - budowa z dużych bloków montowanych w fabrykach i dostarczanych na miejsce instalacji. Upraszcza to i przyspiesza instalację. Instalacja każdego urządzenia kończy się jego przetestowaniem w trybie pracy. Wiercenie odwiertu polega na stopniowym zagłębianiu się w grubość powierzchni ziemi do złoża ropy naftowej wraz ze wzmocnieniem ścian odwiertów. Budowa odwiertu odbywa się według wcześniej opracowanego projektu oraz dokumentów geologiczno-technicznych, którymi należy się kierować podczas budowy i wiercenia odwiertu. Wiercenie studni rozpoczyna się od wykonania otworu o głębokości 2,4 m, do którego wprowadza się wiertło, przykręcone do kwadratu zawieszonego na systemie zaczepowym wieży. Wiercenie rozpoczynamy od nadania ruchu obrotowego kwadratowi, a co za tym idzie – świdrowi za pomocą rotora. Gdy wiertło zagłębia się w skałę, wiertło i kwadrat są opuszczane za pomocą wciągarki. Wywiercona skała jest transportowana przez płyn płuczący dostarczany przez pompę do wiertła poprzez krętlik i wydrążony kwadrat. Po pogłębieniu odwiertu do długości kwadratu, wyjmuje się go ze studni i pomiędzy nim a wiertłem instaluje się rurę wiertniczą. W procesie pogłębiania ściany studni mogą zostać zniszczone, dlatego należy je wzmacniać (obudowywać) w określonych odstępach czasu. Odbywa się to za pomocą specjalnie obniżonych rur osłonowych, a konstrukcja studni nabiera schodkowego wyglądu. U góry wierci się wiertłem o dużej średnicy, potem mniejszym itp. Liczba stopni zależy od głębokości studni i właściwości skał. Projekt studni odnosi się do systemu rur osłonowych o różnych średnicach, zanurzanych w studni na różnych głębokościach. W przypadku różnych regionów projekty odwiertów naftowych są różne i są określone przez następujące wymagania. - przeciwdziałanie siłom parcia skał zmierzającym do zniszczenia odwiertu; - zachowanie określonej średnicy pnia na całej jego długości; - izolacja poziomów występujących w odwiercie zawierających czynniki o różnym składzie chemicznym i zapobieganie ich mieszaniu; - umiejętność uruchamiania i obsługi różnych urządzeń; - możliwość długotrwałego kontaktu ze środowiskami agresywnymi chemicznie oraz odporność na wysokie ciśnienia i temperatury. Część odwiertu przylegająca bezpośrednio do złoża ropy naftowej wyposażona jest w filtr, przez który ropa przepływa ze złoża do odwiertu. Filtr to rura perforowana wzdłuż grubości formacji, która stanowi kontynuację ciągu produkcyjnego lub jest opuszczana do studni osobno. Jeśli formacja składa się z mocnych skał, filtr może nie zostać zainstalowany. Na polach budowane są odwierty gazowe, zatłaczające i piezometryczne, których konstrukcja przypomina odwierty naftowe. Poszczególne elementy projektu odwiertu mają następujący cel: Kierunek zapobiega erozji górnych skał luźnych przez płuczkę wiertniczą podczas wiercenia odwiertu. Przewodnik zapewnia izolację poziomów wodonośnych wykorzystywanych do wody pitnej; zaopatrzenie w wodę Kolumna pośrednia jest obniżana, aby odizolować strefy absorpcji i pokryć horyzonty produkcyjne z nietypowymi ciśnieniami. Czasami, aby odizolować odcinek pnia w głębokich studniach, obniża się część kolumny - wykładzinę. Obudowa produkcyjna zapewnia izolację wszystkich warstw występujących na odcinku polowym, obniżenie urządzeń i pracę odwiertu. W zależności od liczby kolumn osłonowych konstrukcja studni może być jednokolumnowa, dwukolumnowa itp. Dno odwiertu, jego filtr, jest głównym elementem kolumny, gdyż zapewnia bezpośrednią komunikację ze złożem ropy naftowej, drenaż płynu złożowego w określonych granicach oraz oddziaływanie na złoże w celu intensyfikacji i regulacji jego pracy. Konstrukcja ścian zależy od właściwości skały. Tym samym w skałach stabilnych mechanicznie (piaskowcach) można prowadzić eksploatację odkrywkową. Zapewnia pełne połączenie z formacją i jest traktowany jako standard, a wskaźnik efektywności komunikacji - współczynnik doskonałości hydrodynamicznej, przyjmuje się jako jeden. Wadą tego projektu jest niemożność selektywnego otwierania poszczególnych warstw, jeśli takie istnieją, dlatego otwarte powierzchnie mają ograniczone zastosowanie. Znane są konstrukcje konstrukcji czołowej z oddzielnie opuszczonymi, prefabrykowanymi filtrami w całkowicie odsłoniętą formację bez osłony. Pierścieniowa przestrzeń pomiędzy dnem obudowy a górą filtra jest uszczelniona. Otwory w filtrze wykonane są w kształcie okrągłym lub szczelinowym - szerokość 0,8...1,5 mm, długość 50...80 mm. Czasami filtry są opuszczane w postaci dwóch rur, których wnęka jest wypełniona posortowanym żwirem. Filtry takie można wymieniać w przypadku ich zabrudzenia. Najczęściej stosowane filtry są wykonane w szczelnym zbiorniku oleju i cementowanej obudowie produkcyjnej. Upraszczają technologię otwierania, pozwalają niezawodnie izolować poszczególne warstwy i oddziaływać na nie, ale filtry te mają też szereg wad. 2.1. Narzędzie do cięcia skał Powierzchnia ziemi składa się ze skał o różnej twardości. W górnej części występuje piasek, glina, głębiej - piaskowce, wapienie, następnie granity, kwarcyty. Należy to wziąć pod uwagę przy wyborze konstrukcji narzędzia do skrawania skały – wiertła, które jest podstawowym ogniwem w dużym łańcuchu technologicznym procesu wiercenia. Pracownicy naftowi porzucili wiertła dłutowe, które były używane do wierceń udarowych, chociaż zarówno te wiertła, jak i metoda wiercenia udarowego są nadal stosowane do otwierania płytkich, głównie studni wodnych. To prawda, w nowej, zmechanizowanej wersji. RH („fishtail”), czyli wiertła dwuostrzowe, służą do wiercenia miękkich skał - lepkich iłów, luźnych piaskowców, miękkich wapieni, margli; bity trójłopatkowe - do skał miękkich, ale nie lepkich; krążki walcowe - do skał o różnych właściwościach mechanicznych. Ponieważ stosuje się głównie wiertła stożkowe, rozważmy konstrukcję wiertła stożkowego. Składa się z korpusu, do którego przyspawane są trzy nogi stanowiące konstrukcję nośną stożków rolkowych. Te ostatnie mają kształt kół zębatych stożkowych z kilkoma rzędami zębów. Koła zębate rolkowe osadzone są na osi łapy i obracają się w łożyskach tocznych i kulkowych. Obudowa posiada otwory do doprowadzenia cieczy płuczącej. Gdy wiertło się obraca, noże zachodzą na skałę, odrywając się kawałek po kawałku. Intensywność zniszczenia będzie zależała od prędkości obrotowej świdra, siły, z jaką wiertło będzie dociskać skałę oraz szybkości oczyszczania przewierconej skały. Trwałość wiertła wpływa bezpośrednio na czas budowy studni. W związku z tym trwają prace nad zwiększeniem odporności na zużycie części tnącej bitów - poprzez napawanie materiałów twardych i supertwardych - węglika wolframu, diamentu. Wiertła diamentowe umożliwiają zwiększenie penetracji w skałach twardych do 250...300 m i tym samym zastąpienie 15...20 konwencjonalnych wierteł rolkowych jednym wiertłem. 2.2. Budowa wiertnicy Już wcześniej zauważyliśmy, że wiercenie odwiertu to proces niszczenia skały w zadanym przedziale przestrzennym, mający na celu uformowanie odwiertu na powierzchni ziemi. Wynik taki można jednak osiągnąć angażując w proces specjalny sprzęt, połączony funkcjonalnie jednym zadaniem i stanowiący technologicznie jeden kompleks – wiertnicę. Nowoczesna wiertnica składa się z następującego sprzętu. Wieża jest konstrukcją nośną, dla której jest wyposażona w specjalny system kół pasowych. Zawiera: blok koronowy, blok podróżny, hak i metalową linę. Blok koronowy i blok ruchomy - układ nieruchomych i ruchomych bloczków, przez które przerzucana jest lina. Jeden koniec liny jest nieruchomy (ślepy zaułek), drugi jest zamocowany na bębnie wciągarki. Działanie układu jezdnego opiera się na znanej zasadzie mechaniki. Przy podnoszeniu ciężaru za pomocą klocka przyrost siły jest równy stracie drogi. W tym przypadku interesuje nas przyrost siły , gdyż bezpośrednie podniesienie ładunku o znacznej masie wymaga dużego nakładu mocy.Do bloku jezdnego przymocowany jest hak, na którym zawieszany jest ładunek, opuszczany lub podnoszony ze studni.W większości przypadków jest to sznurek wiertniczy rury, do których samego dna przymocowane jest wędzidło.Wciągarka to mechanizm przeznaczony do nawijania swobodnego (biegnącego) końca liny wyciągowej i w ten sposób wykonywania operacji potknięcia.Głównym zespołem wciągarki jest bęben, którego którego ruch obrotowy nadawany jest przez specjalny napęd.Prędkość obrotu bębna regulowana jest za pomocą hamulca pneumatycznego lub ręcznego.Wirnik to mechanizm obracający rury podczas wiercenia studni oraz ich przykręcania i odkręcania.Składa się z obudowie, w której znajdują się łożyska, zamontowany jest stół obrotowy. W stole znajduje się kwadratowy otwór, w który wkładana jest pierwsza rura przewodu wiertniczego o przekroju kwadratowym. Taka konstrukcja rury i stołu zapewnia ich niezawodny kontakt. Stół obraca się za pomocą pary kół zębatych stożkowych, z których jedno jest połączone z wałem napędowym, drugie ze stołem.Pompa jest maszyną hydrauliczną, która dostarcza płyn (tzw. płukanie) do studni podczas procesu wiercenia. W tym przypadku osiąga się następujące cele: ciśnienie strumienia cieczy działa na skałę w obszarze wiertła, co przyczynia się do jej zniszczenia; przewiercona skała jest wychwytywana przez strumień cieczy i wynoszona na powierzchnię. Jako płyn myjący stosuje się wodę z różnymi dodatkami i roztwór gliny. Pompa składa się z dwóch zespołów - hydraulicznego i mechanicznego. Jednostka hydrauliczna składa się z dwóch (lub trzech) cylindrów, w których tłoki wykonują ruch posuwisto-zwrotny. Zawory zainstalowane w cylindrach zapewniają naprzemienny wlot i wyrzut płynu, a kołpak powietrzny wygładza pulsacyjny charakter dopływu płynu. Ruch tłoków zapewnia zespół mechaniczny, jakim jest skrzynia biegów z mechanizmem korbowym. Ten ostatni przekształca ruch obrotowy w ruch posuwisto-zwrotny tłoków. Zespół mechaniczny obejmuje koło pasowe, korbę (wał korbowy), korbowód i poprzeczkę. Poprzeczka zapewnia przenoszenie sił z korbowodu na tłoczysko ściśle wzdłuż osi tłoka. Ze względów bezpieczeństwa pompa musi być wyposażona w „zawór bezpieczeństwa”, który montowany jest na rurociągu tłocznym i zapobiega tworzeniu się ciśnienia w pompie oraz w rurociągu powyżej wartości krytycznej. Krętlik jest jednostką zapewniającą dopływ płynu płuczącego płyn wiertniczy poprzez przewód wiertniczy w trakcie jego obrotu.W tym celu krętlik składa się z dwóch części – nieruchomej i ruchomej.Część stała połączona jest za pomocą węża wiertniczego z pionem, przez który płuczka wiertnicza jest dostarczana w komplecie, a część ruchoma połączona jest poprzez kwadrat z obracającym się przewodem wiertniczym.Układ oczyszczania płynu płuczącego przeznaczony jest do oczyszczania płynu płuczącego wypływającego ze studni, niosącego cząstki odwiertu i innych zanieczyszczeń oraz przygotowania cieczy do ponownego użycia System wyposażony jest w specjalne sita do oczyszczania cieczy z wierconej skały, odgazowywacze do separacji gazów, zbiornik do zbierania oczyszczonej cieczy.Klucz mechaniczny zapewnia wkręcanie i odkręcanie rur tworzących ciąg wiertniczy. 3. Otwarcie i zagospodarowanie złoża ropy naftowej Wiercenie odwiertu kończy się otwarciem złoża ropy naftowej, tj. komunikacja pomiędzy złożem ropy a odwiertem. Ten etap jest bardzo ważny z następujących powodów. Mieszanka ropy i gazu w zbiorniku znajduje się pod wysokim ciśnieniem, którego wielkość może nie być z góry znana. Przy ciśnieniu przekraczającym ciśnienie słupa cieczy wypełniającego odwiert może nastąpić wyrzucenie cieczy z odwiertu i może nastąpić swobodny przepływ; - przedostanie się płynu płuczącego (w większości przypadków jest to roztwór gliny) do złoża naftowego zatyka jego kanały, utrudniając przepływ ropy do odwiertu. Wybuchów można uniknąć instalując na głowicy odwiertu specjalne urządzenia blokujące odwiert - zabezpieczenia lub stosując płyn płuczący o dużej gęstości. Zapobieganie przenikaniu roztworu do złoża oleju osiąga się poprzez wprowadzenie do roztworu różnych składników o właściwościach podobnych do płynu formacyjnego, na przykład emulsji na bazie oleju. Ponieważ po otwarciu złoża ropy poprzez wiercenie, do odwiertu opuszczany jest sznur osłonowy i cementowany, blokując w ten sposób złoże ropy, istnieje konieczność ponownego otwarcia złoża. Osiąga się to poprzez wstrzelenie kolumny w szczelinę formacyjną za pomocą specjalnych perforatorów zawierających ładunki proszkowe. Do studni spuszczane są za pomocą liny kablowej przez służby geofizyczne. Obecnie opanowano i zastosowano kilka metod perforacji studni. 3.1.1. Perforacja kulowa Perforacja kulowa studni składa się z. przy zejściu do otworu na linie kablowej specjalnych urządzeń - perforatorów, w korpusie których wbudowane są ładunki prochowe z kulami. Otrzymując impuls elektryczny z powierzchni, ładunki eksplodują, nadając pociskom dużą prędkość i większą siłę penetracji. Powoduje zniszczenie metalu kolumny i pierścienia cementowego. Liczbę otworów w kolumnie i ich położenie wzdłuż grubości formacji oblicza się z góry, dlatego czasami opuszcza się girlandę perforatorów. Ciśnienie gazów palnych w komorze beczkowej może sięgać 0,6...0,8 tys. MPa, co zapewnia wykonanie perforacji o średnicy do 20 mm i długości 145...350 mm. Pociski wykonane są ze stali stopowej i pokryte miedzią lub ołowiem, aby zmniejszyć tarcie podczas przemieszczania się w komorze. Stosowane są młoty obrotowe typu PB-2, PVN-90. 3.1.2. Perforacja torpedowa Perforacja torpedowa jest w zasadzie podobna do perforacji pocisku, jedynie zwiększa się masa ładunku. W wiertarce udarowej stosuje się pnie od 4...5 do 27 i pnie poziome. Średnica otworów wynosi 22 mm, głębokość 100...160 mm, na 1 m grubości formacji wykonuje się do czterech otworów. 3.1.3. Perforacja kumulacyjna Perforacja kumulacyjna to powstawanie dziur w wyniku kierunkowego ruchu gorącego strumienia wydobywającego się z perforatora z prędkością 6...8 km/s pod ciśnieniem 0,15...0,3 mln MPa. W tym przypadku powstaje kanał o głębokości do 350 mm i średnicy 8...14 mm. Maksymalna miąższość formacji otwieranej przez perforator kumulacyjny podczas opadania wynosi do 30 m, torpeda – do 1 m, pocisk do 2,5 m. Ilość ładunku prochowego – do 50 g. 3.1.4. Perforacja hydrosandjet Perforacja hydrosandjet to powstawanie dziur w kolumnie na skutek ściernego działania mieszaniny piasku i cieczy, wydobywającej się z prędkością do 300 m/s z kalibrowanych dysz pod ciśnieniem 15...30 MPa. Opracowana w Wszechrosyjskim Instytucie Badawczym i wprowadzona na rynek pod kodem AP-6M, piaskarka sprawdziła się dobrze: głębokość wytwarzanych przez nią gruszkowatych kanałów może sięgać 1,5 m. 3.1.5. Perforacja wiertnicza Perforator wiertniczy to urządzenie służące do formowania filtra poprzez wiercenie otworów. W tym celu wykorzystuje się opracowany w VNIIGIS (Oktyabrsky) próbnik rdzeni wiertniczych, którego napęd elektryczny połączony jest z wiertłem diamentowym. Maksymalny promieniowy wynosi 60 mm, co, jak wynika z praktyki mijania osłony, zapewnia wejście w formację na głębokość nie większą niż 20 mm. Perforację nazywa się „delikatną”, gdyż eliminuje uszkodzenia kolumny i pierścienia cementowego, które są nieuniknione w przypadku metod wybuchowych. Perforacja wiertnicza charakteryzuje się dużą dokładnością formowania filtra w wymaganym odstępie czasu. 3.2. Zagospodarowanie odwiertów naftowych Zagospodarowanie odwiertów naftowych to zespół prac prowadzonych po wierceniu w celu spowodowania dopływu ropy ze złoża do odwiertu. Faktem jest, że podczas procesu otwierania, jak wspomniano wcześniej, do formacji może przedostać się płuczka wiertnicza i woda, co zatyka pory złoża i wypycha ropę z odwiertu. Dlatego spontaniczny dopływ ropy do odwiertu nie zawsze jest możliwy. W takich przypadkach uciekają się do sztucznego napływu, który polega na wykonywaniu specjalnej pracy. 3.2.1. Zastąpienie w odwiercie płynu o większej gęstości płynem o mniejszej gęstości Metoda ta jest szeroko stosowana i opiera się na dobrze znanym fakcie: słup płynu o większej gęstości wywiera większe przeciwciśnienie na złoże. Chęć zmniejszenia przeciwciśnienia poprzez wyparcie np. roztworu gliny o gęstości Qg = 2000 kg/m3 z odwiertu wodą słodką o gęstości Qb = 1000 kg/m3 prowadzi do zmniejszenia o połowę przeciwciśnienie na formację. Metoda jest prosta, ekonomiczna i skuteczna, gdy formacja jest lekko zatkana. 3.2.2. Zmniejszanie ciśnienia na formację za pomocą kompresora Jeśli zastąpienie roztworu wodą nie daje rezultatów, uciekają się do dalszego zmniejszania gęstości: do beczki dostarczane jest powietrze sprężone przez kompresor. W tym przypadku możliwe jest dociśnięcie słupa cieczy do podstawy rur rurowych, zmniejszając w ten sposób przeciwciśnienie w formacji do znacznych wartości. W niektórych przypadkach skuteczna może być metoda okresowego podawania powietrza przez sprężarkę i cieczy przez zespół pompujący, tworząc kolejne uderzenia powietrza. Takich porcji gazu może być kilka i w miarę rozszerzania się wyrzucają ciecz z beczki. Aby zwiększyć efektywność przemieszczania się wzdłuż ciągu rur, instaluje się zawory spustowe-otwory, przez które sprężone powietrze przedostaje się do rur od razu po wejściu do odwiertu i zaczyna „pracować”, tj. unieść płyn zarówno w pierścieniu, jak i w rurce. 3.2.3. Wymazowanie Metoda polega na zanurzeniu w rurce specjalnego tamponu-tłoczka wyposażonego w zawór zwrotny (rysunek 2.15.). Poruszając się w dół, tłok przepuszcza ciecz przez siebie, podczas podnoszenia się zawór zamyka się, a cała kolumna cieczy nad nim jest zmuszona unieść się wraz z tłokiem, a następnie zostać wyrzucona ze studni. Ponieważ słup podnoszonej cieczy może być duży (do 1000 m), zmniejszenie ciśnienia w formacji może być znaczne. Tak więc, jeśli studnia zostanie wypełniona płynem do ust, a wymaz można obniżyć na głębokość 1000 m, wówczas ciśnienie zmniejszy się o wielkość redukcji słupa cieczy w pierścieniu, skąd część ciecz wypłynie z rurki. Proces wycierania można powtarzać wielokrotnie, co pozwala w bardzo dużym stopniu zmniejszyć nacisk na formację. 3.2.4. Implozja Jeśli do odwiertu zostanie opuszczone naczynie wypełnione powietrzem pod ciśnieniem i natychmiastowo połączy to naczynie z odwiertem, uwolnione powietrze będzie przemieszczać się ze strefy wysokiego ciśnienia do strefy niskiego ciśnienia, porywając ze sobą ciecz i tworząc w ten sposób zmniejszone ciśnienie na formację. Podobny efekt można uzyskać, jeśli opróżnione wcześniej z cieczy zespoły pompujące i kompresorowe zostaną opuszczone do studni i płyn ze studni zostanie natychmiast przeniesiony do nich. W takim przypadku przeciwciśnienie w formacji zmniejszy się, a napływ płynu z formacji wzrośnie. Wyzwoleniu napływu towarzyszy usunięcie z formacji przyniesionych tam zanieczyszczeń mechanicznych, tj. czyszczenie formacji. 4. Wydobywanie się ropy na powierzchnię Wynoszenie się ropy na powierzchnię nazywa się „wydobyciem ropy”, przez analogię do znanego „wydobycia węgla”, „wydobycia rudy”. Oprócz nazwy różnią się jednak znacząco technologią procesu ekstrakcji. Istnieją dwa rodzaje realizacji tego procesu - fontannowe i zmechanizowane. W przypadku metody przepływowej ropa unosi się na powierzchnię dzięki wewnętrznej energii formacji, w przypadku metody mechanicznej stosuje się wymuszoną metodę podnoszenia za pomocą różnych urządzeń opuszczanych do studni. Płynny sposób produkcji jest ekonomiczny i występuje w początkowym okresie zagospodarowania pola, a zasoby energii zbiornikowej są wystarczająco duże. Następnie zastępuje się go metodami zmechanizowanymi. W zależności od stosowanych metod metody zmechanizowane dzielą się na kompresorowe i pompowe. Ta ostatnia obejmuje produkcję ropy naftowej przy użyciu pomp prętowych i bezprętowych. Rozważmy obecnie stosowane metody produkcji ropy naftowej. 4.1. Metoda fontannowa produkcji ropy naftowej. 4.1.1. Bilans energetyczny złoża Kiedy ciśnienie, pod którym ropa znajduje się w formacji, jest wystarczająco wysokie, ropa naftowa samoistnie wypływa na powierzchnię wzdłuż odwiertu. Ta metoda podnoszenia oleju nazywa się tryskaniem. Do czego służy docisk gipsu i jaka powinna być jego wartość, aby zapewnić płynność? Najpierw należy pokonać przeciwciśnienie odwiertu wypełnionego cieczą - ciśnienie hydrostatyczne Ргст. Po drugie, należy zrekompensować straty powstałe podczas ruchu płynu w obudowie i ciągach rurowych - straty hydrauliczne Rgid. Po trzecie, konieczne jest zapewnienie transportu płynu z głowicy do punktu poboru - Rtr. Dodatkowo głowica odwiertu może znajdować się wyżej lub niżej od punktu poboru oraz gdy potrzebna jest energia do pokonania geometrycznej różnicy wysokości – RT. Należy również wziąć pod uwagę, że gdy płyn przemieszcza się ze strefy wysokiego ciśnienia (formacja) do strefy niskiego ciśnienia (studnia), uwalnia się z niego gaz, który rozszerzając się, pomaga wznieść się. Oznaczając ten wpływ gazu przez Prgas, otrzymujemy warunek wytrysku: Ppl = Prgst + Rgid + Ptr - Prgas + Pr (4.1) Teorię wytrysku szczegółowo opracował akademik A.P. Kryłow. Projektując tryb pracy studni przepływowej, należy wziąć pod uwagę następujące kwestie. Im niższe ciśnienie na dnie, tym większy napływ płynu z formacji – Rzab. Jednocześnie im wyższe ciśnienie na dnie, tym większa będzie przepustowość windy. W trakcie pracy zbiornika i podnośnika zostanie ustalona równowaga układu – „wyciąg warstwowy”. Napływ płynu z formacji opisuje wzór. qn = K(Ppl - Rzab)n (4.2) Gdzie K jest współczynnikiem produktywności, w metrach sześciennych/dobę MPa; Ppl – ciśnienie w zbiorniku, MPa; Pzab – ciśnienie denne, MPa. Przepustowość podnośnika określa się wzorem (4.5), dlatego należy dążyć do spełnienia warunku qn = qmax. Jeśli rura zostanie opuszczona do dna, wówczas Pzab we wzorze (4.2) jest ciśnieniem w dnie otworu. Jeżeli orurowanie jest wyższe od dna, tak że głębokość odwiertu H jest większa niż głębokość biegu orurowania L: (LH), to: Pzab – Pbash + (H – L)* p*q (4.3) W tym przypadku wzór (4.2) przyjmie postać qn = Kn (4.4) gdzie Pbash jest ciśnieniem na wejściu do windy; p jest gęstością cieczy. Przy głębokości wydobycia L jego średnicę d wyznaczymy ze wzoru (4.5). Dla danej średnicy wydobycia głębokość jego zejścia będzie wynosić: (4.6) gdzie P to ciśnienie na głowicy odwiertu. 4.1.2. Powikłania podczas eksploatacji studni fontannowej. Osady parafiny Częstym powikłaniem podczas eksploatacji odwiertów przepływowych jest wytrącanie się parafiny i soli z ropy, usuwania piasku i przełomów gazowych. Ze względu na zawartość parafiny oleje dzieli się zazwyczaj na trzy klasy: 1 – nieparafinowe (zawierają mniej niż 1% wag. parafiny); 2 – lekko parafinowy (zawiera 1-2% wag. parafiny); 3 – parafinowy (zawiera więcej niż 2% parafiny w masie). Na przykład bezwodna ropa dewońska z pola naftowego Tuymazinsky zawiera od 3,7 do 5,5% parafiny: formacja D1 - 5%, formacja Dp - 6%, tournaisian - 1,9%, węgiel - 3,7%. Złoża Mangyshlak zawierają 15-20% parafiny (Uzen i Żetybai). Produkcja oleju w obecności parafiny jest skomplikowana ze względu na tworzenie się osadów parafiny w rurach, pierścieniach, przewodach przepływowych i zbiornikach. Osady parafinowe składają się z parafiny, ropy naftowej, żywicznych składników ropy naftowej, a także wody, cząstek stałych, gliny i piasku. Osady parafiny zakłócają normalną pracę odwiertów: należy je zatrzymać w celu naprawy, co prowadzi do utraty wydobycia ropy. W warunkach Baszkirii koszt odparafinowania sprzętu polowego stanowi około 10% kosztu wytworzonej ropy. Początek osadzania parafiny notuje się na głębokości 800-900 m. Największe osady obserwuje się na głębokości około 100-200 m. Wyciąg fontanny o średnicy 73 mm przy przepływie studni 75 t/dobę . Jest całkowicie woskowany w ciągu około pięciu dni. W tym czasie w elewatorze gromadzi się ponad 1000 kg parafiny. Średnie natężenie przepływu w odwiercie zmniejsza się do 50 ton/dzień. Rozważmy kilka czynników wpływających na wytrącanie się parafiny z oleju. W warunkach zbiornikowych parafina występuje zwykle w stanie rozpuszczonym. Kiedy ciśnienie i temperatura spadają, początkowa równowaga fizykochemiczna zostaje zakłócona. W rezultacie parafina zaczyna oddzielać się od roztworu w postaci drobnych kryształków, które najpierw zawieszają się w oleju, a następnie osadzają na twardych powierzchniach sprzętu. Wytrącanie parafiny ułatwia obniżenie temperatury w elewatorze. Temperatura, w której rozpoczyna się krystalizacja parafiny dla złóż Tatarii i Baszkirii, mieści się w przedziale 15...35 stopni C. Spadek temperatury w rurach wyciągowych następuje na skutek uwolnienia się gazu z ropy, co z kolei jest spowodowane poprzez spadek ciśnienia w miarę przemieszczania się cząstek gazu w ropie z dna odwiertu do głowicy, a także spadek ciśnienia w głowicy odwiertu. Opiszmy sposób postępowania z parafiną, który opiera się na właściwości parafiny polegającej na przyleganiu tylko do chropowatych powierzchni. Naukowcy S.F. Lyushin i V.A. Rasskazov odkryli, że na gładkich powierzchniach nie obserwuje się osadzania się parafiny. Grupa naukowców ze stowarzyszenia „Bashnieft” i NGDU „Tuymazaneft”, instytutów „UralNITI” i „OF VNIIKaneftegaz” opracowała receptury materiałów i stworzyła instalacje do nakładania ich na wewnętrzną powierzchnię rur pomp-sprężarek. Badano powierzchnie wykonane ze szkła, emalii i żywicy epoksydowej. Właściwości powłok są różne: szkło jest odporne na temperaturę, kwasoodporne, ale kruche. Ze względu na duże obciążenia działające na rurę w studni oraz różny stopień odkształcenia metalu i szkła, szkło oddziela się od rur i kruszy, tworząc szklane korki. Emalia jest trwalsza od szkła, odporna na działanie agresywnych cieczy, ale ulega również zniszczeniu pod wpływem naprężeń mechanicznych. Należy powiedzieć, że proces nakładania szkła i emalii wymaga podgrzania rury do temperatury 700 ° C lub wyższej, co powoduje zmiany w strukturze metalu i prowadzi do zmniejszenia wytrzymałości. Żywica epoksydowa jest materiałem elastycznym, aplikuje się ją w temperaturze +100°C, proces aplikacji można przeprowadzić w warsztatach przemysłowych. Dzięki wysokiej jakości przygotowaniu powierzchni i odpowiedniemu doborowi materiałów powłoka jest trwała i niezawodna oraz odporna na tworzenie się parafiny. Warto wspomnieć o sposobie postępowania z parafiną, który polega na okresowym zdrapywaniu jej z powierzchni rurki. W tym celu stworzono cały układ, składający się ze zgarniaków o zmiennym przekroju, opuszczanych do rury na linie za pomocą specjalnej wciągarki, programowego przekaźnika czasowego oraz wyłączników krańcowych. Konstrukcyjnie tłoki zaprojektowano w taki sposób, aby podczas ruchu w dół zmniejszały swoją średnicę, co zapewniało im swobodny przelot nawet w obecności osadów parafiny na ściankach rur. Podczas podnoszenia zwiększali średnicę i odcinali parafinę. W niektórych regionach naftowych nadal używa się skrobaków. Oczyszczanie armatury głowicy wiertniczej i rur z parafiny odbywa się za pomocą mobilnej jednostki odparafinowania, jaką jest pojazd, na którym zainstalowana jest grzałka. W podgrzewaczu zainstalowana jest rura, przez którą pompowana jest ciecz. Tutaj jest podgrzewany do określonej temperatury i wysyłany do studni. Urządzenie można podłączyć do „cyrkulacji”, tj. Płyn opuszczający odwiert kierowany jest do pieca, podgrzewany do temperatury 100°C i zawracany do pierścienia odwiertu. Podczas procesu cyrkulacji odwiert i rury są czyszczone. 4.1.3. Wyposażenie studni fontannowej. Najprostszym sposobem na podniesienie cieczy ze studni jest wykorzystanie w tym celu ciągu produkcyjnego. W takim przypadku mogą wystąpić powikłania: a) erozja kolumny na skutek uderzenia poruszającego się płynu i zawartych w nim składników; b) nieracjonalne wykorzystanie energii złoża ze względu na znaczną średnicę kolumny; c) wystąpienia powikłań na skutek składników uwolnionych z cieczy – soli, parafiny, zanieczyszczeń mechanicznych. Przywrócenie uszkodzonej kolumny i wyeliminowanie powikłań jest pracochłonne i nie zawsze skuteczne. Należy również pamiętać, że ciąg produkcyjny w studniach z reguły służy również jako ciąg osłonowy i ma za zadanie niezawodnie chronić odwiert przed zniszczeniem i przedostaniem się do niego obcych czynników przez cały okres eksploatacji złoża. Wszystkie urządzenia studni fontannowych można podzielić na dwie grupy - podziemne i naziemne. Do wyposażenia podziemnego zaliczają się rury, kotwica, paker, zawory, złączki – wszystkie urządzenia i akcesoria pracujące w odwiercie i umieszczone poniżej kołnierza obudowy. Wyposażenie powierzchniowe obejmuje armaturę głowicy odwiertu, kolektory robocze, armaturę, zawory, zasuwy – cały sprzęt działający na powierzchni. Rozważmy cel i cechy konstrukcyjne sprzętu, który spełnia wymagania procesu technologicznego. 4.1.4. Rury pompujące i kompresorowe. Rury rurowe w szybach naftowych spełniają następujące główne funkcje: a) są kanałem do podnoszenia wydobytego płynu; b) służą do zawieszenia sprzętu głębinowego; c) są kanałem przeprowadzania różnych operacji technologicznych; d) są narzędziem oddziaływania na strefę dna i dołka. Rury w zależności od celu i warunków ich stosowania nazywane są: a) przepływowymi (lub dźwigowymi) – gdy są stosowane w studniach przepływowych do podnoszenia cieczy; b) pompowanie podczas pracy w studniach pompowych; c) sprężarka, jeśli jest używana w studniach sprężarkowych. Zgodnie z ich konstrukcją rury pompy i sprężarki dzielą się na: a) gładkie; b) z końcami skierowanymi na zewnątrz. Gładka rurka ma tę samą średnicę wewnętrzną na całej długości. Nie mają jednakowej wytrzymałości: ich wytrzymałość w części gwintowanej wynosi 80-85% wytrzymałości korpusu rury. Rury z wystającymi końcami mają jednakową wytrzymałość: ich wytrzymałość w części gwintowanej jest równa wytrzymałości w dowolnym odcinku rury. GOST 633-80 reguluje produkcję rur bez szwu (ciągnionych w całości) o następujących średnicach nominalnych (zewnętrznych), mm: gładkie - 48, 60, 73, 83, 102, 114 i ze spęczonymi końcami - 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Grubość ścianek od 4 do 7 mm, długość rur od 5,5 do 10 m (średnio 8 m). Rury produkowane są ze stali o grupach wytrzymałościowych D, K, E, L, M. Konstrukcja połączenia gwintowego jest wyjątkowa. Gwint w rurce jest stożkowy. Zalety takich gwintów: a) możliwość zapewnienia szczelności bez stosowania środków uszczelniających; b) możliwość wyeliminowania przerw w gwincie; c) bardziej równomierny rozkład obciążenia; d) skrócenie czasu montażu i demontażu. 4.1.5. Pakery, kotwy Pakery to urządzenia przeznaczone do izolowania poszczególnych odcinków studni, np. strefy dennej, od reszty. Jednocześnie spełniają następujące funkcje: - chronią osłonkę przed działaniem ciśnienia formującego; - zapobiegać kontaktowi z nim agresywnych cieczy i gazów złożowych; - promować ciśnienie gazu tylko w rurach, zwiększając ich wydajność; - stworzyć możliwość oddzielnej zabudowy poszczególnych warstw i międzywarstw; - umożliwiają ukierunkowane oddziaływanie głowicy odwiertu na poszczególne międzywarstwy i złoża w trakcie operacji technologicznych. Proces separacji odbywa się poprzez działanie mechaniczne, hydrauliczne i hydromechaniczne na gumowy element uszczelniający, zwiększając w ten sposób wymiar średnicowy. W zależności od rodzaju uderzenia w element izolujący stosowano podkładki o działaniu mechanicznym („M”) lub hydraulicznym („GM”). Pakowacz działa w ten sposób. Po zejściu na określoną głębokość na rurach pompy-kompresora, do tej ostatniej wrzuca się kulę, która jest zamontowana w siodle. Pompując płyn do rurki, w pakerze powstaje ciśnienie, które przekazywane jest kanałem „A” pod tłokiem i powoduje jego ruch. Tłok dociska uchwyt matrycy z siłą zapewniającą ścięcie śruby ustalającej 10. Kontynuując swój ruch do góry, dociska matryce do korpusu i mocuje je do ciągu produkcyjnego. Mankiety rozluźniają się pod wpływem masy rur działającej na ogranicznik. Przy dalszym wzroście ciśnienia (do 21 MPa) śruba mocująca gniazdo z kulką zostaje odcięta, a one wypadają z korpusu uwalniając przestrzeń przepływu pakera. Podnoszenie pakera następuje po usunięciu obciążenia osiowego i przesunięciu cylindra, stożka i ogranicznika do góry. Pomaga to przywrócić matryce i mankiety do ich pierwotnego położenia. Kotwa ma za zadanie zapewnić dodatkową siłę niezbędną do bezpiecznego utrzymania pakera w określonym przedziale czasu. W tym celu kotwicę łączy się w jeden blok za pomocą pakera i jednocześnie opuszcza do studni. Elementami utrzymującymi w kotwie są siłowniki, wyzwalane ciśnieniem wytwarzanym w ciągu rurowym i przenoszonym przez kanał pod tłokiem. Zasada jego działania jest podobna do pakowarki. Po usunięciu ciśnienia i podniesieniu rurki siłowniki wracają na swoje miejsce, uwalniając kotwicę. Kotwę można konstrukcyjnie połączyć z podkładką i wówczas w kodzie podkładki wpisać litery „I” (np. PD-YAGM). 4.1.6. Choinka Choinka odnosi się do wyposażenia studni, którego zadaniem jest spełnianie następujących funkcji: a) uszczelnianie przestrzeni pierścieniowej pomiędzy obudową a rurami pionowymi; b) kierunek ruchu mieszaniny gaz-ciecz; c) zawieszenie sprzętu głębinowego; d) wytworzenie przeciwciśnienia na głowicy odwiertu; e) prowadzenie badań, prac rozwojowych i innych operacji technologicznych. Zbrojenie składa się z szeregu elementów konstrukcyjnych. Głowica rury służy do podwieszania rur fontannowych, uszczelniania ujścia i wykonywania różnych operacji technologicznych. Zawiera kołnierz kolumny, krzyżak głowicy rury, trójnik głowicy rury, szpulę transferową. Drzewo fontannowe służy do kierowania i regulowania produkcji studni. Zawiera zawór centralny, krzyżak do drzewa (w trójniku potrójnym), zawór buforowy, rurę buforową i złączkę. Przeznaczenie każdego elementu kształtki: kołnierz słupowy - do połączenia kształtki z obudową i uszczelnienia pierścienia; krzyż głowicy rury - do komunikacji z pierścieniem studni; Trójnik z głowicą rury - do podwieszenia pierwszego rzędu rur i komunikacji z nim; cewka transferowa - do zawieszenia drugiego rzędu rur i komunikacji z nim; zawór centralny - do zamykania studni; krzyż choinkowy służy do kierowania wydobycia ze studni do rurociągu; zawór buforowy - do opuszczania narzędzi wiertniczych do studni; rura buforowa - do umieszczenia instrumentów przed opuszczeniem do studni i ograniczenia wahań ciśnienia w armaturze (gromadzi się tam gaz); armatura - do regulacji natężenia przepływu w studni; monofold roboczy – część armatury pomiędzy armaturą a wspólnym ciągiem przepływu, przeznaczona do połączenia dwóch przepływów w jeden; pomocniczy monofold - lilia łącząca pierścień lub rurkę i służąca do dostarczania powietrza, gazu i innych czynników do studni podczas operacji technologicznych. Projektowanie głównych elementów zbrojenia. Głównym wymaganiem stawianym okuciom jest absolutna szczelność przy dużej wytrzymałości części, szybkim montażu i wymienności. Urządzenia blokujące. Stosowane są trzy rodzaje urządzeń odcinających: zawory przelotowe, krany i zawory kątowe. Armatura lub dławik ma na celu utrzymanie danego trybu pracy studni. Głowice kolumn przeznaczone są do uszczelnienia przestrzeni pomiędzy rurami osłonowymi opuszczonymi do studni. W zależności od konstrukcji studni stosuje się różne typy głowic osłonowych. 4.2. Wydobycie ropy naftowej przy użyciu instalacji pomp z żerdziami ssącymi Wymuszone wydobywanie ropy ze studni za pomocą pomp jest najdłuższym w historii pola. Jedną z odmian tej metody jest produkcja oleju za pomocą pomp prętowych ssących (SSRP). USP to pompa tłokowa jednostronnego działania, której tłoczysko jest połączone kolumną prętów z napędem naziemnym - maszyną pompującą. Ten ostatni zawiera mechanizm korbowy, który przekształca ruch obrotowy głównego urządzenia napędowego w ruch posuwisto-zwrotny i przekazuje go do drążka i tłoka pompy. Metodę przeprowadza się za pomocą instalacji, której schemat podano. Sprzęt podziemny składa się z: rurek, pompy, prętów, urządzeń do zwalczania powikłań. Wyposażenie powierzchni obejmuje napęd (pompownię), osprzęt głowicy wiertniczej oraz monofold roboczy. Instalacja działa w następujący sposób. Gdy tłok porusza się w górę, ciśnienie w cylindrze pompy maleje, a dolny (ssący) zawór podnosi się, otwierając dostęp cieczy (proces zasysania). Jednocześnie słup cieczy znajdujący się nad tłokiem dociska górny (wylotowy) zawór do gniazda, unosi się i jest wyrzucany z rurki do roboczego monofałdu (proces tłoczenia). Gdy tłok porusza się w dół, górny zawór otwiera się, dolny zawór zamyka się pod wpływem ciśnienia cieczy, a ciecz w cylindrze przepływa przez wydrążony tłok do rurki. Rozważmy projekt i działanie poszczególnych jednostek USP. 4.2.1 Napęd Napędy dzieli się: a) ze względu na rodzaj wykorzystywanej energii – mechaniczne, hydrauliczne, pneumatyczne; b) według liczby obsługiwanych studni – indywidualne i grupowe; c) według rodzaju napędu – elektryczny i termiczny. Maszyna pompująca jest indywidualnym napędem głębinowej pompy ssącej prętowej, opuszczanej do studni i połączonej z napędem elastycznym połączeniem mechanicznym - sznurem prętów. Strukturalnie maszyna pompująca jest mechanizmem czteroprzegubowym, który przekształca ruch obrotowy głównego urządzenia poruszającego w ruch posuwisto-zwrotny kolumny prętowej. Konstrukcja szeregowej maszyny pompującej zgodnie z GOST 5866-76 opisano poniżej. Moment obrotowy z silnika elektrycznego przenoszony jest poprzez napęd pasowy klinowy na wał napędowy skrzyni biegów, a następnie na wał napędzany. W tym ostatnim wzmocniona jest korba z przeciwwagami. Korba za pomocą korbowodów i jarzma połączona jest z wyważarką wahliwą na wsporniku zamontowanym na stojaku. Balansator na przedniej stronie barkowej wyposażony jest w składaną głowicę, na której zamontowane jest zawieszenie linowe. Maszyna pompująca (SK) składa się z szeregu niezależnych zespołów. Rama przeznaczona do montażu wszelkich urządzeń SC, wykonana jest z profili walcowanych w postaci dwóch prowadnic połączonych przekrojami i posiada specjalny stojak na skrzynię biegów. Rama posiada otwory do mocowania do podłoża. Stojak stanowi podporę dla wyważarki i wykonany jest z profili walcowanych w formie ostrosłupa czworościennego. Nogi regału połączone są ze sobą poprzeczkami. Od dołu stojak mocowany jest do ramy za pomocą spawania lub śrub, a od góry posiada płytkę do mocowania osi wyważarki za pomocą dwóch wsporników. Balanser przeznaczony jest do przenoszenia ruchu posuwisto-zwrotnego na kolumnę pręta. Jest wykonany z walcowanych profili o przekroju I i ma konstrukcję jedno- lub dwubelkową. Od strony odwiertu wyważarka kończy się obrotową głowicą. Podporą wyważarki jest oś, której oba końce osadzone są w łożyskach baryłkowych umieszczonych w żeliwnych oprawach. Do środkowej części osi przyspawana jest listwa o przekroju kwadratowym, poprzez którą wspornik wyważarki łączony jest z wyważarką za pomocą śrub. Trawers pełni funkcję łącznika mechanizmu korbowego z wyważarką i konstrukcyjnie wykonany jest w postaci belki prostej z profili walcowanych. Mocowanie do wyważarki odbywa się na zawiasach za pomocą łożyska baryłkowego. Korbowód - półfabrykat rury ze specjalnymi łbami na końcach; Za pomocą głowicy górnej korbowód łączony jest za pomocą sworznia z jarzmem, głowica dolna jest połączona z korbą za pomocą sworznia i łożyska kulistego. Korba jest głównym elementem mechanizmu korbowego, którego zadaniem jest przetwarzanie ruchu obrotowego wału skrzyni biegów na kolumny prętów posuwisto-zwrotnych. Wykonane w formie prostokątnych płytek z otworami do mocowania do korbowodów i wału napędzanego skrzyni biegów. Wyposażone w rowki umożliwiające montaż i przesuwanie przeciwwag. Zawieszenie linowe stanowi elastyczne połączenie pomiędzy kolumną pręta a balanserem. Składa się z dwóch trawersów - górnego i dolnego, oddzielonych tulejami zaciskowymi liny. Na trawersie górnym znajduje się polerowany punkt mocowania pręta. Poprzeczki można rozsuwać za pomocą śrub w celu zainstalowania dynamografu. Przekładnia pasowa SK przewiduje zastosowanie pasków klinowych typu O, A, B, V, D. Właściwy dobór rodzaju paska gwarantuje długowieczność przekładni. Koła pasowe charakteryzują się szybką wymianą dzięki stożkowemu otworowi korpusu i zastosowaniu stożkowej tulei zabezpieczonej nakrętką. Suwak obrotowy stanowi ramę silnika, zamontowaną w pozycji pochylonej, co zapewnia zmianę odległości między osiami wałów, a co za tym idzie, naprężenia pasów. Hamulec dwuszczękowy jest zamontowany na bębnie hamulcowym i napędzany śrubą pociągową. Ze względów bezpieczeństwa uchwyt hamulca znajduje się na końcu ramy maszyny pompującej. Napęd maszyny pompującej stanowi trójfazowy, asynchroniczny silnik elektryczny w wykonaniu zamrażającym wilgoć z wirnikiem klatkowym o przełożeniach momentu rozruchowego i maksymalnego wynoszących odpowiednio 1,8...2,0 i 2,2...2,5. Główna synchroniczna prędkość obrotowa wynosi 1500 obr./min. Aby uzyskać wymaganą liczbę skoków w miejscu zawieszenia pręta, można zastosować silniki elektryczne o prędkości obrotowej 750 lub 1000 obr/min serii AOP. Oprócz opisanego napędu, którego podstawą jest wahliwa wyważarka, powstało kilka konstrukcji bez napędów wyważających, które są stosowane w Federacji Rosyjskiej i za granicą. Do zalet tych napędów należy zmniejszenie całkowitego rozmiaru napędu, poprawa warunków pracy i zmniejszenie zużycia metalu, zwiększenie możliwości transportu i instalacji. Podstawową cechą wyróżniającą wszystkie niezrównoważone SK jest brak wahliwej wyważarki. Przykładem bez mechanicznego napędu równoważącego jest poniższy projekt. Składa się z wysięgnika podporowego, na którego górnym końcu znajduje się podwójna zębatka oraz łańcuchy rolkowe. Końce łańcuchów przymocowane są do trawersu. Do tych ostatnich przymocowane są korbowody. Skrzynia biegów napędzana jest silnikiem elektrycznym. Wał napędzany skrzyni biegów ma kształt litery V z otworami do mocowania korbowodów. Na obwodzie dysku zamontowane są przeciwwagi. Za granicą używanych jest kilka typów bez napędów równoważących, których jedna z odmian jest następująca. Składa się ze stalowej kratownicy zamontowanej na głowicy odwiertu. Na górnej platformie farmy znajduje się silnik napędowy z przekładniami rewersyjnymi, na wale wyjściowym którego zamontowane jest koło pasowe. Od strony kratownicy na krążek przerzuca się ciężarek równoważący, a z drugiej strony linę z polerowanym prętem. Kratownica jest montowana na szynach i można ją odsunąć podczas napraw podziemnych. Przekładnią rewersyjną steruje się za pomocą pilota: gdy wypolerowany pręt osiągnie swoje skrajne położenie, pilot wydaje polecenie zmiany kierunku obrotu. Takie SC są produkowane w USA przez firmę Oil Val i mają następujące cechy: długość skoku do 10,2 m, nośność do 157 kN, liczba skoków do 2 min-1, moc do 30 kW. Napędy hydrauliczne pomp prętowych ssących znalazły zastosowanie za granicą. Należą do nich cylinder podnoszący, cylinder równoważący, połączone ze sobą systemem rur olejowych. Część hydrauliczna składa się z pompy i urządzenia rozprowadzającego. Pompa wtłacza olej do cylindra podnoszącego, powodując podniesienie tłoka, a następnie cięgna tłoczyska. W górnym położeniu załącza się urządzenie rozprowadzające i spod tłoka wypływa olej. Równoważenie napędu hydraulicznego odbywa się poprzez przepływ oleju z wnęki podtłoka cylindra w miarę jego przemieszczania się w dół do wnęki podtłoka cylindra i podnoszenie jego tłoka. Następnie podczas suwu w górę zachodzi proces odwrotny: olej spod wnęki tłoka cylindra wpływa do wnęki podtłokowej cylindra, pomagając przesunąć tłok w górę. 4.2.2. Budowa pompy z prętem ssącym Pompa studzienna składa się z cylindra, tłoka oraz zaworów ssącego i tłocznego. Gdy tłok porusza się w górę, w cylindrze pompy wytwarza się podciśnienie, w wyniku czego ciśnienie płynu na zewnątrz pompy jest wyższe niż wewnątrz. Wymusza to otwarcie zaworu ssawnego i wpuszczenie części cieczy do cylindra pompy. Jednocześnie ciecz znajdująca się nad tłokiem wywiera nacisk na zawór tłoczny dociskając go do gniazda i wraz z tłokiem przemieszcza się w górę. Po określonej liczbie skoków (cykli) w górę przewód rurowy zostanie napełniony i ciecz zacznie wpływać do rurociągu głowicy odwiertu. Podczas suwu w dół tłok w pompach tego typu nie wykonuje pracy polegającej na podnoszeniu cieczy: ciecz wypełniająca cylinder jest sprężana, zawór ssący zamyka się, a zawór tłoczny otwiera się, a ciecz wypływa z tłoka pomocniczego i górnego. obszarach tłoka pompy. Pomimo dużej liczby obecnie tworzonych konstrukcji pomp tłokowych otworowych, można je podzielić na dwie klasy – bezwkładkowe i wkładkowe. Pompy wkładane nie różnią się zasadą działania od pomp wkładanych. Różnica polega na ich montażu w studni: pompa jest mocowana na określonej głębokości w wsporniku blokującym, który jest instalowany wcześniej w rurach przed ich opuszczeniem do studni. Wspornik zamka składa się z pierścienia nośnego i zwory sprężynowej, zamontowanych w specjalnym sprzęgle podporowym i zaciśniętych od góry za pomocą podpory. Pompa posiada stożek, przymocowany od góry do kierunku tłoczyska, a od dołu do złączki oporowej. Stożek osadzony jest na pierścieniu nośnym w rurce, złączka zwalniająca sprężyny twornika jest owinięta wokół nich, bezpiecznie mocując pompę. Pompy wkładowe produkowane są pod kodem NSV o średnicach 28, 32, 38, 43, 55, 68 mm i długości do 10 m; o wadze do 252 kg. Długość skoku tłoka wynosi od 0,6 do 6 m. Są one przeznaczone do pracy w studniach o głębokości do 2500 m. Pompy bez wkładu, produkowane przemysłowo pod kodem NSN, mają solidnie napięty cylinder i wydrążony tłok z gładka powierzchnia, ze śrubami i pierścieniowymi rowkami lub wgłębieniami na powierzchniach. Oprócz metalowych stosuje się mankiety i gumowane tłoki. Rowki spiralne i prostokątne zapewniają usuwanie piasku i zdrapywanie go ze ścian cylindra, a wgłębienia na powierzchni zapewniają lepsze smarowanie pary. Szczelina między cylindrem a tłokiem jest ustawiona na 0,12 mm, w zależności od właściwości pompowanego oleju: w przypadku olejów o niskiej lepkości odstęp powinien być minimalny, w przypadku olejów o dużej lepkości i odwrotnie. Zespół zaworu składa się z korpusu, stożka, gniazda i kuli. Zespół zaworu ssącego jest zainstalowany w podstawie cylindra i można go wyjąć ze studni w tym samym czasie, co tłok. W tym celu wyposażony jest w uchwyt wykonany w kształcie krzyża, który wpasowuje się w szczelinę podstawy i mocuje się w niej poprzez jej obrócenie. Zespół zaworu tłocznego jest montowany na górze lub na dole tłoka i różni się od zaworu ssącego brakiem zaczepu. Charakterystyka techniczna pomp typu NSN: średnica wewnętrzna cylindra – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 mm; skok tłoka od 600 mm do 6000 mm; wydajność przy liczbie uderzeń 10 na minutę – 5,5...585 metrów sześciennych/dzień; maksymalna głębokość zanurzenia – 650...1500 m; wymiary gabarytowe - średnica zewnętrzna 56...133 mm, długość 2785...8495 mm, waga 23,5...406 kg. Wśród pomp prętowych można wyróżnić osobną grupę pomp specjalnych, przeznaczonych do pracy w trudnych warunkach. Za warunki takie powszechnie uważa się obecność gazów, soli, parafiny, piasku, wody i innych czynników w oleju, prowadzącą do zmiany właściwości cieczy i warunków jej wytwarzania. Oto niektóre z używanych typów. Pompy krzywkowe różnią się konstrukcją tłokową i są przeznaczone do pracy w studniach zawierających bardzo lepki olej. Mankiety wykonane są z gumy olejoodpornej i są montowane na rurze prętowej. Pompy z gumowanym tłokiem są dostępne w wersji wtykowej i niewtykowej. Stosowany do eksploatacji studni o dużej zawartości piasku. W pierścieniowe rowki tłoka wciskane są 3...4 gumowe pierścienie. Uszczelnienie pierścienia uzyskuje się poprzez ciśnienie płynu wewnątrz tłoka przez otwór w obudowie, który rozciąga się pod pierścieniem. Pompy teleskopowe przeznaczone są do pracy w studniach o bardzo dużej zawartości piasku i dużej lepkości cieczy (50*10-6m2/s i więcej). Konstrukcyjnie pompa składa się z trzech rur: dolna jest nieruchoma, która jest cylindrem pompy, oraz ruchome, przesuwające się po niej i pełniące funkcję tłoka. Rury te są podłączone u góry. Taka konstrukcja zapewnia dużą szczelinę (do 0,5 mm) pomiędzy cylindrem a tłokiem. Obecność płynu krążącego wzdłuż szczeliny zapewnia usuwanie piasku i zagęszczanie hydrauliczne. Pompy wielostopniowe są przeznaczone do pracy w studniach o wysokim współczynniku gazu. Składają się z 2-3 tłoków o różnych przekrojach, działających na zasadzie „tandemu”: dolny tłok o zwiększonej średnicy dostarcza gazowaną ciecz do górnego, gdzie jest on sprężany pod wysokim ciśnieniem ze względu na mniejszą średnicę górnego tłoka i cylinder itp. Pompy dwustronnego działania przeznaczone są do pracy w odwiertach o dużej wydajności i małych średnicach. Oparty na zasadzie wykorzystania skoku pręta w górę i w dół do dostarczania płynu. Rozważmy cechy technologiczne działania USP w trudnych warunkach. Gdy płyn hydrauliczny przemieszcza się z dna studni do pompy odbiorczej, w wyniku spadku ciśnienia i temperatury uwalnia się gaz. Jako najbardziej mobilny środek, gaz jako pierwszy dostaje się do cylindra pompy i wypełniając go, zapobiega przepływowi cieczy. Sytuację tę można poprawić na dwa sposoby: wytworzyć na wlocie pompy ciśnienie większe od ciśnienia odgazowania (ciśnienia nasycenia) lub zmienić kierunek ruchu cieczy na wlocie pompy tak, aby gaz oddzielił się od cieczy i wchodzi do pierścienia. Pierwsza metoda wymaga bardzo dużego obniżenia pompy poniżej poziomu dynamicznego, co nie zawsze jest osiągalne i nieekonomiczne. Druga metoda wymaga użycia specjalnych urządzeń - kotwic. I choć powstało już wiele kotwic gazowych, większość z nich działa na tej samej zasadzie – grawitacyjnym oddzieleniu gazu od cieczy poprzez zmianę kierunku ruchu mieszaniny o 90 lub 180 stopni. Utrata parafiny z oleju prowadzi do zatykania otworów filtrów, zaworów i rur. Walkę z parafiną prowadzi się kilkoma metodami: mechaniczną – poprzez ciągłe zgarnianie parafiny wydzielającej się na wewnętrznej powierzchni rurek za pomocą zgarniaków zamontowanych na prętach; chemiczne – poprzez dozowanie na wlot pompy odczynników chemicznych niszczących parafinę; termiczne - topienie i ogrzewanie. Przykładem mechanicznej metody zwalczania osadów parafiny są zgarniaki płytowe, które rozpowszechniły się na polach wschodnich regionów. Zgarniaki są zagęszczane na prętach w określonych odstępach czasu i okresowo obracane za pomocą specjalnych urządzeń - rotatorów prętów. Płyta mocowana jest do pręta za pomocą zacisków zakrywających pręty i przyspawanych do płyty. Uważa się, że z powodu odkształcenia złącza spawanego, które następuje po jego ostygnięciu, płyta będzie bezpiecznie trzymana na pręcie. Chemiczne metody zwalczania parafiny polegają na dostarczaniu do odwiertu odczynników chemicznych. Doświadczenie pokazuje, że najwłaściwsze jest dozowanie odczynnika bezpośrednio do wlotu pompy za pomocą głębokich dozowników. Oto opis jednego z nich. Instalacja odwiertowej pompy prętowej z dozownikiem chemikaliów składa się z pompy, ciągu rurowego, prętów i korpusu dozownika. Ten ostatni jest połączony ze zbiornikiem i tłokiem oddzielającym. Korpus dozownika zawiera zawory ssawny i tłoczny, kratkę ograniczającą, w której zamontowana jest tuleja sterująca zaworem. Korpus dozownika posiada otwory umożliwiające przedostanie się płynu formującego do pompy. Instalacja działa w następujący sposób. Kiedy ciecz jest zasysana przez pompę prętową, zawór podnosi się, co z kolei wychwytuje odczynnik chemiczny przez zawór. Kiedy ciecz jest pompowana za pomocą pompy prętowej, zawór zamyka się pod działaniem kolumny cieczy i sprężyny. Trzpień zaworu wtłacza odczynnik do wnęki ssącej przez zawór wylotowy. W miarę zużywania się odczynnika ciśnienie w pojemniku maleje; Ze względu na różnicę pomiędzy ciśnieniem w zbiorniku a ciśnieniem w pojemniku, odczynnik przemieszcza się wraz z tłokiem do góry. Podczas demontażu płyn formacyjny wyciska się z pojemnika poprzez odkręcenie korka, przez który pojemnik napełnia się odczynnikiem. Zastosowanie tej instalacji umożliwia zwiększenie efektywności oczyszczania odwiertu poprzez zastosowanie chemicznego odczynnika zapobiegającego korozji, osadzaniu się parafiny wewnątrz pompy i innym powikłaniom, a także czyszczenie filtra. Termiczne metody redukcji lepkości polegają na opuszczeniu do studni grzałek elektrycznych wraz z generatorem ciśnienia, do którego kablem doprowadzane jest napięcie z powierzchni. Wiadomo, że istnieje układ podpompowy i nadpompowy grzałek opuszczanych do studni jednocześnie z pompą. Metoda ta polega na tym, że ciecze po podgrzaniu zmniejszają swoją lepkość. Pompa do wypompowywania cieczy z zanieczyszczeniami mechanicznymi Zanieczyszczenia mechaniczne zawarte w cieczy pompowanej przez pompę głębinową nie tylko prowadzą do zużycia ściernego samej pompy i wyposażenia, ale mogą prowadzić do skomplikowanych wypadków. Po zatrzymaniu pompy zanieczyszczenia mechaniczne wytrącają się z cieczy i gromadzą się nad pompą, wpadają w szczelinę pomiędzy tłokiem a cylindrem i zatykają tłok. Konstrukcja pompy z prętem ssącym jest następująca. Tłok w swojej górnej części jest sztywno przymocowany do jednego lub większej liczby pustych prętów, które są szczelnie zamknięte i połączone z kolumną konwencjonalnych prętów. Pierścieniowo nachylone półki-pojemniki na piasek są zamontowane na pustych prętach. Nad półkami znajdują się otwory, przez które ciecz pobierana przez pompę z tłoka wchodzi do rur podnoszących. Półki na piasek wykonane są po pierwsze skośnie, a po drugie każda dolna półka ma nieco większą średnicę pierścienia niż ta powyżej. Taki konstrukcyjny układ półek zapewnia równomierne wypełnienie przestrzeni międzypółkowych zanieczyszczeniami mechanicznymi po zatrzymaniu pompy oraz zmniejsza opór hydromechaniczny przepływu cieczy na wyjściu z tłoka i wejściu do rur wznośnych. Ponadto, po ponownym uruchomieniu pompy, piasek osadzony w przestrzeniach międzypółkowych jest z nich całkowicie usuwany pod działaniem strumienia cieczy z otworów. Nachylenie półek odbiorników piasku pozwala zapewnić lepsze warunki wypłukania zanieczyszczeń mechanicznych przy dowolnej wydajności pompy i zmniejszyć całkowitą liczbę półek. Pompa z wymuszonym smarowaniem tłoka Korpus pompy łączy się rurą z pierścieniem studni pomiędzy obudową a rurą na wysokości zapewniającej niezawodne oddzielanie ropy, wody i gazu (nie więcej niż 20 m). Rura u dołu połączona jest kilkoma kanałami wykonanymi w korpusie cylindra z częścią ssącą pompy i pierścieniową szczeliną pomiędzy tłokiem a cylindrem, a u góry kończy się zaworem zwrotnym. Aby zmniejszyć przekrój, rura może mieć przekrój eliptyczny i być przymocowana do korpusu pompy i rurki za pomocą obejm. Pompa działa w ten sposób: gdy tłok porusza się w górę, z powodu podciśnienia wytworzonego w komorze, zawór otwiera się i wpływa tutaj ciecz z przestrzeni pompy pomocniczej studni, a olej jest zasysany do rury przez zawór zwrotny z pierścień studni. W miarę przesuwania się tłoka w dół komora poddawana jest działaniu ciśnienia słupa cieczy w rurociągu (zawór jest otwarty), które znacznie przekracza ciśnienie w rurze. Z powodu tej różnicy ciśnień olej z rury przez kanały jest wciskany do pierścieniowej szczeliny między tłokiem a cylindrem, smarując je. Zawór na rurze jest zamknięty. Jeśli w studni znajduje się rotator pręta, a co za tym idzie okresowy obrót tłoka w cylindrze, wystarczy jedna rurka. W przypadku braku rotatora prętów można zwiększyć liczbę rur. Zaproponowana konstrukcja pompy, dzięki wymuszonemu smarowaniu tłoka, jest bardziej wydajna w odwiertach wydobywających ropę nawodnioną i gazową. Pręty Pręty służą do przenoszenia ruchu posuwisto-zwrotnego na tłok pompy głębinowej z maszyny pompującej i są rodzajem tłoczyska pompy tłokowej. Specyficzne zastosowanie wędek odcisnęło piętno na ich konstrukcji. Obecnie pręt to pręt o długości 8 m, ze specjalnym gwintem na końcach, o przekroju kwadratowym pod klucz i gładkimi sekcjami przejściowymi. Pręty są połączone ze sobą za pomocą złączek. Złącze na jednym końcu drążka jest fabrycznie przykręcone pasowaniem skurczowym i nie odkręca się podczas pracy. Sprzęgło to cylindryczna tuleja z gwintem wewnętrznym i mostkiem „pod klucz”. Gwinty na prętach i złączkach nie są nacinane, lecz walcowane, co znacznie wzmacnia gwinty prętów. Przemysł produkuje pręty o średnicy 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) i 25 mm (1”). Aby móc regulować długość kolumny, produkowane są krótkie pręty (metry) o długościach 1200, 1500, 2000, 3000 mm. Stopniowe kolumny prętów są połączone za pomocą złączy przenoszących. Pręty produkowane są ze stali węglowych i stopowych, dodatkowo poddawane są różnym obróbkom w celu zwiększenia wytrzymałości. Stosowano również pręty drążone, czyli rury o średnicy 25 mm. Kanał tych prętów może służyć do podnoszenia ropy i dostarczania różnych substancji do odwiertu. Trwają badania ciągłej kolumny prętów, które są oddzielnymi prętami stalowymi zespawanymi ze sobą. Długość poszczególnych odcinków waha się od 180 do 360 m. Do transportu i opuszczania takich prętów do studni opracowano specjalny sprzęt firmy TatNIIneftemash. Za granicą wprowadzane są pręty wykonane w postaci kabla z drutów metalowych z powłoką nylonową i ogólnym oplotem nylonowym. Średnica kabla wynosi 16 mm i pod względem wytrzymałości odpowiada metalowemu prętowi o średnicy 12,7 mm. Nowym rodzajem prętów są pręty z włókna szklanego, które charakteryzują się dużą wytrzymałością i odpornością na korozję. Powszechne stosowanie prętów ciągłych przyspieszy procesy podnoszenia poprzez nawijanie ich na bęben zamiast naprzemiennego wkręcania i odkręcania. 4.2.3. Eksploatację studni wyposażonych w instalacje pomp żerdziowych (DRP) Długotrwałą pracę CPRP w odwiercie zapewni dobrze dobrany tryb – układ następujących parametrów: wielkość pompy, głębokość zanurzenia, wartość zanurzenia pod ciśnieniem dynamicznym poziom, długość skoku i liczba skoków polerowanego pręta, a także obciążenie kolumny pręta Tryb optymalny projektowany jest w oparciu o dane badawcze, na podstawie których obliczane są możliwości produkcyjne odwiertu Qc. Muszą odpowiadać możliwościom sprzętu. Oceniając działanie pompy ciśnieniowej wody, należy określić wartości szeregu wskaźników. Teoretyczna wydajność pompy Qt przy średnicy tłoka D, długości skoku L, liczbie skoków n i współczynniku przepływu będzie wynosić: Współczynnik przepływu jest stosunkiem rzeczywistej wydajności Qf do teoretycznej wydajności Qt. Zanurzenie pompy hp - różnica pomiędzy pomiarami głębokości zawieszenia pompy Нп i poziomem dynamicznym hq (protokół pomiaru pobierany jest z ust) hp=Hп-hq Rzeczywista (rzeczywista) wydajność pompy będzie określona stosunkiem Jest to jest to wartość, którą należy zastosować przy doborze pompy do studni i osiągnięciu równości QФ= QС Współczynnik przepływu pompy zależy od ilości wycieków cieczy występujących podczas jej pracy: są to nieszczelności na połączeniach gwintowych rur, w szczelinie pomiędzy tłokiem a cylindrem, w zaworach. Ponadto cylinder pompy nie jest całkowicie wypełniony cieczą ze względu na obecność w nim „martwej” przestrzeni. Przestrzeń „martwa” to objętość cylindra pompy utworzona przez dno cylindra i położenie graniczne tłoka podczas suwu w dół. Kiedy pompa pracuje, „martwa przestrzeń” jest wypełniona gazem uwalnianym z oleju i jest wyłączona z objętości cylindra. Dlatego, aby scharakteryzować pompę, wprowadzono inną koncepcję - współczynnik wypełnienia Kn. Reprezentuje stosunek objętości cieczy wypełniającej butlę do całkowitej objętości projektowej butli. Głębokość zanurzenia pompy pod poziomem cieczy zależy od zawartości gazu i wody w ropie i jest różna dla różnych odwiertów i pól naftowych. Jak już wcześniej sprawdziliśmy, tłok pompy podlega ruchowi posuwisto-zwrotnemu nadawanemu przez kolumnę prętów. Praca wykonana podczas ruchu w górę zostanie wykorzystana na podniesienie kolumny prętów o masie Рш i cieczy o wadze Рж na wysokość L Ав=(Рш+Рж)*L Podczas ruchu w dół nie jest wykonywana żadna pożyteczna praca polegająca na podniesieniu cieczy; ponadto kolumna prętów „ciągnie” swoim ciężarem » balanser maszyny pompującej w dół, tj.: An= -Рш*L W związku z tym na maszynie pompującej w trakcie cyklu powstają nierównomierne obciążenia: przy ruchu w górę są maksymalne, podczas ruchu w dół są negatywne. Wyrównanie ładunku w trakcie cyklu odbywa się poprzez wyważenie - zainstalowanie specjalnych przeciwwag na wyważarce (równoważenie wyważarki) lub korbie (wyważanie korby) maszyny pompującej. Ich celem jest gromadzenie energii podczas ruchu w dół i zwracanie jej podczas ruchu w górę. Wyważanie pozwala zmniejszyć wymaganą moc silnika elektrycznego maszyny pompującej 5...9 razy. Masę cięgna wyznacza się z zależności Pш=q1*L1+…+qi*Li Gdzie q1, q2…qi to ciężar 1 m żerdzi tworzących kolumnę, H; L1, L2 ... Li – długość stopni kolumny, m. Masę cieczy określa się ze wzoru: gdzie Fpl – pole przekroju poprzecznego tłoka, cm2; L – głębokość zabudowy pompy, m; x – gęstość cieczy, kg/m3; g – przyspieszenie swobodnego spadania, cm/sq.s. Maksymalne obciążenie Рmax na głowicę wyważarki będzie wynosić Pmax=Рж+Рш(в+m) gdzie в – współczynnik ubytku ciężaru prętów w cieczy; m współczynnik dynamiki, charakteryzujący intensywność pracy maszyny pompującej, gdzie Рш; Рж – gęstość odpowiednio prętów i cieczy, kg/m3 Tutaj S – długość skoku pręta dławnicy, m; n liczba podwójnych uderzeń na minutę. 4.3 Wydobycie ropy naftowej za pomocą beztłoczyskowych pomp studniowych Główną cechą wyróżniającą beztłoczyskowe pompy studzienne (BSP), pozwalającą na zaklasyfikowanie ich do niezależnej grupy, jest brak mechanicznego połączenia pomiędzy napędem a samą pompą, jak ma to miejsce w przypadku w instalacji głębokiej pompy z prętem ssącym. (Tam, jeśli pamiętacie, napęd - maszyna pompująca zainstalowana na powierzchni, działa poprzez kolumnę prętów na pompę umieszczoną w studni na znacznej głębokości). Czy brak sztangi jest dobry czy zły? Jakie są cechy techniczne i technologiczne pomp beztłoczyskowych? Zanim to ustalimy, rozważmy główne typy beztłoczyskowych pomp studniowych produkowanych obecnie przez przemysł krajowy i stosowanych na polach naftowych. Najszerszą grupę w klasie BSP stanowią instalacje elektrycznych pomp odśrodkowych (ESP). ESP napędzany jest zatapialnym silnikiem elektrycznym, który wraz z pompą opuszczany jest do studni na zadaną głębokość. Drugą grupę stanowią instalacje elektrycznych pomp śrubowych (ECP). Ich udział w ogólnym bilansie wydobycia ropy naftowej jest niewielki. Pompa śrubowa napędzana jest także za pomocą zanurzalnego silnika elektrycznego, który wraz z pompą opuszczany jest na zadaną głębokość. Trzecią grupę stanowią instalacje hydraulicznych pomp tłokowych (UGPN). I choć obecnie na polach prawie w ogóle ich nie spotyka się, to ze względu na ich cechy techniczne i technologiczne, a także kolejność opracowania i wykorzystania w przeszłości na polach, można je zaliczyć do trzeciej grupy. Napęd UGPN stanowi specjalnie opuszczany silnik hydrauliczny wraz z pompą tłokową. Pompy strumieniowe należy klasyfikować jako BShNG. Opracowany i obecnie testowany na polach związkowych. Opierają się one na zasadzie podnoszenia oleju w wyniku efektu wyrzucania powstałego w wyniku przepływu cieczy dostarczanej do odwiertu. Stosowane są również elektryczne pompy membranowe, w których ciecz dostarczana jest przez ruchomą membranę. 4.4. Instalacje elektrycznych pomp odśrodkowych Zgodnie z konstrukcją elektrofiltry dzielą się na trzy grupy: a) pompy wersji 1 przeznaczone są do pracy w studniach zalanych ropą i wodą o zawartości zanieczyszczeń mechanicznych do 0,1 g/l; b) pompy w wersji 2 (wersja odporna na zużycie) przeznaczone są do pracy w studniach silnie nawodnionych o zawartości zanieczyszczeń mechanicznych do 0,5 g/l; c) pompy w wersji 3 przeznaczone są do pompowania cieczy o wskaźniku wodoru w zakresie pH=5-8,5 i zawartości siarkowodoru do 1,25 g/l. Na podstawie wymiarów przekroju elektrofiltry dzieli się na grupy: a) grupa 5 – pompy o średnicy zewnętrznej płaszcza 92 mm; b) grupa 5A - pompy o średnicy korpusu 103 mm; c) grupy 6 i 6A - pompy o średnicy korpusu 114 mm. Instalacja elektrycznych pomp odśrodkowych obejmuje urządzenia podziemne i naziemne. W skład wyposażenia dołowego wchodzą: a) elektryczna pompa odśrodkowa będąca jednostką główną instalacji (ESP); b) zanurzalny silnik elektryczny (SEM), który napędza pompę; c) hydrauliczny układ zabezpieczający, który chroni SEM przed przedostaniem się do niego płynu formacyjnego i składa się z osłony i kompensatora; d) kabel przewodzący prąd służący do zasilania silnika energią elektryczną; e) rurka, czyli kanał, którym wytwarzany płyn przepływa z pompy na powierzchnię. Wyposażenie powierzchniowe obejmuje: a) armaturę głowicy odwiertu, która służy do kierowania i regulacji płynu dopływającego ze odwiertu oraz uszczelniania głowicy odwiertu i kabla; b) stanowisko sterowania silnikami podwodnymi, które uruchamia, monitoruje i kontroluje pracę ESP; c) transformator przeznaczony do regulacji napięcia dostarczanego do silnika; d) rolka podwieszająca, służąca do podwieszania i prowadzenia kabla do studni podczas operacji wyzwalania. Obecnie produkowanych jest ponad 78 standardowych rozmiarów ESP. Każdy standardowy rozmiar ma określony kod. Przykładowo UETsNM (K) 5-125-1200 oznacza: U - montaż, E - napęd silnikiem elektrycznym, C - odśrodkowy, N - pompa w wersji odpornej na korozję, 5 - grupa (średnica obudowy, dla której jest przeznaczona ), 125 – przepływ pompy (m3/dobę), 1200 – ciśnienie (m). ESP jest główną jednostką instalacji. W przeciwieństwie do pomp tłokowych, które wywierają ciśnienie na pompowaną ciecz poprzez ruchy posuwisto-zwrotne tłoka, w pompach odśrodkowych pompowana ciecz wywiera nacisk na łopatki szybko obracającego się wirnika. W tym przypadku energia kinetyczna poruszającego się płynu jest przekształcana w energię potencjalną ciśnienia. Ponieważ ESP jest pompą odśrodkową przeznaczoną do pracy w odwiertach naftowych, pociąga to za sobą szereg cech charakterystycznych tylko dla tej klasy pomp, a mianowicie: a) pompa musi mieć minimalne wymiary, ograniczone średnicą odwiertów; b) pompa musi mieć szeroki zakres wydajności i ciśnień; c) pompa jest zawieszona w pozycji pionowej i jest niedostępna w celu przeglądu i konserwacji. Głównymi elementami konstrukcyjnymi ESP są: wirnik, łopatka kierująca, wał, obudowa, stopa hydrauliczna, uszczelnienia, łożyska. Części te są niezbędnymi elementami każdej pompy odśrodkowej i są również nieodłącznym elementem ESP. Głównymi parametrami pompy są: przepływ, ciśnienie, wysokość ssania, pobór mocy oraz współczynnik wydajności (sprawność). Parametry pompy są wskazane w paszporcie, gdy pracuje ona na słodkiej wodzie. Przepływ (Q) odnosi się do objętości pompowanej cieczy przechodzącej przez rurę tłoczną pompy w jednostce czasu. Podaż wyrażana jest w metrach sześciennych na dzień. Ciśnienie (N) to różnica pomiędzy całkowitą energią właściwą na wylocie i wlocie pompy, wyrażoną w metrach słupa cieczy. Wirnik jest główną częścią roboczą pompy. Składa się z tarcz - przedniej (wzdłuż ścieżki płynu) w formie pierścienia z otworem o dużej średnicy pośrodku i tylnej - tarczy pełnej z piastą (tuleją pośrodku), przez którą przechodzi wał . Tarcze znajdują się w pewnej odległości od siebie, a pomiędzy nimi znajdują się łopatki wygięte do tyłu w kierunku obrotu koła. Koła ESP wykonane są z żeliwa stopowego lub żywicy poliamidowej. Łopatka kierująca została zaprojektowana tak, aby zmieniać przepływ płynu i przekształcać energię przy dużej prędkości w ciśnienie. Składa się z dwóch stałych tarcz z łopatkami przypominającymi łopatki wirnika, zamocowanych na stałe w korpusie pompy. Wirnik, zmontowany razem z łopatką kierującą, tworzy stopień pompy. Na każdym etapie wytwarza się ciśnienie 4...7 m. Biorąc pod uwagę, że głębokość, z której należy wydobywać olej, sięga 1,5...2 km i więcej, można łatwo obliczyć wymaganą liczbę stopni tworzących pompę, sięgającą 400 sztuk albo więcej. Zatem elektryczna pompa odśrodkowa jest wielostopniowa, a ponadto sekcyjna, ponieważ niemożliwe jest zainstalowanie takiej liczby stopni w jednej obudowie. Wał przeznaczony jest do przenoszenia obrotu na wirniki i jest cylindrycznym prętem z wpustem do mocowania wirników. Po stronie bieżnika koniec wału ma wypusty. Długość i średnica wału są regulowane przez wymiary pompy. Wał wraz z zamontowanymi na nim kołami tworzą wirnik pompy. Wał ESP pracuje w bardzo trudnych warunkach, ponieważ Przy małej średnicy (17...25 mm), ma znaczną długość (do 5000 mm) i obsługuje dużą liczbę wirników (do 300). Materiałem wałów jest stal stopowa. Podpory wału to promieniowe łożyska ślizgowe u góry i u dołu. Każde urządzenie prowadzące dokonuje krótkotrwałego odciążenia sił osiowych w kole poprzez oparcie poruszającego się koła o urządzenie i przesuwanie go po podkładce tekstolitowej. Wspornik dolnego wału został przeniesiony do zespołu bieżnika. Taka konstrukcja umożliwia równomierne przenoszenie sił osiowych na wszystkie łopatki kierujące. Na wał praktycznie oddziałuje siła od ciężaru własnego oraz siła nacisku osiowego, która w przypadku pomp seryjnych sięga 400 N (różnica sił po stronie tłocznej i ssawnej). Część siły osiowej kompensowana jest przez hydrauliczną piętę, na której wał jest „podwieszony” u góry. Pięta składa się ze stałych i obrotowych pierścieni. Wirnik zmontowany wraz z łopatkami kierującymi tworzy pakiet stopni, który po złożeniu wkładany jest do specjalnej rury – obudowy. Średnice korpusów nowoczesnych pomp wynoszą 92, 103 i 114 mm, a długość zależy od liczby zamontowanych w nich stopni. Obudowa zakończona jest u góry gwintem, za pomocą którego jest przymocowana do sznurka oraz głowicą wędkarską, która zapewnia uchwycenie pompy w momencie wpadnięcia do studni. Dno obudowy wyposażone jest w filtr oraz kołnierze przyłączeniowe umożliwiające podłączenie do kolejnej sekcji lub osłony. Czasami pompy łączone są ze swoimi elementami za pomocą szybkozłączy bagnetowych. Uszczelnienia w ESP reprezentowane są przez dławik umieszczony w dolnej części pompy, składający się z zestawu pierścieni wykonanych z wełny ołowianej z grafitem. W związku ze stworzeniem nowego zabezpieczenia hydraulicznego, funkcja uszczelnienia olejowego sprowadza się do zapobiegania przedostawaniu się zanieczyszczeń mechanicznych z pompy do osłony. Dodatkowo gwintowane części korpusu pompy wyposażone są w O-ringi. 5. Sztuczne oddziaływanie na złoże poprzez zatłaczanie wody 5.1 Teoretyczne podstawy utrzymania ciśnienia złożowego Naturalne reżimy występowania złóż ropy naftowej są krótkotrwałe. Proces zmniejszania ciśnienia w złożu przyspiesza wraz ze wzrostem wydobycia płynu ze złoża. A potem, nawet przy dobrym połączeniu złóż ropy naftowej z obwodem zasilającym, jego aktywnym wpływem na złoże, nieuchronnie zaczyna się wyczerpywanie energii złoża. Towarzyszy temu powszechny spadek dynamicznych poziomów płynów w odwiertach i w konsekwencji spadek wydobycia. Przy organizacji utrzymania ciśnienia złożowego (RPM) najtrudniejszym, nie do końca rozwiązanym problemem teoretycznym, jest osiągnięcie maksymalnego wyporu oleju ze złoża przy skutecznej kontroli i regulacji procesu. Należy pamiętać, że woda i olej różnią się właściwościami fizykochemicznymi: gęstością, lepkością, współczynnikiem napięcia powierzchniowego, zwilżalnością. Im większa różnica między wskaźnikami, tym trudniejszy jest proces wysiedlenia. Mechanizmu wypierania oleju z porowatego ośrodka nie można przedstawić za pomocą prostego przemieszczenia tłoka. Następuje tu wymieszanie środków i rozerwanie strumienia oleju oraz utworzenie oddzielnych, naprzemiennych przepływów oleju i wody, filtracja przez kapilary i pęknięcia oraz utworzenie stref stagnacji i ślepych zaułków. Współczynnik uzysku ropy ze złoża, do którego osiągnięcia powinien dążyć technolog, zależy od wszystkich powyższych czynników. Zgromadzone dotychczas materiały pozwalają ocenić wpływ każdego z nich. Znaczące miejsce w efektywności procesu utrzymania ciśnienia złożowego zajmuje rozmieszczenie odwiertów w złożu. Określają wzór zalewania, który dzieli się na kilka typów. Utrzymywanie ciśnienia złożowego, które po raz pierwszy pojawiło się w naszym kraju pod nazwą powodzi brzegowych, stało się powszechne. Dziś jest to wtórna metoda wydobycia ropy naftowej (jak ją nazywano na początku) i niezbędny warunek racjonalnego zagospodarowania złóż od pierwszych dni objęta projektami zagospodarowania przestrzennego i prowadzona na wielu polach w kraju. 5.2 Zalanie konturowe Zalanie konturowe polega na zatłaczaniu wody do studni iniekcyjnych znajdujących się poza zewnętrznym obrysem roponośnym. Jednocześnie rozwiązano kwestie najbardziej optymalnej odległości odwiertów od siebie i produkcyjnych, wartości ciśnienia zatłaczania i objętości zatłaczania. W miarę oddalania się konturu ropnego od odwiertów zatłaczających i nawodnienia pierwszego rzędu odwiertów produkcyjnych następuje przesunięcie frontu zatłaczania. Organizując utrzymanie ciśnienia w zbiorniku, po pewnym czasie rozwoju zbiornika, objętość wtłaczanej wody Qн będzie większa od objętości pobieranego płynu o ilość zapewniającą intensywny wzrost ciśnienia w zbiorniku. Konieczne jest również zapewnienie kompensacji wtryskiwanej cieczy dla różnych strat (odpływów). Kryterium prawidłowego przebiegu procesu jest wartość ciśnienia złożowego w strefie produkcyjnej, które powinno wykazywać tendencję do wzrostu lub stabilizacji. Zalanie konturowe jest skuteczne w przypadku spełnienia następujących czynników: - małych rozmiarów złoża (stosunek powierzchni złoża do obwodu konturu roponośnego wynosi 1,5...1,75 km); - formacja jest jednorodna i ma dobre właściwości zbiornikowe pod względem grubości i powierzchni; - studnie zatłaczające zlokalizowane będą w odległości 300...800 m od obrysu roponośnego, co zapewni bardziej równomierny postęp frontu wodnego i zapobiegnie tworzeniu się jęzorów powodziowych; - istnieje dobre połączenie hydrodynamiczne pomiędzy strefą ekstrakcji i strefą wtrysku. Do wad zalewania konturowego zalicza się: - duże straty zatłaczanej wody na skutek jej wycieku w kierunku przeciwnym do obszaru zatłaczania, co prowadzi do dodatkowych kosztów energii; - oddalenie linii zatłaczania od strefy ekstrakcji, co wymaga znacznych nakładów energii na pokrycie strat; - powolna reakcja frontu ekstrakcji na zmiany warunków na linii wtrysku; - konieczność budowy dużej liczby studni zatłaczających; Zwiększająca się w trakcie rozwoju odległość studni zatłaczających od głównych obiektów zatłaczających zwiększa koszt systemu. Rodzajem zalewania krawędziowego jest zalewanie krawędziowe, w którym odwierty zatłaczające zlokalizowane są w pobliżu odwiertów produkcyjnych lub pomiędzy zewnętrznym i wewnętrznym konturem roponośnym. Stosuje się go, gdy hydrodynamiczne połączenie formacji z obszarem zewnętrznym jest słabe i gdy wielkość złoża jest niewielka. 5.3 Zalanie wewnątrzobiegowe Ta metoda zatłaczania ciśnieniowego złożowego polega na zatłaczaniu wody bezpośrednio do strefy naftowej, organizowaniu jednego lub kilku rzędów odwiertów zatłaczających w środku złoża i dzięki temu podziale złoża na odrębne sekcje-bloki, które są opracowywane niezależnie. Cięcie można wykonać na paski, pierścienie itp. Opłacalność tej metody zalewania wodą jest oczywista: wydajność układu wzrasta poprzez eliminację wypływu cieczy i przybliżenie czoła wtrysku do czoła ekstrakcji. Rodzaje zalań wewnątrzobiegowych to: obszarowe, ogniskowe, selektywne, blokowe. Zalanie terenu polega na umieszczeniu studni iniekcyjnych na terenie pola według jednego ze schematów. Zalewanie terenowe organizuje się zazwyczaj w późnej fazie zagospodarowania pola, kiedy rozpoczyna się intensywne nawadnianie złoża, a inne metody zalewania nie dają efektu.Studnie zatłaczające rozmieszczone są na siatce geometrycznej: pięcio-, siedmio-, dziewięciopunktowej. Jednocześnie na jeden odwiert zatłaczania przypada jeden odwiert wydobywczy w układzie pięciopunktowym, dwa w układzie siedmiopunktowym i trzy w układzie dziewięciopunktowym. Ogniskowe zalanie wodą można schematycznie przedstawić w postaci jednego lub kilku studni zatłaczających zlokalizowanych w centrum zbiornika oraz szeregu studni produkcyjnych na obrzeżach. Ta metoda zalewania jest typowa dla osadów małopowierzchniowych, zlokalizowanych (soczewki, strefy zastoju). Zalewanie selektywne służy do wypierania ropy z pojedynczych, słabo osuszonych formacji, które są niejednorodne wzdłuż uderzenia. Aby z niego skorzystać, wymagane są informacje o charakterystyce sekcji, zakłóceniach i powiązaniach formacji produkcyjnej z innymi. Dane takie mogą być dostępne po pewnym czasie zagospodarowania zbiornika, dlatego też w późnym etapie zagospodarowania stosuje się selektywne zalewanie. Zalanie blokowe polega na pocięciu zbiornika na osobne części i obrysowaniu każdej z nich studniami zatłaczającymi. Wewnątrz każdego bloku wiercone są studnie produkcyjne, których liczbę i kolejność lokalizacji ustala się na podstawie obliczeń. Zalanie blokowe pozwala na natychmiastowe oddanie pola do zagospodarowania, zanim zostanie ono w pełni rozpoznane, a tym samym skraca czas zagospodarowania. Jest to skuteczne w przypadku dużych złóż. Do istniejących wad układu utrzymywania ciśnienia złożowego metodą wtrysku wody można zaliczyć: 1) stopniowe nawadnianie pola dużą ilością nieodzyskiwanej ropy: np. gdy formację D1 nawadniano w 97%, odsetek wydobytej ropy wynosił 54 i ogólnie dla obszaru Tuymazinsky - 15% (dane z 1 stycznia 1988 r.); 2) niskie właściwości myjące wody zatłaczanej do zbiornika; 3) duża liczba powikłań spowodowanych cofaniem się do złoża wody ze złóż wraz z ropą, wyrażająca się w postaci niszczenia rurociągów wodociągowych, zasolenia źródeł wody pitnej i zaburzenia równowagi ekologicznej. Udoskonalanie PPD odbywa się w następujących obszarach: 1) opracowywanie nowych płynów procesowych lub dodatków do wody, które poprawiają jej właściwości myjące i są mniej agresywne w stosunku do sprzętu i przyrody; 2) rozwój niezawodnej kontroli ruchu płynu w formacji; 3) opracowanie metody regulacji przepływów filtracyjnych w formacji i eliminowania powstawania stref ślepych i niezabudowanych. Według danych z 1983 r. na 260 polach wykorzystuje się zalewanie wodą, dzięki czemu wydobywa się 90% całej ropy. RPM projektuje się na początku zagospodarowania większości pól naftowych. RPM został opracowany w formie zalewania niestacjonarnego (w odróżnieniu od zalewania stacjonarnego - stała objętość i kierunek przepływów wtryskiwanej cieczy w czasie) oraz zalewania cyklicznego, polegającego na zmianie kierunku przepływów i objętości wtryskiwanej i produkowanej cieczy . 5.4 Charakterystyka wody zatłaczanej do zbiornika Obecnie do utrzymania ciśnienia w zbiorniku wykorzystuje się kilka rodzajów wody, które są zdeterminowane lokalnymi warunkami. Jest to woda słodka wydobywana ze specjalnych studni artezyjskich lub podkanałowych, woda z rzek lub innych otwartych źródeł wody, woda z warstw wodonośnych występujących w części geologicznej złoża, woda złożowa oddzielona od ropy naftowej w wyniku jej przygotowania. Wszystkie te wody różnią się od siebie właściwościami fizyko-chemicznymi, a co za tym idzie, skutecznością oddziaływania na formację nie tylko w celu zwiększenia ciśnienia, ale także zwiększenia wydobycia ropy. Głównymi wskaźnikami jakości wód umożliwiającymi ich wykorzystanie są: 1) zawartość cząstek zawieszonych: oceniana na podstawie charakterystyki zalewowej formacji i regulowana wartością 40...50 mg/l oraz wielkością 5.. .10 mikronów; 2) zawartość tlenu – do 1,0 mg/l; 3) zawartość żelaza – do 0,5 mg/l; 4) stężenie jonów wodorowych (pH) – 8,5...9,5; 5) zawartość oleju – do 30 mg/l. Dane te opierają się na doświadczeniach w zakresie utrzymywania ciśnienia na polu Tuymazinskoye i należy je zweryfikować przy organizowaniu utrzymania ciśnienia na innych obszarach. Na polu Tuymazinskoye przetestowano chemiczne oczyszczanie słodkiej wody w celu usunięcia z niej soli i zawieszonych cząstek. Następnie zarzucono wiele procesów uzdatniania wody, uznając je za nieuzasadnione. Jeżeli jednak dla tego pola, które charakteryzuje się dużą porowatością i przepuszczalnością utworów, odmowa przygotowania wody przy użyciu powyższej technologii nie spowodowała znaczących komplikacji w pracy układu, to dla innych obszarów mogłaby być nie do zaakceptowania. Następnie rozpoczęto zatłaczanie wody złożowej, co wymagało własnego podejścia. Wody zbiornikowe charakteryzują się dużą zawartością soli, zanieczyszczeń mechanicznych, oleju rozproszonego oraz wysoką kwasowością. Zatem woda z formacji D1 pola naftowego Tuymazinsky należy do silnie zmineralizowanych solanek typu chlorku wapnia o gęstości 1040...1190 kg/m3. o zawartości soli do 300 kg/m3. (300 g/l). Napięcie powierzchniowe wody na granicy faz z olejem wynosi 5,5...19,4 dyn/cm, zawartość cząstek zawieszonych do 100 mg/l, skład granulometryczny substancji zawieszonych charakteryzuje się przewagą zawartości cząstek do 2 mikronów (ponad 50% wagowo). W procesie oddzielania od oleju wody złożowe miesza się z wodą słodką, demulgatorami, a także z wodą technologiczną z zakładów uzdatniania ropy. To właśnie ta woda, zwana ściekami, jest pompowana do zbiornika. Cechą charakterystyczną ścieków jest zawartość produktów naftowych (do 100 g/l), gazów węglowodorowych do 110 l/m3, cząstek zawieszonych do 100 mg/l. Zatłaczanie takiej wody do zbiornika nie może odbywać się bez oczyszczenia do wymaganych standardów, które ustalane są na podstawie wyników zatłaczania pilotażowego. 5.5.Schemat technologiczny utrzymania ciśnienia zatłaczania Schemat technologiczny utrzymania ciśnienia zatłaczania wyznacza projekt zagospodarowania pola naftowego, a przede wszystkim liczba i lokalizacja odwiertów zatłaczania. Można wyróżnić następujące podstawowe układy ciśnieniowe zatłaczania: a) układ autonomiczny, gdy instalacja zatłaczania (przepompownia) obsługuje jedną studnię zatłaczania i jest zlokalizowana w jej bliskiej odległości; b) system scentralizowany, gdy przepompownia zapewnia zatłaczanie środka do grupy studni położonych w znacznej odległości od przepompowni. Z kolei scentralizowany system PPD dzieli się na grupowy i promieniowy. W przypadku systemu grupowego jeden rurociąg zatłaczający zasila kilka odwiertów: odmianą systemu grupowego jest wykorzystanie punktów dystrybucyjnych (DP), w tym przypadku grupa odwiertów jest podłączona bezpośrednio do DP. W przypadku systemu promieniowego oddzielny rurociąg wody zatłaczającej jest doprowadzany z przepompowni do każdej studni zatłaczającej. System autonomiczny obejmuje obiekt ujęcia wody, przepompownię, pompownię wtryskową i studnię zatłaczającą. Źródłem zaopatrzenia w wodę jest obiekt ujęcia wody: woda jest tu pobierana w celu zatłoczenia do zbiornika. Ujęcia wody dzielą się na: a) podkanałowe; b) otwarte. W ujęciach podkanałowych wzdłuż koryt rzek wierci się do poziomu wodonośnego studnie podkanałowe o głębokości 12...15 m i średnicy 300 mm. Wodę podnosi się za pomocą pompy artezyjskiej lub elektrycznej opuszczanej do studni. W ujęciach syfonowych woda wypompowywana jest ze studni pod wpływem podciśnienia wytworzonego przez specjalne pompy próżniowe w kotle próżniowym, a dopływająca do nich woda jest odpompowywana pompami do przepompowni P podnośnika i zatłaczania. W otwartych ujęciach wody zespół pompujący instaluje się w pobliżu źródła wody i pompuje z niego wodę do miejsca zatłaczania. Można zastosować przepompownie naziemne z pompami umieszczonymi poniżej poziomu rzeki. W ostatnich latach coraz większą część wody zatłaczanej do zbiornika zajmują ścieki, które poddawane są oczyszczaniu w specjalnych obiektach i odpompowywane do zatłaczań. Scentralizowany system wtryskiwania obejmuje ujęcie wody, drugą pompownię, pompownię klastrową zatłaczającą oraz studnie zatłaczające. Przepompownia klastrowa (PSS) to specjalna konstrukcja wykonana z betonu lub cegły, w której mieszczą się urządzenia pompujące i energetyczne, rurociągi technologiczne, urządzenia rozruchowe i sterujące. W ostatnich latach rozpowszechniły się bloki NCS, które są produkowane w fabrykach w postaci oddzielnych bloków i dostarczane na miejsce instalacji w postaci zmontowanej. 5.6 Naziemne przepompownie klastrowe Charakterystyka techniczna przepompowni klastrowej zależy od następujących czynników: a) całkowitego zatłaczania studni zatłaczających, które tworzą ogólną wydajność przepompowni: b) ciśnienia zatłaczania (ciśnienia, przy którym studnie zatłaczające otrzymują określoną objętość wody plus straty tarcia, lokalny opór w celu pokonania różnicy wysokości geometrycznych); c) liczbę podłączonych studni zatłaczających, ustaloną na podstawie wymiarów przepompowni. Na dwie pracujące pompy należy mieć jedną rezerwową. Przemysł opanował produkcję przepompowni blokowych (BKNS). W tym przypadku montaż głównych urządzeń technologicznych, rurociągów i wyposażenia odbywa się w fabrykach w oddzielnych blokach, a w miejscu instalacji bloki są montowane i powiązane z istniejącą komunikacją. Dzięki temu czas montażu przepompowni skraca się do 55 dni, a koszt prac budowlano-montażowych zmniejsza się o 80%. Stacjonarna przepompownia budowana jest przez 280 dni. BKNS składa się z następujących bloków: a) bloku pompowego (w zależności od liczby agregatów pompowych może zajmować do 4 bloków); b) zespół urządzeń elektrycznych niskiego napięcia; c) jednostka sterująca; d) blok rozdzielczy; e) blok grzebieniowy ciśnieniowy (liczba bloków zależy od liczby dołków). Każde urządzenie jest montowane na metalowej ramie i transportowane na miejsce montażu na przyczepach lub koleją. 5.7. Podziemne przepompownie klastrowe Podziemne przepompownie klastrowe to elektryczne pompy odśrodkowe dużej wydajności UESP (elektryczne instalacje odśrodkowe utrzymujące ciśnienie w zbiorniku). Można je opuścić do studni artezyjskich i jednocześnie wydobywać wodę i pompować ją do zbiornika. UEDS działa według tego schematu na polach wschodniej Syberii. Ponieważ średnica ECSP przekracza średnicę konwencjonalnych studni produkcyjnych, ich zastosowanie wymaga budowy specjalnych studni. Na polach Baszkortostanu i Tatarstanu ECSP stosuje się w specjalnych dołach (głębokość do 30 m, średnica 700 mm), do których woda dostarczana jest z ujęć wodnych. Tutaj do utrzymania ciśnienia złożowego służą seryjne elektrofiltry, które można umieścić w wykopie lub w zwykłej studni, zablokowanej na głębokości 30...40 m mostem cementowym. W tym przypadku woda jest dostarczana do pierścienia lub wydobywana z warstwy wodonośnej tej studni. ESP mają ograniczone zastosowanie do jednoczesnej produkcji i wtryskiwania wody do jednego odwiertu. 5.8. Oczyszczanie ścieków Obecnie, w celu ograniczenia zużycia wody słodkiej i wykorzystania powstałej wody złożowej, powszechnie stosuje się wykorzystanie ścieków do celów utrzymania ciśnienia. Wodę należy poddać wstępnej obróbce w celu usunięcia zanieczyszczeń mechanicznych (do 3 mg/l) i produktów naftowych (do 25 mg/l). Najpowszechniej stosowaną metodą czyszczenia jest separacja grawitacyjna komponentów w zbiornikach. W tym przypadku stosowany jest schemat zamknięty. Ścieki zawierające produkty naftowe do 500 tys. mg/l i ciała stałe do 1000 mg/l dostają się do osadników od góry. Znajdująca się w górnej części warstwa oleju pełni rolę swego rodzaju filtra i poprawia jakość oczyszczania wody z oleju. Zanieczyszczenia mechaniczne osiadają i w miarę gromadzenia się są usuwane ze zbiornika. Ze zbiornika woda przepływa do filtra ciśnieniowego. Następnie do rurociągu doprowadzany jest inhibitor korozji, a woda jest wypompowywana do przepompowni. Pionowe zbiorniki stalowe służą do gromadzenia i osadzania wody. Powłoki antykorozyjne nakładane są na wewnętrzną powierzchnię zbiorników w celu zabezpieczenia ich przed działaniem wód złożowych. 5.9. Projektowanie studni zatłaczających W większości przypadków studnie zatłaczające nie różnią się konstrukcją od studni produkcyjnych. Ponadto pewna liczba studni produkcyjnych, które znajdują się w strefie wodonośnej lub poza nią, zostaje przeniesiona do kategorii zatłaczania. W przypadku powodzi wewnątrzobiegowych i obszarowych przeniesienie studni produkcyjnych w celu zatłaczania wody uważa się za normalne. Istniejące projekty studni zatłaczających obejmują pompowanie wody rurami opuszczanymi za pomocą pakera i kotwy. Przestrzeń nad pakerem należy wypełnić cieczą neutralną dla metalu (może być również olejem). Twarz musi posiadać filtr o wystarczającej grubości, aby zapewnić wtłaczanie planowanej objętości wody, studzienkę o głębokości co najmniej 20 m do gromadzenia zawiesin mechanicznych. Zaleca się stosowanie filtrów wtykowych (wymiennych), które można okresowo wyjąć ze studzienek i oczyścić. Armatura głowicy studni zatłaczającej przeznaczona jest do dostarczania i regulacji ilości wody do studni, wykonywania różnych operacji technologicznych płukania, zagospodarowywania, oczyszczania itp. Najpopularniejszymi zaworami typu na polach regionów wschodnich są 1ANL-60-200. Armatura składa się z kołnierza kolumny zamontowanego na obudowie, krzyża służącego do połączenia z pierścieniem, szpuli, na której zawieszona jest rurka oraz trójnika doprowadzającego wtryskiwany płyn do studni. Paker służy do izolowania poszczególnych odcinków odwiertu. Powszechnie stosowane są pakery o działaniu mechanicznym lub hydromechanicznym, zaprojektowane na spadek ciśnienia do 70 MPa. Paker jest opuszczany do studni jednocześnie z kotwicą. Przeznaczenie i konstrukcja pakera i kotwy nie różnią się zasadniczo od tych stosowanych w produkcji studni przepływowych. 5.10. Zagospodarowanie odwiertów zatłaczających Zagospodarowanie odwiertów zatłaczających to zespół działań związanych z oddaniem ich do eksploatacji. W większości są to działania podejmowane w przypadku studni produkcyjnych: oczyszczenie strefy dennej formacji z roztworu iłu wprowadzonego w procesie wiercenia, tworzącego sieć spękań. Jednak w przypadku odwiertów wprowadzanych do zatłaczania z odwiertów naftowych, które działały przez długi czas, pojawia się szereg specyficznych trudności. Przyjrzyjmy się niektórym rodzajom rozwoju. Wymaz jest najprostszym i najskuteczniejszym sposobem opracowania studzienek. Polega na opuszczeniu tłoka do studni z zaworem, który otwiera się, gdy tłok porusza się w dół i zamyka, gdy tłok się podnosi. W tym przypadku tłok unosi znajdującą się nad nim kolumnę cieczy, która może sięgać setek metrów (według BashNIPIneft - 300 m). W rezultacie następuje gwałtowny spadek ciśnienia podczas tworzenia się i uwalniania cieczy z zawiesinami mechanicznymi z niej z dużą prędkością. Efekt można wzmocnić stosując paker: spadek w tym przypadku może sięgać 500 m. Jednak przy przecieraniu nie można wykluczyć przypadków dobrego spływu, a uszczelnienie głowicy również jest trudne. Hydroswabbing to metoda polegająca na naprzemiennych cyklach wtłaczania wody do złoża i jego zakończeniu z wypuszczeniem na powierzchnię określonej porcji cieczy ze złoża zawierającej obce zanieczyszczenia. Skuteczność metody polega na wytworzeniu zagłębienia w złożu poprzez gwałtowne otwarcie zaworu na głowicy odwiertu. Oczyszczanie kwasem jest szeroko stosowane w celu oczyszczenia strefy dennej studni wierconej z roztworu gliny. W tym celu stosuje się kwas solny (HCl), siarkowy (H2SO4), fluorowodorowy (HF) i inne kwasy. Jeśli skały roponośne składają się z wapieni i dolomitów, wówczas do takich formacji zaleca się kwas solny. Chlorek wapnia i chlorek magnezu to substancje dobrze rozpuszczalne w wodzie, dwutlenek węgla rozpuszcza się w wodzie pod ciśnieniem powyżej 7,6 MPa lub jest odprowadzany z odwiertu w postaci gazowej. Zbiorniki terygeniczne (piaskowce, mułowce) są skutecznie narażone na działanie kwasu fluorowodorowego (HF): Obecność węglanów i iłów w zbiornikach terygenicznych spowalnia proces narażenia na kwas fluorowodorowy, dlatego w tych przypadkach stosuje się kwasy solny i fluorowodorowy - kwasy ilaste ( HF – 4%, HCI – 8%). Stosowane są również inne kwasy. Zagospodarowanie odwiertu po wierceniu, niezależnie od tego, czy jest to odwiert produkcyjny czy zatłaczający, ma jeden wspólny cel – oczyszczenie strefy dennej formacji z roztworu iłu wprowadzonego do niej w procesie wiercenia. Na uwagę zasługują prace przy zagospodarowaniu odwiertów do zatłaczania, które wcześniej pełniły funkcję odwiertów produkcyjnych. Specyfika rozwoju takich odwiertów polega na tym, że wpływ na nie kwasu nie prowadzi do efektu ze względu na niezawodne pokrycie porów formacji produkcyjnej filmem olejowym. Do opracowania takich złóż zaproponowaliśmy technologię polegającą na wstępnym wstrzyknięciu do złoża rozpuszczalnika, przetrzymaniu go przez 2...5 godzin i późniejszym przepłukaniu odwiertu. 5.11. Zatłaczanie gazu do złoża Metoda może być skuteczna, jeżeli w części produkcyjnej występują międzywarstwy, warstwy, soczewki lub strefy gliny, które pod wpływem wody pęcznieją i zmniejszają przepuszczalność. W takim przypadku należy mieć na uwadze, że: a) energochłonność zatłaczania gazu będzie znacznie większa ze względu na jego mniejszą gęstość w porównaniu do wody (7...15 razy) i konieczność wytworzenia ciśnienia na głowicy odwiertu równe ciśnieniu w dnie otworu. b) gaz jest substancją ściśliwą, w związku z czym każdorazowo podczas przestojów i napraw konieczne będzie sprężenie gazu wypełniającego odwiert do wartości Pzab. Zapotrzebowanie na dobowy zatłaczanie gazu V można określić następująco: V = Vн + Vв + Vг Tutaj Vн, Vв, Vг – objętości wydobytej ropy, wody, gazu, zredukowane do warunków złożowych. Odpowiednio, w ciągu doby, ze względu na różne ubytki gazu (nieszczelności, absorpcję), objętość wtryskiwanego gazu Vload powinna być n razy większa od obliczonej: Vload=n*V n = 1,5...1,20. Podczas pompowania gazu konieczne jest dokładne monitorowanie zarówno integralności gazociągów lądowych, jak i równomiernego przepływu gazu w formacji. Najczęstszym powikłaniem w tym systemie są przedostawania się gazu do odwiertów produkcyjnych przez warstwy wysoce przepuszczalne. 5.12 Wtrysk chłodziwa Wiadomo, że wzrost temperatury prowadzi do zmniejszenia lepkości, a co za tym idzie, ruchliwości oleju. W tym sensie wydobycie ropy o lepkości setek i tysięcy MPa-s poprzez podniesienie temperatury złoża może być najbardziej akceptowalną metodą. Należy również mieć na uwadze, że nawet na całkowicie zamożnych polach zatłaczanie ogromnych ilości zimnej wody w celu utrzymania ciśnienia złożowego prowadzi do stopniowego ochłodzenia złoża, wytrącenia się w nim parafiny, zagęszczenia ropy i spadku jej Mobilność. Pogarsza to proces odzyskiwania oleju i ostatecznie zmniejsza jego odzysk. Tym samym dla eksploatowanych od 30...40 lat złóż Zybza-Głuboki, Jar, Chołmskoje i północno-ukraińskie aktualny współczynnik uzysku ropy (EOF) nie przekracza 0,1. Aby rozwijać takie dziedziny, w kraju utworzono stowarzyszenie naukowo-produkcyjne Soyuztermneft. Badania Instytutu KrasnodarNIPIneft wykazały, że przy pompowaniu gorącej wody można zwiększyć współczynnik odzysku oleju: przy temperaturze zatłaczanej wody 30°C – do 0,432, przy 100°C – do 0,745, przy 200°C – do góry do 0,783. Wraz ze wzrostem temperatury napięcie powierzchniowe ropy na granicy z wodą złożową maleje: w temperaturze T – 20°C napięcie powierzchniowe wynosi 6,05 erg/cm2, w temperaturze 60°C – 2,34 erg/cm2. Ustalono, że najlepszą wydajność osiąga się przy pompowaniu pary CCW – 86,3%, gorącej wody – 78,31%, gorącego powietrza – 46,24%. 5.13. Wstrzykiwanie gorącej wody Metoda jest stosunkowo łatwa w wykonaniu. Podczas zatłaczania w zbiorniku tworzą się dwie strefy: strefa z temperaturą zasilania i strefa z początkową temperaturą zbiornika. To właśnie w pierwszej strefie zachodzi efektywny proces wypierania: zmniejsza się lepkość, zwiększa się objętość oleju i jego ruchliwość, a siły molekularno-powierzchniowe ulegają osłabieniu. Prowadzi to do wzrostu CNC. Obliczenia technologiczne związane z zatłaczaniem gorącej wody przeprowadza się w następującej kolejności. Promień oddziaływania termicznego po znanym czasie t wyznacza się z równania: gdzie a jest średnim współczynnikiem dyfuzyjności cieplnej skał otaczających odwiert zatłaczający, m2/h; t – czas, h (a=3,077 10-3 m2/m). 5.14. Wtłaczanie pary Po wtłoczeniu pary do formacji powstają trzy strefy: pierwsza strefa, nasycona parą, której temperatura zależy od ciśnienia panującego w tej strefie; druga to strefa gorącego kondensatu (wody), w którym obniża się ona od temperatury pary nasyconej do początkowej temperatury złoża; trzecia to strefa nie podlegająca wpływom termicznym, w której temperatura jest równa temperaturze formowania. Wtrysk pary powoduje wzrost CNO w porównaniu do gorącej wody na skutek niższych sił kapilarnych, ze względu na wyższą temperaturę pary, jej większą zwilżalność i ruchliwość. Mechanizm wypierania oleju jest podobny do wypierania podczas wtryskiwania gorącej wody. Jako przykład rozważmy oddziaływanie pary termicznej (STI) na formację na polu Ocha (Sachalin), które charakteryzuje się następującymi danymi: aktualny współczynnik uzysku ropy przed TST – 20%, warstwy – piasek cementowy, ropa naftowa - miąższość nasycona 22...36 m, głębokość 100...950 m, porowatość 27%, przepuszczalność - 1500 mD, gęstość 0,92...0,95 g/cm3, lepkość - 2000 MPa-s. W 1968 roku uruchomiono PTV ze zużyciem pary na poziomie 2 tys. ton, w ciągu 8 lat wydajność oleju wzrosła do 52%, produkcja ropy wzrosła ze 147,4 tys. ton do 250 tys. ton, a wielkość wtrysku pary ze 156 tys. ton do 750 tysięcy ton rocznie. IPT jest obecnie prowadzone na polach Katangli (Sachalin), Yaregskoye (Komi), Chorasany (Azerbejdżan) i innych. Skuteczność metody została udowodniona. Obecnie opracowywane są nowe odmiany tej metody - cykliczny wtrysk pary, wtrysk wody o wysokiej temperaturze (T = 320...340°C przy ciśnieniu 16...22 MPa) i inne. Obecnie na terenie WNP znajduje się kilkaset złóż olejów o wysokiej lepkości, z których 50% zostało zlikwidowanych. ORF na takich depozytach nie przekracza 15%. 5.15.Tworzenie ruchomego źródła spalania in-situ Wtryskiwanie chłodziw wiąże się z dużymi stratami ciepła w komunikacji naziemnej. Zatem w rurociągach powierzchniowych pary na każde 100 m rurociągu traci się 0,35...3,5 mln kJ/dobę, a w studni - 1,7 mln kJ/dobę na każde 100 m długości rurociągu. Dlatego też źródło ciepła zlokalizowane bezpośrednio w formacji wydaje się bardziej efektywne. Takie źródło jest źródłem spalania in-situ. Metoda jest następująca. Na dnie odwiertu zatłaczającego za pomocą palników o różnej konstrukcji wytwarza się wysoka temperatura, która powoduje zapalenie oleju w formacji. Aby podtrzymać spalanie, do formacji doprowadza się utleniacz – powietrze lub mieszaninę zawierającą tlen – przez tę samą studnię w ilościach zapewniających spalanie. Spalanie oleju powoduje wzrost temperatury do 400°C i usprawnia proces wypierania oleju. Fakt spalania jest reprezentowany przez kilka stref, tj. Podczas spalania in situ (IG) działają jednocześnie wszystkie znane metody oddziaływania na powstawanie: gorąca woda, para, rozpuszczalnik, gazy z lekkich węglowodorów. W ten sposób przedstawiony jest fizyczny proces spalania. Po podpaleniu w formacji następuje proces termicznej destylacji ropy naftowej, której produkty – pozostałości oleju koksopodobnego – stanowią paliwo podtrzymujące ośrodek spalania. Strefa spalania przesuwa się od studni wtryskowej do wewnątrz w kierunku promieniowym. Powstały front cieplny o temperaturze 450...500°C powoduje w formacji następujące procesy. 1. Przejście składników oleju lekkiego do fazy gazowej. 2. Rozszczepianie (kraking) niektórych węglowodorów. 3. Spalanie pozostałości koksopodobnych. 4. Topienie parafiny i asfaltenów w porach skały. 5. Przejście wody plateau w fazę parową znajdującą się przed frontem. 6. Zmniejszenie lepkości oleju przed frontem i wymieszanie uwolnionych lekkich frakcji oleju i gazów z masą. 7. Kondensacja produktów destylacji ropy naftowej i utworzenie ruchomej strefy zwiększonego nasycenia oleju przed frontem spalania. 8. Tworzenie się suchej, spalonej masy porowatej skały za frontem spalania. W formacji tworzy się kilka stref: I – strefa spalona ze śladami niespalonego oleju lub koksu; II – strefa spalania, w której maksymalna temperatura sięga 300...500°C; III – strefa odparowania, w której olej jest destylowany na frakcje i krakowany, a wody powstające i towarzyszące zamieniane są w parę wodną; IV – strefa kondensacji, w której następuje kondensacja węglowodorów i par, ropa i woda wypychane są do odwiertów wydobywczych przez gazy powstałe w wyniku spalania CO2, CO, N; V – strefa zwiększonego nasycenia; VI – strefa zwiększonego nasycenia olejem, do której przedostaje się olej z poprzednich stref, temperatura w tej strefie jest zbliżona do pierwotnej; VII – strefa niezakłócona, w której temperatura złoża utrzymuje się na poziomie początkowym. Prace eksperymentalne pozwoliły ustalić następujące dane ilościowe: 1) do spalania zużywa się do 15% zasobów ropy złożowej; 2) spalanie odbywa się w temperaturze około 375°C, co wymaga zużycia 20...40 kg koksu na 1 metr sześcienny. rasy; 3) do spalenia 1 kg koksu potrzeba 11,3 metrów sześciennych. powietrze o współczynniku wykorzystania 0,7...0,9. Na przykład do złóż Pawlon Góra wpompowano 600 tysięcy metrów sześciennych w ciągu 66 dni. powietrze. Bilans materiałowy procesu VG przedstawia się następująco: In = Ind + Ing + Iug gdzie In oznacza ilość oleju przed procesem; Ind to ilość ropy naftowej powstałej w wyniku gazów węglowodorowych; Ing – ilość spalonego oleju; Iug to ilość ropy naftowej przekształcona w gaz węglowodorowy. 5.16. Zatłaczanie dwutlenku węgla Dwutlenek węgla CO2 zatłaczany do formacji w postaci ciekłej, mieszając się z ropą, zmniejsza jej lepkość, zwiększa mobilność, zmniejsza napięcie powierzchniowe na granicy „ropa-skała”. Ciekły dwutlenek węgla wydobywa z ropy lekkie frakcje, tworząc szyb, który aktywnie oddziałuje na mieszaniny skalne CO2 i węglowodorów oraz umożliwia lepsze wymywanie ropy ze złoża. Stwierdzono również chemiczne oddziaływanie CO ze skałą, prowadzące do zwiększenia jej przepuszczalności. Według BashNIPIneft odzysk oleju zauważalnie wzrasta po zastosowaniu CO o stężeniu 4...5% (wagowo). Właściwości CO2: gaz bezbarwny, gęstość względna 1,529 kg/m3, temperatura krytyczna 31,1 CO2; ciśnienie krytyczne 7,29 MPa; gęstość 468 kg/kostka/m; w temperaturze T = 20°C P = 5,85 MPa zamienia się w bezbarwną ciecz o gęstości 770 kg/m3. Dobrze rozpuszcza się w wodzie i oleju, zmniejszając swoją lepkość o 10...500%. Obecnie wdrożono kilka schematów technologicznych zatłaczania dwutlenku węgla do złoża. Oto kilka z nich: wtrysk wody gazowanej, wtrysk dwutlenku węgla, utworzenie obręczy CO, a następnie wyparcie przez wodę, węglowodory lub ich mieszaninę. Według danych badawczych, odzysk oleju przy zastosowaniu dwutlenku węgla znacznie wzrasta, gdy ślimak zwiększa się do 10% objętości porów formacji. Źródłami CO2 są przetworzone gazy z instalacji cieplnych (11...13%), produkty uboczne przemysłu chemicznego (do 99%) oraz złoża gazu naftowego (do 20%). Po raz pierwszy zastrzyk CO2 przeprowadzono w rejonie Aleksandrovskaya na polu Tuymazinsky w 1967 r. Według stanu na 1 stycznia 1975 r. do zbiornika wtłoczono 252,5 tys. Metrów sześciennych. woda gazowana o stężeniu CO2 1,7%. Zużyto 4,1 tys. ton. dwutlenek węgla. Ustalono, że pokrycie zbiornika przez zalanie wodą zwiększa moc o 30%, zatłaczanie zwiększa się o 10...40%. Powrót dwutlenku węgla w postaci wytworzonej cieczy wyniósł 238,8 ton (5,7% tego, co wpompowano do złoża). Na wielu polach w USA trwają zakrojone na szeroką skalę prace związane z zatłaczaniem CO2. I tak na polu Ford-Jeraldine od 1981 r. zatłaczany jest CO2 w ilości 570 tys. metrów sześciennych dziennie przez 98 szybów naftowych rozmieszczonych w pięciopunktowej siatce. Ropę wydobywa się ze 154 odwiertów. Charakterystyka pola: głębokość złoża 815 m, porowatość 23%, miąższość 7 m, przepuszczalność 64-10 m2, lepkość oleju 1,4 MPa-s, gęstość 815 kg/m3, temperatura złoża 28°C. Ciśnienie wtrysku wynosi 13,6 MPa, koszt CO2 wynosi 46..53 dolarów za 1000 metrów sześciennych. Efektywność wykorzystania CO2 ocenia się na podstawie dodatkowo wydobytej ropy naftowej, której wartość jest różna dla różnych regionów i wynosi do 12% początkowych zasobów geologicznych. 5.17. Sprzęt do realizacji technologii Wtłaczanie gazu do złoża odbywa się za pomocą sprężarek wysokociśnieniowych. W szczególności przemysł produkuje do tych celów autonomiczne tłocznie KS-550, a także sprężarki z silnikami gazowymi 10-GKM1-125 o natężeniu przepływu 24 000 metrów sześciennych na godzinę i ciśnieniu tłoczenia 12,5 MPa. Inne standardowe rozmiary można wybrać w zależności od warunków. Jedną z podstawowych cech pompowania chłodziwa do formacji jest konieczność dostarczenia na dno odwiertu i wprowadzenia w złożu chłodziwa o wysokiej temperaturze, która może oddziaływać nie tylko na ropę, ale także na skałę w celu oddzielenia się od niej To komponenty posiadające wysokie właściwości adhezyjne. Dlatego też sprzęt używany do tego celu musi spełniać szereg wymagań, z których najważniejsze to: a) zdolność do wytwarzania obliczonych objętości chłodziwa (pary) przez długi czas; b) dostarczenie chłodziwa na dno z jak najmniejszymi stratami. System uzdatniania pary składa się z następujących elementów: jednostka uzdatniania wody; jednostka wytwarzająca parę; jednostka przygotowania pary przed wtłoczeniem do studni. Oddziaływanie ruchomego źródła spalania (MFC) na powstawanie powoduje powstanie źródła spalania na dnie otworu zatłaczającego i jego późniejsze przemieszczanie się do otworu produkcyjnego. W tym celu przemysł krajowy produkuje sprzęt taki jak OVG-1m, OVG-2, OVG-3, OVG-4, opracowany w TatNIIneftemash. Schemat procesu jest następujący: Sprężarki niskociśnieniowe dostarczają powietrze do sprężarek wysokociśnieniowych, które pompują je do złoża. Inicjacja (zapłon) spalania odbywa się za pomocą grzejników elektrycznych opuszczanych do studni na linii kablowej. W zestawie instalacyjnym znajduje się jednostka pomiarowo-sterująca przeznaczona do podłączenia 8 studni. Wstrzykiwanie tlenku węgla wymaga specjalnej technologii i sprzętu. Biorąc pod uwagę specyfikę CO2 (jego stan skupienia zależy od ciśnienia i temperatury), pompowanie można prowadzić w stanie gazowym (temperatura krytyczna powyżej 31°C i ciśnienie 7,29 MPa) lub ciekłym (temperatura minus 15... 40°C, ciśnienie 2,5 MPa). Osobliwością wtryskiwania tlenku węgla jest również to, że po rozpuszczeniu w wodzie tworzy dwutlenek węgla, który jest silnie żrący dla sprzętu. Czynniki te należy uwzględnić przy projektowaniu zagospodarowania terenu. Wybór środków pompujących zależy od stanu skupienia CO2; do gazów - sprężarki, do cieczy - pompy. 5.18 Stosowanie roztworów micelarnych Roztwory micelarne to mieszanina rozproszonych w sobie cieczy, np. węglowodorów w wodzie, oleju w wodzie itp. Zwiększony odzysk oleju przy zastosowaniu roztworów micelarnych (MCS) osiąga się poprzez zmniejszenie napięcia powierzchniowego na granicy faz, regulację lepkości ośrodka wypieranego i wypierającego, przywrócenie przepuszczalności zbiornika i jego pokrycia uderzeniem. Roztwory micelarne to stabilne termodynamicznie układy o wielkości cząstek 10-6...10-4 mm. Stabilizacja roztworów środkami powierzchniowo czynnymi nadaje im stabilność, tworzą one agregaty (micele) zdolne do zatrzymywania wody. MCR mogą być hydrofilowe lub hydrofobowe; nie koagulują ani nie łączą się. Doświadczenia wykazały, że MCR jest z powodzeniem stosowany w piaskowcach, natomiast jest nieskuteczny w przypadku węglanów. Do stosowania MCR nie zaleca się przepuszczalności poniżej 50 µm2, nasycenie resztkowe oleju przekracza 20...25%, lepkość oleju wynosi od 2...3 do 10...20 MPa-s, maksymalna zawartość soli zawartość wody złożowej wynosi 4...5%, temperatura złożowa nie przekracza 65...75oC. Podczas pompowania dodaje się porcję MCR, a następnie falę cieczy buforowej. 5.19 Wypieranie oleju roztworami polimerów Zastosowanie wody, która w porównaniu do oleju ma mniejszą lepkość i co za tym idzie większą ruchliwość, powoduje jej nierównomierny ruch poprzez powstawanie, tworzenie się języczków i ukierunkowanych przepływów. W celu zwiększenia efektywności procesu stosuje się metody sztucznego zwiększania lepkości zatłaczanej wody poprzez dodanie do niej polimerów. Zastosowano poliakryloamid (PAA), charakteryzujący się dobrą rozpuszczalnością w wodzie i dużą masą cząsteczkową. Dostosowując ilość PAA, można uzyskać wymaganą lepkość roztworu wypierającego i zwiększyć uzysk oleju o 7...10%. Stężenie roztworu wynosi 0,025...0,5%, objętość ślimaka stanowi co najmniej 30% przestrzeni porów. Kryterium skuteczności zatapiania polimeru jest ilość dodatkowego oleju wytworzonego na 1 tonę polimeru. Stwierdzono, że zastosowanie zagęszczaczy prowadzi do zmniejszenia zużycia wody zalewowej, wyrównania profili zatłaczania studni zatłaczających oraz zmniejszenia szybkości podlewania. Oddziaływanie przemysłowe stosowane jest od 1975 r. w rejonie Novo-Chazinskaya na polu Arlanskoye. Do formacji o charakterystyce oleju 18 MPa-s, p = 0,886 g/cm3 wstrzyknięto roztwór polimeru o stężeniu 0,05%, który ma nienewtonowskie właściwości lepkoplastyczne. 5.20. Stosowanie rozpuszczalników węglowodorowych Fizyczny sens stosowania rozpuszczalników węglowodorowych jako środków wypierających jest oczywisty: lepki olej, parafina, żywice można skutecznie rozpuszczać, a także zmywać ze skał różnymi rozpuszczalnikami. Problem polega na doborze najtańszego i najskuteczniejszego rozpuszczalnika, aby osiągnąć optymalny proces wypierania, w którym wskaźnik kryterialny – ilość dodatkowo odzyskanego oleju na 1 tonę rozpuszczalnika – będzie maksymalna. Badano właściwości wypierające rozpuszczalników - benzenu, toluenu, alkoholu etylowego, diwinylu, węglowodorów aromatycznych i innych. Racjonalnym rozwiązaniem wykorzystania rozpuszczalnika jest utworzenie z niego bryły, a następnie zastąpienie rozpuszczalnika cieczą buforową, np. cieczą zagęszczaną polimerami. Znane są dane dotyczące przemysłowego zastosowania płynu RSUO, układu reologicznego na bazie węglowodorów, składającego się z dwufazowej pianki i rozpuszczalnika węglowodorowego. Ma właściwości pseudoplastyczne regulujące ruchliwość faz płynnych w zbiorniku. Metodę przetestowano na polu Surakhani w latach 1976–77. Do studni zatłaczającej wpompowano ślimak RSUO z mieszaniny o objętości 100 metrów sześciennych. woda, 2,5 tony sulfanolu i 17 metrów sześciennych. rozpuszczalnik węglowodorowy. Obrzeże umożliwiło wyeliminowanie przedostawania się powietrza do studni produkcyjnych, które miało miejsce podczas realizacji utrzymywania ciśnienia za pomocą sprężonego powietrza. Uzyskano wzrost wydobycia ropy naftowej. 5.21 Zastosowanie zalewania alkaliami Metoda zatłaczania alkaliów do złoża polega na obniżeniu napięcia powierzchniowego na granicy faz olej-alkalia i przekształceniu charakteru zwilżalności skał przez wyparty środek z hydrofobowego na hydrofilowy. Roztwór alkaliczny NaOH o stężeniu do 0,1% prowadzi do wzrostu NOC o 10...15%. W kontakcie z kwasami naftenowymi zawartymi w oleju zasady tworzą mydła sodowe (obniżają napięcie powierzchniowe fazy) i emulsje olejowe. Te ostatnie przedostają się do stref o zwiększonej przepuszczalności, tworząc opór filtracyjny ze względu na zwiększoną lepkość (w porównaniu do wody) i tym samym kierując przepływ cieczy do strefy o zmniejszonej przepuszczalności. Alkalia można pompować w postaci ślimaka. Ze względu na dostępność i niski koszt pobieranie jest bardziej ekonomiczne. Nie zaleca się jednak stosowania alkaliów w formacjach produkcyjnych zawierających sole Ca i Mg w stężeniu większym niż 0,025 g/l, gdyż może to spowodować utworzenie się osadu. Nie należy stosować alkaliów w formacjach z przekładkami ilastymi, które na skutek zwilżalności będą pęcznieć, zmniejszając przepuszczalność formacji. 5.22 Stosowanie środków powierzchniowo czynnych Istnieje wiele projektów zatłaczania środków powierzchniowo czynnych, których podstawą fizyczną wpływającą na złoże jest zmniejszenie napięcia powierzchniowego na granicy ropa-skała, zmniejszenie lepkości ropy i usprawnienie jej wymywania ze skały. Dane dotyczące skuteczności surfaktantów są sprzeczne i wymagają dalszych badań. 6. Naprawa szybów naftowych. Istnieją dwa rodzaje napraw studni - naziemne i podziemne. Naprawa powierzchni wiąże się z przywróceniem sprawności urządzeń znajdujących się na głowicy rurociągów, maszyn pompujących, zaworów odcinających, urządzeń elektrycznych itp. Remonty podziemne obejmują prace mające na celu usunięcie usterek urządzeń opuszczonych do studni oraz przywrócenie lub zwiększenie przepływu w studni. Naprawy podziemne obejmują wynoszenie sprzętu ze studni. W zależności od złożoności wykonywanych operacji naprawy podziemne dzielą się na bieżące i większe. 6.1. Ogólne informacje na temat bieżących napraw studni. Przez utrzymanie odwiertu rozumie się zespół działań technologiczno-technicznych mających na celu przywrócenie jego produktywności, a ograniczonych oddziaływaniem na strefę denną złoża i urządzenia znajdujące się w odwiercie. Naprawy bieżące obejmują następujące prace: wymianę uszkodzonego sprzętu, oczyszczenie dna i odwiertu, przywrócenie produktywności złoża poprzez indywidualne metody intensyfikacji (ogrzewanie, płukanie, zatłaczanie środków chemicznych). Bieżące naprawy można planować, zapobiegać i przeprowadzać w celu kontroli zapobiegawczej, identyfikacji i eliminacji poszczególnych naruszeń w działaniu studni, które jeszcze się nie ujawniły. Drugi rodzaj naprawy bieżącej to naprawcza, przeprowadzana w celu wyeliminowania awarii - jest to w rzeczywistości naprawa awaryjna. W praktyce takie naprawy przeważają z różnych powodów, ale głównie z powodu niedoskonałych technologii i małej niezawodności stosowanego sprzętu. Wskaźnikami charakteryzującymi pracę studni w czasie są współczynnik operacyjny (OF) i czas między naprawami (MRP). EC to stosunek czasu przepracowanego przez studnię, na przykład rocznie (TOTR), do okresu kalendarzowego (TCAL). MCI to średni czas pomiędzy dwiema naprawami w wybranym okresie, czyli stosunek całkowitego przepracowanego czasu konserwacji i napraw w roku do liczby napraw P w tym samym okresie. CE = TOTR / TKAL; MRP = TOTR / R; Sposobami na zwiększenie EC i MRP jest zmniejszenie liczby napraw, czasu trwania jednej naprawy oraz wydłużenie czasu pracy odwiertu. Poważne naprawy są bardzo pracochłonne i stresujące, ponieważ... wymaga znacznych nakładów mocy sprzętu specjalnego i wysiłku fizycznego, aby usunąć opuszczone urządzenia ze studni. Należy zaznaczyć, że naprawy bieżące przeprowadzane są na zewnątrz, czasami w trudnych warunkach klimatycznych. Obecnie ponad 90% wszystkich napraw przeprowadza się na odwiertach z SPU, a niecałe 5% - z ESP. Podczas napraw bieżących wykonywane są następujące czynności: 1. Transport – dostawa sprzętu do studni; 2. Przygotowawcze – przygotowanie do naprawy; 3. Podnoszenie – podnoszenie i opuszczanie sprzętu olejowego; 4. Operacje czyszczenia studni, wymiana sprzętu, eliminacja drobnych wypadków; 5. Finał – demontaż sprzętu i przygotowanie go do transportu. Jeśli ocenisz czas spędzony na tych operacjach, zauważysz, że główna strata czasu przypada na operacje transportowe (zajmują one do 50% czasu), dlatego główne wysiłki projektantów powinny być skierowane na skrócenie czasu transportu - poprzez tworzenie gotowych do montażu maszyn i zespołów, operacje dźwignicowe – poprzez tworzenie niezawodnych automatów do skręcania i odkręcania rur i prętów. Ponieważ bieżąca naprawa studni wymaga dostępu do jej pnia, tj. związane z obniżeniem ciśnienia, dlatego należy wykluczyć przypadki możliwego wytrysku na początku lub na końcu pracy. Osiąga się to na dwa sposoby: pierwszym i powszechnie stosowanym jest „zabicie” studni, tj. zatłoczenie do złoża i odwiertu płynu o gęstości zapewniającej wytworzenie na dnie odwiertu ciśnienia PZAB przewyższającego ciśnienie złożowe. Drugim jest zastosowanie różnych urządzeń - urządzeń odcinających, które blokują dno studni podczas podnoszenia rurki. Operacje wyzwalające (TOP) zajmują główny udział w całkowitym bilansie czasu naprawy odwiertu. Są nieuniknione podczas wszelkich prac związanych z opuszczaniem i wymianą sprzętu, uderzaniem w dolny otwór, myciem kolumn itp. Proces technologiczny procesu produkcyjnego polega na naprzemiennym skręcaniu (lub odkręcaniu) rur pompy-kompresora, które stanowią element podwieszenia urządzeń, kanału do podnoszenia wytworzonej cieczy i podawania cieczy procesowych do studni, a w niektórych przypadkach także rury narzędzie do łowienia ryb, sprzątania i innych prac. Ta różnorodność funkcji sprawiła, że rura stała się niezbędnym elementem wyposażenia studni, niezależnie od metody pracy. Operacje związane z rurami są monotonne, pracochłonne i można je łatwo zmechanizować. Oprócz operacji przygotowawczych i końcowych, które mają swoją specyfikę dla różnych metod działania, cały proces produkcji otwartej z użyciem rurek jest taki sam dla wszystkich rodzajów napraw rutynowych. Operacje podnoszenia i podnoszenia za pomocą prętów wykonuje się w taki sam sposób, jak w przypadku rur, a odkręcanie (wkręcanie) prętów odbywa się za pomocą mechanicznego klucza do prętów. W przypadku zakleszczenia się tłoka w cylindrze pompy lub prętów w rurkach (woskowanie), a także ich pęknięcia, konieczne staje się jednoczesne podniesienie rur i prętów. Proces odbywa się poprzez naprzemienne odkręcanie rury i pręta. 6.2 Technologia kapitalnych remontów podziemnych studni. Gruntowne remonty podziemne studni łączą w sobie wszystkie rodzaje prac wymagających długiego czasu, dużego wysiłku fizycznego i użycia licznych urządzeń wielofunkcyjnych. Są to prace związane z eliminowaniem skomplikowanych awarii, zarówno przy opuszczaniu urządzeń do studni, jak i samym studni, prace związane z przeniesieniem studni z jednego miejsca eksploatacji na drugie, prace mające na celu ograniczenie lub wyeliminowanie dopływu wody, zwiększenie miąższości studni. eksploatowany materiał, wpływ na formację, wycinanie nowego pnia i inne. Mając na uwadze specyfikę pracy, na wydziałach wydobycia ropy i gazu tworzone są specjalistyczne warsztaty remontowe skupiające zespoły. Zespół składa się z majstra, wiertarki, pomocnika wiertarki i robotnika. Prace prowadzone są zgodnie z planem geologicznym, który wskazuje charakterystykę odwiertu, a także wykaz wszystkich planowanych prac. Studnia, która przeszła remont generalny, pozostaje w zapasie eksploatacyjnym, ale jest wyłączona z zapasu eksploatacyjnego. 6.2.1 Inspekcja i testowanie studni przed poważnymi naprawami. Wybór technologii naprawy i środków technicznych do jej wdrożenia zależy od tego, jak prawidłowo ustalono charakter uszkodzenia urządzenia lub kolumny lub jak prawidłowo zidentyfikowano przyczynę spadku wydajności odwiertu. Badanie obejmuje określenie głębokości dna, poziomu płynu, stanu ciągu produkcyjnego, charakteru awarii i rozmieszczenia urządzeń w odwiercie, wartości współczynnika produktywności oraz innych parametrów charakteryzujących dno i odwiert . Stan kolumny i charakter uszkodzonej części urządzenia ustalają plomby, którymi są ołowiane lub aluminiowe szkło opuszczane na rurach do studni. Po kontakcie z przedmiotem znajdującym się w otworze, na miękkiej powierzchni nadruku pozostaje odcisk, na podstawie którego oceniany jest charakter pęknięcia. Zastosowano uszczelnienia hydrauliczne z gumowym elementem kopiującym oraz kamery wiertnicze. Wskazane jest, aby wyniki badań rozpatrywać w czasie. Jest to szczególnie prawdziwe przy wyborze metody oddziaływania na dolny otwór lub formację. Im bardziej szczegółowe informacje, tym skuteczniejsza będzie naprawa. Badania prowadzone są przy użyciu znanych metod, które obecnie stanowią szeroki wybór: termometrii, debitometrii, promieniowania gamma (GK) i rejestracji neutronów (NGL) i innych. 6.2.2 Technologia naprawy obudowy produkcyjnej. Jedną z najczęstszych wad kolumny jest naruszenie jej integralności w wyniku uszkodzenia przez sprzęt lub narzędzia podczas pracy lub zużycia korozyjnego. W obu przypadkach poprzez uszkodzenie rozpoczyna się intensywny ruch obcej wody do studni. Okres uszkodzeń można określić za pomocą debitometru lub termometru, który rejestruje anomalie w odczytach. Naprawę kolumny można przeprowadzić na kilka sposobów, jednak najbardziej postępową jest naprawa rur osłonowych za pomocą metalowych łat. Metoda ta obejmuje szablonowanie i czyszczenie kolumny, eliminowanie zapadania się oraz wyjaśnianie kształtu i rozmiaru uszkodzeń. Łatka jest cienkościenną, bezszwową, karbowaną wzdłużnie rurą o obwodzie zewnętrznym równym obwodowi osłony i pokrytą uszczelniającą masą antykorozyjną. Trzpień składa się z głowicy trzpienia, cylindrów hydraulicznych i drążonych prętów. Zasada działania urządzenia polega na rozprężeniu rury falistej do ścisłego kontaktu z kolumną poprzez wytworzenie nadciśnienia we wnęce głowicy dodatkowej, a następnie przeciągnięcie urządzenia przez układ jezdny. Cylindry siłowe stwarzają warunki do rozpoczęcia operacji, rozszerzając rury i zabezpieczając je w kolumnie. Zestaw urządzeń jest używany w dziedzinach Baszniefti, Tatniefti i innych stowarzyszeń. Najbardziej narażone na zniszczenie są ciągi produkcyjne odwiertów zatłaczających, które w trakcie eksploatacji narażone są na działanie wysokich ciśnień podczas zatłaczania wody i szczelinowania hydraulicznego, cieczy żrących oraz działania kwasów podczas intensyfikacji. Należy mieć na uwadze, że naprawa kolumny, niezależnie od tego, jaką metodą zostanie przeprowadzona, prowadzi do zmniejszenia jej średnicy i ograniczenia i tak już ograniczonych możliwości wykorzystania aparatury eksploatacyjnej i badawczej. 6.2.3. Technologia prac izolacyjnych mających na celu wyeliminowanie lub ograniczenie dopływów wody. Podlewanie studni może nastąpić z różnych powodów. Oto kilka z nich: nieszczelność pierścienia cementowego obudowy, w wyniku czego następuje komunikacja pomiędzy warstwami roponośnymi i wodonośnymi; zaciąganie wody dennej do filtra studziennego na skutek intensywnego wydobycia lub zalania; przedostanie się wody z górnych warstw wodonośnych poprzez ubytki w obudowie produkcyjnej. Obecność przepływu pozaosłonowego można określić wtłaczając do złoża przez filtr izotopy promieniotwórcze rozpuszczone w 1,5...2 m3 wody (radioaktywne żelazo, cyrkon, cynk). Obecność przelewu umożliwi przedostanie się części radioaktywnej cieczy do formacji nasyconej wodą, co zostanie zaznaczone na krzywej rejestrowania promieniowania gamma przez nietypowy skok w porównaniu z podobną krzywą zarejestrowaną przed wstrzyknięciem izotopu. Izolację dopływów przeprowadza się na kilka sposobów, jednym z nich jest wstrzyknięcie zaprawy cementowej w pęknięcie w celu jego ponownego zacementowania lub wstrzyknięcie specjalnych żywic. 6.2.4. Izolacja dopływu wody podeszwowej. W praktyce często zdarzają się przypadki podlewania polegającego na ściąganiu wody z dna w wyniku wymuszonego jej pobierania. W tym przypadku powstają stożki wodne, których wysokość może być proporcjonalna do grubości formacji. W takich przypadkach uciekają się do ograniczenia poboru płynu przez odwiert lub odizolowania zalanej części złoża: instalują most cementowy i blokują część formacji, wtłaczają pod ciśnieniem zaprawę cementową lub różne tworzywa sztuczne do dolnej części złoża formowanie, osadzanie się w środowisku wodnym i tworzenie poziomego ekranu. Przeniesienie odwiertu do innego zakładu produkcyjnego. W związku z podwodnieniem wyeksploatowanej formacji może zaistnieć konieczność przeniesienia odwiertu do eksploatacji z innej formacji, jeżeli taka występuje w polu. Ponadto warstwa ta może być niższa lub wyższa od eksploatowanej. Technologia transferu polega na niezawodnym odizolowaniu nawodnionego złoża poprzez wpompowanie do niego materiału zatykającego (cement, żywice) pod ciśnieniem, uformowaniu na dnie kubka cementowego, jego przewierceniu i pogłębieniu odwiertu do kolejnej formacji produkcyjnej, opuszczeniu obudowy produkcyjnej i zacementowanie, przestrzelenie filtra, wywołanie napływu z nowego obiektu. 6.2.5. Praca wędkarska w studni. Technologia połowów jest opracowywana w zależności od charakteru wypadku w konkretnym odwiercie na podstawie dokładnych badań. Ustalono charakter wypadku, głębokość pozostałego sprzętu, średnicę odwiertu, możliwość wykorzystania znanych środków wychwytywania oraz potrzebę opracowania nowych środków. Działalność połowowa wiąże się z dużymi, czasami nieprzewidywalnymi ładunkami, dlatego wymaga wysoko wykwalifikowanego personelu. Opiszmy niektóre z powszechnie spotykanych technologii połowowych. 6.2.6. Usuwanie upadłych rur. Stan końca rury określa się poprzez wydruk. Jeśli umożliwia to chwycenie od wewnątrz lub od zewnątrz, wówczas odpowiednie narzędzie zostaje opuszczone. Jeśli uchwycenie nie jest możliwe, należy przygotować koniec rury poprzez frezowanie, gwintowanie lub w inny sposób. W takim przypadku możliwe są przypadki zatkania rur, tj. wbijając je w kolumnę. Następnie uciekają się do stymulacji, dostarczania płynów płuczących i tworzenia zwiększonych obciążeń w celu naprężenia lub oderwania poszczególnych rur lub części kolumny. 6.2.7. Demontaż modułu ESP. Technologia wydobywania elektrofiltrów z pękniętych rur nie odbiega od technologii przyjętej do wydobywania rur konwencjonalnych. Praca może być skomplikowana, jeśli rury zostaną przykryte uszkodzonym kablem. W takim przypadku prowadzone są prace mające na celu usunięcie kabla w celu uzyskania dostępu do rur. Istnieje możliwość zacięcia się zespołów ESP w kolumnie na skutek osłabienia kabli i metalowych pasów, co będzie wymagało wytworzenia dużych sił, które mogą skutkować zniszczeniem rur lub elementów łączących ESP. Prace mogą wymagać frezowania pozostałych części, gwintowania ich i długich operacji podnoszenia w celu usunięcia części ESP. 6.2.8. Test szczelności kolumny. Normalną, długoterminową pracę odwiertu zapewnia okresowe badanie jego obudowy produkcyjnej pod kątem szczelności. Należy to zrobić szczególnie po pracach awaryjnych i izolacji. Testowanie szczelności przeprowadza się na dwa sposoby: badanie ciśnieniowe i zmniejszanie poziomu płynu w odwiercie. Technologia testowania jest następująca. Do prób ciśnieniowych głowica odwiertu wyposażona jest w głowicę do prób ciśnieniowych, przez którą ciecz jest pompowana do beczki. 6.2.9. Przycinanie drugiego pnia. Jeżeli awarii w odwiercie nie da się wyeliminować, a jego szyb nie będzie mógł być wykorzystany do wydobycia ropy naftowej, należy rozważyć kwestię rezygnacji z odwiertu lub możliwości wiercenia nowego szybu od określonej głębokości. W takim przypadku należy przeprowadzić wnikliwą analizę techniczno-ekonomiczną, aby upewnić się, że wykonanie drugiego odwiertu jest wykonalne w porównaniu do wiercenia nowego odwiertu. Technologia odcięcia drugiego pnia jest następująca. Na podstawie badań i kontroli ciągu produkcyjnego dobierana jest częstotliwość wierceń: powinna być jak najkrótsza. W tym przedziale słup nie powinien mieć żadnych zapadnięć i zaburzeń, a na przekroju nie powinny występować poziomy zaabsorbowane. Na głębokość wybranego interwału instaluje się tyczkę cementową o wysokości 5..6 m i po stwardnieniu cementu sprawdza się kolumnę opuszczając do niej kierunek o średnicy o 6 mm mniejszej od średnicy obudowy produkcyjnej i długości 6,8 m. Bicz opuszczany jest na rury wiertnicze i układany na szkle cementowym. Tworzą ładunek, klinują bicz na zadanej głębokości, podnoszą rury i opuszczają Framer-Reiber. Obracając się wzdłuż bicza, żebro wycina „okno” w sznurku produkcyjnym, który następnie rozszerza się o żebro o większej średnicy. Po wycięciu i poszerzeniu „okna” przystępują do wiercenia studni w technologii przyjętej dla studni konwencjonalnej. 6.2.10. Cóż, porzucenie. Zaniechanie odwiertu to zespół prac związanych z likwidacją odwiertu z następujących powodów: a) odwierty poszukiwawcze geologiczne, które spełniły swój cel (kategoria pierwsza); b) suche studnie produkcyjne (druga kategoria); c) studnie awaryjne, w których wystąpiły komplikacje podczas wiercenia lub eksploatacji (kategoria trzecia); d) nawodnione studnie produkcyjne (czwarta kategoria); e) studnie zlokalizowane na terenach budowy lub klęsk żywiołowych (piąta kategoria). Likwidacja odwiertu jest uzgadniana z organami nadzoru i wiąże się z następującymi pracami na odwiercie. Odstęp utworów o słabych objawach ropopochodnych cementuje się do głębokości miąższości formacji plus 20 m poniżej podstawy i nad stropem. Nad formacją produkcyjną zainstalowany jest most cementowy o wysokości co najmniej 50 m. Odwiert wypełniony jest płuczką wiertniczą, co pozwala na wytworzenie na dnie ciśnienia powyżej ciśnienia złożowego. Jeżeli w odcinku studni nie występują wody zmineralizowane ciśnieniowo lub siarkowodór, dopuszcza się demontaż słupów technicznych, a w podporze ostatniej kolumny instaluje się most cementowy o wysokości co najmniej 50 m. Ujście opuszczonej kolumny studnia wyposażona jest w benchmark, czyli spłaszczoną u góry rurę o średnicy 73 mm, na której dolnym końcu zamontowany jest drewniany korek. Rura jest opuszczana do studni na głębokość co najmniej 2 m i wypełniana cementem. Nad wylotem montuje się betonowy słupek o wymiarach 1*1*1 m, z którego powinien wychodzić reper o wysokości co najmniej 0,5 m. W przypadku demontażu słupa repera nie montuje się nad słupkiem szybu. 6.3. Mechanizmy i sprzęt do prac naprawczych. Aby zmechanizować prace przygotowawcze, stosuje się jednostki specjalne. Zespół zmechanizowanego montażu kotwic do lin odciągowych – AMYA-6T, montowany jest na skiderze TDT-75. Jednostka składa się z masztu, wirnika, mechanizmu obrotu wirnika, wciągarki, przekładni, układu hydraulicznego i elektrycznego. Wirnik służy do przenoszenia momentu obrotowego na twornik. Wciągarka służy do podnoszenia i utrzymywania drążka roboczego na maszcie. Ruch rotora w górę i w dół, podnoszenie masztu i wysięgnika zapewniają pompy hydrauliczne. Średnica zakopanych kotew wynosi 350, 500 mm, nośność masztu 60 kN i maksymalny moment obrotowy wirnika 30 kN*m. Mobilny zespół naprawczy studni (PARS) służy do wykonywania prac ziemnych w ramach przygotowania studni do naprawy: montażu odciągów, kopania rowów, układania chodników, rur, prętów itp. Wykonany jest na bazie ciągnika i składa się z dźwigu hydraulicznego, lemiesza spychacza, mechanizmu do cięcia gleby i wciągarki. Wysięgnik o udźwigu 5 kN i wysięgu 3,6 m zamontowany jest na sprzęgle pokładowym. Mechanizm do cięcia gleby przygotowuje rowy o głębokości 1,5…1,7 m i szerokości 400 mm. Jednostka zmechanizowanego załadunku, transportu i rozładunku prętów (APSh) ma za zadanie zmechanizować proces transportu prętów przy zachowaniu ich jakości. Zawiera ciągnik, dźwig hydrauliczny, naczepę. Żuraw montowany za kabiną, sterowany za pomocą pilota (dostępny jest pilot przenośny - do 10 m). Podczas załadunku pręty są pakowane i podnoszone za pomocą specjalnej trawersy. Nośność agregatu wynosi do 55 kN. Obecnie rozwijają się głównie samobieżne jednostki naprawcze. Głównymi elementami takiej jednostki są wieża wzmocniona odciągami, jezdny blok koronowy, blok koronowy, wciągarka, podnośnik hydrauliczny wieży, podnośnik śrubowy do usuwania sił z kół oraz kabina do sterowania wciągarką . 6.3.1. Stacjonarne i mobilne konstrukcje dźwigowe. Wieże stacjonarne są konstrukcją podnoszącą studnię i służą do podnoszenia sprzętu i urządzeń wiertniczych ze studni. Dzielą się na stacjonarne i mobilne. Wieże wykonane są ze stali walcowanej i rur. Najczęściej stosowane wieże mają wysokość 24 i 22 m oraz nośność 750 i 500 kN. Zamiast wież można zastosować maszty stacjonarne lub mobilne o udźwigu 150, 250 kN. Należy pamiętać, że wieże stacjonarne wykorzystywane są jedynie 2…3% czasu w roku. Dlatego w ostatnich latach do napraw podziemnych powszechnie stosuje się jednostki mobilne wyposażone we własne wieże. Drugim, nie mniej ważnym elementem łańcucha technologicznego sprzętu do napraw podziemnych jest wciągarka, montowana na podwoziu ciągnika lub samochodu osobno lub w połączeniu z konstrukcją podnoszącą. Najczęściej stosowane na polach wciągarki to wciągarki napędzane silnikiem ciągnika lub samochodu i posiadające siłę uciągu do 10 kN. Jednostki samobieżne A-50u, „Bakinets-3M”, „AzINMASH-43A”, „AzINMASH-37A” służą do obsługi studni bez wieży. 6.3.2. Narzędzie do połowów. Konstrukcje narzędzi wędkarskich są bardzo różnorodne. Jednak zgodnie z zasadą chwytania można je podzielić na trzy główne grupy: a) narzędzia do połowu taranów, działające na zasadzie wbijania przedmiotu z zewnątrz lub wewnątrz łapacza; b) Gwintowane narzędzia wędkarskie, które działają na zasadzie nacinania nitki na przedmiocie i jednocześnie nakręcania na niego łapacza; c) Inne typy. Przyjrzyjmy się niektórym projektom narzędzi wędkarskich. Zewnętrzny łapacz rur przeznaczony jest do chwytania rur, prętów lub innych przedmiotów znajdujących się w studni za korpus lub złączkę. Jest to chwytak grzebieniowy dzielony, umieszczony w obudowie i montowany na rurach. Łapany przedmiot przykryty jest łapaczem, który wchodząc do góry zwiększa średnicę otworu, umożliwiając przedostanie się przedmiotu do łapacza. Po naciągnięciu ślizg opada, a jego zęby wcinają się w korpus przedmiotu, wciskając go w łapacz. Wewnętrzny łapacz rury jest zaprojektowany tak, aby opadał do łowionej rury. Składa się z korpusu, na którym zamocowana jest matryca, połączonej z prętem i ruchomym pierścieniem. Korpus wkładany jest do łowionej rury, a bijak unosi się do góry, zmniejszając średnicę łapacza i stwarzając warunki do wejścia. Po naprężeniu matryca opada, zwiększając średnicę korpusu łapacza i zakleszczając rurę. Wysięg roboczy przeznaczony jest do chwytania rur lub prętów za pomocą złączki za pomocą sprężyn płaskich montowanych na wewnętrznej powierzchni korpusu. Po naciśnięciu na przedmiot sprężyny rozchodzą się, umożliwiając mu przejście przez łapacz, a następnie zbiegają się. Zawór do chwytania prętów służy do chwytania prętów za pomocą złącza. Składa się z obudowy, w której zamocowane są opuszczane matryce sprężynowe. Matryce otwierają się, przepuszczają obiekt, a następnie zbiegają się. Frezarka z zębami wewnętrznymi służy do frezowania górnych końcówek rur lub prętów awaryjnych, tak aby mogły one następnie pełnić funkcję łapaczy. Składa się z korpusu, w którym wycinane są zęby podłużne. Kran roboczy przeznaczony jest do uchwycenia wewnętrznej powierzchni rury lub złącza. Składa się z korpusu, na którym w jego ściętej części znajduje się nić. Można go obciąć na łowionym przedmiocie, a następnie ponownie złapać. 7. Pobieranie i przygotowanie oleju. 7.1. Instalacja pomiaru grupowego. Mieszanka gazowo-cieczowa wydobyta ze odwiertu na powierzchnię za pomocą energii złożowej lub pomp zainstalowanych w odwiercie dostarczana jest do punktów grupowych. Łączą do 14 studni i umożliwiają następujące operacje: a) Pomiar natężenia przepływu w studni; b) Określ ilość wody w cieczy; c) Oddzielić gaz od cieczy i zmierzyć jego objętość; d) Przekazywać do centrum sterowania informacje o natężeniu przepływu oddzielnie dla każdego odwiertu oraz o całkowitej ilości wyprodukowanego płynu jako całości dla instalacji grupowej. Obecnie w terenie upowszechniły się zautomatyzowane grupowe jednostki pomiarowe typu blokowego (AGZU) „Sputnik”. Zostały opracowane przez Październikowe Stowarzyszenie „Bashneftemashremont”. Schemat technologiczny odbioru ropy i gazu z pola opisano poniżej. Odwiertowa mieszanina gaz-ciecz (GLM) trafia do baterii dystrybucyjnej instalacji grupowej, przeznaczonej do połączenia 14 odwiertów. Zgodnie z zadanym programem, każda z podłączonych studni przełączana jest na dozowanie za pomocą specjalnego urządzenia obrotowego. Przełącznik składa się z dwóch cylindrów włożonych jeden w drugi. Cylinder zewnętrzny podłączony jest do wszystkich studni pracujących w tej grupie. Cylinder wewnętrzny ma możliwość automatycznego obracania się według zadanego programu i podczas obracania naprzemiennie umieszcza otwór na swojej cylindrycznej powierzchni do każdego rurociągu studni połączonego z cylindrem zewnętrznym. W ten sposób powstaje kanał, przez który do separatora wpływa gaz i ciekła ciecz z oddzielnego odwiertu. W tej chwili na wspólnym rurociągu pracują inne odwierty. Z przełącznika gaz ciekły kierowany jest do separatora, gdzie następuje oddzielenie gazu od cieczy, po czym ciecz przepływa do przepływomierza turbinowego, a gaz do przepływomierza gazu. Oddzielony gaz i mierzona ciecz odprowadzane są do wspólnego rurociągu. Separator instalacji grupowej wykonany jest w postaci dwóch poziomych cylindrów wyposażonych w hydrocyklony. W hydrocyklonie, na skutek siły odśrodkowej występującej podczas ruchu śrubowego płynu hydraulicznego, ciecz jako najcięższy czynnik jest wyrzucana w stronę ścianek naczynia, gaz pozostaje w jego środkowej części. W górnym cylindrze następuje separacja, a w dolnym cylindrze gromadzi się ciecz. Zespół dozujący wyposażony jest w wilgotnościomierz, który określa ilość wody w oleju oraz lokalną jednostkę automatyki kontrolującą pracę i przekazującą informacje (BMA). Jeżeli punkt poboru zlokalizowany jest w znacznej odległości od studni, ich energia może nie wystarczyć na dostarczenie tam płynu hydraulicznego. Następnie budowane są przepompownie pośrednie, zwane stacjami wspomagającymi (BPS). Tutaj gaz i ciecze odbierane z instalacji grupowych podlegają częściowej separacji i separacji wody, po czym ciecz przepływa do pomp przesyłowych i dostarczana jest do punktu odbioru. Gaz przesyłany jest osobnym rurociągiem do zakładu przetwarzania gazu. 7.2. Instalacja kompleksowej obróbki oleju. Zintegrowana jednostka uzdatniania oleju (ITU) spełnia następujące funkcje: a) oddziela gaz od oleju; b) Oddziela wodę od oleju; c) Oczyszcza olej z soli; d) Oczyszcza olej z zanieczyszczeń mechanicznych; e) Selekcjonuje frakcje benzynowe z gazu (stabilizacja oleju); f) Wypompowuje ropę do Działu Transportu Towarowego (TTU); g) tłoczy gaz na pole wydobycia gazu; h) Tłoczy benzynę do zakładu przetwarzania gazu; i) Przygotowuje wodę do wstrzyknięcia do zbiornika. UKPN dokonuje końcowych operacji na wydobytej ropie naftowej oraz tworzy jakościowe i ilościowe wskaźniki pracy złóż ropy i gazu. W zależności od zasady oczyszczania oleju z wody, stosuje się metody odwadniania termochemicznego (TCC) i elektrycznego (EDOC). Mieszanina gaz-ciecz z zespołu grupowego trafia do separatora pierwszego stopnia, gdzie następuje częściowe oddzielenie gazu od cieczy. Następnie ciecz gazowa trafia do separatorów drugiego stopnia – końcowych jednostek separacji. Tutaj następuje końcowe oddzielenie gazu, a ciecz jest przesyłana przez wymiennik ciepła do pieca rurowego. Wzdłuż drogi ruchu do cieczy wprowadzany jest demulgator, który po podgrzaniu cieczy przyspiesza proces niszczenia emulsji. W celu usunięcia soli do oleju wprowadza się świeżą wodę, która wypłukuje sole. Stabilizacja oleju to proces wydzielenia lekkich frakcji. Odbywa się to poprzez przesłanie oleju, który uległ odwodnieniu i odsoleniu po ogrzaniu, do kolumny destylacyjnej. Tutaj następuje odparowanie lekkich frakcji, ich uniesienie do góry i późniejsza kondensacja. 8. NGDU „Czekmagusznieft” sierpień 1954. Z odwiertu nr 11, wywierconego przez zespół mistrza wierceń M. Sh. Gazizullina z trustu Bashzapadnefterazvedka, w pobliżu wsi Verkhne-Mancharovo wybuchł ropiejący olej o natężeniu przepływu 150 ton dziennie. Tak zaczęła się wielka ropa naftowa północno-zachodniego Baszkortostanu. 1956 Obszar Mancharovskaya jest przygotowany pod rozwój przemysłu. W rejonie Kreshcheno-Bulyakskaya odkryto ropę. Utworzono nową organizację zajmującą się produkcją ropy naftowej – zintegrowane pole naftowe Kultubinsk – w celu zagospodarowania bogactw naftowych obiecującego obszaru. Wrzesień 1957. Wyprodukowano pierwsze tony komercyjnej ropy mancharowskiej. 1960 Sekcje Mancharovsky, Igmetovsky, Kreshcheno-Bulyaksky i Tamyanovsky grupy pól Mancharovsky zostały przeznaczone do rozwoju przemysłowego. Działa 59 odwiertów naftowych, roczna produkcja ropy naftowej wynosi około 0,5 miliona ton; łączna ilość wody zatłaczanej do studni zatłaczających wynosi 117 tys. m3. Kontynuowany jest systematyczny, a jednocześnie szybki rozwój podstawowego złoża Mancharowskie. Wzrost wydobycia wynika ze zwiększenia zasobów odwiertów naftowych i rozwoju systemu zalewowego. Druga połowa lat sześćdziesiątych charakteryzowała się powszechnym rozwojem wierceń na polach naftowych Grem-Klyuchevsky i Ivanaevsky w rejonie Jusupowa, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky, Chermasansky i Mene-Uzovsky. 1968 Rozpoczęcie wierceń w rejonie Saitovskaya. Oddanie nowych odwiertów do komercyjnej eksploatacji. Przyspieszone tempo zagospodarowania nowych złóż pozwoliło pracownikom naftowym osiągnąć maksymalny poziom wydobycia ropy - 6282 tys. ton rocznie. 10 lat temu, w 1958 r., liczba ta wynosiła nieco ponad 40 tysięcy ton. Żaden inny region wydobywający ropę naftową w kraju nie zaznał tak krótkiego okresu rozwoju. 1970 Rozpoczęcie wierceń pola naftowego Andreevskoye. Pojawiający się problem odcięcia wody roponośnej i związane z nim trudności technologiczne spowodowały wzrost liczby prowadzonych prac geologiczno-technicznych (GTM) do 3000 rocznie. 1970-1980. Ciężką pracą producentów ropy naftowej zaczęto stabilizować poziom wydobycia ropy w ilości 5,3-4,9 mln ton rocznie, a w kolejnych latach 1980-1990 - na poziomie 4,8-4,1 mln ton ropy rocznie. W tych latach prowadzono intensywne wiercenia pól naftowych, zwiększano wolumen zatłaczania wody słodkiej i ścieków oraz produkcji cieczy poprzez wprowadzenie wysokosprawnych jednostek ESP. W 1990 r. osiągnięto maksymalną roczną wielkość zatłaczania wody do poziomów produkcyjnych – 43,8 mln m3 i maksymalną wielkość wydobycia cieczy – 50,2 mln ton. W ciągu 40 lat, jakie upłynęły od powstania NGDU Czekmaguszniefti, wykonano 3490 odwiertów naftowych oddano do użytku 803 odwierty zatłaczające. Do formacji produkcyjnych zatłoczono 794 mln m3 wody. Wyprodukowano 871 mln ton cieczy. Obecnie udało się ustabilizować wydobycie ropy na poziomie 2 mln ton rocznie. Stało się to możliwe dzięki realizacji dużej liczby działań geologiczno-technicznych, wprowadzeniu osiągnięć naukowo-technologicznych zwiększających wydobycie ropy naftowej, wykorzystaniu osiągnięć techniczno-technologicznych do intensyfikacji wydobycia ropy naftowej.W latach 70. XX w. wprowadzono zasadę rozpoczęto kompleksową automatyzację i aranżację przedsiębiorstw naftowych na złożach NGDU; w 1973 r. oddano do użytku pierwszą kompleksowo zautomatyzowaną regionalną służbę inżynieryjno-technologiczną nr 2, a do końca 1975 r. prace te zakończono w skali całego NGDU. Opracowania inżynierów NGDU w zakresie gromadzenia ropy naftowej i automatyzacji zostały uwzględnione w schematach technologicznych obiektów wydobywczych ropy. Wśród nich: – schemat technologiczny przepompowni wspomagającej i zespołu separacyjnego z odprowadzaniem ścieków, – armatura głowicy odwiertu; – sposoby zapobiegania osadzaniu się soli nieorganicznych w studniach; – brygadowe dozowniki oleju; – instalacja rur pochyłych do oczyszczania i odprowadzania wody itp. Po raz pierwszy w Baszkortostanie, na polach NGDU Czekmaguszniefti, udało się rozwiązać problem osadzania się soli nieorganicznych w szybach naftowych w oparciu o okresowe oczyszczanie odwiertów gipsowych domowymi i importowane inhibitory tworzenia soli. NGDU przywiązuje dużą wagę do pracy ekonomicznej, ulepszając strukturę zarządzania warsztatami i zespołami oraz wprowadzając nowe formy organizacji produkcji i pracy. Tym samym utworzone w latach 70. fundusze zachęt ekonomicznych w oparciu o wyniki swojej działalności - zachęty materialne, rozwój produkcji, budownictwo mieszkaniowe i rozwój społeczny - umożliwiły wchłonięcie przez te lata 1758 miliardów rubli inwestycji kapitałowych. Po raz pierwszy w branży NGDU opracowało system obsługi odwiertów naftowych na złożach w oparciu o szeroką kombinację zawodów. Dziś na polach każdy robotnik ma kilka powiązanych zawodów. Złożone jednostki zmechanizowane, które rozpoczęły się od eksperymentu gospodarczego w Kushul, z powodzeniem wykonują cały zakres prac zapewniających normalny rytm procesu technologicznego wydobycia ropy i gazu. W ten sposób zespół wydobycia ropy i gazu mistrza R. M. Galeeva zapewnia nieprzerwaną pracę około 200 odwiertów i innych obiektów wydobywczych ropy. Brygada pól naftowych nr 4 do wydobycia ropy i gazu (mistrz F. M. Akramov) obsługuje do 280 odwiertów.W celu utrzymania odwiertów wydobywczych w dobrym stanie i zapewnienia niezawodnego funkcjonowania urządzeń odwiertowych, w Zakładzie Nafty i Nafty utworzono podziemne i główne warsztaty naprawcze Dział Produkcji Gazu. Dziś underground do perfekcji opanował tajniki swojego zawodu. To nie przypadek, że jeden z głównych wskaźników napraw podziemnych - czas między naprawami studni (MRP) - wynosi ponad 600 dni. Zespół PRS mistrza 3. I. Achmetzyanowa osiągnął najwyższy wskaźnik MCI – 645 dni, a dla elektrycznych pomp odśrodkowych – 697 dni. Zespoły remontowe rocznie dokonują 550-600 remontów studni. Realizowane są z uwzględnieniem wymagań środowiskowych, przy czym zwraca się uwagę na odizolowanie powstałej wody, przywrócenie szczelności kolumn i pierścienia cementowego za kolumną i przewodem oraz wyeliminowanie przepływów krzyżowych. Dzięki dobrze skoordynowanej pracy zespołów naprawczych pod przewodnictwem mistrzów F. F. Khaidarova, M. S. Tuktarova, R. L. Nasibullina, A. M. Molchanova średni czas trwania jednej naprawy wynosi 1103 b/h przy planie 120,3 b/h, Czas produkcyjny -98,2% . Zespół NGDU Chekmagushneft znacząco zintensyfikował działania proekologiczne mające na celu zapobieganie zanieczyszczeniu podłoża, wody, zasobów gruntowych i atmosfery. Producenci ropy rozumieją, że w tej sprawie nie ma drobiazgów, dlatego wszystkie problemy rozwiązuje się przy aktywnym udziale każdego pracownika zarządzającego. W celu kontroli jakości wód powierzchniowych i podziemnych utworzono sieć kontrolnych punktów poboru wody. W 1996 roku sieć ta została rozbudowana z 30 do 88 punktów (punktów), z których zgodnie z harmonogramem pobierane są próbki i analizy wody oraz, w razie potrzeby, podejmowane są działania mające na celu ustalenie i wyeliminowanie przyczyn. powodując pogorszenie jego jakości. Aby zmniejszyć agresywną aktywność powstałego płynu i wody wtryskiwanej do rurociągów systemu gromadzenia i oczyszczania ropy naftowej, utrzymując ciśnienie tratwy (FPP) w odwiertach i ich głębokim wyposażeniu ze 183 punktów, dozuje się do nich inhibitory korozji. NGDU „Chekmagushneft” jest pionierem w opracowywaniu i wdrażaniu rurowych separatorów wody (TWO), które umożliwiają niewielkim kosztem odprowadzanie wody bezpośrednio do zakładów wydobycia ropy naftowej. CWU nie wymagają stałej konserwacji, woda odprowadzana po nich jest dobrej jakości. Jednocześnie oszczędza się środki na transport tej wody do jednostek zrzutu wstępnego (UPS) i z powrotem, eliminując w ten sposób potencjalne niebezpieczeństwo awaryjnego oddziaływania ścieków na środowisko podczas ich transportu. Obecnie na NGDU pracuje 13 HWO, trwają prace budowlano-montażowe przy dwóch kolejnych separatorach wody. NGDU stale pracuje nad zmniejszeniem zużycia świeżej wody na potrzeby produkcyjne, zwłaszcza do utrzymania ciśnienia wody. Udział wody słodkiej w objętości zatłaczania w 1996 roku wyniósł 3%. Aby ograniczyć emisję gazów do atmosfery, w parkach gromadzenia ropy naftowej Kalmash (1993) i Manchar (1996) uruchomiono instalacje wychwytywania lekkich frakcji węglowodorów. Od początku startu w samym KSP Kalmash udało się wychwycić ponad 450 tys. m3 gazu. Wiele pracy włożono w poprawę niezawodności i szczelności głowic odwiertów, zaworów odcinających urządzenia na polach naftowych, zmniejszenie wycieków pomp, terminowe naprawy i produkcję powłok antykorozyjnych. Od 1990 roku NGDU intensywnie wymienia rury metalowe na rury antykorozyjne (metal-plastik, elastyczny polimer-metal, wykładzina). Na początku 1997 roku uruchomiono halę do produkcji rur metalowo-plastikowych o wydajności 200 km rur rocznie. 9. Zakończenie Podczas praktyki wprowadzającej zapoznano się z procesami, sprzętem i zasadami jego działania w zakresie wierceń złóż ropy i gazu, wydobycia ropy i gazu oraz zagospodarowania złóż ropy. Utrwaliła także wiedzę zdobytą na kursie „Podstawy działalności naftowo-gazowej” oraz nabyła umiejętność pracy w zespole produkcyjnym.

Niniejszy „Schemat technologiczny zagospodarowania złoża Zapadno-Czigorinskoje” uzasadnia optymalną opcję dalszego zagospodarowania złoża.
Prace przeprowadzono zgodnie ze specyfikacjami technicznymi Surgutneftegas OJSC i zatwierdzonymi dokumentami regulacyjnymi.

Wstęp

2. Analiza struktury zasobów wiertniczych.
3. Charakterystyka geologiczna złoża.
4. Model geologiczno-technologiczny złoża.
5. Geologiczne i terenowe uzasadnienie możliwości zagospodarowania przestrzennego.
6.Technologiczne wskaźniki możliwości rozwoju.
7. Zasoby ropy i rozpuszczonego gazu.
8.Środki bezpieczeństwa dla operatorów zajmujących się wydobyciem ropy i gazu.
9.Technologiczny tryb pracy studni produkcyjnych.
10. Wydobycie ropy naftowej przy użyciu elektrycznych jednostek podwodnych.
11. Wydobycie ropy przy użyciu odwiertowych pomp prętowych.

Pliki: 1 plik

FEDERALNA AGENCJA EDUKACJI

Państwowa instytucja edukacyjna wyższej edukacji zawodowej

„Państwowy Uniwersytet Nafty i Gazu w Tiumeniu”

Katedra Rozwoju i Eksploatacji Złóż Naftowych

na pierwszej praktyce produkcyjnej

od „” 20 do „” 200

w przedsiębiorstwie

Student

specjalność grupy NR-09-1

„Rozwój i eksploatacja ropy naftowej i

pola gazowe”,

specjalizacja: „Zagospodarowanie złóż ropy naftowej”

Z przedsiębiorstwa

(stanowisko) Imię i nazwisko

Stopień ochrony:

Kogałym, 2012

Wstęp

1. Ogólne informacje o lokacie.

2. Analiza struktury zasobów wiertniczych.

3. Charakterystyka geologiczna złoża.

4. Model geologiczno-technologiczny złoża.

5. Geologiczne i terenowe uzasadnienie możliwości zagospodarowania przestrzennego.

6.Technologiczne wskaźniki możliwości rozwoju.

7. Zasoby ropy i rozpuszczonego gazu.

8.Środki bezpieczeństwa dla operatorów zajmujących się wydobyciem ropy i gazu.

9.Technologiczny tryb pracy studni produkcyjnych.

10. Wydobycie ropy naftowej przy użyciu elektrycznych jednostek podwodnych.

11. Wydobycie ropy przy użyciu odwiertowych pomp prętowych.

WSTĘP

Administracyjnie złoże Zapadno-Czigorinskoje położone jest w obwodzie Surgut w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym w obwodzie tiumeńskim.

Złoże zlokalizowane jest na terenie trzech obszarów koncesyjnych, których użytkownikiem podłoża jest Surgutneftegaz OJSC:

Chigorinsky LU (licencja KhMN nr 00684, wydana 03.12.1997, data ważności
ważność licencji 31.12.2040),
Ai-Pimsky LU (licencja KhMN nr 00560, wydana 29.09.1993, data ważności
ważność licencji 31.12.2055),
West-Ai-Pimsky LU (licencja KhMN nr 00812, wydana 04.06.1998, termin
data ważności licencji 31.12.2055),

Odległość do najbliższego zaludnionego obszaru - wsi. Niżnesortymski – 60 km. Odległość do Surgut - 263 km.

Złoże zostało odkryte w 1998 r., oddane do pilotażowej eksploatacji przemysłowej w 2003 r. na podstawie „Schematu technologicznego pilotażowego rozwoju przemysłu” opracowanego przez SurgutNIPIneft TO (protokół TKR Chanty-Mansi Okręg Autonomiczny nr 259 z dnia 12.06.2001 r.).

Ze względu na wyższe tempo zagospodarowania złóż w pierwszych dwóch latach działalności (2003-2004) rzeczywiste wielkości wydobycia ropy naftowej przekroczyły zakładane wielkości. Aby dostosować wskaźniki rozwoju technologicznego, w 2005 r. SurgutNIPIneft TO opracowało „Analizę zagospodarowania pola Zapadno-Chigorinskoye” (protokół wydziału technicznego Komitetu Centralnego Rosnedra dla Chanty-Mansyjskiego Okręgu Autonomicznego nr 630 z dnia 27 kwietnia 2005).

Niniejszy dokument projektowy „Schemat technologiczny zagospodarowania pola Zapadno-Czigorinskoje” został opracowany w 2006 roku zgodnie z decyzją wydziału technicznego Komitetu Centralnego Rosnedra dla Chanty-Mansyjskiego Okręgu Autonomicznego (protokół nr 630 z dnia 27 kwietnia , 2005).

W okresie pilotażowego zagospodarowania złoża Zapadno-Czigorinskoje:

Wyjaśniono budowę geologiczną oraz właściwości filtracyjno-pojemnościowe
główny obiekt operacyjny EJ oraz,

zapasy ropy zostały obliczone i zatwierdzone przez Komitet Rezerw Państwowych Rosnedry (protokół nr 1280 z dnia
03.11.2006),
Oceniono skuteczność wdrożonego systemu rozwoju.

Niniejszy „Schemat technologiczny zagospodarowania złoża Zapadno-Czigorinskoje” uzasadnia optymalną opcję dalszego zagospodarowania złoża.

Prace przeprowadzono zgodnie ze specyfikacjami technicznymi Surgutneftegas OJSC i zatwierdzonymi dokumentami regulacyjnymi.

1. OGÓLNE INFORMACJE O DEPOZYCIE

Położenie administracyjno-geograficzne. Złoże West-Chigorinskoye zlokalizowane jest na terenie trzech obszarów koncesyjnych: obszaru koncesyjnego Ai-Pimsky (północno-wschodnia część złoża), obszaru koncesyjnego West-Ai-Pimsky (część środkowa) i obszaru koncesyjnego Chigorinsky (część południowo-wschodnia , rys. 1.1).

Administracyjnie pole znajduje się na terenie obwodu Surgut Chanty-Mansyjskiego Okręgu Autonomicznego obwodu Tiumeń. Najbliższa osada to Niżnesortymski, położona 60 km na północny wschód od złoża. Centrum regionu Surgut stanowi miasto Surgut, położone 263 km na południowy wschód od pola. Pod względem fizyczno-geograficznym ogranicza się do bagiennej prowincji Surgut w zachodnio-syberyjskim kraju fizyczno-geograficznym. Pole znajduje się na obszarze działalności OJSC „Surgutneftegas”, NGDU „Nizhnesortymsk-nieft”.

Klimat, kontynentalny. Zima jest długa, surowa i śnieżna. Średnia temperatura najzimniejszego miesiąca, stycznia, wynosi -21,4°C. Grubość pokrywy śnieżnej dochodzi do 60-75 cm, a okres utrzymujących się przymrozków wynosi 164 dni. Lato jest krótkie (50-60 dni), umiarkowanie ciepłe i pochmurne, z częstymi przymrozkami. Średnia temperatura najcieplejszego miesiąca (lipca) wynosi +16,8°C, a absolutna temperatura maksymalna +34°C. Ogólnie klimat regionu jest typowy dla strefy tajgi.

Hydrografia. Złoże znajduje się na zbiegu rzek Nimatuma, Yumayakha i Totymayaun. Ze względu na charakter reżimu wodnego rzeki należą do typu rzek z powodziami wiosenno-letnimi i powodziami w ciepłym sezonie. Główną fazą reżimu wodnego jest powódź, która w niektórych latach odpowiada do 90% rocznego odpływu. Rozpoczyna się w trzeciej dekadzie kwietnia i kończy w czerwcu. Znaczne obszary są podmokłe (60,1%). Zawartość jezior na obszarze prac wynosi 17,2%. Oprócz małych jezior na terenie złoża znajdują się także duże jeziora: Vochikol, Vontyrya-vinlor, Evyngyekhanlor, Num-Vochkoultunglor, Vochkoultunglor, Otinepatylor.

Gleby. Na powierzchniach automorficznych dominują bielice iluwialno-żelazne i iluwialno-próchnicze. Do gleb bagiennych zalicza się gleby torfowe, torfowo-glejowe i torfowe na torfowiskach wysokich, a także torfowo-próchniczne. Na terenach zalewowych rzek dominują gleby torfowo-próchnicowo-gliniaste i gleby zalewowe lekko bielicowe.

Wegetacja. Według podziału geobotanicznego zachodniej Syberii (Ilyina, Machno, 1976) terytorium złoża znajduje się w północnej podstrefie tajgi.

W strukturze krajobrazu obszaru dominują bagna różnego typu (60,1% powierzchni), głównie zagłębienia graniowe i zagłębienia jeziorne, a także bagna płasko-pagórkowate. Lasy sosnowe i sosnowo-brzozowe ograniczają się do obszarów dolinowych (lesistość – 17,3%). Na terenach zalewowych i dolinach rzek dominują lasy sosnowo-brzozowe i cedrowo-sosnowe (około 5,4%).

Świat zwierząt. Zgodnie z podziałem zoogeograficznym regionu Tiumeń (Gashev, 2000), złoże West Chigorinskoye znajduje się w prowincji zoogeograficznej Surgut. Faunę reprezentuje fauna biotopów jeziorno-błotnych (piżmak, zając biały, ptactwo wodne: kaczki nurkujące i błąkające się), w biotopach leśnych występują przedstawiciele zwierzyny wyżynnej (cietrzew, cietrzew, cietrzew), a także wiewiórki i wiewiórki.

Zagospodarowanie terenu i obszary specjalnie chronione. Na terenie pola Zapadno-Chigorinskoye znajdują się terytoria o specjalnym statusie zarządzania środowiskiem - strefy ochrony wód, plantacje cedrów, ziemie przodków (ryc. 1.1).

Strefy ochrony wód wyznaczane są wzdłuż rzek i wokół jezior o szerokości od 100 do 500 m, zajmując powierzchnię 5132 ha (około 45% powierzchni pól). Na wydzielonych odcinkach koryt rzek znajdują się plantacje cedrów – 172 ha (1,5%).

Uchwałą Szefa Administracji Rejonu Surgut nr 124 z dnia 30 listopada 1994 r. Oraz Decyzją Komisji Okręgowej w Zarządzie Wiejskim Sytominsk Rejonu Surgut na terenie złoża przydzielono ziemię rodową nr 12C , na którym 4 rodziny (12 osób) spośród rdzennej ludności prowadzą działalność gospodarczą Północ - Chanty (rodziny Lozyamov K.Ya., Lozyamov S.Ya., Lozyamov R.Ya., Lozyamova L.I.). Pomiędzy OJSC „Surgutneftegas” a głowami ziem przodków zawarto porozumienia gospodarcze, przewidujące zestaw środków społeczno-gospodarczych.

Działalność gospodarczą w strefach ochrony wód określa dekret Rządu Federacji Rosyjskiej nr 1404 z dnia 23 listopada 1996 r. „Przepisy dotyczące stref ochrony wód jednolitych części wód i ich przybrzeżnych pasów ochronnych”, RD 5753490-028-2002 „Przepisy dotyczące ochrona środowiska przy projektowaniu i prowadzeniu prac nad klastrami odwiertów oraz pojedynczymi odwiertami poszukiwawczo-poszukiwawczymi OJSC „Surgutnieftiegaz”, zlokalizowanymi w strefach ochrony wód zbiorników wodnych Chanty-Mansyjskiego Okręgu Autonomicznego”; plantacje cedrowe – Kodeks leśny Federacji Rosyjskiej nr 22-FZ z dnia 29 stycznia 1997 r.; ziemie przodków - dekretem Szefa Administracji Regionu Surgut nr 124 z ZOL 1.1994.

Infrastruktura produkcyjna. Złoże naftowe Zapadno-Czigorinskoje zlokalizowane jest na obszarze działalności NGDU Nizhnesortymskneft, które posiada rozwiniętą infrastrukturę wydobywczą: punkt odbioru i oczyszczania ropy naftowej, przepompownie wspomagające, system rurociągów ciśnieniowych i międzypolowych, gazociągi, sieć autostrad, system zasilania i bazy usług produkcyjnych.

W czasie prac na polu wybudowano: 11 stanowisk studniowych; system odbioru ropy i gazu o długości 26,1 km:

jedna pompownia wspomagająca o wydajności projektowej 10,0 tys. m/dobę, z ujścia
nowy wstępny zrzut wyprodukowanej wody o wydajności 10,0 tys. m 3 /dobę.
Wykorzystanie mocy produkcyjnych na dzień 01.01.2006 wyniosło 12%;
ropociąg do zewnętrznego transportu ropy ze złoża Zapadno-Czigorinskoje
do miejsca wprowadzenia do rurociągu naftowego ze złoża Bittemskoje o długości 15,0 km;

przepompownia klastrowa o wydajności 7,2 tys. m 3/dobę. Wykorzystanie mocy produkcyjnych na dzień 01.01.2006 wyniosło 44%;

Na terenie KNS wykonano cztery studnie ujęcia wody w Górach Cenomańskich
parasol wyposażony w wysokociśnieniowe zanurzalne jednostki pompujące, przelotowe
w którym pompowana jest woda;

System wodociągów wysokociśnieniowych o długości 18,55 km;
podstacja transformatorowa PS 35/6;

linia wysokiego napięcia VL-35kV z PS110 pola Bittemskoje w kierunku zachodnim
Pole No-Chigorinskoye o długości 15,8 km;
autostrada z nawierzchnią asfaltobetonową z CSN West
Pole Chigorinskoye do wstawienia do korytarza z pola Bittemskoye” o
długość 13,5 km;

Wejścia do krzaków mają długość 26,15 km.

System odbioru gazu na złożu nie jest rozwinięty. Na oddalonym o 20 km złożu Bittemskoje wybudowano elektrownię turbinową. Stopień wykorzystania gazu na dzień 1 stycznia 2006 roku wyniósł 2,76%.

Najbliższy punkt przeróbki ropy naftowej to Centralna Stacja Przeróbki Alechinskiego, położona 95,8 km od złoża. Ropa naftowa dostarczana jest do systemu Transniefti w pompowni Zachodni Surgut.

Energia elektryczna dostarczana jest z systemu Tiumeńenergo. Głównym źródłem zasilania pola Zapadno-Czigorinskoje jest stacja elektroenergetyczna 35/6 kV Bit-Temskaja (2x25 MB A).

Zasilanie obiektów terenowych pola Zapadno-Czigorinskoje odbywa się z stacji elektroenergetycznej 35/6 kV (2x6,3 MB A) nr 252, zlokalizowanej na terenie obiektu technologicznego stacji wspomagającej.

Przy zagospodarowaniu pola dostawy materiałów i sprzętu realizowane są z miasta Surgut, które posiada duży węzeł kolejowy, port rzeczny oraz lotnisko mogące przyjmować pasażerskie i ciężkie samoloty transportowe.

Najbliższa wioska Niżne-Sortymski ma wykwalifikowaną siłę roboczą. W NGDU Nizhnesortymskneft opracowano system jednostek naprawczych i usług.

2. ANALIZA STRUKTURY FUNDUSZU DOBREGO.

Na dzień 1 stycznia 2006 roku przedsiębiorstwo posiada w swoim bilansie 147 odwiertów, w tym 109 wydobywczych, 33 zatłaczające, 1 kontrolny i 4 wodne.Charakterystykę zasobów odwiertów podaje tabela. 2.1

Na terenie obiektu AC12 stan odwiertów wydobywczych i zatłaczających wynosi 129, w tym wydobywczych – 96, zatłaczających – 33 (w tym 12 jest w trakcie zagospodarowania ropy naftowej).

W formacjach AC11 i YuSo znajduje się 13 opuszczonych odwiertów poszukiwawczych.

W załącznikach graficznych przedstawiono mapy aktualnego stanu zagospodarowania obiektu AC12. Dla obiektu jako całości, produktywność odwiertu wskazana na mapie odpowiada raportom NGDU, mapy każdej z formacji pokazują szacunkową produktywność uzyskaną w wyniku obliczeń modelowych.

Stan funduszu jest zadowalający. W nieaktywnym zasobie odwiertów produkcyjnych znajdują się 2 odwierty (2% zasobów odwiertów).

W grudniu 2005 roku istniało 100 odwiertów produkcyjnych o średnim przepływie ropy naftowej 13,9 ton/dobę i średnim ciśnieniu dennym 12,8 MPa. Czynnych odwiertów zatłaczających jest 21. Średnia zatłaczalność odwiertów zatłaczających wynosi 152 m 3 /dobę, a średnie ciśnienie w głowicy 14,9 MPa.

Rozpiętość przepływów ropy (od 0,1 do 63,1 t/dobę) dla początkowej fazy rozwoju jest bardzo duża. W celu zidentyfikowania głównych przyczyn nierównej produktywności odwiertów przeprowadzono wieloczynnikową analizę informacji geologicznych i terenowych, przy czym najbardziej informatywne zależności przedstawiono na ryc. 4.3.1. Z podanych danych wynika:

Eksploatacja złóż ropy i gazu. Raport Departamentu Rozwoju i Eksploatacji Złóż Nafty i Gazu Właściwości zbiornikowe horyzontów produkcyjnych