Raport mbi praktikën e zhvillimit të specialitetit dhe funksionimit të fushave të naftës dhe gazit - NGDU Chekmagushneft. Raport mbi praktikën para diplomimit në NGDU Kiengop OJSC Udmurtneft Ne kryejmë të gjitha llojet e punës studentore

Puna nga seksioni: "Të ndryshme"
Përmbajtja 1. Hyrje 2. Teknologjia e shpimit të puseve 2.1. Mjet për prerjen e gurëve 2.2. Ndërtimi i një platforme shpimi 3. Hapja dhe zhvillimi i një rezervuari nafte 3.1.1. Perforimi i plumbit 3.1.2. Perforimi i torpedos 3.1.3. Perforimi kumulativ 3.1.4. Perforimi me hidrosandblast 3.1.5. Perforimi i shpimit 3.2. Zhvillimi i puseve të naftës 3.2.1. Zëvendësimi i lëngut me densitet të lartë në pus me lëng me densitet më të ulët 3.2.2. Ulja e presionit në rezervuar me një kompresor 3.2.3. Thithja me shtupë 3.2.4. Shpërthimi 4. Ngritja e vajit në sipërfaqe 4.1. Metoda e shatërvanit të prodhimit të naftës. 4.1.1. Bilanci energjetik i rezervuarit 4.1.2. Komplikimet gjatë funksionimit të një pusi shatërvani. 4.1.3. Pajisjet e pusit të shatërvanit. 4.1.4. Tubat e pompimit dhe kompresorit. 4.1.5. Paketuesit, spiranca 4.1.6. Pajisjet e pemës së Krishtlindjes 4.2. Prodhimi i vajit duke përdorur instalimet e pompës së shufrës thithëse 4.2.1 Ngasja 4.2.2. Dizajni i pompës së shufrës 4.2.3. Funksionimi i puseve të pajisura me pompa me shufra thithëse (SSRP) 4.3 Prodhimi i naftës me pompa pusesh pa shufër 4.4. Instalimet e pompave centrifugale elektrike 5. Ndikimi artificial në formimin nga injektimi i ujit 5.1 Baza teorike për ruajtjen e presionit të rezervuarit 5.2 Përmbytja e qarkut të jashtëm 5.3 Përmbytja brenda qarkut 5.4 Karakteristikat e ujit të injektuar5.teknologjik në formë5. Mirëmbajtja e presionit të rezervuarit 5.6 Stacionet e pompimit të grumbullimit në tokë 5.7. Stacionet e pompimit të grupeve nëntokësore 5.8. Trajtimi i ujërave të zeza 5.9. Projektimi i puseve të injektimit 5.10. Zhvillimi i puseve të injektimit 5.11. Injektimi i gazit në rezervuar 5.12 Injektimi i ftohësit 5.13. Injektimi i ujit të nxehtë 5.14. Injektimi i avullit 5.15 Krijimi i një burimi lëvizës të djegies në vend 5.16. Injektimi i dioksidit të karbonit 5.17. Pajisjet për implementimin e teknologjive 5.18 Aplikimi i solucioneve micellare 5.19 Zhvendosja e vajit me solucione polimere 5.20. Aplikimi i tretësve hidrokarbur 5.21 Aplikimi i përmbytjeve alkaline 5.22 Aplikimi i surfaktantëve 6. Riparimi i puseve të naftës. 6.1. Informacione të përgjithshme rreth riparimeve aktuale të puseve. 6.2 Teknologjia e riparimit të madh nëntokësor të puseve. 6.2.1 Inspektimi dhe testimi i puseve përpara riparimeve të mëdha. 6.2.2 Teknologjia e riparimit të kafazit të prodhimit. 6.2.3. Teknologjia e punës izoluese për të eliminuar ose kufizuar prurjet e ujit. 6.2.4. Izolimi i fluksit të ujit plantar. 6.2.5. Puna e peshkimit në një pus. 6.2.6. Heqja e tubave të rënë. 6.2.7. Heqja e njësisë ESP. 6.2.8. Testimi i rrjedhjes së kolonës. 6.2.9. Prerja e trungut të dytë. 6.2.10. Epo braktisje. 6.3. Mekanizmat dhe pajisjet për punë riparimi. 6.3.1. Strukturat ngritëse të palëvizshme dhe të lëvizshme. 6.3.2. Mjet për peshkim. 7. Grumbullimi dhe përgatitja e vajit. 7.1. Instalimi i matjes në grup. 7.2. Instalimi i trajtimit kompleks të vajit. 8. NGDU “Chekmagushneft” 9. Përfundim 1.Hyrje. Pas përfundimit të vitit të parë, studentët e specialitetit 09.06.00 “Zhvillimi dhe funksionimi i vendburimeve të naftës dhe gazit” i nënshtrohen praktikës hyrëse në ndërmarrjet e prodhimit të naftës dhe gazit. Praktika hyrëse është faza fillestare e trajnimit praktik për studentët. Meqenëse fillimi i praktikës hyrëse nuk përfshin studimin e disiplinave të veçanta të përfshira në kompleksin e njohurive profesionale, detyrat e tij kryesore mund të formulohen si më poshtë. 1. Njohja e studentëve me proceset e shpimit të puseve të naftës dhe gazit, prodhimit të naftës dhe gazit dhe zhvillimit të fushës së naftës. 2. Njohja me pajisjet kryesore që përdoren në shpimin dhe funksionimin e puseve të naftës dhe gazit. 3. Njohja me hallkën kryesore të industrisë së naftës - vendburimin e naftës dhe aktivitetet e saj prodhuese dhe ekonomike. 4. Marrja e disa njohurive praktike që kontribuojnë në asimilimin më të mirë të materialit teorik në procesin e trajnimit të mëtejshëm në specialitet. 5. Marrja e përvojës së parë të komunikimit në një ekip prodhimi. 2. Teknologjia e shpimit të pusit Teknologjia është një grup operacionesh të kryera në mënyrë sekuenciale që synojnë arritjen e një qëllimi specifik. Është e qartë se çdo operacion teknologjik mund të kryhet vetëm me përdorimin e pajisjeve të nevojshme. Le të shqyrtojmë sekuencën e operacioneve gjatë ndërtimit të pusit. Ndërtimi i pusit i referohet të gjithë ciklit të ndërtimit të pusit që nga fillimi i të gjitha operacioneve përgatitore deri në çmontimin e pajisjeve. Puna përgatitore përfshin planifikimin e zonës, vendosjen e themeleve për platformën e shpimit dhe pajisje të tjera, vendosjen e komunikimeve teknologjike, linjat elektrike dhe telefonike. Fusha e punës përgatitore përcaktohet nga relievi, zona klimatike dhe gjeografike dhe kushtet mjedisore. Kështu, në kushtet e fushave kënetore në Siberi, është e nevojshme të ndërtohen diga (ishuj) argjinaturash përpara fillimit të shpimit; në fushat në det të hapur, është e nevojshme të instalohen platforma. Instalimi - vendosja e pajisjeve të platformës së shpimit në vendin e përgatitjes dhe tubacionet e saj. Aktualisht, instalimi i bllokut praktikohet gjerësisht në industrinë e naftës - ndërtimi në blloqe të mëdha të montuara në fabrika dhe të dorëzuara në vendin e instalimit. Kjo thjeshton dhe shpejton instalimin. Instalimi i secilës njësi përfundon me testimin e saj në modalitetin e funksionimit. Shpimi i një pusi është një thellim gradual në trashësinë e sipërfaqes së tokës në një rezervuar nafte me forcimin e mureve të puseve. Ndërtimi i një pusi kryhet sipas një projekti të parapërgatitur dhe dokumenteve gjeologjike dhe teknike që duhen ndjekur gjatë ndërtimit dhe shpimit të një pusi. Shpimi i një pusi fillon me vendosjen e një vrime 2..4 m të thellë, në të cilën ulet një copë, e vidhosur në një katror të varur në sistemin e goditjes së kullës. Shpimi fillon duke dhënë lëvizje rrotulluese në katror, ​​dhe, rrjedhimisht, në bit duke përdorur një rotor. Ndërsa stërvitja shkon më thellë në shkëmb, bishti dhe katrori ulen duke përdorur një çikrik. Shkëmbi i shpuar largohet nga lëngu shpëlarës i furnizuar nga një pompë në gropë përmes një rrotulluese dhe një katrori të zbrazët. Pasi pusi është thelluar në gjatësinë e sheshit, ai nxirret nga pusi dhe vendoset një tub shpimi midis tij dhe gropës. Gjatë procesit të thellimit, muret e puseve mund të shkatërrohen, kështu që ato duhet të forcohen (kasose) në intervale të caktuara. Kjo bëhet duke përdorur tuba të shtresës së poshtme të ulur posaçërisht, dhe dizajni i pusit merr një pamje të shkallëzuar. Në krye, shpimi kryhet me një bit me diametër të madh, pastaj më të vogël, etj. Numri i fazave përcaktohet nga thellësia e pusit dhe karakteristikat e shkëmbinjve. Dizajni i pusit i referohet një sistemi të tubave të shtresës së jashtme me diametra të ndryshëm, të ulur në pus në thellësi të ndryshme. Për rajone të ndryshme, modelet e puseve të naftës janë të ndryshme dhe përcaktohen nga kërkesat e mëposhtme. - kundërveprimi i forcave të presionit të shkëmbinjve që tentojnë të shkatërrojnë pusin; - ruajtja e diametrit të specifikuar të trungut në të gjithë gjatësinë e tij; - izolimi i horizonteve që ndodhin në pjesën e pusit që përmban agjentë me përbërje të ndryshme kimike dhe parandalimi i përzierjes së tyre; - aftësia për të nisur dhe përdorur pajisje të ndryshme; - Mundësia e kontaktit të zgjatur me mjedise kimikisht agresive dhe rezistencës ndaj presioneve dhe temperaturave të larta. Pjesa e pusit ngjitur drejtpërdrejt me rezervuarin e naftës është e pajisur me një filtër, përmes të cilit vaji rrjedh nga rezervuari në pus. Një filtër është një tub i shpuar në të gjithë trashësinë e formacionit, i cili është një vazhdim i vargut të prodhimit, ose ulet në pus veçmas. Nëse formacioni përbëhet nga shkëmbinj të fortë, filtri mund të mos instalohet. Në fushe ndërtohen puse gazi, injeksioni dhe piezometrike, projektet e të cilave janë të ngjashme me puset e naftës. Elementet individuale të projektimit të pusit kanë këtë qëllim: Drejtimi parandalon erozionin e shkëmbinjve të sipërm të lirshëm nga lëngu i shpimit gjatë shpimit të pusit. Përçuesi siguron izolimin e akuiferëve të përdorur për ujë të pijshëm; Furnizim me ujë Kolona e ndërmjetme ulet për të izoluar zonat e absorbimit dhe për të mbuluar horizontet prodhuese me presione jonormale. Ndonjëherë, për të izoluar një pjesë të trungut në puse të thella, një pjesë e kolonës ulet - një astar. Kutia e prodhimit siguron izolimin e të gjitha shtresave që gjenden në seksionin e terrenit, uljen e pajisjeve dhe funksionimin e pusit. Në varësi të numrit të kolonave të shtresës së jashtme, dizajni i pusit mund të jetë me një kolonë, me dy kolona, ​​etj. Fundi i pusit, filtri i tij, është elementi kryesor i kolonës, pasi siguron drejtpërdrejt komunikimin me rezervuarin e naftës, kullimin e lëngut të rezervuarit brenda kufijve të specifikuar dhe ndikimin në rezervuar për të intensifikuar dhe rregulluar funksionimin e tij. Dizajni i fytyrave përcaktohet nga karakteristikat e shkëmbit. Kështu, në shkëmbinjtë e qëndrueshëm mekanikisht (ranorët), mund të kryhet minierë e hapur. Ai siguron lidhje të plotë me formimin dhe merret si standard, dhe treguesi i efikasitetit të komunikimit - koeficienti i përsosmërisë hidrodinamike, merret si një. Disavantazhi i këtij dizajni është pamundësia e hapjes selektive të shtresave individuale, nëse ka, kështu që fytyrat e hapura kanë marrë përdorim të kufizuar. Ekzistojnë modele të njohura të strukturave të fytyrës me filtra të parafabrikuar të ulur veçmas në një formacion plotësisht të ekspozuar dhe të pambuluar. Hapësira unazore midis pjesës së poshtme të shtresës së jashtme dhe majës së filtrit është e mbyllur. Vrimat në filtër janë bërë të rrumbullakëta ose në formë çarje - gjerësia 0,8...1,5 mm, gjatësia 50...80 mm. Ndonjëherë filtrat ulen në formën e dy tubave, zgavra midis të cilave është e mbushur me zhavorr të renditur. Filtra të tillë mund të ndryshohen pasi bëhen të pista. Filtrat më të përdorur janë formuar në një rezervuar vaji të mbyllur dhe një shtresë prodhimi të çimentuar. Ata thjeshtojnë teknologjinë e hapjes, ju lejojnë të izoloni me besueshmëri shtresat individuale dhe të veproni mbi to, por këta filtra gjithashtu kanë një sërë disavantazhesh. 2.1. Mjet për prerjen e shkëmbinjve Trashësia e sipërfaqes së tokës përbëhet nga shkëmbinj me fortësi të ndryshme. Në pjesën e sipërme ka rërë, argjilë, më thellë - ranorë, gëlqerorë, pastaj granit, kuarcit. Kjo duhet të merret parasysh kur zgjidhni modelin e një mjeti prerës shkëmbi - pak, i cili është lidhja kryesore në një zinxhir të madh teknologjik të procesit të shpimit. Naftëtarët kanë braktisur copat e daltës, të cilat përdoreshin në shpimet me goditje, megjithëse si këto copa ashtu edhe metoda e shpimit me goditje vazhdojnë të përdoren për hapjen e puseve të cekëta, kryesisht me ujë. Vërtetë, në një version të ri, të mekanizuar. RH ("bisht peshku"), ose copa me dy tehe, përdoren për shpimin e shkëmbinjve të butë - argjila viskoze, gurë ranorë të lirshëm, gëlqerorë të butë, merlë; copa me tre tehe - për shkëmbinj të butë, por jo viskozë; copa rul - për shkëmbinj me veti të ndryshme mekanike. Meqenëse pjesët e konit të rulit përdoren kryesisht, le të shqyrtojmë dizajnin e një biti me kon rul. Ai përbëhet nga një trup në të cilin janë ngjitur tre këmbë, të cilat janë strukturat mbështetëse për konet e rulit. Këto të fundit kanë formë si ingranazhe të pjerrëta me disa rreshta dhëmbësh. Ingranazhet e rrotullës janë montuar në boshtin e putrës dhe rrotullohen në kushineta me rul dhe top. Strehimi ka vrima për furnizimin e lëngut shpëlarës. Ndërsa pjesa rrotullohet, prerëset mbivendosen mbi shkëmbin, duke u shkëputur pjesë-pjesë. Intensiteti i shkatërrimit do të varet nga shpejtësia e rrotullimit të bishtit, nga forca me të cilën bita do të shtypë në shkëmb dhe nga shpejtësia e pastrimit të shkëmbit të shpuar. Qëndrueshmëria e bitit ndikon drejtpërdrejt në kohën e ndërtimit të pusit. Prandaj, po punohet për të rritur rezistencën ndaj konsumit të pjesës prerëse të copave - duke vënë në sipërfaqe materiale të forta dhe super të forta - karabit tungsteni, diamant. Copat e diamantit bëjnë të mundur rritjen e depërtimit në shkëmbinj të fortë në 250...300 m dhe, në këtë mënyrë, zëvendësojnë 15...20 copa rul konvencionale me një bit. 2.2. Ndërtimi i një platforme shpimi Më herët kemi vërejtur se shpimi i një pusi është procesi i shkatërrimit të shkëmbinjve në një interval të caktuar hapësinor, me qëllimin e formimit të një pusi në sipërfaqen e tokës. Sidoqoftë, ky rezultat mund të arrihet duke përfshirë pajisje speciale në proces, të bashkuara funksionalisht nga një detyrë dhe duke përbërë teknologjikisht një kompleks të vetëm - një pajisje shpimi. Një pajisje moderne shpimi përbëhet nga pajisjet e mëposhtme. Kulla është një strukturë ngritëse e ngarkesës, për të cilën është e pajisur me një sistem të veçantë rrotullash. Ai përfshin: bllok kurorë, bllok udhëtimi, grep dhe litar metalik. Blloku i kurorës dhe blloku udhëtues - një sistem i rrotullave që nuk lëvizin dhe lëvizin përmes të cilit hidhet litari. Njëra skaj i litarit është fiksuar i palëvizshëm (fundi qorre), i dyti është i fiksuar në daullen e çikrikut. Funksionimi i sistemit të udhëtimit bazohet në rregullin e njohur të mekanikës." Kur ngrihet një ngarkesë duke përdorur një bllok, fitimi në fuqi është i barabartë me humbjen në distancë. Në këtë rast, ne jemi të interesuar për fitimin në fuqi. , meqenëse ngritja e drejtpërdrejtë e një ngarkese me masë të konsiderueshme kërkon një shpenzim të madh energjie. Një grep është ngjitur në bllokun e udhëtimit, mbi të cilin një ngarkesë është e varur, e ulur në ose e ngritur nga pusi. Në shumicën e rasteve, kjo është një varg stërvitjeje tuba, në fund të të cilëve është ngjitur një copë. Një çikrik është një mekanizëm i projektuar për të mbështjellë skajin e lirë (rrjedhës) të litarit të ngritjes, dhe në këtë mënyrë kryerjen e operacioneve të fikjes. Njësia kryesore e çikrikut është një daulle, lëvizja rrotulluese e të cilit jepet nga një makinë e veçantë. Shpejtësia e rrotullimit të tamburit rregullohet nga një frenim pneumatik ose me dorë. Rotori është një mekanizëm që rrotullon tubat gjatë shpimit të puseve, si dhe vidhosjen dhe heqjen e tyre. Përbëhet nga një strehimi në të cilin ka kushineta është instaluar një tavolinë rrotulluese. Tabela ka një vrimë në formë katrore në të cilën është futur tubi i parë i vargut të shpimit me prerje tërthore katrore. Ky dizajn i tubit dhe tavolinës siguron kontaktin e tyre të besueshëm. Tabela rrotullohet përmes një çifti ingranazhesh të pjerrëta, njëra prej të cilave është e lidhur me boshtin lëvizës, e dyta me tavolinën.Pompa është një makinë hidraulike që furnizon lëngun (quhet shpëlarje) në pus gjatë procesit të shpimit. Në këtë rast, arrihen qëllimet e mëposhtme: presioni i avionit të lëngshëm vepron në shkëmb në zonën e bishtit, gjë që kontribuon në shkatërrimin e tij; shkëmbi i shpuar kapet nga një rrjedhë lëngu dhe bartet në sipërfaqe. Uji me aditivë të ndryshëm dhe tretësirë ​​balte përdoren si lëng larës. Pompa përbëhet nga dy njësi - hidraulike dhe mekanike. Njësia hidraulike përfshin dy (ose tre) cilindra në të cilët pistonët kryejnë lëvizje reciproke. Valvulat e instaluara në cilindra sigurojnë marrjen dhe nxjerrjen alternative të lëngut dhe një kapak ajri zbut natyrën pulsuese të furnizimit me lëng. Lëvizja e pistonëve sigurohet nga një njësi mekanike, e cila është një kuti ingranazhi me një mekanizëm fiksimi. Ky i fundit e shndërron lëvizjen rrotulluese në lëvizje reciproke të pistonëve. Asambleja mekanike përfshin një rrotull, fiksues (bosht me gunga), shufër lidhëse dhe kokë tërthore. Kryqëzimi siguron transmetimin e forcave nga shufra lidhëse në shufrën e pistonit në mënyrë rigoroze përgjatë boshtit të pistonit. Për arsye sigurie, pompa duhet të jetë e pajisur me një "valvul sigurie", e cila është e montuar në tubacionin e shkarkimit dhe parandalon krijimin e presionit në pompë dhe në tubacion më lart kritik. Një rrotullues është një njësi që siguron furnizimin e shpëlarjes lëngu në grykën e shpimit përmes vargut të tubit të shpimit gjatë rrotullimit të tij. Për këtë qëllim, rrotulluesi është bërë nga dy pjesë - të fiksuara dhe të lëvizshme. Pjesa e fiksuar lidhet me anë të një zorrë shpimi me një ngritës përmes të cilit është lëngu shpues. furnizohet dhe pjesa e lëvizshme lidhet përmes një katrori me një kordon shpimi rrotullues. Sistemi i pastrimit të lëngut shpëlarës është projektuar për të pastruar lëngun shpëlarës që del nga lëngu i pusit që mbart grimcat e shkëmbinjve të shpuar dhe papastërtitë e tjera dhe përgatitjen e lëngut për ripërdorim Sistemi është i pajisur me sita speciale për pastrimin e lëngut nga shkëmbi i shpuar, degazues për ndarjen e gazit, një enë për grumbullimin e lëngut të pastruar.Një çelës mekanik siguron vidhosjen dhe zhvidhosjen e tubave që përbëjnë kordonin e shpimit. 3. Hapja dhe zhvillimi i një rezervuari nafte Shpimi i një pusi përfundon me hapjen e një rezervuari nafte, d.m.th. komunikimi midis rezervuarit të naftës dhe pusit. Kjo fazë është shumë e rëndësishme për arsyet e mëposhtme. Përzierja e naftës dhe gazit në rezervuar është nën presion të lartë, madhësia e së cilës mund të jetë e panjohur paraprakisht. Në një presion që tejkalon presionin e kolonës së lëngshme që mbush pusin, lëngu mund të nxirret nga pusi dhe mund të ndodhë rrjedhje e hapur; - depërtimi i lëngut shpëlarës (në shumicën e rasteve është një zgjidhje balte) në formacionin e vajit bllokon kanalet e tij, duke dëmtuar rrjedhën e vajit në pus. Ju mund të shmangni fryrjet duke instaluar pajisje speciale në krye të pusit që bllokojnë gropën e pusit - parandalues, ose duke përdorur lëng shpëlarës me densitet të lartë. Parandalimi i depërtimit të tretësirës në rezervuarin e vajit arrihet duke futur në tretësirë ​​përbërës të ndryshëm me veti të ngjashme me lëngun e formimit, për shembull, emulsione me bazë vaji. Meqenëse pas hapjes së një rezervuari vaji me shpim, një varg i shtresës së jashtme ulet në pus dhe çimentohet, duke bllokuar kështu rezervuarin e naftës, ekziston nevoja për të rihapur rezervuarin. Kjo arrihet duke gjuajtur kolonën në intervalin e formimit me perforatorë të veçantë që kanë ngarkesa me bazë pluhuri. Ato ulen në pus në një litar kabllor nga shërbimi gjeofizik. Aktualisht, disa metoda të shpimit të pusit janë zotëruar dhe përdorur. 3.1.1. Perforimi me plumb Shpimi me plumb i puseve përbëhet nga. në zbritjen në pus në një litar kabllor të pajisjeve speciale - perforatorë, në trupin e të cilave janë ndërtuar ngarkesa pluhuri me plumba. Duke marrë një impuls elektrik nga sipërfaqja, ngarkesat shpërthejnë duke i dhënë plumbave shpejtësi të lartë dhe forcë më të madhe depërtuese. Shkakton shkatërrimin e metalit të kolonës dhe unazës së çimentos. Numri i vrimave në kolonë dhe vendndodhja e tyre përgjatë trashësisë së formacionit llogaritet paraprakisht, kështu që ndonjëherë ulet një kurorë perforatorësh. Presioni i gazeve djegëse në dhomën e fuçisë mund të arrijë 0,6...0,8 mijë MPa, gjë që siguron prodhimin e perforimeve me diametër deri në 20 mm dhe gjatësi 145...350 mm. Plumbat janë bërë prej çeliku të lidhur dhe janë të veshura me bakër ose plumb për të zvogëluar fërkimin kur lëvizin nëpër dhomë. Përdoren çekiçët rrotullues të llojeve PB-2, PVN-90. 3.1.2. Perforimi i torpedos Shpimi i torpedos në parim është i ngjashëm me shpimin me plumb, vetëm pesha e ngarkesës rritet. nga 4...5 deri në 27 dhe në stërvitjen me çekiç përdoren trungje horizontale. Diametri i vrimave është 22 mm, thellësia është 100...160 mm, bëhen deri në katër vrima për 1 m të trashësisë së formacionit. 3.1.3. Perforimi kumulativ Perforimi kumulativ është formimi i vrimave për shkak të lëvizjes së drejtimit të një rryme të nxehtë që del nga një perforator me një shpejtësi prej 6...8 km/s me presion prej 0,15...0,3 milion MPa. Në këtë rast, formohet një kanal me një thellësi deri në 350 mm dhe një diametër prej 8 ... 14 mm. Trashësia maksimale e formacionit të hapur nga një perforator kumulativ gjatë zbritjes është deri në 30 m, torpedo - deri në 1 m, plumbi deri në 2,5 m Sasia e ngarkesës së pluhurit - deri në 50 g 3.1.4. Perforimi me hidrosandjet Perforimi me hidrosandjet është krijimi i vrimave në kolonë për shkak të veprimit gërryes të përzierjes rërë-lëng, duke ikur me shpejtësi deri në 300 m/s nga grykat e kalibruara me presion 15...30 MPa. E zhvilluar në Institutin Kërkimor Gjith-Rus dhe e komercializuar me kodin AP-6M, makina e rërës e ka dëshmuar mirë veten: thellësia e kanaleve në formë dardhe që prodhon mund të arrijë 1.5 m 3.1.5. Perforimi i shpimit Një perforator shpimi është një pajisje për formimin e një filtri duke shpuar vrima. Për këtë qëllim, përdoret një kampionues i bërthamës së shpimit i zhvilluar në VNIIGIS (Oktyabrsky), motori elektrik i të cilit është i lidhur me një stërvitje diamanti. Rrezja maksimale është 60 mm, e cila, bazuar në rezultatet e praktikës së kalimit të shtresës së jashtme, siguron hyrjen në formacion në një thellësi prej jo më shumë se 20 mm. Perforimi quhet “i butë”, pasi eliminon dëmtimet e kolonës dhe unazës së çimentos, të cilat janë të pashmangshme me metodat shpërthyese. Perforimi i shpimit ka saktësi të lartë të formimit të filtrit në intervalin e kërkuar. 3.2. Zhvillimi i puseve të naftës Zhvillimi i puseve të naftës është një grup punimesh që kryhen pas shpimit për të shkaktuar një fluks nafte nga formacioni në pus. Fakti është se gjatë procesit të hapjes, siç u përmend më herët, lëngu i shpimit dhe uji mund të hyjnë në formacion, i cili bllokon poret e formacionit dhe largon vajin nga pusi. Prandaj, një rrjedhje spontane e naftës në një pus nuk është gjithmonë e mundur. Në raste të tilla, ata i drejtohen një fluksi artificial, i cili konsiston në kryerjen e një pune të veçantë. 3.2.1. Zëvendësimi i një lëngu me densitet të lartë me një lëng me densitet më të ulët në gropën e pusit Kjo metodë përdoret gjerësisht dhe bazohet në një fakt të njohur: një kolonë lëngu me një densitet më të lartë ushtron presion më të madh prapa në formacion. Dëshira për të reduktuar presionin e kundërt duke zhvendosur, për shembull, një tretësirë ​​balte me një densitet Qg = 2000 kg/kub.m nga pusi me ujë të freskët me një densitet Qb = 1000 kg/cub.m çon në një përgjysmim të presioni i kundërt në formacion. Metoda është e thjeshtë, ekonomike dhe efektive kur formacioni është paksa i bllokuar. 3.2.2. Zvogëlimi i presionit në formacion me një kompresor Nëse zëvendësimi i tretësirës me ujë nuk sjell rezultate, ata përdorin një reduktim të mëtejshëm të densitetit: ajri i ngjeshur nga një kompresor futet në fuçi. Në këtë rast, është e mundur të shtyhet kolona e lëngshme në këpucën e tubave të tubave, duke ulur kështu presionin e kundërt në formacion në vlera të konsiderueshme. Në disa raste, metoda e furnizimit periodik të ajrit me një kompresor dhe lëngjeve nga një njësi pompimi, duke krijuar shpërthime të njëpasnjëshme ajri, mund të jetë efektive. Mund të ketë disa pjesë të tilla të gazit, dhe ndërsa zgjerohen, ato nxjerrin lëngun nga fuçi. Për të rritur efikasitetin e zhvendosjes përgjatë gjatësisë së vargut të tubit, instalohen valvola-vrima të nisjes përmes të cilave ajri i kompresuar hyn në tub menjëherë pas hyrjes në pus dhe fillon të "punojë", d.m.th. ngrini lëngun si në unazë ashtu edhe në tub. 3.2.3. Mbjellja me shtupë Metoda përfshin uljen e një shtupë pistoni të veçantë të pajisur me një valvul kontrolli në tub (Fig. 2.15.). Duke lëvizur poshtë, pistoni kalon lëngun përmes vetes, kur ngrihet lart, valvula mbyllet dhe e gjithë kolona e lëngut sipër saj detyrohet të ngrihet së bashku me pistonin, dhe më pas të hidhet nga pusi. Meqenëse kolona e lëngut që ngrihet mund të jetë e madhe (deri në 1000 m), ulja e presionit në formacion mund të jetë e konsiderueshme. Pra, nëse pusi mbushet me lëng deri në gojë, dhe shtupa mund të ulet në një thellësi prej 1000 m, atëherë presioni do të ulet me sasinë e zvogëlimit të kolonës së lëngshme në unazë, nga ku një pjesë e lëngu do të rrjedhë nga tubi. Procesi i fshirjes mund të përsëritet shumë herë, gjë që bën të mundur uljen e presionit në formacion në një sasi shumë të madhe. 3.2.4. Shpërthimi Nëse një enë e mbushur me ajër nën presion ulet në një pus, pastaj komunikon menjëherë këtë enë me gropën e pusit, ajri i çliruar do të lëvizë nga një zonë me presion të lartë në një zonë me presion të ulët, duke tërhequr lëngun me të dhe duke krijuar kështu një presion i reduktuar në formacion. Një efekt i ngjashëm mund të shkaktohet nëse punimet e pompimit dhe kompresorit, të zbrazura më parë nga lëngu, ulen në pus dhe lëngu i pusit transferohet menjëherë në to. Në këtë rast, presioni i kundërt në formacion do të ulet dhe fluksi i lëngjeve nga formacioni do të rritet. Shkaktimi i një fluksi shoqërohet me largimin nga formimi i papastërtive mekanike të sjella aty, d.m.th. pastrimi i formacionit. 4. Ngritja e naftës në sipërfaqe Ngritja e naftës në sipërfaqe quhet “prodhimi i naftës”, në analogji me të mirënjohurin “shfrytëzimi i qymyrit”, “mihja e xehes”. Megjithatë, përveç emrit, ato ndryshojnë dukshëm në teknologjinë e procesit të nxjerrjes. Ekzistojnë dy lloje të zbatimit të këtij procesi - shatërvan dhe i mekanizuar. Me metodën e rrjedhjes, vaji ngrihet në sipërfaqe për shkak të energjisë së brendshme të formimit; me metodën mekanike, ata përdorin një metodë të detyruar të ngritjes duke përdorur pajisje të ndryshme të ulura në pus. Metoda rrjedhëse e prodhimit është ekonomike dhe ekziston në periudhën fillestare të zhvillimit të fushës, ndërsa rezervat e energjisë së rezervuarit janë mjaft të mëdha. Më pas zëvendësohet me metoda të mekanizuara. Në varësi të metodave të përdorura, metodat e mekanizuara ndahen në kompresor dhe pompë. Kjo e fundit përfshin prodhimin e naftës duke përdorur pompa shufra dhe pa shufër. Le të shqyrtojmë metodat e prodhimit të naftës që përdoren aktualisht. 4.1. Metoda e shatërvanit të prodhimit të naftës. 4.1.1. Bilanci i energjisë i rezervuarit Kur presioni nën të cilin ndodhet nafta në formacion është mjaft i lartë, vaji ngrihet spontanisht në sipërfaqe përgjatë gropës së pusit. Kjo metodë e ngritjes së vajit quhet gushing. Për çfarë përdoret presioni i suvasë dhe cila duhet të jetë vlera e saj për të siguruar rrjedhjen? Së pari, është e nevojshme të kapërcehet presioni i kundërt i pusit të mbushur me presion të lëngshëm - hidrostatik Ргст. Së dyti, është e nevojshme të kompensohen humbjet që ndodhin gjatë lëvizjes së lëngut në vargjet e zorrëve dhe tubave - humbjet hidraulike Rgid. Së treti, është e nevojshme të sigurohet transportimi i lëngut nga pusi në pikën e grumbullimit - Rtr. Për më tepër, pusi mund të jetë më i lartë ose më i ulët se pika e grumbullimit dhe kur nevojitet energji për të kapërcyer ndryshimin gjeometrik në lartësi - RT. Duhet gjithashtu të merret parasysh se kur lëngu lëviz nga një zonë me presion të lartë (formim) në një zonë me presion të ulët (pus), prej saj lirohet gaz, i cili, duke u zgjeruar, ndihmon në ngritjen. Duke treguar këtë ndikim të gazit përmes Prgasit, marrim kushtin e rrjedhjes: Ppl = Prgst + Rgid + Ptr - Prgas + Pr (4.1) Teoria e gushimit u zhvillua në detaje nga Akademiku A.P. Krylov. Gjatë projektimit të mënyrës së funksionimit të një pusi që rrjedh, duhet të kihet parasysh sa vijon. Sa më i ulët të jetë presioni në fund, aq më i madh është fluksi i lëngut nga formacioni - Rzab. Në të njëjtën kohë, sa më i lartë të jetë presioni në fund, aq më i lartë do të jetë xhiroja e ashensorit. Gjatë funksionimit të rezervuarit dhe ashensorit, do të vendoset ekuilibri i sistemit – “lift-shtresa”. Fluksi i lëngut nga formimi përshkruhet me formulë. qn = K(Ppl - Rzab)n (4.2) Ku K është koeficienti i produktivitetit, metra kub/ditë MPa; Ppl-presioni i rezervuarit, MPa; Pzab - presioni i vrimës së poshtme, MPa. Kapaciteti i xhiros së ashensorit përcaktohet me formulën (4.5), prandaj është e nevojshme të përpiqeni të përmbushni kushtin qn = qmax Nëse tubi ulet në fund, atëherë Pzab në formulën (4.2) është presioni i vrimës së poshtme. Nëse tubi është më i lartë se fundi, kështu që thellësia H e pusit është më e madhe se thellësia e rrjedhjes së tubit L: (LH), atëherë: Pzab – Pbash + (H – L)* p*q (4.3) Në këtë rast, formula (4.2) do të marrë formën qn = Kn (4.4) ku Pbash është presioni në hyrje të ashensorit; p është dendësia e lëngut. Me një thellësi ngritëse L, diametri i tij d do të përcaktohet nga formula (4.5) Për një diametër të caktuar të ngritjes, thellësia e zbritjes së tij do të jetë: (4.6) ku P është presioni në krye të pusit. 4.1.2. Komplikimet gjatë funksionimit të një pusi shatërvani. Depozitat e parafinës Një ndërlikim i zakonshëm gjatë funksionimit të puseve rrjedhëse është reshjet e parafinës dhe kripërave nga nxjerrja e naftës, rërës dhe zbulimet e gazit. Në bazë të përmbajtjes së parafinës, vajrat zakonisht ndahen në tri klasa: 1 – jo parafine (përmban më pak se 1% parafinë ndaj peshës); 2 – pak parafinik (përmban 1-2% parafinë ndaj peshës); 3 – parafinik (përmban më shumë se 2% parafinë ndaj peshës). Vaj Devonian anhidrik i fushës së naftës Tuymazinsky, për shembull, përmban nga 3.7 në 5.5% parafinë: formimi D1 - 5%, formimi Dp - 6%, Tournaisian - 1.9%, qymyrmbajtës - 3.7%. Depozitat Mangyshlak përmbajnë 15-20% parafinë (Uzen dhe Zhetybai). Prodhimi i naftës në prani të parafinës është i ndërlikuar nga formimi i depozitave të parafinës në tuba, unazë, linja rrjedhëse dhe rezervuarë. Depozitat e parafinës përbëhen nga parafina, nafta, përbërësit rrëshirë të naftës, si dhe uji, grimcat e ngurta, argjila dhe rëra. Depozitat e parafinës prishin funksionimin normal të puseve: ato duhet të ndalen për riparime, gjë që çon në humbjen e prodhimit të naftës. Në kushtet e Bashkirisë, kostoja e pajisjeve të depilimit të fushës është rreth 10% e kostos së naftës së prodhuar. Fillimi i depozitimit të parafinës vërehet në një thellësi prej 800-900 m. Depozitimet më të mëdha vërehen në një thellësi afërsisht 100-200 m. Një lift shatërvani me diametër 73 mm me një rrjedhje pusi 75 t/ditë . Depilohet plotësisht në rreth pesë ditë. Gjatë kësaj kohe, më shumë se 1000 kg parafinë grumbullohen në ashensor. Shkalla mesatare e rrjedhës së pusit është reduktuar në 50 ton/ditë. Le të shqyrtojmë disa faktorë që ndikojnë në precipitimin e parafinës nga vaji. Në kushtet e rezervuarit, parafina është zakonisht në një gjendje të tretur. Kur presioni dhe temperatura ulen, ekuilibri fiziko-kimik fillestar prishet. Si rezultat, parafina fillon të ndahet nga tretësira në formën e kristaleve të imta, të cilat fillimisht pezullohen në vaj dhe më pas depozitohen në sipërfaqet e forta të pajisjes. Reshjet e parafinës lehtësohen nga ulja e temperaturës në ashensor. Temperatura në të cilën fillon kristalizimi i parafinës për fushat e Tataria dhe Bashkiria është në intervalin 15...35 gradë C. Ulja e temperaturës në tubacionet e ashensorit ndodh për shkak të çlirimit të gazit nga nafta, e cila nga ana tjetër shkaktohet nga një ulje e presionit kur grimcat e gazit në vaj lëvizin nga fundi i pusit në grykën e pusit, si dhe me një ulje të presionit të pusit. Le të përshkruajmë një metodë të trajtimit të parafinës, e cila bazohet në vetinë e parafinës për t'u ngjitur vetëm në sipërfaqe të vrazhda. Shkencëtarët S.F. Lyushin dhe V.A. Rasskazov zbuluan se depozitimi i parafinës nuk vërehet në sipërfaqe të lëmuara. Një grup shkencëtarësh nga shoqata "Bashneft" dhe NGDU "Tuymazaneft", institutet "UralNITI" dhe "OF VNIIKaneftegaz" zhvilluan formulime materialesh dhe krijuan instalime për aplikimin e tyre në sipërfaqen e brendshme të tubave të pompës-kompresorit. Sipërfaqet e bëra nga qelqi, smalti dhe rrëshira epokside u testuan. Vetitë e veshjeve janë të ndryshme: qelqi është rezistent ndaj temperaturës, rezistent ndaj acidit, por i brishtë. Për shkak të ngarkesave të mëdha që veprojnë në tubin në pus dhe sasive të ndryshme të deformimit të metalit dhe xhamit, xhami ndahet nga tubat dhe shkërmoqet, duke formuar priza qelqi. Smalti është më i qëndrueshëm se xhami, rezistent ndaj lëngjeve agresive, por gjithashtu shkatërrohet nga stresi mekanik. Duhet thënë se procesi i aplikimit të qelqit dhe smaltit kërkon ngrohjen e tubit në 700 ° C ose më lart, gjë që shkakton ndryshime në strukturën e metalit dhe çon në një ulje të forcës. Rrëshira epoksi është një material elastik, aplikohet në temperaturë +100°C; procesi i aplikimit mund të kryhet në punishte industriale. Me përgatitjen e sipërfaqes me cilësi të lartë dhe përzgjedhjen e duhur të materialeve, veshja është e qëndrueshme dhe e besueshme dhe i reziston formimit të parafinës. Vlen të përmendet metoda e trajtimit të parafinës, e cila konsiston në gërvishtjen periodike të saj nga sipërfaqja e tubit. Për këtë qëllim, u krijua një sistem i tërë, i përbërë nga kruese me seksion kryq të ndryshueshëm, të ulur në tub në një tel nga një çikrik i veçantë, një stafetë kohore softuerike dhe çelsat kufizuese. Strukturisht, derrat ishin projektuar në atë mënyrë që kur lëviznin poshtë ata reduktonin diametrin e tyre, gjë që u siguronte kalim të lirë edhe në prani të depozitave të parafinës në muret e tubave. Gjatë ngritjes, ata rritën diametrin dhe prenë parafinën. Scrapers përdoren ende në disa rajone të naftës sot. Pastrimi i montimeve të kokës së pusit, si dhe i tubave, nga parafina kryhet nga një njësi e lëvizshme depilimi, e cila është një mjet mbi të cilin është instaluar një ngrohës. Një tub është instaluar në ngrohës përmes të cilit pompohet lëngu. Këtu nxehet në një temperaturë të caktuar dhe dërgohet në pus. Njësia mund të lidhet me "qarkullimin", d.m.th. Lëngu që del nga pusi dërgohet në furrë, nxehet në 100°C dhe kthehet në unazën e pusit. Gjatë procesit të qarkullimit, pusi dhe tubi pastrohen. 4.1.3. Pajisjet e pusit të shatërvanit. Mënyra më e thjeshtë për të hequr lëngun nga një pus që rrjedh është përdorimi i një vargu prodhimi për këtë qëllim. Në këtë rast, mund të shfaqen komplikime: a) erozioni i kolonës për shkak të ndikimit të lëngut lëvizës dhe përbërësve që përmbahen në të; b) përdorimi joracional i energjisë së rezervuarit për shkak të diametrit të konsiderueshëm të kolonës; c) shfaqja e komplikimeve për shkak të përbërësve të çliruar nga lëngu - kripërat, parafina, papastërtitë mekanike. Rivendosja e një kolone të dëmtuar dhe eliminimi i komplikimeve është punë intensive dhe jo gjithmonë efektive. Duhet gjithashtu të kihet parasysh se vargu i prodhimit në puse, si rregull, shërben gjithashtu si një varg i shtresës së jashtme dhe është krijuar për të mbrojtur me siguri pusin nga shkatërrimi dhe depërtimi i agjentëve të huaj në të gjatë gjithë jetës së fushës. Të gjitha pajisjet e pusit të shatërvanit mund të ndahen në dy grupe - nëntokësore dhe mbitokësore. Pajisjet nëntokësore përfshijnë tuba, spirancë, paketues, valvola, bashkime - të gjitha pajisjet dhe aksesorët që funksionojnë në pus dhe ndodhen nën fllanxhën e shtresës së jashtme. Pajisjet sipërfaqësore përfshijnë pajisje për kokë pusi, kolektorë pune, pajisje, valvola, valvola porta - të gjitha pajisjet që veprojnë në sipërfaqe. Le të shqyrtojmë qëllimin dhe tiparet e projektimit të pajisjeve që plotësojnë kërkesat e procesit teknologjik. 4.1.4. Tubat e pompimit dhe kompresorit. Tubat e tubacioneve në puset e naftës kryejnë këto funksione kryesore: a) janë një kanal për ngritjen e lëngut të prodhuar; b) shërbejnë për pezullimin e pajisjeve të ujërave të thella; c) janë një kanal për kryerjen e operacioneve të ndryshme teknologjike; d) janë një mjet për të ndikuar në zonën e poshtme dhe të vrimës së poshtme. Në varësi të qëllimit dhe kushteve të përdorimit të tyre, tuba quhet: a) rrjedhëse (ose ngritëse) - kur përdoret në puse rrjedhëse për ngritjen e lëngut; b) pompimi kur vepron në puse pompimi; c) kompresor kur përdoret në puset e kompresorit. Sipas dizajnit të tyre, tubat e pompës dhe të kompresorit ndahen në: a) të lëmuar; b) me skajet e vendosura nga jashtë. Tubi i lëmuar ka të njëjtin diametër të brendshëm përgjatë gjithë gjatësisë së tij. Ato nuk kanë forcë të barabartë: forca e tyre në pjesën e filetuar është 80-85% e forcës së trupit të tubit. Tubat me skajet e fillimit kanë të njëjtën forcë: forca e tyre në pjesën e filetuar është e barabartë me forcën në çdo seksion të tubit. GOST 633-80 rregullon prodhimin e tubave pa qepje (të tërhequr të ngurtë) me diametrat e mëposhtëm nominalë (të jashtëm), mm: të lëmuar - 48, 60, 73, 83, 102, 114 dhe me skaje të prishura - 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Trashësia e murit nga 4 në 7 mm, gjatësia e tubit nga 5.5 në 10 m (mesatarisht 8 m). Tuba prodhohet nga çeliku i grupeve të forcës D, K, E, L, M. Dizajni i lidhjes së filetuar është i veçantë. Fije në tub është konike. Përparësitë e fijeve të tilla: a) aftësia për të siguruar ngushtësi pa agjentë mbyllës; b) mundësinë e eliminimit të boshllëqeve në fill; c) shpërndarje më uniforme e ngarkesës; d) reduktimin e kohës për montim dhe çmontim. 4.1.5. Paketuesit, spiranca Paketuesit janë pajisje të dizajnuara për të izoluar seksione individuale të një pusi, për shembull, zona e vrimës së poshtme, nga pjesa tjetër. Në të njëjtën kohë, ato kryejnë funksionet e mëposhtme: - mbrojnë kutinë nga efektet e presionit të formimit; - parandaloni kontaktin e lëngjeve dhe gazeve agresive të rezervuarit me të; - nxisin presionin e gazit vetëm në tub, duke rritur efikasitetin e tyre; - të krijojë mundësinë e zhvillimit të veçantë të shtresave dhe ndërshtresave individuale; - të lejojë ndikimin e drejtuar të grykës së pusit në shtresat dhe formacionet individuale gjatë operacioneve teknologjike. Procesi i ndarjes kryhet me veprim mekanik, hidraulik dhe hidromekanik në elementin e paketimit të gomës, duke rritur kështu dimensionin diametral. Në varësi të llojit të ndikimit në elementin izolues, u përdorën paketues të veprimit mekanik ("M") ose hidraulik ("GM"). Paketuesi punon kështu. Pas zbritjes në një thellësi të caktuar në tubat e pompës-kompresorit, në këtë të fundit hidhet një top, i cili vendoset në shalë. Duke pompuar lëngun në tub, krijohet presion në paketues, i cili transmetohet përmes kanalit "A" nën piston dhe bën që ai të lëvizë. Pistoni e shtyn mbajtësin e matrikës me një forcë që siguron prerjen e vidës mbajtëse 10. Duke vazhduar lëvizjen e saj lart, ai i shtyn matricat mbi trup dhe i bashkon ato në kordonin e prodhimit. Prangat lirohen për shkak të masës së tubave që veprojnë në ndalesë. Me një rritje të mëtejshme të presionit (deri në 21 MPa), vidhosja që mban sediljen me topin pritet dhe ato bien nga trupi, duke çliruar zonën e rrjedhës së paketuesit. Paketuesi ngrihet pasi të hiqet ngarkesa boshtore dhe fuçia, koni dhe ndalesa lëvizen lart. Kjo ndihmon në kthimin e kapakut dhe prangave në pozicionin e tyre origjinal. Spiranca është projektuar për të siguruar forcë shtesë për të mbajtur të sigurt paketuesin në një interval të caktuar. Për ta bërë këtë, spiranca lidhet në një bllok me një paketues dhe ulet në pus njëkohësisht. Elementet mbajtëse në spirancë janë dash, të shkaktuar nga presioni i krijuar në vargun e tubit dhe që transmetohen përmes kanalit nën piston. Parimi i funksionimit të tij është i ngjashëm me atë të paketuesit. Kur presioni hiqet dhe tubi ngrihet, deshët kthehen në vendin e tyre, duke liruar spirancën. Spiranca mund të kombinohet në mënyrë strukturore me paketuesin dhe më pas shkronjat "I" futen në kodin e paketuesit (për shembull, PD-YAGM). 4.1.6. Pema e Krishtlindjeve Pema e Krishtlindjes i referohet pajisjeve të puseve që janë projektuar për të kryer funksionet e mëposhtme: a) mbylljen e hapësirës unazore midis gypave të veshjes dhe ngritësit; b) drejtimi i lëvizjes së përzierjes gaz-lëng; c) pezullimi i pajisjeve me vrima të thella; d) krijimi i presionit prapa në grykën e pusit; e) kryerjen e operacioneve kërkimore, zhvillimore dhe të tjera teknologjike. Përforcimi përbëhet nga një numër elementësh strukturorë. Koka e tubit përdoret për të pezulluar tubat e shatërvanit, për të mbyllur grykën dhe për të kryer operacione të ndryshme teknologjike. Përfshin fllanxhën e kolonës, kryqin e kokës së tubit, makinerinë e kokës së tubit, bobinën e transferimit. Pema e shatërvanit shërben për të drejtuar dhe rregulluar prodhimin e pusit. Përfshin një valvul qendrore, një kryq peme (në një montim të trefishtë), një valvul tampon, një tub buferi dhe një montim. Qëllimi i secilit element të pajisjeve: fllanxha kolone - për lidhjen e pajisjeve me shtresën e jashtme dhe vulosjen e unazës; kryq i kokës së tubit - për komunikim me unazën e pusit; Tee e kokës së tubit - për varjen e rreshtit të parë të tubave dhe komunikimin me të; spirale transferimi - për varjen e rreshtit të dytë të tubave dhe komunikimin me të; valvula qendrore - për të mbyllur pusin; kryqi i pemës së Krishtlindjes shërben për të drejtuar prodhimin e pusit në tubacion; valvula tampon - për uljen e mjeteve të vrimës në pus; tub tampon - për vendosjen e instrumenteve para uljes në pus dhe zvogëlimin e luhatjeve të presionit në pajisje (gazi grumbullohet atje); montim - për të rregulluar shkallën e rrjedhës së pusit; monofold i punës - pjesë e montimit midis pajisjeve dhe linjës së zakonshme të rrjedhës, e krijuar për të lidhur dy rrjedha në një; monofold ndihmës - një zambak që lidh unazën ose tubin dhe shërben për furnizimin me ajër, gaz dhe agjentë të tjerë në pus gjatë operacioneve teknologjike. Projektimi i elementeve kryesore të përforcimit. Kërkesa kryesore për pajisje është ngushtësia e saj absolute me forcën e lartë të pjesëve, montimi i shpejtë dhe ndërrimi i tyre. Pajisjet e mbylljes. Përdoren tre lloje të pajisjeve mbyllëse: valvulat e drejtpërdrejta, çezmat dhe valvulat qoshe. Një pajisje ose mbytje është projektuar për të ruajtur një mënyrë të caktuar funksionimi të puseve. Kokat e kolonave janë krijuar për të vulosur hapësirën midis tubave të shtresës së jashtme të ulur në pus. Në varësi të dizajnit të pusit, përdoren lloje të ndryshme të kokave të shtresës së jashtme. 4.2. Prodhimi i naftës duke përdorur instalimet e pompës së shufrës thithëse Ngritja e detyruar e naftës nga puset duke përdorur pompa është më e gjata në jetëgjatësinë e një fushe. Një nga varietetet e kësaj metode është prodhimi i vajit duke përdorur pompat e shufrës thithëse (SSRP). USP është një pompë pistoni me një veprim, shufra e së cilës është e lidhur me një kolonë shufrash me një makinë toke - një makinë pompimi. Ky i fundit përfshin një mekanizëm fiksimi që konverton lëvizjen rrotulluese të lëvizësit kryesor në lëvizje reciproke dhe e komunikon atë me vargun e shufrës dhe pistonin e pompës. Metoda kryhet duke përdorur një instalim, diagrami i të cilit është dhënë. Pajisjet nëntokësore përbëhen nga: tuba, pompë, shufra, pajisje për luftimin e komplikimeve. Pajisja sipërfaqësore përfshin një makinë (makinë pompimi), pajisje për puset dhe një fole pune. Instalimi funksionon si më poshtë. Ndërsa pistoni lëviz lart, presioni në cilindrin e pompës zvogëlohet dhe valvula e poshtme (thithëse) ngrihet, duke hapur hyrjen e lëngut (procesi i thithjes). Në të njëjtën kohë, një kolonë lëngu e vendosur sipër pistonit shtyp valvulën e sipërme (shkarkimit) në sedilje, ngrihet lart dhe hidhet nga tubi në një fole pune (procesi i shkarkimit). Ndërsa pistoni lëviz poshtë, valvula e sipërme hapet, valvula e poshtme mbyllet nga presioni i lëngut dhe lëngu në cilindër rrjedh përmes pistës së zbrazët në tub. Le të shqyrtojmë dizajnin dhe funksionimin e njësive individuale të USP. 4.2.1 Ngasësit klasifikohen: a) sipas llojit të energjisë së përdorur - mekanike, hidraulike, pneumatike; b) sipas numrit të puseve të shërbyer - individuale dhe grupore; c) sipas llojit të lëvizësit kryesor - elektrik dhe termik. Makina e pompimit është një makinë individuale e një pompe shufra thithëse me pus të thellë, e ulur në pus dhe e lidhur me makinën me një lidhje mekanike fleksibël - një varg shufrash. Strukturisht, makina e pompimit është një mekanizëm me katër lidhje që konverton lëvizjen rrotulluese të lëvizësit kryesor në lëvizjen reciproke të një kolone shufre. Dizajni i një makine pompimi serik sipas GOST 5866-76 përshkruhet si më poshtë. Çift rrotullimi nga motori elektrik transmetohet përmes një rripi V në boshtin lëvizës të kutisë së marsheve, dhe më pas në boshtin e shtyrë. Në këtë të fundit forcohet fiksimi me kundërpesha. Manivalja, duke përdorur shufra lidhëse dhe një zgjedhë, është e lidhur me një balancues që lëkundet në një mbështetje të montuar në një mbajtëse. Balancuesi në anën e përparme të shpatullave është i pajisur me një kokë të palosshme mbi të cilën është montuar një pezullim litar. Makina e pompimit (SK) përbëhet nga një numër njësish të pavarura. Korniza është projektuar për instalimin e të gjitha pajisjeve SC dhe është bërë nga profile të mbështjellë në formën e dy vrapuesve të lidhur me seksione tërthore dhe ka një mbajtës të veçantë për kutinë e shpejtësisë. Korniza ka vrima për fiksim në themel. Stenda është një mbështetje për balancuesin dhe është bërë nga profile të mbështjellë në formën e një piramide tetraedrale. Këmbët e raftit janë të lidhura me njëra-tjetrën me shufra tërthore. Në pjesën e poshtme, mbështetësja është ngjitur në kornizë me saldim ose bulona, ​​dhe në krye mban një pllakë për fiksimin e boshtit të balancuesit duke përdorur dy kllapa. Balancuesi është projektuar për të transmetuar lëvizje reciproke në kolonën e shufrës. Është bërë nga profile të mbështjellë me seksion I dhe ka një dizajn me një rreze ose me dy rreze. Në anën e pusit, balancuesi përfundon me një kokë rrotulluese. Mbështetja e balancuesit është një aks, të dy skajet e të cilit janë montuar në kushineta rul sferike të vendosura në strehë prej gize. Një shirit është ngjitur në pjesën e mesme të boshtit, i cili ka një seksion kryq katror, ​​përmes të cilit mbështetja e balancuesit lidhet me balancuesin duke përdorur bulona. Traversa vepron si një lidhje lidhëse midis mekanizmit të fiksimit dhe balancuesit dhe strukturisht është bërë në formën e një trau të drejtë të bërë nga profile të mbështjellë. Lidhja me balancuesin varet duke përdorur një kushinetë rul sferik. Shufra lidhëse - një bosh tub me koka të veçanta në skajet; Duke përdorur kokën e sipërme, shufra lidhëse lidhet me një kunj me zgjedhën, koka e poshtme është e lidhur me fiksimin përmes një kunj dhe një kushinete sferike. Manivali është elementi kryesor i mekanizmit të fiksimit, i krijuar për të kthyer lëvizjen rrotulluese të boshtit të kutisë së ingranazhit në kolona shufra reciproke. Bërë në formën e pllakave drejtkëndëshe me vrima për ngjitje në shufrat lidhës dhe boshtin e shtyrë të kutisë së shpejtësisë. E pajisur me kanale për instalimin dhe lëvizjen e kundërpeshave. Pezullimi i litarit është një lidhje fleksibël midis kolonës së shufrës dhe balancuesit. Ai përbëhet nga dy traversa - sipërme dhe të poshtme, të ndara nga tufat e kapëseve të litarit. Në traversën e sipërme ka një pikë ngjitjeje të lëmuar të shufrës. Shiritat kryq mund të zhvendosen me vida për të instaluar një dinamograf. Transmetimi i rripit V SK parashikon përdorimin e rripave V të llojeve O, A, B, V, D. Zgjedhja e saktë e llojit të rripit siguron jetëgjatësinë e transmetimit. Rrotullat ndërrohen shpejt për shkak të shpimit konik të trupit dhe përdorimit të një tufa konike të siguruar me një arrë. Rrëshqitja rrotulluese është një kornizë për motorin, e montuar në një pozicion të pjerrët, e cila siguron një ndryshim në distancën nga qendra në qendër midis akseve të boshteve dhe, rrjedhimisht, tensionin e rripave. Frena e dyfishtë e këpucëve është montuar në një daulle frenimi dhe drejtohet nga një vidë plumbi. Për arsye sigurie, doreza e frenave ndodhet në fund të kornizës së makinës pompuese. Makina e makinës së pompimit është një motor elektrik trefazor, asinkron në një dizajn ngrirës lagështie me një rotor me kafaz ketri me raporte fillestare dhe çift rrotullues maksimal prej 1.8...2.0 dhe 2.2...2.5, respektivisht. Shpejtësia kryesore e rrotullimit sinkron është 1500 rpm. Për të marrë numrin e kërkuar të goditjeve në pikën e pezullimit të shufrës, mund të përdoren motorë elektrikë me një shpejtësi rrotullimi prej 750 ose 1000 rpm të serisë AOP. Përveç makinës së përshkruar, baza e së cilës është një balancues lëkundës, disa modele pa disqe balancuese janë krijuar dhe përdorur në Federatën Ruse dhe jashtë saj. Përparësitë e këtyre disqeve përfshijnë zvogëlimin e madhësisë së përgjithshme të diskut, përmirësimin e kushteve të shërbimit dhe reduktimin e konsumit të metaleve, rritjen e transportueshmërisë dhe aftësisë së instalimit. Tipari themelor dallues i të gjitha SK-ve jo të balancuara është mungesa e një balancuesi të lëkundur. Një shembull pa një makinë ekuilibri mekanik është dizajni i mëposhtëm. Ai përbëhet nga një bum mbështetës, në skajin e sipërm të të cilit ka një dopio të dyfishtë dhe zinxhirë rul. Skajet e zinxhirëve janë ngjitur në travers. Shufrat lidhës janë ngjitur në këtë të fundit. Kutia e shpejtësisë drejtohet nga një motor elektrik. Boshti i drejtuar i kutisë së shpejtësisë ka një formë V me vrima për bashkimin e shufrave lidhëse. Kundërpeshat janë instaluar në perimetrin e diskut. Jashtë vendit përdoren disa lloje pa disqe balancuese, një nga varietetet e të cilave është më poshtë. Përbëhet nga një dërrasë çeliku e instaluar në krye të pusit. Në platformën e sipërme të fermës ka një motor lëvizës me kuti ingranazhesh të kthyeshme, në boshtin e daljes së të cilit është montuar një rrotull. Një peshë balancuese hidhet mbi rrotull nga ana e trastit dhe një litar me një shufër të lëmuar hidhet nga ana tjetër. Demeti është i instaluar në shina dhe mund të rrokulliset gjatë riparimeve nëntokësore. Kutia e shpejtësisë së kthyeshme kontrollohet nga një telekomandë: kur shufra e lëmuar arrin pozicionet e saj ekstreme, telekomanda jep një komandë për të ndryshuar drejtimin e rrotullimit. KS të tilla prodhohen në SHBA nga Oil Val dhe kanë këto karakteristika: gjatësia e goditjes deri në 10.2 m, kapaciteti i ngarkesës deri në 157 kN, numri i goditjeve deri në 2 min-1, fuqia deri në 30 kW. Makinat hidraulike të pompave të shufrave thithëse janë përdorur jashtë vendit. Ato përfshijnë një cilindër ngritës, një cilindër balancues, të lidhur me njëri-tjetrin nga një sistem tubash vaji. Pjesa e fuqisë hidraulike përbëhet nga një pompë dhe një pajisje shpërndarëse. Pompa e detyron vajin në cilindrin ngritës, duke bërë që pistoni dhe më pas vargu i shufrës të ngrihen. Në pozicionin e sipërm, pajisja e shpërndarjes aktivizohet dhe vaji rrjedh nga poshtë pistonit. Balancimi i makinës hidraulike ndodh duke rrjedhur vaj nga zgavra e nën pistonit të cilindrit ndërsa ai lëviz poshtë në zgavrën e nënpistonit të cilindrit dhe duke ngritur pistonin e tij. Pastaj, gjatë goditjes lart, ndodh procesi i kundërt: vaji nga nën zgavrën e pistonit të cilindrit derdhet në zgavrën e nënpistonit të cilindrit, duke ndihmuar në lëvizjen e pistonit të tij lart. 4.2.2. Ndërtimi i një pompe me shufër thithëse Një pompë pusi përbëhet nga një cilindër, një pistoni dhe valvola thithëse dhe shkarkimi. Ndërsa pistoni lëviz lart, në cilindrin e pompës krijohet një vakum, si rezultat i të cilit presioni i lëngut jashtë pompës është më i lartë se brenda. Kjo detyron valvulën e thithjes të hapet dhe të lejojë një pjesë të lëngut në cilindrin e pompës. Në të njëjtën kohë, lëngu sipër pistonit ushtron presion mbi valvulën e shkarkimit, duke e shtypur atë kundër sediljes dhe lëviz lart së bashku me pistonin. Pas një numri të caktuar goditjesh (ciklesh) lart, vargu i tubit do të mbushet dhe lëngu do të fillojë të rrjedhë në tubacionin e kryepusit. Gjatë goditjes në rënie, pistoni në pompat e këtij lloji nuk kryen punë për ngritjen e lëngut: lëngu që mbush cilindrin kompresohet, valvula e thithjes mbyllet dhe valvula e shkarkimit hapet, dhe lëngu rrjedh nga nënpistoni dhe sipër. zonat e pistonit të pompës. Përkundër numrit të madh të modeleve të krijuara aktualisht të pompave të pistonit të pusit, ato mund të ndahen në dy klasa - jo të futura dhe të futura. Pompat e tipit insert nuk ndryshojnë në parimin e funksionimit nga pompat pa futje. Dallimi është instalimi i tyre në pus: pompa është e fiksuar në një thellësi të caktuar në një mbështetje mbyllëse, e cila instalohet paraprakisht në tubat e tubave përpara se ato të ulen në pus. Mbështetja e bllokimit përbëhet nga një unazë mbështetëse dhe një armaturë pranverore, të instaluar në një bashkim të posaçëm mbështetës dhe të mbërthyer nga lart nga një nën. Pompa ka një kon, të ngjitur nga lart në drejtim të shufrës dhe nga poshtë në thithën e shtytjes. Koni ulet në unazën mbështetëse në tub, thithka, duke lëshuar burimet e armaturës, është mbështjellë rreth tyre, duke e fiksuar mirë pompën. Pompat e futjes prodhohen nën kodin NSV me një diametër prej 28, 32, 38, 43, 55, 68 mm dhe një gjatësi deri në 10 m; me peshë deri në 252 kg. Gjatësia e goditjes së pistës është nga 0,6 në 6 m. Ato janë projektuar për funksionimin e puseve deri në 2500 m të thella. një sipërfaqe e lëmuar, me vidhos dhe brazda unazore ose prerje në sipërfaqe. Përveç atyre metalike, përdoren pranga dhe kunja të gomës. Vrazda spirale dhe drejtkëndore sigurojnë heqjen e rërës dhe gërvishtjen e saj nga muret e cilindrit; prerjet në sipërfaqe sigurojnë lubrifikimin më të mirë të çiftit. Hendeku midis cilindrit dhe kutisë është vendosur në 0,12 mm, në varësi të karakteristikave të vajit që nxjerrin: për vajrat me viskozitet të ulët, hendeku duhet të jetë minimal; për vajrat me viskozitet të lartë, anasjelltas. Asambleja e valvulës përfshin një trup, një kon, një vend dhe një top. Asambleja e valvulës thithëse është instaluar në bazën e cilindrit dhe mund të hiqet nga pusi në të njëjtën kohë me pistën. Për këtë qëllim është i pajisur me një pajisje kapëse të bërë në formë kryqi, e cila futet në çarjen e bazës dhe fiksohet në të duke e kthyer këtë të fundit. Asambleja e valvulës së shkarkimit është instaluar në pjesën e sipërme ose të poshtme të pistonit dhe ndryshon nga valvula e thithjes në mungesë të kapëses. Karakteristikat teknike të pompave të tipit NSN: diametri i cilindrit të brendshëm – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 mm; goditje e pistës nga 600 mm në 6000 mm; produktiviteti me një numër goditjesh prej 10 në minutë – 5,5...585 metër kub/ditë; thellësia maksimale e zbritjes – 650...1500 m; dimensionet e përgjithshme - diametri i jashtëm 56...133 mm, gjatësia 2785...8495 mm, pesha 23.5...406 kg. Midis pompave me shufra, mund të dallohet një grup i veçantë pompash speciale, të dizajnuara për të punuar në kushte të vështira. Kushtet e tilla përgjithësisht konsiderohen si prania e gazit, kripërave, parafinës, rërës, ujit dhe agjentëve të tjerë në vaj, gjë që çon në ndryshime në vetitë e lëngut dhe kushtet për prodhimin e tij. Këtu janë disa nga llojet e përdorura. Pompat e lobeve ndryshojnë në modelin e pistonit dhe janë të dizajnuara për funksionimin e puseve që përmbajnë vaj shumë viskoz. Prangat janë bërë prej gome rezistente ndaj vajit dhe janë montuar në një tub shufër. Pompat me piston të gomuar janë të disponueshme në tipe plug-in dhe jo-prizë. Përdoret për funksionimin e puseve me përmbajtje të lartë rëre. 3...4 unaza gome shtypen në brazda unazore të pistonit. Mbyllja e unazës arrihet nga presioni i lëngut brenda pistonit përmes një vrime në kutinë që shtrihet nën unazë. Pompat teleskopike janë projektuar për funksionimin e puseve me një përmbajtje shumë të lartë rëre dhe viskozitet të lartë të lëngut (50*10-6m2/s ose më shumë). Strukturisht, pompa përbëhet nga tre tuba: i poshtëmi është i palëvizshëm, i cili është cilindri i pompës, dhe ato të lëvizshme, që rrëshqasin përgjatë tij dhe kryejnë funksionin e një pistoni. Këto tuba janë të lidhur në krye. Ky dizajn siguron një hendek të madh (deri në 0,5 mm) midis cilindrit dhe pistonit. Prania e lëngut qarkullues përgjatë hendekut siguron heqjen e rërës dhe ngjeshjen hidraulike. Pompat me shumë shkallë janë krijuar për të funksionuar puse me një faktor të lartë gazi. Ato përbëhen nga 2-3 kullona të seksioneve të ndryshme, që funksionojnë në parimin "tandem": kumarxhi i poshtëm me diametër të rritur furnizon lëngun e gazuar në atë të sipërm, ku ngjesh nën presion të lartë për shkak të diametrit më të vogël të pistës së sipërme dhe cilindër etj. Pompat me veprim të dyfishtë janë të dizajnuara për funksionimin e puseve me rendiment të lartë dhe me diametër të vogël. Bazuar në parimin e përdorimit të goditjes lart dhe poshtë të shufrës për furnizimin e lëngut. Le të shqyrtojmë tiparet teknologjike të funksionimit të USP në kushte të vështira. Ndërsa lëngu hidraulik lëviz nga fundi i pusit në pompën marrëse, gazi lirohet për shkak të uljes së presionit dhe temperaturës. Si agjenti më i lëvizshëm, gazi është i pari që hyn në cilindrin e pompës dhe, duke e mbushur atë, parandalon rrjedhën e lëngut. Kjo situatë mund të përmirësohet në dy mënyra: krijoni një presion në hyrjen e pompës që është më i madh se presioni i degazimit (presioni i ngopjes), ose ndryshoni drejtimin e lëvizjes së lëngut në hyrjen e pompës në mënyrë që gazi të ndahet nga lëngu dhe shkon në unazë. Metoda e parë kërkon uljen e pompës nën nivelin dinamik me një sasi shumë të madhe, e cila nuk është gjithmonë e arritshme dhe nuk është ekonomike. Metoda e dytë kërkon përdorimin e pajisjeve speciale - spiranca. Dhe megjithëse tani janë krijuar shumë spiranca gazi, shumica e tyre punojnë në të njëjtin parim - ndarja gravitacionale e gazit dhe lëngut duke ndryshuar drejtimin e lëvizjes së përzierjes me 90 ose 180 gradë. Humbja e parafinës nga vaji çon në bllokimin e vrimave të filtrit, valvulave dhe tubave. Lufta kundër parafinës kryhet me disa metoda: mekanike - përmes gërvishtjes së vazhdueshme të parafinës së lëshuar në sipërfaqen e brendshme të tubit me kruese të montuara në shufra; kimik - duke dozuar reagentët kimikë që shkatërrojnë parafinën në hyrjen e pompës; termo - shkrirje dhe ngrohje. Një shembull i një metode mekanike të luftimit të depozitave të parafinës janë krueset e pllakave, të cilat janë përhapur gjerësisht në fushat e rajoneve lindore. Kruajtësit kompaktohen në shufra në intervale të caktuara dhe rrotullohen periodikisht duke përdorur pajisje speciale - rrotullues shufra. Pllaka fiksohet në shufër duke përdorur kapëse që mbulojnë shufrat dhe ngjiten në pllakë. Besohet se për shkak të deformimit të bashkimit të saldimit që ndodh pasi të ftohet, pllaka do të mbahet mirë në shufër. Metodat kimike të luftimit të parafinës përfshijnë furnizimin e reagentëve kimikë në pus. Përvoja tregon se më e përshtatshme është doza e reagentit direkt në hyrjen e pompës duke përdorur dozues të thellë. Këtu është një përshkrim i njërit prej tyre. Instalimi i një pompe shufrash me një shpërndarës kimik përbëhet nga një pompë, një varg tubi, shufra dhe një strehë shpërndarëse. Ky i fundit është i lidhur me kontejnerin dhe pistonin ndarës. Trupi i shpërndarësit përmban valvola thithëse dhe shkarkimi, një grilë kufizuese në të cilën është instaluar mënga e kontrollit të valvulës. Trupi i dozuesit ka vrima për lëngun formues që të hyjë në pompë. Instalimi funksionon si më poshtë. Kur lëngu thithet nga një pompë shufër, valvula ngrihet, e cila nga ana tjetër kap reagentin kimik përmes valvulës. Kur lëngu pompohet nga një pompë shufër, valvula mbyllet nën veprimin e një kolone lëngu dhe një sustë. Rrjedha e valvulës e detyron reagjentin në zgavrën e thithjes përmes valvulës së shkarkimit. Ndërsa reagenti konsumohet, presioni në enë zvogëlohet; Për shkak të ndryshimit midis presionit të rezervuarit dhe presionit në enë, reagenti lëviz lart me piston. Gjatë çmontimit, lëngu i formimit shtrydhet nga ena duke hequr spinën përmes së cilës mbushet ena me reagentin. Përdorimi i këtij instalimi bën të mundur rritjen e efikasitetit të trajtimit të gropës përmes përdorimit të një reagenti kimik kundër korrozionit, depozitave të parafinës brenda pompës dhe komplikimeve të tjera, si dhe pastrimit të filtrit. Metodat termike për reduktimin e viskozitetit përfshijnë uljen e ngrohësve elektrikë në pus së bashku me një gjenerator presioni, të cilit voltazhi nga sipërfaqja furnizohet nëpërmjet një kablloje. Dihet se ka një sistem nën-pompë dhe një rregullim mbipompë të ngrohësve të ulur në pus njëkohësisht me pompën. Kjo metodë bazohet në lëngjet që ulin viskozitetin e tyre kur nxehen. Pompë për pompimin e lëngjeve me papastërti mekanike Papastërtitë mekanike që përmbahen në lëngun e pompuar nga një pompë me pus të thellë jo vetëm që çojnë në konsumim gërryes të vetë pompës dhe pajisjeve, por mund të çojnë në aksidente komplekse. Kur pompa ndalon, papastërtitë mekanike precipitojnë nga lëngu dhe grumbullohen mbi pompë, bien në hendekun midis pistës dhe cilindrit dhe bllokojnë pistën. Dizajni i pompës së shufrës thithëse është si më poshtë. Pistoni në pjesën e sipërme të tij është i fiksuar në mënyrë të ngurtë në një ose më shumë shufra të zbrazëta, të cilat janë të mbyllura fort dhe të lidhura me një kolonë shufrash konvencionale. Raftet e pjerrëta me unazë - enët e rërës janë montuar në shufra të zbrazëta. Mbi raftet ka vrima përmes të cilave lëngu i nxjerrë nga pompa nga pistoni hyn në tubat e ngritjes. Raftet e enëve të rërës janë bërë, së pari, të pjerrëta dhe, së dyti, çdo raft i poshtëm ka një diametër unazë pak më të madh se ai i mësipërm. Ky rregullim strukturor i rafteve siguron mbushje uniforme të vëllimeve ndërmjet rafteve me papastërti mekanike kur pompa ndalet dhe zvogëlon rezistencën hidromekanike ndaj rrjedhës së lëngut kur del nga pistoni dhe hyn në tubat ngritës. Për më tepër, kur pompa vihet më pas në funksion, rëra që është vendosur në vëllimet ndërraftore hiqet plotësisht prej tyre nën veprimin e një rryme lëngu nga vrimat. Pjerrësia e rafteve të marrësve të rërës na lejon të sigurojmë kushte më të mira për shpëlarjen e papastërtive mekanike në çdo performancë të pompës dhe të zvogëlojmë numrin total të rafteve. Pompë me lubrifikimin e detyruar të pistës Trupi i pompës komunikon përmes një tubi me unazën e pusit midis shtresës së jashtme dhe tubit në një lartësi që siguron ndarje të besueshme të vajit, ujit dhe gazit (jo më shumë se 20 m). Tubi në pjesën e poshtme lidhet me disa kanale të bëra në trupin e cilindrit me pjesën thithëse të pompës dhe hendekun unazor midis kumarit dhe cilindrit, dhe përfundon në krye me një valvul kontrolli. Për të zvogëluar seksionin kryq, tubi mund të ketë një seksion kryq eliptik dhe të ngjitet në kutinë dhe tubin e pompës duke përdorur kapëse. Pompa funksionon kështu: kur pistoni lëviz lart, për shkak të vakumit të krijuar në dhomë, valvula hapet dhe lëngu nga hapësira e nënpompës së pusit hyn këtu, dhe vaji thithet në tub përmes një valvul kontrolli nga unaza e pusit. Ndërsa pistoni lëviz poshtë, dhoma është e ekspozuar ndaj presionit të kolonës së lëngshme në vargun e tubit (valvula është e hapur), e cila tejkalon ndjeshëm presionin në tub. Për shkak të këtij ndryshimi presioni, vaji nga tubi përmes kanaleve shtrydhet në hendekun unazor midis kumarit dhe cilindrit, duke i lubrifikuar ato. Valvula në tub është e mbyllur. Nëse ka një rrotullues shufre në pus dhe, për rrjedhojë, rrotullim periodik të kumarit në cilindër, mjafton një tub. Në mungesë të një rrotulluesi shufre, numri i tubave mund të rritet. Dizajni i propozuar i pompës, për shkak të lubrifikimit të detyruar të pistës, është më efikas në puset që prodhojnë vaj të ujitur dhe të gaztë. Shufra Shufrat janë të dizajnuara për të transmetuar lëvizje reciproke në pistën e një pompe me pus të thellë nga një makinë pompimi dhe janë një lloj shufra e një pompe pistoni. Përdorimi specifik i shufrave la gjurmë në dizajnin e tyre. Aktualisht, një shufër është një shufër, 8 m e gjatë, me një fije të veçantë në skajet, një seksion katror me çelës në dorë dhe seksione të lëmuara tranzicioni. Shufrat janë të lidhura me njëri-tjetrin me bashkime. Në njërin skaj të shufrës, bashkimi vidhoset në fabrikë me një përshtatje tkurrjeje dhe nuk zhvidhoset gjatë funksionimit. Lidhja është një tufë cilindrike me një fije të brendshme dhe një urë me çelës në dorë. Fijet në shufra dhe bashkime nuk priten, por rrotullohen, gjë që forcon ndjeshëm fijet e shufrave. Industria prodhon shufra me diametër 16 (1/2”), 19 (3/4”), 22 (7/8”) dhe 25 mm (1”). Për të mundësuar rregullimin e gjatësisë së kolonës, prodhohen shufra të shkurtra (metra) me gjatësi 1200, 1500, 2000, 3000 mm. Kolonat e shkallëzuara të shufrave janë të lidhura me bashkime transferuese. Shufrat janë bërë nga çeliqet e karbonit dhe aliazhit; përveç kësaj, ato i nënshtrohen përpunimit të ndryshëm për të rritur forcën. Janë përdorur edhe shufra të zgavra, të cilat janë tuba me diametër 25 mm. Kanali i këtyre shufrave mund të përdoret për të ngritur vajin dhe për të dërguar substanca të ndryshme në pus. Testimi është duke u zhvilluar në një kolonë të vazhdueshme shufrash, të cilat janë shufra të veçanta çeliku të salduara së bashku. Gjatësia e seksioneve individuale varion nga 180 në 360 m. Pajisjet speciale nga TatNIIneftemash janë zhvilluar për të transportuar dhe ulur shufra të tilla në pus. Shufrat e bëra në formën e një kablli të bërë nga tela metalikë me një shtresë najloni dhe një bishtalec të përgjithshëm najloni po futen jashtë vendit. Diametri i kabllit është 16 mm, dhe për nga forca korrespondon me një shufër metalike me diametër 12.7 mm. Një lloj i ri shufrash janë shufrat prej tekstil me fije qelqi, të cilat karakterizohen nga qëndrueshmëri e lartë dhe rezistencë ndaj korrozionit. Përdorimi i gjerë i shufrave të vazhdueshme do të përshpejtojë proceset e operacioneve të ngritjes duke i mbështjellë ato në një kazan në vend të alternimit të vidhosjes dhe heqjes. 4.2.3. Funksionimi i puseve të pajisura me instalime të pompës me shufër thithëse (DRP) Funksionimi afatgjatë i CPRP në një pus do të sigurohet nga një mënyrë e zgjedhur mirë - një sistem i parametrave të mëposhtëm: madhësia e pompës, thellësia e zbritjes, vlera e zhytjes nën dinamikën niveli, gjatësia e goditjes dhe numri i goditjeve të shufrës së lëmuar, si dhe ngarkesa në kolonën e shufrës Mënyra optimale është projektuar bazuar në të dhënat kërkimore, në bazë të të cilave llogariten aftësitë e prodhimit të pusit Qc. Ato duhet të përputhen me aftësitë e pajisjeve. Kur vlerësoni funksionimin e një pompë presioni uji, duhet të përcaktohen vlerat e një numri treguesish. Performanca teorike e pompës Qt me diametër të pistës D, gjatësinë e goditjes L, numrin e goditjeve n dhe koeficientin e rrjedhjes do të jetë: Koeficienti i rrjedhjes është raporti i performancës aktuale Qf me Qt teorik. Zhytja e pompës hp - ndryshimi midis matjeve të thellësisë së pezullimit të pompës Нп dhe nivelit dinamik hq (raporti i matjes është marrë nga gryka) hp=Hп-hq Performanca aktuale (aktuale) e pompës do të përcaktohet nga raporti është kjo vlerë që duhet përdorur gjatë zgjedhjes së një pompe për një pus dhe arritjes së barazisë QФ= QС Koeficienti i rrjedhjes së pompës varet nga sasia e rrjedhjeve të lëngut që ndodhin gjatë funksionimit të saj: këto janë rrjedhje në lidhjet me fileto të tubave, në hendek. midis pistës dhe cilindrit, në valvula. Për më tepër, cilindri i pompës nuk është plotësisht i mbushur me lëng për shkak të pranisë së hapësirës "të vdekur" në të. Hapësira "e vdekur" është vëllimi në cilindrin e pompës i formuar nga fundi i cilindrit dhe pozicioni kufizues i pistonit gjatë goditjes së poshtme. Kur pompa funksionon, "hapësira e vdekur" mbushet me gaz të lëshuar nga vaji dhe përjashtohet nga vëllimi i cilindrit. Prandaj, për të karakterizuar pompën, prezantohet një koncept tjetër - koeficienti i mbushjes Kn. Ai përfaqëson raportin e vëllimit të lëngut që mbush cilindrin me vëllimin total të projektimit të cilindrit. Thellësia e zhytjes së pompës nën nivelin e lëngut varet nga përmbajtja e gazit dhe ujit në vaj dhe është e ndryshme për puse dhe fusha të ndryshme nafte. Siç e kemi ekzaminuar më parë, pistoni i pompës i nënshtrohet një lëvizje reciproke që i jepet nga një kolonë shufrash. Puna e bërë gjatë goditjes lart do të shpenzohet për ngritjen e një kolone shufrash me peshë Рш dhe lëng me peshë Рж në një lartësi L Ав=(Рш+Рж)*L Gjatë goditjes në rënie, nuk bëhet asnjë punë e dobishme për ngritjen e lëngut; për më tepër, kolona e shufrave "tërheq" me peshën e saj » balancuesin e makinës pompuese poshtë, d.m.th.: An= -Рш*L Kështu, ngarkesat e pabarabarta në makinën e pompimit lindin gjatë ciklit: kur lëvizin lart ato janë maksimale, kur lëvizin. poshtë ato janë negative. Nivelimi i ngarkesës gjatë një cikli kryhet duke balancuar - instaluar kundërpesha speciale në balancuesin (balancuesin e balancuesit) ose fiksimin (balancimin e fiksimit) të makinës së pompimit. Qëllimi i tyre është të grumbullojnë energji gjatë goditjes në rënie dhe ta kthejnë atë gjatë goditjes lart. Balancimi ju lejon të zvogëloni fuqinë e kërkuar të motorit elektrik të makinës së pompimit me 5...9 herë. Pesha e vargut të shufrës përcaktohet nga relacioni Pш=q1*L1+…+qi*Li Ku q1, q2…qi është pesha e 1 m shufrave të pompimit që formojnë kolonën, H; L1, L2 ... Li - gjatësia e hapave të kolonës, m. Pesha e lëngut përcaktohet nga formula: ku Fpl - zona e seksionit kryq të kutisë, sq.cm; L – thellësia e instalimit të pompës, m; x – dendësia e lëngut, kg/kub.m; g – nxitimi i rënies së lirë, cm/sq.s. Ngarkesa maksimale Рmax në kokën e balancuesit do të jetë Pmax=Рж+Рш(в+m) ku в – koeficienti i humbjes së peshës së shufrave në lëng; m faktor dinamizmi, që karakterizon intensitetin e punës së makinës pompuese ku Рш; Рж – dendësia e shufrave dhe e lëngut, përkatësisht, kg/m3 Këtu S – gjatësia e goditjes së shufrës së kutisë së mbushjes, m; n numri i goditjeve të dyfishta në minutë. 4.3 Prodhimi i naftës me pompa pusesh pa shufër Tipari kryesor dallues i pompave të puseve pa shufër (BSP), i cili i lejon ato të klasifikohen si një grup i pavarur, është mungesa e një lidhjeje mekanike midis makinës dhe vetë pompës, siç është rasti. në instalimin e një pompe të thellë shufra thithëse. (Atje, nëse mbani mend, njësia - një makinë pompimi e instaluar në sipërfaqe, vepron përmes një kolone shufrash në një pompë të vendosur në pus në një thellësi të konsiderueshme). Mungesa e shtangave është e mirë apo e keqe? Cilat janë veçoritë teknike dhe teknologjike të pompave pa shufër? Para se ta vendosim këtë, le të shqyrtojmë llojet kryesore të pompave të puseve pa shufër, të prodhuara aktualisht nga industria vendase dhe të përdorura në fushat e naftës. Grupi më i gjerë në klasën BSP përbëhet nga instalimet e pompave centrifugale elektrike (ESP). ESP drejtohet nga një motor elektrik zhytës, i cili ulet në pus së bashku me një pompë në një thellësi të caktuar. Grupi i dytë përbëhet nga instalimet e pompave elektrike me vidë (ECP). Pesha e tyre në bilancin e përgjithshëm të prodhimit të naftës është e parëndësishme. Pompa me vidë drejtohet gjithashtu nga një motor elektrik zhytës, i cili ulet së bashku me pompën në një thellësi të caktuar. Grupi i tretë përbëhet nga instalimet e pompave pistoni hidraulike (UGPN). Dhe megjithëse aktualisht nuk gjenden pothuajse asnjëherë në fusha, bazuar në veçoritë e tyre teknike dhe teknologjike, si dhe nga radha e zhvillimit dhe përdorimit në të kaluarën në fusha, ato mund të klasifikohen në grupin e tretë. Makina e UGPN është një motor hidraulik i ulur posaçërisht së bashku me pompën e pistonit. Pompat e avionit duhet të klasifikohen si BShNG. E zhvilluar dhe aktualisht po testohet në fushat e sindikatës. Ato bazohen në parimin e ngritjes së vajit për shkak të efektit të nxjerrjes së krijuar nga rrjedha e lëngut të furnizuar në pus. Përdoren gjithashtu pompa elektrike me diafragmë, në të cilat lëngu furnizohet nga një diafragmë lëvizëse. 4.4. Instalimet e pompave centrifugale elektrike Sipas dizajnit të tyre, ESP-të ndahen në tre grupe: a) pompat e versionit 1 janë projektuar për funksionimin e puseve të përmbytura me naftë dhe ujë me një përmbajtje papastërtie mekanike deri në 0,1 g/l; b) pompat versioni 2 (versioni rezistent ndaj konsumit) janë projektuar për funksionimin e puseve të ujitur shumë me një përmbajtje papastërtie mekanike deri në 0,5 g/l; c) pompat e versionit 3 janë projektuar për pompimin e lëngjeve me indeks hidrogjeni pH=5-8,5 dhe me përmbajtje deri në 1,25 g/l sulfid hidrogjeni. Në bazë të dimensioneve të prerjes tërthore, ESP-të ndahen në grupe: a) grupi 5 – pompa me diametër të shtresës së jashtme 92 mm; b) grupi 5A - pompa me diametër të shtresës së jashtme 103 mm; c) grupet 6 dhe 6A - pompa me një diametër të shtresës së jashtme 114 mm. Instalimi i pompës centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore. Pajisjet nëntokësore përfshijnë: a) një pompë centrifugale elektrike, e cila është njësia kryesore e instalimit (ESP); b) motor elektrik zhytës (SEM), i cili drejton pompën; c) një sistem mbrojtës hidraulik që mbron SEM nga hyrja e lëngut formues në të dhe përbëhet nga një mbrojtës dhe një kompensues; d) kabllo me rrymë që përdoret për të furnizuar motorin me energji elektrike; e) tub, i cili është një kanal përmes të cilit lëngu i prodhuar rrjedh nga pompa në sipërfaqe. Pajisjet sipërfaqësore përfshijnë: a) pajisje të kokës së pusit, të cilat shërbejnë për të drejtuar dhe rregulluar lëngun që hyn nga pusi dhe për të vulosur majën dhe kabllon e pusit; b) një stacion kontrolli motori zhytës që lëshon, monitoron dhe kontrollon funksionimin e ESP; c) një transformator i projektuar për të rregulluar tensionin e furnizuar në motor; d) rul pezullimi, që përdoret për të pezulluar dhe drejtuar kabllon në pus gjatë operacioneve të fikjes. Aktualisht, prodhohen më shumë se 78 madhësi standarde të ESP. Çdo madhësi standarde ka një kod specifik. Për shembull, UETsNM (K) 5-125-1200 do të thotë: U - instalim, E - motor elektrik, C - centrifugal, N - pompë, version rezistent ndaj korrozionit, 5 - grup (diametri i shtresës së jashtme për të cilën është menduar ), 125 – prurja e pompës, (kub.m/ditë), 1200 – presioni (m). ESP është njësia kryesore e instalimit. Ndryshe nga pompat e pistonit, të cilat i japin presion lëngut të pompuar përmes lëvizjeve reciproke të pistonit, në pompat centrifugale lëngu i pompuar merr presion mbi tehet e një shtytëse që rrotullohet me shpejtësi. Në këtë rast, energjia kinetike e lëngut lëvizës shndërrohet në energji potenciale të presionit. Meqenëse ESP është një pompë centrifugale e krijuar për funksionimin e puseve të naftës, kjo përfshin një sërë veçorish të natyrshme vetëm për këtë klasë pompash, përkatësisht: a) pompa duhet të ketë dimensione minimale, të kufizuara nga diametri i puseve; b) pompa duhet të ketë një gamë të gjerë kapacitetesh dhe presionesh; c) pompa është e pezulluar në një pozicion vertikal dhe është e paarritshme për inspektim dhe mirëmbajtje. Elementet kryesore strukturore të një ESP janë: shtytësja, lopata udhëzuese, boshti, streha, këmba hidraulike, vulat, kushinetat. Këto pjesë janë përbërës të domosdoshëm të çdo pompe centrifugale, dhe ato janë gjithashtu të natyrshme në ESP. Parametrat kryesorë të pompës janë: prurja, presioni, lartësia e thithjes, konsumi i energjisë dhe koeficienti i performancës (efikasiteti). Parametrat e pompës tregohen në pasaportën e saj kur ajo funksionon me ujë të freskët. Rrjedha (Q) i referohet vëllimit të lëngut të pompuar që kalon nëpër tubin e shkarkimit të pompës për njësi të kohës. Furnizimi shprehet në metër kub në ditë. Presioni (N) është diferenca midis energjisë totale specifike në dalje dhe hyrje të pompës, e shprehur në metra të kolonës së lëngshme. Shtytësi është pjesa kryesore e punës e pompës. Ai përbëhet nga disqe - ajo e përparme (përgjatë shtegut të lëngut) në formën e një unaze me një vrimë me diametër të madh në qendër dhe e pasme - një disk i ngurtë me një shpërndarës (tufa në qendër) përmes së cilës kalon boshti. . Disqet janë të vendosura në një distancë të caktuar nga njëri-tjetri, dhe midis tyre ka tehe të përkulura prapa në drejtim të rrotullimit të timonit. Rrotat ESP janë bërë prej gize aliazh ose rrëshirë poliamide. Flota udhëzuese është projektuar për të ndryshuar rrjedhën e lëngut dhe për të kthyer energjinë me shpejtësi të lartë në presion. Ai përbëhet nga dy disqe fikse me tehe që ngjajnë me tehet e shtytësit, të fiksuara fiksisht në kabinën e pompës. Shtytësi, i montuar së bashku me lopatë udhëzuese, formon fazën e pompës. Çdo fazë zhvillon një presion prej 4...7 m. Duke marrë parasysh që thellësia nga e cila duhet të ngrihet vaji arrin 1.5...2 km ose më shumë, mund të llogarisni lehtësisht numrin e kërkuar të fazave duke formuar një pompë, duke arritur në 400 copë. ose më shumë. Kështu, pompa centrifugale elektrike është shumëfazore dhe, për më tepër, seksionale, pasi është e pamundur të instaloni një numër të tillë fazash në një strehim. Boshti është projektuar për të transmetuar rrotullimin tek shtytësit dhe është një shufër cilindrike me një çelës për fiksimin e shtytësve. Në anën e shkelës, fundi i boshtit ka shirita. Gjatësia dhe diametri i boshtit rregullohen nga dimensionet e pompës. Boshti me rrota të montuara në të formojnë rotorin e pompës. Boshti ESP funksionon në kushte shumë të vështira, sepse Me një diametër të vogël (17...25 mm), ka një gjatësi të konsiderueshme (deri në 5000 mm) dhe mban një numër të madh shtytësish (deri në 300). Materiali për boshtet është çeliku i aliazhuar. Mbështetësit e boshtit janë kushineta të thjeshta radiale në krye dhe në fund. Çdo pajisje udhëzuese kryen shkarkimin afatshkurtër të forcave boshtore në timon duke e mbështetur rrotën lëvizëse kundër pajisjes dhe duke e rrëshqitur përgjatë rondele tekstolitit. Mbështetja e boshtit të poshtëm është zhvendosur në montimin e shkallës. Ky dizajn lejon që forcat boshtore të transmetohen në mënyrë të barabartë në të gjitha fletët drejtuese. Boshti ndikohet praktikisht nga forca nga pesha e vet dhe forca e presionit aksial, e cila arrin 400 N për pompat serike (diferenca në forcat nga anët e shkarkimit dhe thithjes). Një pjesë e forcës boshtore kompensohet nga një thembra hidraulike në të cilën boshti është "varur" në krye. Thembra përbëhet nga unaza fikse dhe rrotulluese. Rotori, i montuar së bashku me fletët udhëzuese, formon një paketë fazash, e cila, pas montimit, futet në një tub të veçantë - strehimin. Diametrat e trupit të pompave moderne janë 92, 103 dhe 114 mm, dhe gjatësia varet nga numri i fazave të montuara në të. Strehimi përfundon në pjesën e sipërme me një fije, me të cilën është ngjitur në vargun e tubit dhe me një kokë peshkimi, e cila siguron që pompa të kapet kur bie në pus. Pjesa e poshtme e strehës është e pajisur me një filtër dhe fllanxha lidhëse për lidhjen me seksionin ose mbrojtësin tjetër. Ndonjëherë pompat lidhen me komponentët e tyre duke përdorur lidhje bajonetë me montim të shpejtë. Vulat në ESP përfaqësohen nga një gjëndër e vendosur në pjesën e poshtme të pompës, e përbërë nga një grup unazash të bëra prej leshi plumbi me grafit. Në lidhje me krijimin e një mbrojtjeje të re hidraulike, funksioni i vulës së vajit zvogëlohet për të parandaluar që papastërtitë mekanike të hyjnë në mbrojtës nga pompa. Përveç kësaj, pjesët e filetuara të strehës së pompës janë të pajisura me unaza O. 5. Ndikimi artificial në rezervuar me injektim të ujit 5.1 Baza teorike për ruajtjen e presionit të rezervuarit Regjimet natyrore të shfaqjes së depozitave të naftës janë jetëshkurtër. Procesi i reduktimit të presionit të rezervuarit përshpejtohet ndërsa nxjerrja e lëngjeve nga rezervuari rritet. Dhe më pas, edhe me një lidhje të mirë të depozitave të naftës me qarkun e furnizimit, ndikimi i tij aktiv në depozitë, në mënyrë të pashmangshme fillon shterimi i energjisë së rezervuarit. Kjo shoqërohet me një rënie të gjerë të niveleve dinamike të lëngjeve në puse dhe, rrjedhimisht, një ulje të prodhimit. Gjatë organizimit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (RPM), çështja më e vështirë teorike, e cila ende nuk është zgjidhur plotësisht, është arritja e zhvendosjes maksimale të vajit nga rezervuari me kontroll dhe rregullim efektiv të procesit. Duhet të kihet parasysh se uji dhe vaji ndryshojnë në karakteristikat e tyre fizike dhe kimike: dendësia, viskoziteti, koeficienti i tensionit sipërfaqësor, lagshmëria. Sa më i madh të jetë diferenca midis treguesve, aq më i vështirë është procesi i zhvendosjes. Mekanizmi për zhvendosjen e vajit nga një medium poroz nuk mund të përfaqësohet nga zhvendosja e thjeshtë e pistonit. Këtu ka një përzierje agjentësh, dhe një këputje të rrjedhës së naftës, dhe formimin e rrjedhave të ndara, të alternuara të naftës dhe ujit, dhe filtrim përmes kapilarëve dhe çarjeve, dhe formimin e zonave të ndenjura dhe qorre. Faktori i rikuperimit të naftës në një fushë, vlera maksimale e të cilit një teknolog duhet të përpiqet të arrijë, varet nga të gjithë faktorët e mësipërm. Materialet e grumbulluara deri më sot bëjnë të mundur vlerësimin e ndikimit të secilit prej tyre. Një vend të rëndësishëm në efikasitetin e procesit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit zë vendosja e puseve në terren. Ata përcaktojnë modelin e përmbytjes, i cili ndahet në disa lloje. Mbajtja e presionit të rezervuarëve, e cila u shfaq për herë të parë në vendin tonë me emrin e përmbytjes së skajeve, është përhapur. Sot ajo është një metodë dytësore e prodhimit të naftës (siç quhej në fillim), dhe një kusht i domosdoshëm për zhvillimin racional të depozitave që në ditët e para përfshihet në projektet e zhvillimit dhe kryhet në shumë fusha të vendit. 5.2 Përmbytja e konturit Përmbytja konturore përfshin pompimin e ujit në puset e injektimit të vendosura përtej konturit të jashtëm naftëmbajtës. Në të njëjtën kohë, zgjidhen çështjet e distancës më optimale të puseve nga njëri-tjetri dhe nga ato të prodhimit, vlera e presionit të injektimit dhe vëllimi i injektimit. Ndërsa kontura mbajtëse e naftës largohet nga puset e injektimit dhe rreshti i parë i puseve të prodhimit ujitet, pjesa e përparme e injektimit zhvendoset. Kur organizoni mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit pas një kohe të zhvillimit të rezervuarit, vëllimi i ujit të injektuar Qn do të tejkalojë vëllimin e lëngut të tërhequr me një sasi që siguron një rritje intensive të presionit të rezervuarit. Është gjithashtu e nevojshme të sigurohet kompensimi i lëngut të injektuar për humbje (dalje) të ndryshme. Kriteri për funksionimin normal të procesit është vlera e presionit të rezervuarit në zonën e prodhimit, i cili duhet të priret të rritet ose të stabilizohet. Vërshimi i konturit është efektiv në prani të faktorëve të mëposhtëm: - madhësia e vogël e depozitimit (raporti i sipërfaqes së depozitimit me perimetrin e konturit naftëmbajtës është 1,5...1,75 km); - Formacioni është homogjen me veti të mira rezervuari në trashësi dhe sipërfaqe; - Puset e injektimit do të vendosen në një distancë prej 300...800 m nga kontura naftëmbajtëse, gjë që do të sigurojë një përparim më uniform të frontit ujor dhe do të parandalojë formimin e gjuhëve të përmbytjes; - ka një lidhje të mirë hidrodinamike ndërmjet zonës së nxjerrjes dhe zonës së injektimit. Disavantazhet e përmbytjes konturore përfshijnë: - humbje të mëdha të ujit të injektuar për shkak të rrjedhjes së tij në drejtim të kundërt me zonën e injektimit, gjë që çon në kosto shtesë të energjisë; - largësia e linjës së injektimit nga zona e nxjerrjes, e cila kërkon shpenzime të konsiderueshme të energjisë për të kapërcyer humbjet; - reagimi i ngadaltë i frontit të nxjerrjes ndaj ndryshimeve të kushteve në linjën e injektimit; - nevoja për të ndërtuar një numër të madh pusesh injektimi; Distanca e puseve të injektimit nga objektet kryesore të injektimit, e cila rritet gjatë procesit të zhvillimit, rrit koston e sistemit. Një lloj përmbytjeje në skaj është përmbytja e skajit, në të cilën puset e injektimit ndodhen pranë puseve të prodhimit ose midis kontureve të jashtme dhe të brendshme të naftëmbajtësve. Përdoret kur lidhja hidrodinamike e formacionit me rajonin e jashtëm është e dobët dhe kur madhësia e depozitimit është e vogël. 5.3 Përmbytja brenda qarkut Kjo metodë e injektimit me presion të injektimit përfshin injektimin e ujit direkt në zonën e naftës, organizimin e një ose disa rreshtave të puseve të injektimit në qendër të fushës dhe, për shkak të kësaj, ndarjen e depozitës në seksione-blloqe të veçanta. zhvillohen në mënyrë të pavarur. Prerja mund të bëhet në shirita, unaza, etj. Kosto-efektiviteti i kësaj metode të përmbytjes me ujë është i dukshëm: efikasiteti i sistemit rritet duke eliminuar rrjedhjen e lëngut dhe duke e afruar pjesën e përparme të injektimit me pjesën e përparme të nxjerrjes. Llojet e përmbytjeve brenda qarkut janë: zonale, fokale, selektive, bllokuese. Përmbytja e zonës përfshin vendosjen e puseve të injektimit në të gjithë zonën e fushës sipas një prej skemave. Përmbytjet e zonës zakonisht organizohen në një fazë të vonshme të zhvillimit të fushës, kur fillon ujitja intensive e depozitimit dhe metodat e tjera të përmbytjes së ujit nuk e arrijnë qëllimin. Puset e injektimit vendosen në një rrjet gjeometrik: pesë, shtatë ose nëntë pikë. Në të njëjtën kohë, për një pus injektimi ka një pus prodhimi në një sistem me pesë pika, dy në një sistem me shtatë pika dhe tre në një sistem me nëntë pika. Përmbytja fokale e ujit mund të paraqitet skematikisht në formën e një ose disa puseve të injektimit të vendosura në qendër të rezervuarit dhe një numri pusesh prodhimi në periferi. Kjo metodë e përmbytjes është tipike për depozitat e lokalizuara me sipërfaqe të vogla (thjerrëzat, zonat e ndenjura). Përmbytja selektive përdoret për të zhvendosur naftën nga formacionet individuale, të drenazhuara dobët që janë heterogjene përgjatë goditjes. Për ta përdorur atë, kërkohet informacion për karakteristikat e seksionit, shqetësimet dhe lidhjet e formacionit prodhues me të tjerët. Të dhëna të tilla mund të jenë të disponueshme pas një kohe të zhvillimit të rezervuarit, kështu që vërshimi selektiv i ujit përdoret në një fazë të vonë të zhvillimit. Përmbytja e bllokut konsiston në prerjen e rezervuarit në pjesë të veçanta dhe konturimin e secilit prej tyre me puse injektimi. Puset e prodhimit shpohen brenda çdo blloku, numri dhe rendi i vendndodhjes së të cilave përcaktohet nga llogaritjet. Përmbytja e bllokut lejon që fusha të vihet në zhvillim menjëherë, përpara se të eksplorohet plotësisht, dhe në këtë mënyrë redukton kohën e zhvillimit. Kjo është efektive për depozitat e mëdha. Disavantazhet ekzistuese të sistemit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit me injektim uji përfshijnë: 1) lotim progresiv të fushës me një sasi të madhe vaji të pa rikuperuar: për shembull, kur formacioni D1 ujitej me 97%, përqindja e vajit të rikuperuar ishte 54 , dhe në përgjithësi për zonën Tuymazinsky - 15% (të dhënat që nga 1 janari 1988); 2) veti të ulëta larëse të ujit të injektuar në rezervuar; 3) një numër i madh ndërlikimesh të shkaktuara nga kthimi i ujit të formacionit të prodhuar së bashku me naftën në rezervuar, të shprehura në formën e shkatërrimit të tubacioneve të ujit, kripëzimit të furnizimit me ujë të pijshëm dhe prishjes së ekuilibrit ekologjik. Përmirësimi i PPD kryhet në fushat e mëposhtme: 1) zhvillimi i lëngjeve të reja të procesit ose aditivëve të ujit që përmirësojnë vetitë e tij larëse dhe janë më pak agresive ndaj pajisjeve dhe natyrës; 2) zhvillimi i kontrollit të besueshëm mbi lëvizjen e lëngjeve në formacion; 3) zhvillimi i një metode për rregullimin e rrjedhave të filtrimit në formimin dhe eliminimin e formimit të zonave qorre dhe të pazhvilluara. Sipas të dhënave të vitit 1983, vërshimi i ujit përdoret në 260 fusha, për shkak të të cilave prodhohet 90% e të gjithë naftës. RPM është projektuar në fillim të zhvillimit të shumicës së fushave të naftës. RPM është zhvilluar në formën e përmbytjes jo-stacionare (në ndryshim nga përmbytjet e palëvizshme - konstante në vëllim dhe drejtim të rrjedhave të lëngut të injektuar me kalimin e kohës) dhe përmbytjes ciklike, e cila konsiston në ndryshimin e drejtimit të rrjedhave dhe vëllimeve të lëngut të injektuar dhe të prodhuar. . 5.4 Karakteristikat e ujit të injektuar në rezervuar Aktualisht, disa lloje uji përdoren për qëllime të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit, të cilat përcaktohen nga kushtet lokale. Ky është ujë i ëmbël i nxjerrë nga puse speciale arteziane ose nënkanale, ujë nga lumenjtë ose burime të tjera ujore të hapura, ujë nga akuiferët që gjenden në seksionin gjeologjik të fushës, uji i formimit të ndarë nga nafta si rezultat i përgatitjes së tij. Të gjitha këto ujëra ndryshojnë nga njëri-tjetri në vetitë fizike dhe kimike dhe, për rrjedhojë, në efektivitetin e ndikimit të formimit jo vetëm për të rritur presionin, por edhe për të rritur rikuperimin e naftës. Treguesit kryesorë të cilësisë së ujit që bëjnë të mundur përdorimin e tyre janë: 1) përmbajtja e grimcave pezull: vlerësohet nga karakteristikat e formacionit të përmbytur dhe rregullohet me vlerën 40...50 mg/l dhe madhësinë 5.. .10 mikronë; 2) përmbajtja e oksigjenit - deri në 1.0 mg/l; 3) përmbajtja e hekurit - deri në 0,5 mg/l; 4) përqendrimi i joneve të hidrogjenit (pH) – 8,5...9,5; 5) përmbajtja e vajit - deri në 30 mg/l. Këto të dhëna bazohen në përvojën e përdorimit të mirëmbajtjes nën presion në fushën Tuymazinskoye dhe duhet të rishikohen kur organizohet mirëmbajtja e presionit në zona të tjera. Në fushën Tuymazinskoye, u testua trajtimi kimik i ujit të freskët për të hequr kripërat dhe grimcat e pezulluara prej tij. Më pas, shumë procese të trajtimit të ujit u braktisën, duke i konsideruar të pajustifikuara. Megjithatë, nëse për këtë fushë, e cila ka porozitet dhe përshkueshmëri të lartë të formacioneve, refuzimi i përgatitjes së ujit duke përdorur teknologjinë e mësipërme nuk shkaktonte komplikime të konsiderueshme në funksionimin e sistemit, për zona të tjera mund të ishte e papranueshme. Më pas filloi injektimi i ujit të formacionit, i cili kërkonte qasjen e vet. Ujërat e rezervuarit karakterizohen nga një përmbajtje e lartë e kripërave, papastërtive mekanike, vajit të shpërndarë dhe aciditetit të lartë. Kështu, uji i formacionit D1 të fushës së naftës Tuymazinsky i përket shëllirëve shumë të mineralizuar të tipit klorur kalciumi me densitet 1040...1190 kg/kub.m. me përmbajtje kripe deri në 300 kg/kub.m. (300 g/l). Tensioni sipërfaqësor i ujit në ndërfaqen me vajin është 5,5...19,4 dynes/cm, përmbajtja e grimcave të pezulluara është deri në 100 mg/l, përbërja granulometrike e substancave të pezulluara karakterizohet nga një përmbajtje mbizotëruese e grimcave deri në 2 mikronë (më shumë se 50% ndaj peshës). Gjatë procesit të ndarjes nga nafta, ujërat e formimit përzihen me ujin e ëmbël, me demulsifikues, si dhe me ujin e procesit nga impiantet e trajtimit të vajit. Është ky ujë, i quajtur ujërat e zeza, që pompohet në rezervuar. Një tipar karakteristik i ujërave të zeza është përmbajtja e produkteve të naftës (deri në 100 g/l), gazeve hidrokarbure deri në 110 l/kub.m., grimcave të pezulluara - deri në 100 mg/l. Injektimi i një uji të tillë në një rezervuar nuk mund të kryhet pa pastrim sipas standardeve të kërkuara, të cilat përcaktohen në bazë të rezultateve të injektimit pilot. 5.5.Diagrami teknologjik i rrjedhës së mirëmbajtjes së presionit të injektimit Diagrami teknologjik i rrjedhës së mirëmbajtjes së presionit të injektimit përcaktohet nga projekti i zhvillimit të fushës së naftës dhe, para së gjithash, nga numri dhe vendndodhja e puseve të injektimit. Sistemet kryesore të presionit të injektimit të mëposhtëm mund të dallohen: a) një sistem autonom, kur objekti i injektimit (stacioni i pompimit) shërben mirë për një injeksion dhe ndodhet në afërsi të tij; b) një sistem i centralizuar, kur një stacion pompimi siguron injektimin e një agjenti në një grup pusesh të vendosura në një distancë të konsiderueshme nga stacioni i pompimit. Nga ana tjetër, sistemi i centralizuar PPD ndahet në grup dhe radial. Me një sistem grupor, disa puse furnizohen me një tubacion injektimi: një variant i sistemit të grupit është përdorimi i pikave të shpërndarjes (DP), në këtë rast një grup pusesh lidhet drejtpërdrejt me DP. Me një sistem radial, një tubacion i veçantë i ujit të injektimit furnizohet nga stacioni i pompimit në çdo pus injektimi. Sistemi autonom përfshin një strukturë të marrjes së ujit, një stacion ngritës, një stacion pompimi me injeksion dhe një pus injeksioni. Struktura e marrjes së ujit është një burim furnizimi me ujë: uji nxirret këtu për qëllime të injektimit në rezervuar. Marrjet e ujit ndahen në: a) nën kanal; b) të hapur. Në marrjen e ujit nën kanal përgjatë shtretërve të lumenjve, puse nën kanale me thellësi 12...15 m dhe diametër 300 mm shpohen deri në akuifer. Uji ngrihet nga një pompë arteziane ose elektrike e ulur në pus. Në marrjen e ujit të sifonit, uji pompohet nga puset nën ndikimin e një vakumi të krijuar nga pompa speciale vakumi në një kazan me vakum, dhe uji që hyn në to pompohet nga pompat në stacionin e pompimit P të ashensorit dhe objektit të injektimit. Në marrjen e ujit të hapur, një njësi pompimi është instaluar pranë një burimi uji dhe pompon ujin prej tij në vendin e injektimit. Mund të përdoren stacione pompimi në tokë me pompa të vendosura nën nivelin e lumit. Vitet e fundit, një pjesë në rritje e ujit të injektuar në rezervuar zënë ujërat e zeza, të cilat trajtohen në objekte speciale dhe derdhen në objektet e injektimit. Sistemi i centralizuar i injektimit përfshin një marrje uji, një stacion të dytë ngritës, një stacion pompimi me injeksion grupor dhe puse injektimi. Një stacion pompimi grupor (CPS) është një strukturë e veçantë e bërë prej betoni ose tullash, e cila strehon pajisjet e pompimit dhe fuqisë, tubacionet e procesit, pajisjet e nisjes dhe kontrollit. Vitet e fundit janë përhapur gjerësisht blloku NCS, të cilët prodhohen në fabrika në formën e blloqeve të veçanta dhe dorëzohen në vendin e instalimit në formë të montuar. 5.6 Stacionet e pompimit me grumbull në tokë Karakteristikat teknike të një stacioni pompimi grupor përcaktohen nga faktorët e mëposhtëm: a) injektiviteti total i puseve të injektimit që formojnë produktivitetin e përgjithshëm të stacionit të pompimit: b) presioni i injektimit (presioni në të cilin puset e injektimit marrin një vëllim të caktuar uji, plus humbjet e fërkimit, rezistencën lokale për të kapërcyer ndryshimin në lartësitë gjeometrike); c) numrin e puseve të injektimit të lidhur, të përcaktuar nga dimensionet e stacionit të pompimit. Për dy pompa funksionale, duhet të keni një rezervë. Industria ka zotëruar prodhimin e stacioneve të pompimit të tipit bllok (BKNS). Në këtë rast, instalimi i pajisjeve kryesore teknologjike, tubacioneve dhe pajisjeve kryhet në fabrika në blloqe të veçanta, dhe në vendin e instalimit blloqet montohen dhe lidhen me komunikimet ekzistuese. Si rezultat, instalimi i stacionit të pompimit reduktohet në 55 ditë ndërsa kostoja e punimeve të ndërtimit dhe instalimit ulet me 80%. Një stacion pompimi i palëvizshëm po ndërtohet për 280 ditë. BKNS përbëhet nga blloqet e mëposhtme: a) bllok pompimi (në varësi të numrit të njësive të pompimit, ai mund të zërë deri në 4 blloqe); b) njësia e pajisjeve elektrike të tensionit të ulët; c) njësia e kontrollit; d) bllokun e komutuesve; e) bllok krehër me presion (numri i blloqeve përcaktohet nga numri i puseve). Çdo njësi është montuar në një kornizë metalike dhe transportohet në vendin e instalimit në rimorkio ose me hekurudhë. 5.7. Stacionet e pompimit të grupeve nëntokësore Stacionet e pompimit të grupeve nëntokësore janë pompa centrifugale elektrike me kapacitet të lartë UESP (instalime centrifugale elektrike për ruajtjen e presionit të rezervuarit). Ato mund të ulen në puse arteziane dhe njëkohësisht të nxjerrin ujë dhe ta pompojnë atë në rezervuar. UEDS operon sipas kësaj skeme në fushat e Siberisë Lindore. Meqenëse diametri i ECSP tejkalon diametrin e puseve të prodhimit konvencional, përdorimi i tyre kërkon ndërtimin e puseve speciale. Në fushat e Bashkortostanit dhe Tatarstanit, ECSP-të përdoren në gropa speciale (thellësia deri në 30 m, diametri 700 mm), ku uji furnizohet nga marrja e ujit. Këtu përdoren ESP-të serike për qëllime të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit, të cilët mund të vendosen në një gropë ose në një pus të zakonshëm, të bllokuar në një thellësi 30...40 m me një urë çimentoje. Në këtë rast, uji furnizohet në unazë ose nxirret nga akuiferi i këtij pusi. ESP-të kanë marrë përdorim të kufizuar për prodhimin dhe injektimin e njëkohshëm të ujit në një pus. 5.8. Trajtimi i ujërave të zeza Aktualisht, për të reduktuar konsumin e ujit të ëmbël dhe për të shfrytëzuar ujin e prodhuar të formacionit, përdorimi i ujërave të zeza për qëllime të mirëmbajtjes nën presion përdoret gjerësisht. Uji duhet të trajtohet paraprakisht për të hequr papastërtitë mekanike (deri në 3 mg/l) dhe produktet e naftës (deri në 25 mg/l). Metoda më e përdorur e pastrimit është ndarja me gravitet e komponentëve në rezervuarë. Në këtë rast, përdoret një skemë e mbyllur. Ujërat e ndotura që përmbajnë produkte të naftës deri në 500 mijë mg/l dhe lëndë të ngurta deri në 1000 mg/l hyjnë në rezervuarët e vendosjes nga lart. Shtresa e vajit e vendosur në krye shërben si një lloj filtri dhe përmirëson cilësinë e pastrimit të ujit nga vaji. Papastërtitë mekanike vendosen dhe, ndërsa grumbullohen, hiqen nga rezervuari. Nga rezervuari, uji derdhet në filtrin e presionit. Pastaj një frenues korrozioni furnizohet në tubacion, dhe uji pompohet në stacionin e pompimit. Rezervuarët vertikalë të çelikut përdoren për grumbullimin dhe vendosjen e ujit. Veshjet kundër korrozionit aplikohen në sipërfaqen e brendshme të rezervuarëve për t'i mbrojtur ato nga efektet e ujërave të formacionit. 5.9. Projektimi i puseve të injektimit Në pjesën më të madhe, puset e injektimit nuk ndryshojnë në dizajn nga puset e prodhimit. Për më tepër, një numër i caktuar pusesh prodhimi që gjenden në zonën e konturit ujëmbajtës ose përtej saj transferohen në kategorinë e injektimit. Me përmbytje brenda qarkut dhe zonës, transferimi i puseve të prodhimit për injektimin e ujit konsiderohet normal. Modelet ekzistuese të puseve të injektimit përfshijnë pompimin e ujit përmes tubit, të ulur me një paketues dhe spirancë. Hapësira sipër ambalazhit duhet të mbushet me një lëng metalik neutral (mund të jetë edhe vaj). Fytyra duhet të ketë një filtër me trashësi të mjaftueshme për të siguruar injektimin e vëllimit të planifikuar të ujit, një gropë me një thellësi prej të paktën 20 m për grumbullimin e pezullimeve mekanike. Këshillohet përdorimi i filtrave plug-in (të zëvendësueshëm) që mund të hiqen periodikisht nga puset dhe të pastrohen. Pajisjet e kokës së pusit të një pusi injeksion janë krijuar për të furnizuar dhe rregulluar vëllimin e ujit në pus, për të kryer operacione të ndryshme teknologjike të shpëlarjes, zhvillimit, trajtimit, etj. Valvulat e tipit më të zakonshëm në fushat e rajoneve lindore janë 1ANL-60-200. Pajisjet përbëhen nga një fllanxhë kolone e instaluar në shtresë e jashtme, një kryq që përdoret për të komunikuar me unazën, një mbështjellje mbi të cilën është pezulluar tubi, dhe një majë për furnizimin e lëngut të injektuar në pus. Paketuesi përdoret për të izoluar seksione individuale të pusit. Paketuesit e veprimit mekanik ose hidromekanik, të projektuar për një rënie presioni deri në 70 MPa, përdoren gjerësisht. Paketuesi ulet në pus njëkohësisht me spirancën. Qëllimi dhe dizajni i ambalazhuesit dhe spirancës nuk janë thelbësisht të ndryshëm nga ato të përdorura në prodhimin e puseve rrjedhëse. 5.10. Zhvillimi i puseve të injektimit Zhvillimi i puseve të injektimit është një grup masash që lidhen me vënien në punë të tyre. Në pjesën më të madhe, këto janë masat e marra për puset e prodhimit: pastrimi i zonës së vrimës së poshtme të formacionit nga solucioni i argjilës i futur gjatë procesit të shpimit, duke formuar një rrjet çarjesh. Por për puset e futura në injektim nga puset e naftës, të cilat kanë funksionuar për një kohë të gjatë, lindin një sërë vështirësish specifike. Le të shohim disa lloje të zhvillimit. Larja me shtupë është mënyra më e thjeshtë dhe më efektive për të zhvilluar puset. Ai konsiston në uljen e një pistoni në pus me një valvul që hapet kur pistoni lëviz poshtë dhe mbyllet kur ngrihet. Në këtë rast, pistoni ngre një kolonë lëngu të vendosur mbi të, e cila mund të arrijë qindra metra (sipas BashNIPIneft - 300 m). Si rezultat, ka një rënie të mprehtë të presionit në formimin dhe lirimin e lëngut me pezullime mekanike prej tij me shpejtësi të lartë. Efekti mund të rritet duke përdorur një paketues: rënia në këtë rast mund të arrijë 500 m. Megjithatë, gjatë fshirjes, rastet e rrjedhjes së pusit nuk mund të përjashtohen dhe mbyllja e pusit është gjithashtu e vështirë. Hidroswabbing është një metodë e alternimit të cikleve të injektimit të ujit në formacion dhe përfundimit të tij me lëshimin e një pjese të caktuar të lëngut nga formacioni që përmban papastërti të huaja në sipërfaqe. Efektiviteti i metodës është krijimi i një depresioni në formacion duke hapur ashpër valvulën në grykën e pusit. Trajtimi me acid përdoret gjerësisht për të pastruar zonën e vrimës së poshtme të një pusi të shpuar nga zgjidhja e argjilës. Për këtë qëllim përdoret acidi klorhidrik (HCI), sulfurik (H2SO4), hidrofluorik (HF) dhe acide të tjera. Nëse shkëmbinjtë naftëmbajtës përbëhen nga gurë gëlqerorë dhe dolomite, atëherë për formacione të tilla rekomandohet acidi klorhidrik. Kloruri i kalciumit dhe kloruri i magnezit janë substanca që janë shumë të tretshme në ujë; dioksidi i karbonit tretet në ujë me një presion mbi 7.6 MPa ose largohet nga pusi në formë të gaztë. Rezervuarët terrigjenë (ranor, gurët e aluminit) ekspozohen në mënyrë efektive ndaj acidit fluorik (HF): Prania e karbonateve dhe argjilave në rezervuarët terrigjenë ngadalëson procesin e ekspozimit ndaj acidit hidrofluorik, prandaj në këto raste përdoren acidet klorhidrike dhe fluorike - acidet e argjilës ( HF - 4%, HCI - 8%). Përdoren edhe acide të tjera. Zhvillimi i një pusi pas shpimit, pavarësisht nëse pusi është një pus prodhimi ose injektimi, ka një qëllim të përbashkët - pastrimin e zonës së vrimës së poshtme të formacionit nga zgjidhja e argjilës e futur në të gjatë procesit të shpimit. Vlen të theksohet puna për zhvillimin e puseve për injektim që më parë kanë funksionuar si puse prodhimi. Specifikimi i zhvillimit të puseve të tilla është se ndikimi i acidit në to nuk çon në një efekt për shkak të veshjes së besueshme të poreve të formimit prodhues me një film vaji. Për të zhvilluar formacione të tilla, ne kemi propozuar një teknologji të bazuar në injektimin paraprak të një tretësi në formacion, duke e mbajtur atë për 2...5 orë dhe shpëlarje pasuese të pusit. 5.11. Injektimi i gazit në rezervuar Metoda mund të jetë efektive nëse ka ndërshtresa argjile, shtresa, thjerrëza ose zona në seksionin prodhues, të cilat, kur ekspozohen ndaj ujit, fryhen dhe përshkueshmëria zvogëlohet. Në këtë rast duhet pasur parasysh sa vijon: a) intensiteti energjetik i injektimit të gazit do të jetë dukshëm më i lartë për shkak të densitetit më të ulët në krahasim me ujin (7...15 herë) dhe nevojës për të krijuar presion në grykën e pusit. e barabartë me presionin e vrimës së poshtme. b) gazi është një substancë e ngjeshshme, si rezultat, çdo herë gjatë mbylljeve dhe riparimeve do të jetë e nevojshme të kompresohet gazi që mbush pusin në vlerën Pzab. Nevoja për injektim ditor të gazit V mund të përcaktohet si më poshtë: V = Vн + Vв + Vг Këtu Vн, Vв, Vг – vëllimet e naftës, ujit, gazit të nxjerrë, të reduktuara në kushtet e rezervuarit. Prandaj, në ditë, meqenëse ka humbje të ndryshme të gazit (rrjedhje, thithje), vëllimi i VNgarkesës së gazit të injektuar duhet të jetë n herë më i lartë se ai i llogaritur: Vload=n*V n = 1.5...1.20. Gjatë pompimit të gazit, është i nevojshëm monitorimi i kujdesshëm i integritetit të tubacioneve të gazit në tokë dhe lëvizjes uniforme të gazit në formacion. Përparimet e gazit në puset e prodhimit përmes shtresave shumë të përshkueshme janë ndërlikimet më të zakonshme në këtë sistem. 5.12 Injektimi i ftohësve Dihet se rritja e temperaturës çon në një ulje të viskozitetit dhe, rrjedhimisht, në lëvizjen e vajit. Në këtë kuptim, nxjerrja e naftës me një viskozitet prej qindra e mijëra MPa-s duke rritur temperaturën e rezervuarit mund të jetë metoda më e pranueshme. Duhet të kihet parasysh gjithashtu se edhe në fusha plotësisht të begata, injektimi i vëllimeve të mëdha të ujit të ftohtë për qëllime të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit çon në ftohje graduale të formimit, reshje të parafinës në të, trashje të vajit dhe ulje të tij. lëvizshmërisë. Kjo përkeqëson procesin e rikuperimit të naftës dhe përfundimisht redukton rikuperimin e naftës. Kështu, për vendburimet Zybza-Glubokiy, Yar, Kholmskoye, Veri-Ukrainian, të cilat janë në funksion prej 30...40 vjetësh, faktori aktual i rikuperimit të naftës (EOF) nuk kalon 0.1. Për të zhvilluar fusha të tilla, në vend u krijua shoqata shkencore dhe prodhuese Soyuztermneft. Eksperimentet e kryera nga Instituti KrasnodarNIPIneft treguan se kur pomponi ujë të nxehtë, faktori i rikuperimit të vajit mund të rritet: në një temperaturë uji të injektuar prej 30°C - deri në 0,432, në 100°C - deri në 0,745, në 200°C - lart. në 0.783. Me rritjen e temperaturës, tensioni sipërfaqësor i vajit në kufirin me ujin e formacionit zvogëlohet: në T – 20°C tensioni sipërfaqësor është 6,05 erg/sq.cm, në 60°C – 2,34 erg/sq.cm. Është vërtetuar se performanca më e mirë arrihet kur pompohet avulli CCW - 86,3%, ujë i nxehtë - 78,31%, ajër i nxehtë - 46,24%. 5.13. Injektimi i ujit të nxehtë Metoda është relativisht e lehtë për t'u zbatuar. Gjatë injektimit, në rezervuar formohen dy zona: një zonë me temperaturën e furnizimit dhe një zonë me temperaturën fillestare të rezervuarit. Është në zonën e parë që ndodh një proces efektiv zhvendosjeje: zvogëlohet viskoziteti, rritet vëllimi i vajit dhe lëvizshmëria e tij dhe forcat e sipërfaqes molekulare dobësohen. Kjo çon në një rritje të CNC. Llogaritjet teknologjike në lidhje me injektimin e ujit të nxehtë kryhen në sekuencën e mëposhtme. Rrezja e ndikimit termik pas një kohe të njohur t përcaktohet nga ekuacioni: ku a është koeficienti mesatar i difuzivitetit termik i shkëmbinjve që rrethojnë pusin e injektimit, sq.m/h; t – koha, h (a=3.077 10-3 sq.m/m). 5.14. Injektimi i avullit Kur avulli injektohet në formacion, formohen tre zona: zona e parë, e ngopur me avull, temperatura e së cilës varet nga presioni në këtë zonë; e dyta është zona e kondensatës së nxehtë (uji), në të cilën zvogëlohet nga temperatura e avullit të ngopur në temperaturën fillestare të rezervuarit; e treta është një zonë që nuk ndikohet nga ndikimi termik, në të cilën temperatura është e barabartë me temperaturën e formimit. Injektimi i avullit çon në një rritje të CNO në krahasim me ujin e nxehtë për shkak të forcave më të ulëta kapilare, për shkak të temperaturës më të lartë të avullit, lagshmërisë dhe lëvizshmërisë më të lartë të tij. Mekanizmi i zhvendosjes së vajit është i ngjashëm me zhvendosjen gjatë injektimit të ujit të nxehtë. Si shembull, le të shqyrtojmë efektin e avullit termik (STI) në një formacion në fushën Okha (Sakhalin), i cili karakterizohet nga të dhënat e mëposhtme: faktori aktual i rikuperimit të naftës para TST - 20%, shtresa - rërë e çimentuar, vaj -trashësia e ngopur 22...36 m, thellësia 100...950 m, poroziteti 27%, përshkueshmëria – 1500 mD, dendësia 0.92...0.95 g/cc, viskoziteti – 2000 MPa-s. Në vitin 1968, ata filluan PTV me një konsum avulli prej 2 mijë tonë, brenda 8 viteve efikasiteti i naftës u rrit në 52%, prodhimi i naftës u rrit nga 147,4 mijë tonë në 250 mijë tonë, dhe vëllimi i injektimit të avullit nga 156 mijë tonë në 750. mijëra tonë në vit. IPT aktualisht po kryhet në fushat e Katangli (Sakhalin), Yaregskoye (Komi), Khorasany (Azerbajxhan) dhe fusha të tjera. Efektiviteti i metodës është vërtetuar. Aktualisht, janë duke u zhvilluar varietete të reja të metodës - injeksion ciklik me avull, injeksion uji me temperaturë të lartë (T = 320 ... 340 ° C në një presion prej 16 ... 22 MPa) dhe të tjerët. Aktualisht ka disa qindra depozita vajrash me viskozitet të lartë në CIS, 50% e të cilave janë fshirë. ORF në depozita të tilla nuk kalon 15%. 5.15.Krijimi i një burimi lëvizës të djegies në vend Injektimi i ftohësve shoqërohet me humbje të mëdha të nxehtësisë në komunikimet në tokë. Kështu, në linjat sipërfaqësore të avullit humbet 0,35...3,5 milion kJ/ditë për çdo 100 m tubacion, dhe në një pus - 1,7 milion kJ/ditë për çdo 100 m gjatësi tubacioni. Prandaj, një burim nxehtësie i vendosur direkt në formacion duket të jetë më efektiv. Një burim i tillë është burimi i djegies në vend. Metoda është si më poshtë. Në fund të pusit të injektimit, duke përdorur djegës të dizajneve të ndryshme, krijohet një temperaturë e lartë, duke bërë që vaji të ndizet në formacion. Për të ruajtur djegien, një oksidues - ajri ose një përzierje që përmban oksigjen - furnizohet në formacion përmes të njëjtit pus në vëllime që sigurojnë djegien. Djegia e vajit shkakton rritjen e temperaturës në 400°C dhe përmirëson procesin e zhvendosjes së vajit. Fakti i djegies përfaqësohet nga disa zona, d.m.th. Gjatë djegies në vend (IG), të gjitha metodat e njohura të ndikimit të formimit funksionojnë njëkohësisht: uji i nxehtë, avulli, tretësi, gazrat nga hidrokarburet e lehta. Në këtë mënyrë paraqitet procesi fizik i djegies. Pas djegies, procesi i distilimit termik të vajit ndodh në formim, produktet e të cilit - mbetjet e vajit të ngjashëm me koksin - janë karburanti që mbështet qendrën e djegies. Zona e djegies lëviz nga pusi i injektimit brenda në drejtim radial. Fronti i nxehtësisë që rezulton me një temperaturë prej 450...500°C shkakton proceset e mëposhtme në formim. 1. Kalimi i përbërësve të lehtë të vajit në fazën e gazit. 2. Copëtim (plasaritje) i disa hidrokarbureve. 3. Djegia e mbetjeve të ngjashme me koksin. 4. Shkrirja e parafines dhe asfalteneve ne poret e shkembit. 5. Kalimi në fazën e avullit të ujit të pllajës që ndodhet përpara pjesës së përparme. 6. Zvogëlimi i viskozitetit të vajit përpara pjesës së përparme dhe përzierja e fraksioneve të lehta të lëshuara të naftës dhe gazeve me pjesën më të madhe. 7. Kondensimi i produkteve të distilimit të vajit dhe formimi i një zone lëvizëse të ngopjes së shtuar të vajit përpara pjesës së përparme të djegies. 8. Formimi i një mase të djegur të thatë shkëmbi poroz pas pjesës së përparme të djegies. Në formacion formohen disa zona: I – zonë e djegur me gjurmë vaji ose koksi të padjegur; II – zona e djegies, në të cilën temperatura maksimale arrin 300...500°C; III – zona e avullimit, në të cilën vaji distilohet në fraksione dhe vaji plasaritet, formimi dhe ujërat shoqëruese shndërrohen në avull; IV - zona e kondensimit, në të cilën ndodh kondensimi i hidrokarbureve dhe avujve, vaji dhe uji shtyhen në puset e prodhimit nga gazrat e formuar si rezultat i djegies së CO2, CO, N; V - zona e ngopjes së shtuar; VI - zona e rritjes së ngopjes së vajit, në të cilën vaji lëviz nga zonat e mëparshme; temperatura në këtë zonë është afër origjinalit; VII – zonë e patrazuar në të cilën temperatura e rezervuarit mbetet fillestare. Puna eksperimentale bëri të mundur krijimin e të dhënave sasiore të mëposhtme: 1) deri në 15% të rezervave të naftës së rezervuarit konsumohen për djegie; 2) djegia kryhet në një temperaturë prej rreth 375 ° C, e cila kërkon 20...40 kg koks për 1 metër kub. racat; 3) për të djegur 1 kg koks nevojiten 11.3 metër kub. ajër me faktor shfrytëzimi 0.7...0.9. Për shembull, 600 mijë metra kub u derdhën në vendburimet e Pavlon Gorës në 66 ditë. ajri. Bilanci material i procesit VG paraqitet si më poshtë: In = Ind + Ing + Iug ku In është sasia e vajit përpara procesit; Ind është sasia e naftës e prodhuar si rezultat i gazit hidrokarbur; Ing – sasia e vajit të djegur; Iug është sasia e naftës e konvertuar në gaz hidrokarbure. 5.16. Injektimi i dioksidit të karbonit Dioksidi i karbonit CO2, i injektuar në formacion në formë të lëngshme, duke u përzier me vajin, zvogëlon viskozitetin e tij, rrit lëvizshmërinë, zvogëlon tensionin sipërfaqësor në kufirin "vaj-shkëmb". Dioksidi i karbonit i lëngshëm nxjerr fraksione të lehta nga vaji, duke krijuar një bosht që vepron në mënyrë aktive në përzierjet shkëmbore të CO2 dhe hidrokarbureve dhe duke lehtësuar larjen më të mirë të vajit nga rezervuari. Është vërtetuar gjithashtu ndërveprimi kimik i CO me shkëmbin, duke çuar në një rritje të përshkueshmërisë së tij. Sipas BashNIPIneft, rikuperimi i naftës rritet ndjeshëm pas përdorimit të CO me një përqendrim 4...5% (në peshë). Vetitë e CO2: gaz pa ngjyrë, dendësia relative 1.529 kg/kub.m., temperatura kritike 31.1 CO2; presioni kritik 7,29 MPa; dendësia 468 kg/kub/m; në T = 20°C P = 5,85 MPa shndërrohet në lëng pa ngjyrë me dendësi 770 kg/kub.m. Ai tretet mirë në ujë dhe vaj, duke ulur viskozitetin e tij me 10...500%. Aktualisht, janë zbatuar disa skema teknologjike për injektimin e dioksidit të karbonit në rezervuar. Këtu janë disa prej tyre: injektimi i ujit të gazuar, injektimi i dioksidit të karbonit, krijimi i një skaji të CO, i ndjekur nga zhvendosja nga uji, hidrokarburet ose një përzierje e tyre. Sipas të dhënave të kërkimit, rikuperimi i vajit kur përdoret dioksidi i karbonit rritet ndjeshëm kur slug rritet në 10% të vëllimit të poreve të formacionit. Burimet e CO2 janë gazet e përpunuara nga instalimet termike (11...13%), nënproduktet e industrive kimike (deri në 99%) dhe depozitat e gazit të naftës (deri në 20%). Injektimi i CO2 u krye për herë të parë në zonën Aleksandrovskaya të fushës Tuymazinsky në vitin 1967. Që nga 1 janari 1975, 252.5 mijë metra kub u injektuan në rezervuar. ujë të gazuar me një përqendrim të CO2 prej 1.7%. U konsumuan 4.1 mijë tonë. dioksid karboni. Është vërtetuar se mbulimi i rezervuarit nga përmbytja e ujit rritet në fuqi me 30%, injektiviteti i injektimit rritet me 10...40%. Kthimi i dioksidit të karbonit në formën e lëngut të prodhuar arriti në 238.8 ton (5.7% e asaj që pompohej në rezervuar). Puna në shkallë të gjerë për injektimin e CO2 është duke u zhvilluar në një numër fushash në SHBA. Kështu, në fushën Ford-Jeraldine, që nga viti 1981, CO2 është injektuar në një vëllim prej 570 mijë metra kub në ditë përmes 98 puseve të naftës përgjatë një rrjeti me pesë pika. Nafta prodhohet nga 154 puse. Karakteristikat e terrenit: thellësia e rezervuarit 815 m, poroziteti 23%, trashësia 7 m, përshkueshmëria 64-10 m2, viskoziteti i vajit 1,4 MPa-s, dendësia 815 kg/kub.m., temperatura e rezervuarit 28°C. Presioni i injektimit është 13.6 MPa, kostoja e CO2 është 46..53 dollarë për 1000 metër kub. Efektiviteti i përdorimit të CO2 vlerësohet nga nafta e nxjerrë shtesë, vlera e së cilës ndryshon për rajone të ndryshme dhe arrin deri në 12% të rezervave fillestare gjeologjike. 5.17. Pajisjet për zbatimin e teknologjive Injektimi i gazit në rezervuar kryhet nga kompresorë me presion të lartë. Në veçanti, industria prodhon për këto qëllime stacione kompresorë autonome KS-550, si dhe kompresorë të motorit me gaz 10-GKM1--125 me një normë rrjedhje prej 24,000 metra kub në orë dhe një presion shkarkimi prej 12.5 MPa. Madhësi të tjera standarde mund të zgjidhen në bazë të kushteve. Një nga karakteristikat themelore të pompimit të ftohësit në formacion është nevoja për të dërguar në fund të pusit dhe për të nxitur në formim një ftohës me një temperaturë të lartë që mund të ndikojë jo vetëm në vaj, por edhe në shkëmb për t'u ndarë nga është komponentë që kanë veti të larta ngjitëse. Prandaj, pajisjet e përdorura për këtë qëllim duhet të plotësojnë një sërë kërkesash, kryesoret: a) aftësinë për të gjeneruar vëllime të llogaritura të ftohësve (avullit) për një kohë të gjatë; b) dërgimi i ftohësit në fund me sa më pak humbje të jetë e mundur. Sistemi i trajtimit me avull përfshin komponentët e mëposhtëm: njësia e trajtimit të ujit; njësi për gjenerimin e avullit; njësia e përgatitjes së avullit përpara injektimit në pus. Ndikimi në formim nga një burim djegieje në lëvizje (MFC) përfshin krijimin e një burimi djegieje në fund të pusit të injektimit dhe lëvizjen e tij pasuese në pusin e prodhimit. Për këto qëllime, industria vendase prodhon pajisje të tilla si OVG-1m, OVG-2, OVG-3, OVG-4, të zhvilluara në TatNIIneftemash. Diagrami i rrjedhës së procesit është si më poshtë: Kompresorët me presion të ulët furnizojnë me ajër kompresorët me presion të lartë, të cilët e pompojnë atë në formacion. Fillimi (ndezja) e djegies kryhet nga ngrohës elektrikë të ulur në pus në një linjë kabllore. Kompleti i instalimit përfshin një njësi matëse dhe kontrolli të krijuar për të lidhur 8 puse. Injektimi i monoksidit të karbonit kërkon teknologji dhe pajisje të veçanta. Duke marrë parasysh specifikat e CO2 (gjendja e tij e grumbullimit varet nga presioni dhe temperatura), pompimi mund të kryhet në gjendje të gaztë (temperaturë kritike më shumë se 31 ° C dhe presion 7.29 MPa) ose në gjendje të lëngshme (temperatura minus 15 ... 40 ° C, presioni 2,5 MPa). E veçanta e injektimit të monoksidit të karbonit është gjithashtu se kur shpërndahet në ujë, ai formon dioksid karboni, i cili është shumë gërryes për pajisjet. Këta faktorë duhet të merren parasysh gjatë projektimit të zhvillimit të terrenit. Zgjedhja e mjeteve të pompimit varet nga gjendja fizike e CO2; për kompresorë të gaztë, për pompa të lëngshme. 5.18 Aplikimi i tretësirave micellare Tretësirat micellare janë një përzierje e lëngjeve të shpërndara në njëra-tjetrën, p.sh., hidrokarburet në ujë, vaji në ujë, etj. Rikuperimi i përmirësuar i vajit gjatë përdorimit të solucioneve micellare (MCS) arrihet duke reduktuar tensionin sipërfaqësor në kufirin e fazës, duke rregulluar viskozitetin e mediave të zhvendosura dhe të zhvendosura, duke rivendosur përshkueshmërinë e rezervuarit dhe mbulimin e tij nga ndikimi. Zgjidhjet micellare janë sisteme termodinamikisht të qëndrueshme me madhësi grimcash 10-6...10-4 mm. Stabilizimi i tretësirave nga surfaktantët u jep atyre stabilitet; ato formojnë agregate (micela) të afta për të mbajtur ujin. MCR-të mund të jenë ose hidrofile ose hidrofobike; ato nuk koagulohen ose bashkohen. Eksperimentet kanë treguar se MCR aplikohet me sukses në gurët ranorë, por është joefektive në karbonate. Përshkueshmëria nën 50 sq. μm nuk rekomandohet për përdorimin e MCR, ngopja e mbetur e vajit është më shumë se 20...25%, viskoziteti i vajit është nga 2...3 në 10...20 MPa-s, kripa maksimale përmbajtja në ujin e formacionit është 4...5%, temperatura e formimit nuk është më shumë se 65 …75oC. Gjatë pompimit, shtohet një slug MCR, i ndjekur nga një valë lëngu tampon. 5.19 Zhvendosja e vajit me solucione polimere Përdorimi i ujit, i cili ka një viskozitet më të ulët në krahasim me vajin dhe, për rrjedhojë, lëvizshmëri më të lartë, shkakton lëvizjen e tij të pabarabartë përmes formimit, formimit të gjuhëve dhe rrjedhave të drejtuara. Për të rritur efikasitetin e procesit, përdoren metoda për të rritur artificialisht viskozitetin e ujit të injektuar duke shtuar polimere në ujë. Është përdorur poliakrilamid (PAA), i karakterizuar nga tretshmëria e mirë në ujë dhe me peshë të lartë molekulare. Duke rregulluar sasinë e PAA, është e mundur të arrihet viskoziteti i kërkuar i tretësirës së zhvendosjes dhe të rritet rikuperimi i vajit me 7...10%. Përqendrimi i tretësirës është 0.025 ... 0.5%, vëllimi i slug është të paktën 30% e hapësirës së poreve. Kriteri për efektivitetin e përmbytjes së polimerit është sasia e vajit shtesë të prodhuar për 1 ton polimer. Është vërtetuar se përdorimi i trashësve çon në një reduktim të konsumit të përmbytjes së ujit, barazimin e profileve të injeksionit të puseve të injektimit dhe një ulje të shkallës së ujitjes. Ndikimi industrial është aplikuar që nga viti 1975 në zonën Novo-Khazinskaya të fushës Arlanskoye. Një solucion polimetrik me përqendrim 0,05% u injektua në një formacion me karakteristikë vaji 18 MPa-s, p = 0,886 g/cc, i cili ka veti viskoplastike jo njutoniane. 5.20. Zbatimi i tretësve hidrokarbure Kuptimi fizik i përdorimit të tretësve hidrokarbur si agjentë zhvendosës është i qartë: vaji viskoz, parafina, rrëshirat mund të treten në mënyrë efektive dhe gjithashtu të lahen nga shkëmbi me tretës të ndryshëm. Problemi është të zgjidhni tretësin më të lirë dhe më efektiv, për të arritur procesin optimal të zhvendosjes, në të cilin treguesi kriter - sasia e vajit të rikuperuar shtesë për 1 ton tretës - do të ishte maksimal. U studiuan vetitë zhvendosëse të tretësve - benzen, toluen, alkool etilik, divinil, hidrokarbure aromatike dhe të tjerë. Një zgjidhje racionale për përdorimin e një tretësi është krijimi i një slug prej tij dhe më pas zëvendësimi i tretësit me një lëng bufer, për shembull, lëngje të trashur me polimer. Ka të dhëna të njohura për përdorimin industrial të lëngut RSUO, një sistem reologjik me bazë hidrokarbure i përbërë nga një shkumë dyfazore dhe një tretës hidrokarbur. Ka veti pseudoplastike që rregullojnë lëvizshmërinë e fazave të lëngut në rezervuar. Metoda u testua në fushën Surakhani gjatë viteve 1976-77. Një slug RSUO nga një përzierje prej 100 metrash kub u pompua në pusin e injektimit. ujë, 2.5 ton sulfanol dhe 17 metër kub. tretës hidrokarbure. Buza bëri të mundur eliminimin e depërtimit të ajrit në puset e prodhimit që ndodhi gjatë zbatimit të mirëmbajtjes së presionit me ndihmën e ajrit të kompresuar. U arrit një rritje e prodhimit të naftës. 5.21 Zbatimi i përmbytjes alkaline Metoda e injektimit të alkaleve në një rezervuar bazohet në zvogëlimin e tensionit sipërfaqësor në ndërfaqen e tretësirës vaj-alkaline dhe transformimin e natyrës së lagështimit të shkëmbinjve nga agjenti i zhvendosur nga hidrofobik në hidrofil. Një zgjidhje alkali NaOH në një përqendrim deri në 0.1% çon në një rritje të NOC me 10 ... 15%. Pas kontaktit me acidet naftenike që përmbahen në vaj, alkalet formojnë sapunë natriumi (ato zvogëlojnë tensionin sipërfaqësor të fazës) dhe emulsione vaji. Këto të fundit nxitojnë në zona me përshkueshmëri të shtuar, duke krijuar rezistencë filtrimi për shkak të viskozitetit të tyre të rritur (krahasuar me ujin) dhe, në këtë mënyrë, drejtojnë rrjedhën e lëngut në zonën e përshkueshmërisë së zvogëluar. Alkalet mund të pompohen në formën e një goditjeje. Për shkak të disponueshmërisë dhe kostos së ulët, shkarkimi është më ekonomik. Megjithatë, përdorimi i alkaleve nuk rekomandohet për formacionet produktive që përmbajnë kripëra Ca dhe Mg në një përqendrim më shumë se 0,025 g/l, sepse kjo mund të shkaktojë formimin e sedimentit. Alkalet nuk duhet të përdoren në formacione me ndërshtresa argjile, të cilat për shkak të lagshmërisë do të fryhen duke ulur përshkueshmërinë e formacionit. 5.22 Aplikimi i surfaktantëve Ka shumë projekte për injektimin e surfaktantëve, baza fizike e të cilave ndikon në rezervuar është zvogëlimi i tensionit sipërfaqësor në kufirin vaj-shkëmb, reduktimi i viskozitetit të vajit dhe përmirësimi i larjes së tij nga shkëmbi. Të dhënat mbi efektivitetin e surfaktantëve janë kontradiktore dhe kërkojnë kërkime të mëtejshme. 6. Riparimi i puseve të naftës. Ekzistojnë dy lloje të riparimit të puseve - mbi tokë dhe nëntokë. Riparimi i sipërfaqes shoqërohet me rivendosjen e funksionimit të pajisjeve të vendosura në krye të tubacioneve, makinave të pompimit, valvulave mbyllëse, pajisjeve elektrike, etj. Riparimet nëntokësore përfshijnë punën që synon eliminimin e keqfunksionimeve në pajisjet e ulura në pus, si dhe rivendosjen ose rritjen e shkallës së rrjedhës së pusit. Riparimet nëntokësore përfshijnë heqjen e pajisjeve nga pusi. Sipas kompleksitetit të operacioneve të kryera, riparimet nëntokësore ndahen në aktuale dhe të mëdha. 6.1. Informacione të përgjithshme rreth riparimeve aktuale të puseve. Mirëmbajtja e pusit kuptohet si një grup masash teknologjike dhe teknike që synojnë rivendosjen e produktivitetit të tij dhe të kufizuara nga ndikimi në zonën e vrimës së poshtme të formacionit dhe pajisjeve të vendosura në pus. Riparimet aktuale përfshijnë punën e mëposhtme: zëvendësimin e pajisjeve të dështuara, pastrimin e pjesës së poshtme dhe të pusit, rivendosjen e produktivitetit të rezervuarit përmes metodave individuale të intensifikimit (ngrohje, shpëlarje, injektim kimikatesh). Riparimet aktuale mund të planifikohen dhe parandaluese dhe të kryhen me qëllim të inspektimit parandalues, identifikimit dhe eliminimit të shkeljeve individuale në funksionimin e pusit që nuk janë shfaqur ende. Lloji i dytë i riparimit aktual është restaurues, i kryer për të eliminuar një dështim - ky është, në fakt, riparim urgjent. Në praktikë, riparime të tilla mbizotërojnë për arsye të ndryshme, por kryesisht për shkak të teknologjive të papërsosura dhe besueshmërisë së ulët të pajisjeve të përdorura. Treguesit që karakterizojnë funksionimin e një pusi me kalimin e kohës janë faktori i funksionimit (OF) dhe koha ndërmjet riparimeve (MRP). EC është raporti i kohës së punuar nga një pus, për shembull, në vit (TOTR), me periudhën kalendarike (TCAL). MCI është koha mesatare midis dy riparimeve për një periudhë të zgjedhur, ose raporti i kohës totale të punuar të mirëmbajtjes dhe riparimit për vitin me numrin e riparimeve P për të njëjtën periudhë. CE = TOTR / TKAL; MRP = TOTR / R; Mënyrat për të rritur EC dhe MRP janë zvogëlimi i numrit të riparimeve, kohëzgjatja e një riparimi dhe rritja e kohës së funksionimit të pusit. Riparimet e mëdha janë shumë punë intensive dhe stresuese, sepse... kërkon shpenzime të konsiderueshme të fuqisë së pajisjeve speciale dhe përpjekje fizike për të hequr pajisjet e ulura nga pusi. Duhet të theksohet se riparimet aktuale kryhen jashtë, ndonjëherë në kushte të vështira klimatike. Aktualisht, më shumë se 90% e të gjitha riparimeve kryhen në puse me SPU dhe më pak se 5% - me ESP. Gjatë riparimeve rutinë kryhen këto operacione: 1. Transporti – dërgimi i pajisjeve në pus; 2. Përgatitore – përgatitje për riparime; 3. Pajisjet ngritëse – ngritëse dhe ulëse të naftës; 4. Operacionet për pastrimin e pusit, zëvendësimin e pajisjeve, eliminimin e aksidenteve të vogla; 5. Përfundimtar – çmontimi i pajisjeve dhe përgatitja e saj për transport. Nëse vlerësoni kohën e shpenzuar në këto operacione, do të vini re se humbja kryesore e kohës shkon për operacionet e transportit (ato marrin deri në 50% të kohës), prandaj përpjekjet kryesore të projektuesve duhet të drejtohen drejt zvogëlimit të kohës për transport - duke krijuar makina dhe njësi të gatshme për montim, operacione ngritëse - përmes krijimit të makinerive automatike të besueshme për vidhosjen dhe heqjen e tubave dhe shufrave. Meqenëse riparimi aktual i një pusi kërkon qasje në trungun e tij, d.m.th. të shoqëruara me depresion, prandaj, është e nevojshme të përjashtohen rastet e shpërthimit të mundshëm në fillim ose në fund të punës. Kjo arrihet në dy mënyra: e para dhe e përdorur gjerësisht është “vrasja” e pusit, d.m.th. injektimi në formacion dhe pus i një lëngu me një densitet që siguron krijimin në fund të pusit të një presioni PZAB që tejkalon presionin e formimit. E dyta është përdorimi i pajisjeve të ndryshme - pajisje ndërprerëse që bllokojnë pjesën e poshtme të pusit kur ngrini tubin. Operacionet e ndezjes (TOP) zënë pjesën kryesore në bilancin total të kohës për riparimin e pusit. Ato janë të pashmangshme gjatë çdo pune për uljen dhe zëvendësimin e pajisjeve, goditjen në vrimën e poshtme, kolonat e larjes, etj. Procesi teknologjik i procesit të prodhimit konsiston në vidhosjen (ose heqjen) në mënyrë alternative të tubave të pompës-kompresorit, të cilët janë një mjet për pezullimin e pajisjeve, një kanal për ngritjen e lëngut të prodhuar dhe furnizimin e lëngjeve të procesit në pus, dhe në disa raste, një mjet për peshkim, pastrim dhe punë të tjera. Kjo shumëllojshmëri funksionesh e ka bërë tubin një komponent të domosdoshëm të pajisjeve të puseve për çdo metodë funksionimi pa përjashtim. Veprimet e tubave janë monotone, kërkojnë punë dhe mund të mekanizohen lehtësisht. Përveç operacioneve përgatitore dhe përfundimtare, të cilat kanë specifikat e tyre për metoda të ndryshme funksionimi, i gjithë procesi i prodhimit të hapur me tuba është i njëjtë për të gjitha llojet e riparimeve rutinë. Veprimet e ngritjes dhe ngritjes me shufra kryhen në të njëjtën mënyrë si me gypat, dhe zhvidhosja (vidhosja) e shufrave kryhet me një çelës mekanik shufra. Në rast bllokimi të pistës në cilindrin e pompës ose shufrave në tub (depilim), si dhe thyerje të tyre, bëhet e nevojshme ngritja e njëkohshme e tubave dhe shufrave. Procesi kryhet duke hequr në mënyrë alternative tubin dhe shufrën. 6.2 Teknologjia e riparimit të madh nëntokësor të puseve. Riparimet e mëdha nëntokësore të një pusi kombinojnë të gjitha llojet e punës që kërkojnë një kohë të gjatë, përpjekje të mëdha fizike dhe përdorimin e pajisjeve të shumta multifunksionale. Kjo është punë që lidhet me eliminimin e aksidenteve komplekse, si me pajisjet e ulura në pus ashtu edhe me vetë pusin, punën për transferimin e pusit nga një vend pune në tjetrin, punën për të kufizuar ose eliminuar hyrjen e ujit, rritjen e trashësisë së pusit. materiali i shfrytëzuar, ndikimi në formacion, prerja e një trungu të ri dhe të tjera. Duke marrë parasysh specifikat e punës, krijohen punëtori të specializuara të riparimit në departamentet e prodhimit të naftës dhe gazit, duke bashkuar ekipe. Ekipi përbëhet nga një kryepunëtor, një shpues, një ndihmës shpues dhe një punëtor. Puna kryhet sipas planit gjeologjik, i cili tregon karakteristikat e pusit, si dhe një listë të të gjitha punëve të planifikuara. Një pus që ka pësuar riparime të mëdha mbetet në stokun operativ, por është i përjashtuar nga stoku operativ. 6.2.1 Inspektimi dhe testimi i puseve përpara riparimeve të mëdha. Zgjedhja e teknologjisë së riparimit dhe mjeteve teknike për zbatimin e saj varet nga sa saktë përcaktohet natyra e dëmtimit të pajisjes ose kolonës, ose sa saktë përcaktohet shkaku i uljes së produktivitetit të pusit. Sondazhi përfshin përcaktimin e thellësisë së pjesës së poshtme, nivelin e lëngut, gjendjen e vargut të prodhimit, natyrën e aksidentit dhe vendosjen e pajisjeve në pus, vlerën e koeficientit të produktivitetit dhe parametrave të tjerë që karakterizojnë fundin dhe pusin. . Gjendja e kolonës dhe natyra e pjesës së thyer të pajisjes përcaktohen nga vula, të cilat janë një xham plumbi ose alumini i ulur në tuba në pus. Pas kontaktit me një objekt të vendosur në vrimë, një gjurmë mbetet në sipërfaqen e butë të printimit, me anë të së cilës gjykohet natyra e thyerjes. U përdorën vula hidraulike me një element kopjues gome dhe kamera me vrima. Është e këshillueshme që të merren parasysh rezultatet e hulumtimit me kalimin e kohës. Kjo është veçanërisht e vërtetë kur zgjidhni një metodë për të ndikuar në vrimën ose formimin e poshtëm. Sa më i detajuar të jetë informacioni, aq më i suksesshëm do të jetë riparimi. Hulumtimi kryhet duke përdorur metoda të njohura, të cilat aktualisht përfaqësojnë një zgjedhje të gjerë: termometri, debitometri, rreze gama (GK) dhe logging neutron (NGL) dhe të tjera. 6.2.2 Teknologjia e riparimit të kafazit të prodhimit. Një nga defektet më të zakonshme të kolonës është një shkelje e integritetit të saj si rezultat i dëmtimit nga pajisjet ose mjetet gjatë funksionimit ose konsumimi gërryes. Në të dyja rastet, nëpërmjet dëmtimit, fillon lëvizja intensive e ujit të huaj në pus. Intervali i dëmtimit mund të përcaktohet nga një debitometër ose termometër, i cili regjistron anomalitë në lexime. Riparimi i kolonës mund të kryhet në disa mënyra, por më progresive është riparimi i tubave të shtresës së jashtme me arna metalike. Kjo metodë përfshin modelimin dhe pastrimin e kolonës, eliminimin e kolapsit dhe sqarimin e formës dhe madhësisë së dëmtimit. Patch është një tub me mure të hollë, pa tegel, të valëzuar gjatësisht, me një perimetër të jashtëm të barabartë me perimetrin e shtresës së jashtme dhe të veshur me një përbërje izoluese kundër korrozionit. Mandreli përbëhet nga një kokë mandrele, cilindra të energjisë hidraulike dhe shufra të zbrazëta. Parimi i funksionimit të pajisjes bazohet në zgjerimin e tubit të valëzuar për të mbyllur kontaktin me kolonën duke krijuar presion të tepërt në zgavrën e kokës suplementare, e ndjekur nga tërheqja e pajisjes përmes sistemit të lëvizjes. Cilindrat e fuqisë krijojnë kushtet për fillimin e funksionimit, duke zgjeruar tubat dhe duke e siguruar atë në kolonë. Seti i pajisjeve përdoret në fushat e Bashneft, Tatneft dhe shoqata të tjera. Më të rrezikuara nga shkatërrimi janë vargjet e prodhimit të puseve të injektimit, të cilët gjatë funksionimit përjetojnë presione të larta gjatë injektimit të ujit dhe thyerjeve hidraulike, lëngjeve gërryese dhe veprimit të acideve gjatë intensifikimit. Duhet të kihet parasysh se riparimi i një kolone, pavarësisht se çfarë metode kryhet, çon në një ulje të diametrit të saj dhe zvogëlon mundësitë tashmë të kufizuara të përdorimit të pajisjeve operative dhe kërkimore. 6.2.3. Teknologjia e punës izoluese për të eliminuar ose kufizuar prurjet e ujit. Lotim i pusit mund të ndodhë për arsye të ndryshme. Këtu janë disa prej tyre: rrjedhje e unazës së çimentos së shtresës së jashtme, si rezultat i së cilës ndodh një komunikim midis shtresave vajmbajtëse dhe akuiferit; tërheqja e ujit nga fundi në filtrin e pusit për shkak të nxjerrjes intensive ose përmbytjes së ujit; depërtimi i ujit nga akuiferët e sipërm përmes defekteve në shtresën e prodhimit. Prania e fluksit prapa kafazit mund të përcaktohet me injektim në formacion përmes një filtri të izotopeve radioaktive të tretur në 1,5...2 m3 ujë (hekur radioaktiv, zirkon, zink). Prania e një tejmbushjeje do të lejojë që një pjesë e lëngut radioaktiv të hyjë në formacionin e ngopur me ujë, i cili do të shënohet në kurbën e prerjes së rrezeve gama nga një pikë anormale në krahasim me një kurbë të ngjashme të marrë përpara injektimit të izotopit. Izolimi i degëve kryhet në disa mënyra, njëra prej të cilave është injektimi i llaçit të çimentos në çarje për riçimentimin e tij, ose injektimi i rrëshirave speciale. 6.2.4. Izolimi i fluksit të ujit plantar. Në praktikë, shpesh ka raste të lotimit duke tërhequr ujin e poshtëm për shkak të tërheqjes së detyruar. Në këtë rast, formohen kone uji, lartësia e të cilave mund të jetë në përpjesëtim me trashësinë e formimit. Në raste të tilla, ata përdorin kufizimin e tërheqjes së lëngut përmes pusit ose izolimin e pjesës së ujitur të formacionit: instalojnë një urë çimentoje dhe bllokojnë një pjesë të formacionit, pompojnë llaç çimentoje ose plastikë të ndryshëm nën presion në pjesën e poshtme të pusit. formimi, vendosja në një mjedis ujor dhe formimi i një ekrani horizontal. Transferimi i një pusi në një objekt tjetër prodhimi. Për shkak të ujitjes së formacionit të shfrytëzuar, mund të jetë e nevojshme transferimi i pusit në funksionim nga një formacion tjetër, nëse ka një të tillë në fushë. Për më tepër, kjo shtresë mund të jetë më e ulët ose më e lartë se ajo e shfrytëzuar. Teknologjia e transferimit konsiston në izolimin e besueshëm të formacionit të ujitur duke pompuar materialin mbyllës (çimento, rrëshira) në të nën presion, duke formuar një filxhan çimentoje në fund, duke e shpuar atë dhe duke thelluar pusin në formacionin tjetër prodhues, duke ulur shtresën e prodhimit dhe çimentimi i tij, xhirimi i filtrit, thirrja e fluksit nga objekti i ri. 6.2.5. Puna e peshkimit në një pus. Teknologjia e peshkimit është zhvilluar në lidhje me natyrën e aksidentit në një pus të veçantë bazuar në një ekzaminim të plotë. Përcaktohet natyra e aksidentit, thellësia e pajisjeve të mbetura, diametri i pusit, mundësia e përdorimit të mjeteve të njohura të kapjes dhe nevoja për të zhvilluar mjete të reja. Operacionet e peshkimit përfshijnë ngarkesa të mëdha, ndonjëherë të paparashikueshme, dhe për këtë arsye kërkojnë personel shumë të kualifikuar. Le të përshkruajmë disa nga teknologjitë e zakonshme të peshkimit. 6.2.6. Heqja e tubave të rënë. Gjendja e skajit të tubit përcaktohet me printim. Nëse lejon kapjen nga brenda ose jashtë, atëherë mjeti përkatës ulet. Nëse kapja nuk është e mundur, atëherë përgatitni fundin e tubit duke bluar, filetuar ose metoda të tjera. Në këtë rast, rastet e tubave të mbërthyer janë të mundshme, d.m.th. duke i bllokuar në kolonë. Pastaj ata përdorin ritmin, furnizimin me lëngje shpëlarëse dhe krijimin e ngarkesave të shtuara në mënyrë që të tendosin ose grisin tubat individualë ose pjesë të kolonës. 6.2.7. Heqja e njësisë ESP. Teknologjia për nxjerrjen e ESP-ve me tuba të thyer nuk ndryshon nga ajo e miratuar për nxjerrjen e tubave konvencionale. Puna mund të jetë e ndërlikuar nëse tubat janë të mbuluar me një kabllo të thyer. Në këtë rast, kryhet puna për të hequr kabllon për të fituar akses në tuba. Është e mundur që njësitë ESP në kolonë mund të bllokojnë për shkak të kabllove të dobësuar dhe rripave metalikë, gjë që do të kërkojë krijimin e forcave të mëdha që mund të rezultojnë në shkatërrimin e tubave ose pjesëve lidhëse të ESP. Puna mund të kërkojë bluarje të pjesëve të mbetura, filetim të tyre dhe operacione të gjata ngritëse për të hequr pjesët e ESP. 6.2.8. Testimi i rrjedhjes së kolonës. Funksionimi normal afatgjatë i një pusi sigurohet nga testimi periodik i shtresës së prodhimit të tij për rrjedhje. Kjo, veçanërisht, duhet të bëhet pas punës emergjente dhe izoluese. Testimi i rrjedhjeve kryhet në dy mënyra: testimi i presionit dhe reduktimi i nivelit të lëngut në pus. Teknologjia e testimit është si më poshtë. Për testimin e presionit, koka e pusit është e pajisur me një kokë testimi presioni përmes së cilës lëngu pompohet në fuçi. 6.2.9. Prerja e trungut të dytë. Nëse aksidenti në pus nuk mund të eliminohet dhe boshti i tij nuk mund të përdoret për prodhimin e naftës, duhet të merret parasysh çështja e braktisjes së pusit ose mundësia e shpimit të një boshti të ri nga një thellësi e caktuar. Në këtë rast, duhet të kryhet një analizë e plotë teknike dhe ekonomike për të siguruar fizibilitetin e nisjes së një pusi të dytë në krahasim me shpimin e një pusi të ri. Teknologjia për prerjen e trungut të dytë është si më poshtë. Bazuar në hulumtimin dhe inspektimin e vargut të prodhimit, zgjidhet intervali i shpimit: ai duhet të jetë sa më i ulët që të jetë e mundur. Në këtë interval, kolona nuk duhet të ketë asnjë shembje ose shqetësim dhe nuk duhet të ketë horizonte të zhytur në seksion. Një filxhan çimentoje me lartësi 5..6 m është instaluar në thellësinë e intervalit të përzgjedhur dhe pasi çimentoja të jetë ngurtësuar, kolona kontrollohet duke ulur në të një drejtim me diametër 6 mm më pak se diametri i këllëf prodhimi dhe një gjatësi prej 6..8 m.Manxhiku ulet në gypat e shpimit dhe vendoset mbi xham çimentoje. Ata krijojnë një ngarkesë, pykë kamxhik në një thellësi të caktuar, ngrenë tubat dhe ulin framer-reiber. Duke u rrotulluar përgjatë kamxhikut, brinja pret një "dritare" në vargun e prodhimit, i cili më pas zgjerohet nga një brinjë me diametër më të madh. Pas prerjes dhe zgjerimit të "dritares", ata fillojnë të shpojnë pusin duke përdorur teknologjinë e miratuar për një pus konvencional. 6.2.10. Epo braktisje. Braktisja e pusit është një grup punimesh që lidhen me çaktivizimin e një pusi për arsyet e mëposhtme: a) puset e kërkimit gjeologjik që kanë përmbushur qëllimin e tyre (kategoria e parë); b) puset e prodhimit të thatë (kategoria e dytë); c) puse emergjente me komplikime gjatë shpimit ose operimit (kategoria e tretë); d) puse prodhimi të zhytura në ujë (kategoria e katërt); e) puse që ndodhen në zona ndërtimi ose fatkeqësish natyrore (kategoria e pestë). Braktisja e pusit koordinohet me autoritetet mbikëqyrëse dhe përfshin punën e mëposhtme në pus. Intervali i formacioneve me manifestime të dobëta vaji çimentohet në thellësinë e trashësisë së formacionit, plus 20 m poshtë bazës dhe mbi çati. Mbi formacionin prodhues është instaluar një urë çimentoje me lartësi të paktën 50 m, pusi është i mbushur me lëng shpimi, i cili mundëson krijimin e presionit në fund mbi presionin e formacionit. Nëse në pjesën e pusit nuk gjenden ujëra të mineralizuara nën presion ose sulfur hidrogjeni, lejohet heqja e kolonave teknike, ndërsa në këpucën e kolonës së fundit vendoset një urë çimentoje me lartësi të paktën 50 m.Gryka e të braktisurve pusi është i pajisur me një pikë referimi, i cili është një tub 73 mm i rrafshuar në majë, në skajin e poshtëm të të cilit është instaluar një prizë prej druri. Tubi ulet në pus në një thellësi prej të paktën 2 m dhe mbushet me çimento. Mbi grykë vendoset një shtyllë betoni me përmasa 1*1*1 m, nga e cila duhet të dalë një pikë referimi me lartësi të paktën 0,5 m. Kur shtyhet hiqet, pikë referimi nuk vendoset mbi shtyllën e boshtit. 6.3. Mekanizmat dhe pajisjet për punë riparimi. Për mekanizimin e punës përgatitore përdoren njësi speciale. Njësia për instalimin e mekanizuar të spirancave për litarë tip – AMYA-6T është montuar në një rrëshqitës TDT-75. Njësia përbëhet nga një direk, rotori, mekanizmi i rrotullimit të rotorit, çikriku, transmetimi, sistemet hidraulike dhe elektrike. Rotori shërben për të transmetuar çift rrotullues në armaturë. Çikriku është projektuar për të ngritur dhe mbajtur shufrën e punës në direk. Lëvizja e rotorit lart e poshtë, ngritja e direkut dhe bumit sigurohet nga pompat hidraulike. Diametri i spirancave të groposura është 350,500 mm, me një kapacitet ngarkese direku 60 kN dhe një rrotullim maksimal të rotorit 30 kN*m. Një njësi e lëvizshme e riparimit të pusit (PARS) përdoret për të kryer punë gërmimi në përgatitjen e një pusi për riparime: instalimi i djemve, gërmimi i llogoreve, vendosja e vendkalimeve, tubacioneve, shufrave, etj. Është bërë në bazë të një traktori dhe përbëhet nga një vinç hidraulik, një teh buldozeri, një mekanizëm për prerjen e tokës dhe një çikrik. Bumi me një kapacitet ngritës prej 5 kN dhe një shtrirje prej 3,6 m është montuar në një tufë në bord. Mekanizmi i prerjes së tokës përgatit llogore 1,5…1,7 m të thella dhe 400 mm të gjera. Njësia për ngarkimin, transportimin dhe shkarkimin e mekanizuar të shufrave (APSh) është projektuar për të mekanizuar procesin e transportit të shufrave duke ruajtur cilësinë e tyre. Përfshin traktor, vinç hidraulik, gjysmërimorkio. Vinçi është i instaluar pas kabinës, i kontrolluar nga një telekomandë (ekziston një telekomandë portative - deri në 10 m). Gjatë ngarkimit, shufrat paketohen dhe ngrihen me një travers të veçantë. Kapaciteti i ngarkesës së njësisë është deri në 55 kN. Aktualisht, njësitë e riparimit vetëlëvizës janë zhvilluar kryesisht. Komponentët kryesorë të një njësie të tillë janë një kullë e përforcuar me djem, një bllok kurorë udhëtues, një bllok kurorë, një çikrik, një fole hidraulike për kullën, një fole me vidhos për heqjen e forcave nga rrotat dhe një kabinë për kontrollin e çikrikut. . 6.3.1. Strukturat ngritëse të palëvizshme dhe të lëvizshme. Kullat e palëvizshme janë një strukturë ngritëse për një pus dhe janë të dizajnuara për ngritjen e pajisjeve dhe pajisjeve të gropave nga një pus. Ato ndahen në të palëvizshme dhe të lëvizshme. Kullat janë bërë nga çeliku dhe tuba të mbështjellë. Kullat më të përdorura janë 24 dhe 22 m të larta dhe me një kapacitet ngarkese 750 dhe 500 kN. Në vend të kullave mund të përdoren direkë të palëvizshëm ose të lëvizshëm me kapacitet ngritës 150, 250 kN. Duhet të kihet parasysh se kullat e palëvizshme përdoren vetëm 2…3% të kohës në vit. Prandaj, vitet e fundit, njësitë e lëvizshme të pajisura me kullat e tyre janë përdorur gjerësisht për riparime nëntokësore. Komponenti i dytë, jo më pak i rëndësishëm në zinxhirin teknologjik të pajisjeve për riparime nëntokësore është një çikrik, i montuar në shasinë e një traktori ose makine veçmas ose së bashku me një strukturë ngritëse. Çikrikët më të përdorur në fusha janë ato që drejtohen nga një motor traktori ose makine dhe me një forcë tërheqëse deri në 10 kN. Njësitë vetëlëvizëse A-50u, "Bakinets-3M", "AzINMASH-43A", "AzINMASH-37A" përdoren për funksionimin pa kulla të puseve. 6.3.2. Mjet për peshkim. Modelet e mjeteve të peshkimit janë shumë të ndryshme. Megjithatë, sipas parimit të kapjes, ato mund të ndahen në tre grupe kryesore: a) Mjetet e peshkimit me dash, duke punuar në parimin e bllokimit të një objekti nga jashtë ose brenda kapëses; b) Veglat e peshkimit me fileto që punojnë sipas parimit të prerjes së fillit mbi një objekt duke vidhosur njëkohësisht një kapëse mbi të; c) Llojet e tjera. Le të shohim disa modele të mjeteve të peshkimit. Një kapëse tubash e jashtme është projektuar për të kapur tubat, shufrat ose objekte të tjera në një pus nga trupi ose bashkimi. Është një kapëse krehër e ndarë e vendosur në një strehë dhe e montuar në tuba. Objekti që kapet mbulohet me një kapëse, e cila kur hyn lart, rrit diametrin e vrimës, duke lejuar që objekti të kalojë në kapëse. Kur tensionohet, rrëshqitja zbret dhe dhëmbët e saj priten në trupin e objektit, duke e bllokuar atë në kapëse. Kapësi i brendshëm i tubit është projektuar për të zbritur në tubin që peshkohet. Përbëhet nga një trup mbi të cilin është ngjitur një kërpudhë, e lidhur me një shufër dhe një unazë të lëvizshme. Trupi futet brenda tubit që peshkohet, ndërsa dashi ngrihet lart, duke zvogëluar diametrin e kapëses dhe duke krijuar kushte për hyrje. Kur tensionohet, shufra zbret, duke rritur diametrin e trupit të kapësit dhe duke bllokuar tubin. Mbikalimi operacional është projektuar për kapjen e tubave ose shufrave nga bashkimi duke përdorur susta të sheshta të montuara në sipërfaqen e brendshme të trupit. Kur shtyhen mbi një objekt, sustat ndryshojnë, duke e lejuar atë të kalojë brenda kapëses dhe më pas të konvergojë. Valvula për kapjen e shufrave përdoret për të kapur shufra nga bashkimi. Përbëhet nga një strehë në të cilën janë të siguruara biletat e ngarkuara me susta. Vrasat hapen, duke e lënë objektin të kalojë dhe më pas konvergojnë. Një ruter me dhëmbë të brendshëm përdoret për të bluar skajet e sipërme të tubave ose shufrave të urgjencës në mënyrë që ata të mund të punojnë më pas si kapëse. Ai përbëhet nga një trup në të cilin priten dhëmbët gjatësorë. Rubineti operativ është projektuar për kapjen e sipërfaqes së brendshme të një tubi ose bashkimi. Ai përbëhet nga një trup mbi të cilin ka një fije në pjesën e cunguar të tij. Mund të pritet në objektin e peshkuar dhe më pas të rimarrë. 7. Grumbullimi dhe përgatitja e vajit. 7.1. Instalimi i matjes në grup. Përzierja gaz-lëng e ngritur nga pusi në sipërfaqe duke përdorur energjinë e rezervuarit ose pompat e instaluara në pus dërgohet në pikat e grupit. Ato kombinojnë deri në 14 puse dhe lejojnë operacionet e mëposhtme: a) Matin shkallën e rrjedhës së pusit; b) Përcaktoni sasinë e ujit në një lëng; c) Të ndajë gazin nga lëngu dhe të masë vëllimin e tij; d) Transmetoni informacionin për shpejtësinë e rrjedhës veçmas për çdo pus dhe sasinë totale të lëngut të prodhuar në tërësi për instalimin e grupit në qendrën e kontrollit. Aktualisht, njësitë matëse të automatizuara të grupit të tipit bllok (AGZU) "Sputnik" janë bërë të përhapura në fusha. Ato u zhvilluan nga Shoqata e Tetorit "Bashneftemashremont". Skema teknologjike për grumbullimin e naftës dhe gazit në fushë përshkruhet si më poshtë. Përzierja e gazit-lëngshëm në gropë (GLM) hyn në baterinë shpërndarëse të një instalimi grupor, i projektuar për të lidhur 14 puse. Sipas një programi të caktuar, secili prej puseve të lidhur kalon në matje duke përdorur një pajisje të veçantë rrotulluese. Çelësi përbëhet nga dy cilindra të futur në njëri-tjetrin. Cilindri i jashtëm është i lidhur me të gjitha puset që punojnë për këtë grup. Cilindri i brendshëm ka aftësinë të rrotullohet automatikisht sipas një programi të caktuar dhe, gjatë rrotullimit, vendos në mënyrë alternative vrimën në sipërfaqen e tij cilindrike në çdo tubacion pusi të lidhur me cilindrin e jashtëm. Në këtë mënyrë, formohet një kanal përmes të cilit gazi dhe lëngu i lëngshëm nga një pus i veçantë hyn në ndarës. Në këtë kohë, puse të tjera janë duke punuar në një tubacion të përbashkët. Nga çelësi, lëngu i gazit drejtohet në ndarës, ku gazi ndahet nga lëngu, pas së cilës lëngu rrjedh në matësin e rrjedhës së turbinës, dhe gazi në matësin e rrjedhës së gazit. Gazi i ndarë dhe lëngu i matur shkarkohen në një tubacion të përbashkët. Ndarësi i instalimit të grupit është bërë në formën e dy cilindrave horizontalë të pajisur me hidrociklone. Në një hidrociklon, për shkak të forcës centrifugale që ndodh gjatë lëvizjes spirale të lëngut hidraulik, lëngu, si agjenti më i rëndë, hidhet drejt mureve të enës, gazi mbetet në pjesën qendrore. Ndarja ndodh në cilindrin e sipërm, dhe lëngu grumbullohet në cilindrin e poshtëm. Njësia matëse është e pajisur me një matës lagështie, i cili përcakton sasinë e ujit në vaj, dhe një njësi automatizimi lokal që kontrollon funksionimin dhe transmeton informacionin (BMA). Nëse pika e grumbullimit ndodhet në një distancë të konsiderueshme nga puset, energjia e tyre mund të mos jetë e mjaftueshme për të shpërndarë lëngun hidraulik atje. Më pas ndërtohen stacione të ndërmjetme pompimi, të quajtura stacione përforcuese (BPS). Këtu, gazi dhe lëngjet e lëngshme të marra nga instalimet e grupit i nënshtrohen ndarjes së pjesshme dhe ndarjes së ujit, pas së cilës lëngu derdhet në pompat e transferimit dhe furnizohet në një pikë grumbullimi. Gazi dërgohet përmes një tubacioni të veçantë në fabrikën e përpunimit të gazit. 7.2. Instalimi i trajtimit kompleks të vajit. Njësia e integruar e trajtimit të naftës (ITU) kryen funksionet e mëposhtme: a) Ndan gazin nga nafta; b) Ndan ujin nga vaji; c) Pastron vajin nga kripërat; d) Pastron vajin nga papastërtitë mekanike; e) Zgjedh fraksionet e benzinës nga gazi (stabilizimi i naftës); f) pompon naftë në Departamentin e Transportit të Mallrave (TTU); g) Pompon gaz në fushën e prodhimit të gazit; h) pompon benzinë ​​në impiantin e përpunimit të gazit; i) Përgatit ujin për injektim në rezervuar. UKPN kryen operacione përfundimtare me naftën e prodhuar dhe formon tregues cilësorë dhe sasiorë të funksionimit të vendburimeve të prodhimit të naftës dhe gazit. Në varësi të parimit të pastrimit të vajit nga uji, janë përdorur metoda termokimike (TCC) dhe dehidratim elektrik (EDOC). Përzierja gaz-lëng nga njësia e grupit hyn në ndarësin e fazës së parë, ku ndodh ndarja e pjesshme e gazit nga lëngu. Pastaj lëngu i gazit hyn në ndarësit e fazës së dytë - njësitë e ndarjes fundore. Këtu ndodh ndarja përfundimtare e gazit dhe lëngu dërgohet përmes një shkëmbyesi nxehtësie në furrën e tubit. Përgjatë rrugës së lëvizjes, një demulsifikues futet në lëng, i cili, kur lëngu nxehet, përshpejton procesin e shkatërrimit të emulsionit. Për të hequr kripërat, në vaj futet ujë i freskët, i cili i largon kripërat. Stabilizimi i vajit është procesi i ndarjes së fraksioneve të lehta. Ajo kryhet duke dërguar vajin që ka pësuar dehidrim dhe shkripëzimin pas ngrohjes në një kolonë distilimi. Këtu ndodh avullimi i fraksioneve të lehta, ngritja e tyre lart dhe kondensimi pasues. 8. NGDU “Chekmagushneft” gusht 1954. Nga pusi nr. 11, i shpuar nga një ekip i mjeshtrit të shpimit M. Sh. Gazizullin nga trusti Bashzapadnefterazvedka, shpërtheu një pus nafte në afërsi të fshatit Verkhne-Mancharovo me një shpejtësi prej 150 tonësh në ditë. Kështu filloi nafta e madhe e veriperëndimit të Bashkortostanit. 1956 Zona Mancharovskaya është e përgatitur për zhvillim industrial. Nafta u zbulua në zonën Kreshcheno-Bulyakskaya. Është krijuar një organizatë e re e prodhimit të naftës - fusha e integruar e naftës Kultubinsk - me qëllim zhvillimin e pasurive të naftës të zonës premtuese. shtator 1957. U prodhuan tonelatat e para të naftës tregtare Mancharovsk. 1960 Seksionet Mancharovsky, Igmetovsky, Kreshcheno-Bulyaksky dhe Tamyanovsky të grupit të fushave Mancharovsky u vunë në zhvillim industrial. Janë në funksion 59 puse nafte, prodhimi vjetor i naftës është rreth 0,5 milion ton; totali i injektimit të ujit në puset e injektimit është 117 mijë m3. Zhvillimi sistematik dhe, në të njëjtën kohë, i shpejtë i fushës bazë Mancharovskoye vazhdon. Rritja e prodhimit është për shkak të rritjes së stokut të puseve të naftës dhe zhvillimit të një sistemi përmbytjeje uji. Gjysma e dytë e viteve gjashtëdhjetë u karakterizua nga vendosja e gjerë e operacioneve të shpimit në seksionet Grem-Klyuchevsky dhe Ivanaevsky të zonës Yusupov, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky, Chermasansky dhe Mene-Uzovsky. 1968 Fillimi i shpimit në zonën e Saitovskaya. Vënia në funksionim komercial e puseve të reja. Ritmi i përshpejtuar i zhvillimit të fushave të reja i lejoi punëtorët e naftës të arrinin nivelin maksimal të prodhimit të naftës - 6282 mijë tonë në vit. 10 vjet më parë, në vitin 1958, kjo shifër ishte pak më shumë se 40 mijë tonë. Asnjë rajon tjetër prodhues nafte në vend nuk ka njohur një periudhë kaq të shkurtër zhvillimi. 1970 Fillimi i shpimit të fushës së naftës Andreevskoye. Problemi i shfaqur i ndërprerjes së ujit të naftës dhe vështirësitë teknologjike të lidhura me to, çuan në një rritje të numrit të aktiviteteve gjeologjike dhe teknike (GTM) të kryera në 3000 në vit. 1970-1980. Puna e palodhur e prodhuesve të naftës filloi të stabilizonte nivelin e prodhimit të naftës në masën 5.3-4.9 milion ton në vit, dhe në vitet e ardhshme 1980-1990 - në nivelin 4.8-4.1 milion ton naftë në vit. Gjatë këtyre viteve, pati shpime intensive të vendburimeve të naftës, rritje të vëllimit të injektimit dhe prodhimit të lëngjeve të ujërave të ëmbla dhe të ndotura nëpërmjet futjes së njësive ESP me performancë të lartë. Në vitin 1990 u arrit vëllimi maksimal vjetor i injektimit të ujit në horizontet prodhuese - 43,8 milion m3 dhe vëllimi maksimal i prodhimit të lëngjeve - 50,2 milion ton. Gjatë 40 viteve që kanë kaluar nga formimi i NGDU Chekmagushneft, 3490 puse nafte nga shpimi. janë vënë në punë, 803 puse injektimi. Në formacione prodhuese janë injektuar 794 milionë m3 ujë. U prodhuan 871 milion ton lëng. Aktualisht është bërë i mundur stabilizimi i prodhimit të naftës në nivelin e 2 milionë tonëve në vit. Kjo u bë e mundur falë zbatimit të një numri të madh aktivitetesh gjeologjike dhe teknike, prezantimit të arritjeve shkencore dhe teknologjike për përmirësimin e rikuperimit të naftës, përdorimit të zhvillimeve teknike dhe teknologjike për intensifikimin e prodhimit të naftës.Në vitet '70, futja e parimit filloi automatizimi dhe rregullimi gjithëpërfshirës i ndërmarrjeve të naftës në fushat e NGDU; në vitin 1973, u vu në punë shërbimi i parë gjithëpërfshirës i automatizuar inxhinierik dhe teknologjik rajonal nr. 2, dhe në fund të vitit 1975 kjo punë përfundoi në shkallën e të gjithë NGDU. Zhvillimet nga inxhinierët e NGDU në fushën e grumbullimit dhe automatizimit të naftës u përfshinë në skemat teknologjike të objekteve të prodhimit të naftës. Midis tyre: – diagrami teknologjik i një stacioni pompimi përforcues dhe një njësie ndarëse me shkarkimin e ujërave të ndotura, – pajisje të puseve; – mënyra për të parandaluar depozitimin e kripërave inorganike në puse; – njësitë matëse të vajit të brigadës; – instalimi i tubave të prirur për pastrimin dhe shkarkimin e ujit, etj. Për herë të parë në Bashkortostan, në fushat e NGDU Chekmagushneft, problemi i depozitave të kripës inorganike në puset e naftës u zgjidh me sukses mbi bazën e trajtimit periodik të puseve të gipsit me shtëpi dhe Frenuesit e importuar të formimit të kripës. NGDU i kushton vëmendje serioze punës ekonomike, përmirësimit të strukturës menaxhuese të punëtorive dhe ekipeve dhe futjes së formave të reja të organizimit të prodhimit dhe punës. Kështu, fondet e stimulimit ekonomik të krijuara në vitet '70 bazuar në rezultatet e aktiviteteve të tyre - stimujt materiale, zhvillimi i prodhimit, ndërtimi i banesave dhe zhvillimi social - bënë të mundur thithjen e 1,758 miliardë rubla të investimeve kapitale gjatë këtyre viteve. Për herë të parë në industri, NGDU zhvilloi një sistem për servisimin e puseve të naftës në fusha bazuar në një kombinim të gjerë profesionesh. Sot, në fusha, çdo punëtor ka disa profesione të lidhura. Njësitë komplekse të mekanizuara, që nisën me eksperimentin ekonomik të Kushulit, kryejnë me sukses të gjithë gamën e punimeve që sigurojnë ritmin normal të procesit teknologjik të prodhimit të naftës dhe gazit. Kështu, ekipi i prodhimit të naftës dhe gazit të mjeshtrit R. M. Galeev siguron funksionimin e pandërprerë të rreth 200 puseve dhe objekteve të tjera të prodhimit të naftës. Brigada e fushës së naftës Nr. 4 për prodhimin e naftës dhe gazit (mjeshtri F. M. Akramov) shërbime deri në 280 puse. Për të ruajtur puset e prodhimit në gjendje pune dhe për të siguruar funksionimin e besueshëm të pajisjeve të puseve, në Naftë dhe dyqane riparimi të mëdha janë krijuar nëntokë dhe dyqane riparimi të mëdha. Departamenti i Prodhimit të Gazit. Sot, nëntoka i ka përvetësuar deri në perfeksion sekretet e profesionit të tyre. Nuk është rastësi që një nga treguesit kryesorë të riparimeve nëntokësore - koha midis riparimeve të puseve (MRP) - është mbi 600 ditë. Ekipi PRS i masterit 3. I. Akhmetzyanov arriti treguesin më të lartë MCI - 645 ditë, dhe për pompat centrifugale elektrike - 697 ditë. Ekipet punuese kryejnë çdo vit 550-600 riparime të puseve. Ato kryhen duke marrë parasysh kërkesat mjedisore, ndërsa vëmendje i kushtohet izolimit të ujit të prodhuar, rivendosjes së ngushtësisë së kolonave dhe unazës së çimentos pas kolonës dhe përcjellësit dhe eliminimit të prurjeve të kryqëzuara. Falë punës së mirëkoordinuar të ekipeve të punës të udhëhequra nga mjeshtrit F. F. Khaidarov, M. S. Tuktarov, R. L. Nasibullin, A. M. Molchanov, kohëzgjatja mesatare e një riparimi është 1103 b/h me një plan prej 120.3 b/h, koha produktive -98.2% . Ekipi në NGDU Chekmagushneft ka intensifikuar ndjeshëm aktivitetet e tij mjedisore që synojnë parandalimin e ndotjes së nëntokës, ujit, burimeve të tokës dhe atmosferës. Prodhuesit e naftës e kuptojnë se nuk ka gjëra të vogla në këtë çështje, kështu që të gjitha çështjet zgjidhen me pjesëmarrjen aktive të secilit punonjës të menaxhimit. Për të kontrolluar cilësinë e ujërave sipërfaqësore dhe nëntokësore, është krijuar një rrjet pikash kontrolli ujore. Në vitin 1996 ky rrjet u zgjerua nga 30 në 88 pika (pika), nga ku bëhet kampionimi dhe analizimi i ujit sipas skemës dhe sipas nevojës merren masa për përcaktimin dhe eliminimin e shkaktarëve. duke shkaktuar një përkeqësim të cilësisë së tij. Për të reduktuar aktivitetin agresiv të lëngut të prodhuar shoqërues dhe ujit të injektuar në tubacionet e sistemit të grumbullimit dhe trajtimit të naftës, duke ruajtur presionin e trapeve (FPP) të puseve dhe pajisjeve të tyre të thella nga 183 pikë, ato dozohen me frenues korrozioni. NGDU "Chekmagushneft" është një pionier në zhvillimin dhe zbatimin e ndarësve të ujit të tubave (TWO), të cilët lejojnë shkarkimin e ujit direkt në objektet e prodhimit të naftës me kosto të ulët. HWW-të nuk kërkojnë mirëmbajtje të vazhdueshme; uji i shkarkuar pas tyre është i një cilësie të mirë. Në të njëjtën kohë, kursehen fonde për transportimin e këtij uji në njësitë e shkarkimit paraprak (UPS) dhe mbrapa, duke eliminuar kështu rrezikun e mundshëm të ndikimit emergjent në mjedis të ujërave të zeza gjatë transportit të tyre. Aktualisht, 13 HWO janë në funksionim në NGDU dhe po punohet për ndërtimin dhe instalimin e dy ndarësve të tjerë të ujit. NGDU po punon vazhdimisht për të reduktuar konsumin e ujit të freskët për nevojat e prodhimit, veçanërisht për mirëmbajtjen e presionit të ujit. Pjesa e ujit të ëmbël në vëllimin e injektimit në vitin 1996 ishte 3%. Për të reduktuar emetimet e gazit në atmosferë, instalimet për kapjen e fraksioneve të lehta të hidrokarbureve u vunë në punë në parqet e grumbullimit të naftës Kalmash (1993) dhe Manchar (1996). Që nga fillimi i nisjes, vetëm në PSK të Kalmashit janë kapur më shumë se 450 mijë m3 gaz. Shumë punë po bëhet për të përmirësuar besueshmërinë dhe ngushtësinë e kokave të puseve, valvulat mbyllëse të pajisjeve të fushës së naftës, zvogëlimin e rrjedhjeve të pompës, riparimet në kohë dhe prodhimin e veshjeve kundër korrozionit. Që nga viti 1990, NGDU ka zëvendësuar intensivisht gypat metalikë me tuba kundër korrozionit (metal-plastikë, polimer-metal fleksibël, rreshtuar). Në fillim të vitit 1997 u vu në punë punishtja e prodhimit të gypave metal-plastikë me kapacitet 200 km tuba në vit. 9. Përfundim Gjatë praktikës hyrëse, u njoh me proceset, pajisjet dhe parimet e funksionimit të saj për shpimin e vendburimeve të naftës dhe gazit, prodhimin e naftës dhe gazit dhe zhvillimin e vendburimeve të naftës. Gjithashtu u konsoliduan njohuritë e marra në lëndën “Bazat e veprimtarive të naftës dhe gazit” dhe u përvetësua aftësia për të punuar në një ekip prodhues.

1 TË DHËNAT FILLESTARE

1.1 Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të fushës

Struktura gjeologjike e depozitimit të Buharasë përfshin sedimente Devoniane, Karbonifere, Permiane dhe Kuaternare.

Tektonikisht, fusha ndodhet në shpatin verior të harkut tatar jugor. Nga perëndimi kufizohet nga lugja e ngushtë dhe e thellë Altunino-Shunak, që ndan pjesën e konsoliduar të kupolës jugore nga lumi Aktash-Novo-Elkhovsky. Përgjatë sipërfaqes së bodrumit kristalor, vërehet një ulje shkallë-shkallë me amplitudë të ulët në drejtimet veriore dhe verilindore. Në këtë sfond, përvijohen një sërë blloqesh të bodrumit relativisht të ngushta e të ngritura të zgjatura në drejtimet meridionale dhe nënmeridionale dhe koritë të ngjashme me graben.

Vendndodhja e zonës së depozitave në zonat afër bordit të lugit Nizhnekamsk të sistemit Kama-Kinel paracakton një ndryshim të dukshëm në planet strukturore të depozitave të Devonianit të Sipërm dhe Karboniferit të Poshtëm. Në seksionin e sekuencës sedimentare Devoniane, ato korrespondojnë me tarraca dhe korita të përcaktuara dobët nga ana strukturore. Depozitimet e sipërme kanë një plan strukturor më kompleks, i cili karakterizohet nga zona të qarta, të zgjatura linearisht si byme, të ndërlikuara nga ngritje lokale të rendit të tretë. Së bashku me tiparet e planit strukturor të trashëguar, formacionet e reja sedimentare lokale shfaqen në formën e strukturave të shkëmbinjve të epokës Frasnian-Famenniane të Epërme dhe strukturave të lidhura përreth - ngritjet e Nalimovskoe të Epërme dhe Nalimovskoe Jugore. Amplituda e këtyre strukturave përgjatë majës së skenës Tournaisian arrin 65-70 m. Në thelb, elementët lokalë karakteristikë të fushës së Buharasë janë ngritjet me amplitudë të ulët të rendit të tretë. Brenda zonës fushore, sipërfaqja e skenës Tournaisian është e ndërlikuar nga zonat e prerjes "kanalore", të identifikuara në bazë të rezultateve të punës së detajuar të CDP në rajonin Zainsky të grupit të vrojtimit sizmik 9/96, të cilat u konfirmuan kryesisht nga shpimet aktuale në 1997. -2000.

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

Sipas seksionit të fushës së Buharasë, përmbajtja e naftës me intensitet të ndryshëm është përcaktuar për një numër horizontesh në Devonianin e Sipërm dhe Karboniferin e Poshtëm.

Produktive në terren janë depozitat terrigjene të horizontit Pashiysky, Kynovsky dhe Bobrikovsky, rezervuarët karbonatikë të horizontit Semiluksky, Buregsky, Zavolzhsky dhe skena Tournaisian. Janë identifikuar gjithsej 47 vendburime nafte, të cilat kanë përmasa dhe nivele naftëmbajtëse të ndryshme. Ato kontrollohen nga ngritjet individuale lokale ose një grup strukturash. Akumulimet industriale të naftës në horizontin e Pashit janë të kufizuara në shtresat e indeksuara (nga poshtë lart) si D 1 -c, D 1 -b dhe D 1 -a, të përbëra nga gurë ranorë dhe aromatikë. Shtresat D 1 -a, D 1 -b konsiderohen si një objekt - D 1 -a + b, pasi në 20% të puseve ato bashkohen ose kanë ura të holla balte me trashësi 0,8-1,2 m Shtresa D 1 - është dallohet si objekt i pavarur me VNK-në e vet.

D 1 -c përfaqësohet nga gurë ranorë të grimcuar mirë, shtrihet në pjesën e poshtme të horizontit të Pashit në një thellësi prej 1741,6 m, është i lidhur qartë sipas materialeve GIS dhe ndahet nga formacioni D 1 -a + b. me një urë me trashësi 4.6 m.Tip rezervuari poroz. Përmbajtja e vajit të formacionit D 1 -v është e kufizuar në zonë. Ajo shoqërohet me vetëm 2 vendburime në jug dhe një në pjesën e mesme të fushës. Kapaciteti naftëmbajtës u krijua në 13 puse të bazuara në materiale GIS, në 10 prej tyre u krye testimi, me prurje vaji në të cilat variojnë nga 0.3 në 22.1 ton/ditë. Trashësia efektive e formimit të ngopur me vaj varion nga 0,6 në 2,8 m. Rezervuari D 1 -v është i mbuluar kryesisht nga uji i poshtëm. Në shumë puse, u zbulua OWC direkt; konturet me naftë u vizatuan duke përdorur vlerat mesatare të lartësive OWC për puse, duke marrë parasysh vrimat e poshtme të shpimit.

Rezervuari D 1 -a+b është një rezervuar i zhvilluar gjerësisht i ngopur me naftë, i zbuluar në 40% të puseve të fondit total të shpuar në Devonian. Trashësia efektive e formimit të ngopur me vaj varion nga 0.8 në 2.4 m.

Në total, u identifikuan 13 depozita nafte, të kufizuara në ngritjet sizmike të rendit të tretë. Depozitimet janë të vogla në madhësi dhe lartësi. Shtatë prej tyre u zbuluan vetëm nga një pus. Lloji i depozitave - shtresa-hark. OWC u zbulua në 38% të puseve në të cilat ishte vendosur ngopja e naftës. Në këtë drejtim, konturet vajmbajtëse në 3 depozitime janë tërhequr në përputhje me pozicionin e kontaktit ujë-vaj, të përcaktuar nga GIS dhe rezultatet e kampionimit, në pjesën tjetër vetëm sipas lartësisë absolute të bazës së vajit të poshtëm- shtresë e ngopur. Në drejtimin verior vërehet ulja e strukturave. Lartësitë absolute të OWC, përgjatë të cilave janë tërhequr konturet e depozitimeve, ndryshojnë nga jugu në veri nga -1496 në -1508.7 m. Konturet e depozitimeve në zonën e puseve 736, 785, 788, 790 dhe 793a kanë pësuar ndryshime sipas të dhënave NVSP MOV. Depozita e naftës në zonën e pusit 790 (ngritje Verkhne-Nalimovskoye) ndryshoi ndjeshëm orientimin e saj nga drejtimi nënmeridional sipas rezultateve të sondazheve sizmike në verilindje sipas rezultateve të NVSP MOV. Madhësia e depozitës u përgjysmua. Depozita e naftës në zonën e pusit 736 ndryshoi drejtimin nga veri-perëndimi në veri-lindje, madhësia e tij u rrit pak. Në depozitat e naftës të kufizuara në ngritjen e Buharasë Lindore (zona e pusit 793a) dhe në zonën e pusit 788, rezervat e naftës të të cilave nuk u miratuan nga Komiteti Shtetëror i Rezervave të Federatës Ruse, zona naftëmbajtëse është dyfishuar. Vendburimi i naftës në zonën e pusit 785 nga veriperëndimi është i kufizuar nga linja e shqetësimit tektonik të identifikuar nga NVSP, përtej së cilës u zbulua një defekt prej 5 metrash vertikalisht. Depozita kufizohet nga një linjë defekti, e cila në këtë rast është një ekran. Madhësia e depozitës u ul me 4 herë. Prandaj, pas kryerjes së punës së propozuar nga autorët për të menaxhuar rrjetin e profileve sizmike në disa zona të fushës, duke ripërpunuar të gjithë materialin e disponueshëm të vrojtimit sizmik dhe duke kryer rishfaqjen me intensitet të ulët të rilevimit sizmik në puset e propozuara në kapitulli shtesë i kërkimit, është e nevojshme të sqarohen rezervat e naftës të fushës në përputhje me rezultatet e marra.

Trashësia totale e sedimenteve të horizontit Pashi është mesatarisht 22,8 m, ajo e ngopur me vaj efektiv është 1,9 m, e cila reflektohet në përputhje me koeficientin e rërës - 0,071, dhe koeficienti i rërës për pjesën e ngopur me vaj është 0,631. Koeficienti i fragmentimit është 4.067.

Më lart në seksion, në një thellësi prej 1734.2 m, ka depozita produktive të horizontit Kynovsky, të kufizuara në shtresën D 0 -v. Rezervuari përfaqësohet kryesisht nga aroma, më rrallë nga ranorë me kokërr të imët dhe kuarc. Lloji i rezervuarit është poroz.

Shtresa D 0 -v është zhvilluar në të gjithë zonën. Në bazë të tij, u identifikuan dhe ravijëzuan 11 vendburime nafte, të cilat në thelb mbivendosen për sa i përket depozitimeve në vendburimet e Pashit. Në 25 puse të shpuara në 9 vendburime u testua formacioni i ngopur me naftë D 0 -v. Normat e rrjedhjes së naftës të marra gjatë testimit variojnë nga 1.3 në 19.2 ton/ditë. Lloji i depozitave - shtresa-kasafortë. OWC u zbulua në 14 puse. Konturet mbajtëse të vajit janë tërhequr në bazë të rezultateve të marrjes së mostrave në përputhje me shenjat hipsometrike të vrimave të shpimit të poshtëm nga të cilat është marrë vaji. Në katër depozitime, pozicioni i kontureve vajmbajtëse merret përgjatë bazës së shtresës së poshtme të ngopur me vaj.

Trashësia totale e horizontit Kynovsky varion nga 13.8 në 23.6 m, mesatarisht 19.3 m. Numri i shtresave është 1 - 4, koeficienti i diseksionit është 1.852. Trashësia totale efektive e ngopur me vaj të ndërshtresave varion midis 0,6 - 0,62 m, mesatarja është 2,2 m. Koeficienti i rërës ishte 0,712. Trashësia e shtresës së papërshkueshme midis shtresave të ngopura me vaj është e vogël - 0,6-1,4 m.

1.2 Vetitë e rezervuarit të horizonteve prodhuese

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

Gurët ranorë janë kuarc monomineral, me kokërr të imët. Kokrrat e kuarcit janë gjysmë të rrumbullakosura, kokrrat janë të renditura mirë, paketimi mesatar, i dendur në zona. Sipas analizave granulometrike, ranorët janë me kokrriza të imta (50,1% - 80,8%) me një përzierje të vogël të fraksionit mesatar-psammitik (0 - 10,3%), shumë baltë, argjilore (2,7 - 7,1%). Përmbajtja e gëlqeres varion nga 0,1 në 3%.

Çimentoja është kuarc sekondar, i cili formon buzë rigjeneruese dhe material karbonat-argjil, i cili formon kontakt, dhe në disa zona, çimento i llojit pore. Poroziteti i gurëve ranorë varion nga 12,9 - 20,4%, përshkueshmëria 118,3 - 644,5 * 10 -3 μm 2.

Allgurët janë në përbërje kuarci me klasifikim të mirë të kokrrave. Sipas përbërjes granulometrike: me kokërr të trashë (43,6-63,7%), mesatare dhe shumë ranore (11,2-44,7%), pak argjilore (2,2-5,3%) me një përzierje të vogël të fraksionit të llumit mesatar dhe të imët (1,5-8,1%). ). Lloji i çimentos është rigjenerues, kontaktues dhe poror. Poroziteti i gurëve të aluminit sipas bërthamës varion nga 15 në 21.2%, përshkueshmëria - nga 9.6 në 109.9 * 10 -3 μm 2.

Poroziteti i rezervuarëve të sedimenteve të Pashit, i përcaktuar nga GIS (47 puse) dhe bërthama (3 puse - 33 përcaktime), është pothuajse i njëjtë: 19.7% dhe 20.5%, ngopja e naftës është përkatësisht 71.9 dhe 81.6%. Parametrat e përshkueshmërisë të përcaktuara nga rezultatet e studimeve të prerjes së puseve, bërthamës dhe hidrodinamike ndryshojnë; të dhënat janë paraqitur në tabelën 1.2.1. Për projektimin, vlera mesatare sipas rezultateve të prerjeve është marrë si më përfaqësuese (46 puse - 151 përcaktime), e cila është e barabartë me 0.13 µm 2. Vlerat standarde të koeficientëve të porozitetit, ngopjes së naftës dhe përshkueshmërisë për rezervuarët terrigjenë të epokave Pashiy dhe Kynov janë identike dhe janë përkatësisht: 0.115, 0.55 dhe 0.013 μm 2.

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

Depozitimet e Pashit karakterizohen nga një përmbajtje përgjithësisht e ulët rëre (0,071), dhe në pjesën e ngopur me vaj - 0,631. Heterogjeniteti i objektit tregohet nga vlera mjaft e lartë e diseksionit të tij, e barabartë me 4.067. Trashësia totale e horizontit është mesatarisht 22,8 m, totali i ngopur me vaj është 1,9 m. Vlera mesatare e lartë e trashësisë efektive (10,7 m) tregon praninë e një pjese të konsiderueshme të ngopur me ujë në shtresat me ujë fundor.

Mbulesa për vendburimet e vendburimeve të Pashit janë gurë balte të epokës Kynovsky me trashësi nga 2 deri në 6 m.

Karakteristikat e rezervuarit të depozitave të Kynovit karakterizohen nga të dhënat kryesore, rezultatet e prerjeve të puseve dhe studimet hidrodinamike. Sipas të parës, ato janë më të larta, dhe sipas materialeve më përfaqësuese, sipas studimeve gjeofizike, rezervuarët karakterizohen nga këto vlera: poroziteti - 19,6%, ngopja me vaj - 74,3%, përshkueshmëria - 0,126 μm 2, të paraqitura në tabelën 1.2. .1. Për sa i përket vetive të tyre të filtrimit kapacitiv, ato klasifikohen si me kapacitet të lartë, shumë të përshkueshëm. Lloji i rezervuarit - poroz.

Trashësia totale e depozitave Kynovsky është mesatarisht 19,3 m, trashësia mesatare e ngopur me vaj është 2,2 m, trashësia efektive është 3,0 m Rezervuarët karakterizohen nga heterogjenitet i lartë - diseksion 1,852, përmbajtja e lartë e rërës - 0,712. Mbulesa e vendburimeve Kynov është balte e së njëjtës moshë me trashësi deri në 10 m.

1.3 Vetitë fiziko-kimike të lëngjeve formuese

Studimi i vetive fiziko-kimike të vajrave në kushte rezervuari dhe sipërfaqësore u krye duke përdorur mostra rezervuari në TatNIPIneft dhe në laboratorin analitik të TGRU. Mostrat u morën nga kampionë të thellë të tipit PD-3 dhe u ekzaminuan në instalimet UIPN-2 dhe ASM-300 sipas metodave të pranuara përgjithësisht. Viskoziteti i vajit u përcaktua nga një viskometër VVDU (viskometër universal me presion të lartë) dhe një viskometër kapilar të tipit VPZh. Dendësia e vajit të ndarë u përcaktua duke përdorur metodën piknometrike. Përbërja e naftës dhe gazit pas një degazimi të vetëm të një kampioni vaji rezervuari u analizua duke përdorur kromatografë të tillë si LKhM-8M, Khrom-5. Të gjitha të dhënat e kërkimit janë paraqitur në përputhje me RD-153-39-007-96 "Rregulloret për përgatitjen e dokumenteve teknologjike të projektimit për zhvillimin e fushave të naftës dhe gazit".

Në total, për fushën e Buharasë u analizuan: mostrat e rezervuarit - 39, mostrat sipërfaqësore - 37 mostrat. Për shkak të mungesës së të dhënave për skenën Tournaisian dhe horizontin e Bureg, janë përdorur parametra mesatarë për fushat Kadyrovskoye dhe Romashkinskoye, përkatësisht.

Karakteristikat fiziko-kimike të lëngjeve janë paraqitur në tabelë

Tabela 1 Vetitë fiziko-kimike

Emri	Horizonti Pashisky
	Numri i të ekzaminuarve	Gama
			ndryshimet	kuptimi
Presioni i ngopjes së gazit, MPa
degazimi, m3/t
degazimi, fraksionet e njësive.
Dendësia, kg/m3
Viskoziteti, mPa*s
Uji i prodhuar
Vazhdimi i tabelës 1
përfshirë. sulfur hidrogjeni, m3/t
Viskoziteti, mPa*s
Mineralizimi total, g/l
Dendësia, kg/m3
horizonti Kynovsky
Presioni i ngopjes së gazit, MPa
degazimi, m3/t
Koeficienti i volumit në një goditje
degazimi, fraksionet e njësive.
Dendësia, kg/m3
Viskoziteti, mPa*s
Koeficienti i volumit në diferencial
degazimi në kushte funksionimi, pjesë e njësive.
përfshirë. sulfur hidrogjeni, m3/t
Koeficienti i vëllimit, fraksionet e njësive.
Viskoziteti, mPa*s
Mineralizimi total, g/l
Dendësia, kg/m3
Horizonti i Buregsky
Presioni i ngopjes së gazit, MPa
degazimi, m3/t
Koeficienti i volumit në një goditje
degazimi, fraksionet e njësive.
Dendësia, kg/m3
Viskoziteti, mPa*s
Koeficienti i volumit në diferencial
degazimi në kushte funksionimi, pjesë e njësive.
Uji i prodhuar
përfshirë. sulfur hidrogjeni, m3/t
Koeficienti i vëllimit, fraksionet e njësive.
Viskoziteti, mPa*s
Mineralizimi total, g/l
Dendësia, kg/m3
Skena Tournaisian
Presioni i ngopjes së gazit, MPa
degazimi, m3/t
Koeficienti i volumit në një goditje
degazimi, fraksionet e njësive.
Dendësia, kg/m3
Viskoziteti, mPa*s
Koeficienti i volumit në diferencial
degazimi në kushte funksionimi, pjesë e njësive.
Vazhdimi i tabelës 1
Uji i prodhuar
përfshirë. sulfur hidrogjeni, m3/t
Koeficienti i vëllimit, fraksionet e njësive.
Viskoziteti, mPa*s
Mineralizimi total, g/l
Dendësia, kg/m3
horizonti i Bobrikovskit
Presioni i ngopjes së gazit, MPa
degazimi, m3/t
Koeficienti i volumit në një goditje
degazimi, fraksionet e njësive.
Dendësia, kg/m3
Viskoziteti, mPa*s
Koeficienti i volumit në diferencial
degazimi në kushte funksionimi, pjesë e njësive.
Uji i prodhuar
përfshirë. sulfur hidrogjeni, m3/t
Koeficienti i vëllimit, fraksionet e njësive.
Viskoziteti, mPa*s
Mineralizimi total, g/l
Dendësia, kg/m3

1.4 Karakteristikat e shkurtra teknike dhe operacionale fondi

puse

Depozitat Devoniane të depozitës.

Stoku i puseve për horizontin D 0 + D 1, i parashikuar nga projekti pilot i prodhimit dhe dokumentet shtesë, përcaktohet në masën 85 njësi, duke përfshirë prodhimin - 18, vlerësimin - 6, kërkimin - 61. Dendësia e rrjetit është 16 hektarë/pus.

Në fakt, deri më 1 janar 2004, ishin shpuar 79 puse, nga të cilat 18 ishin prodhim, 55 kërkim dhe 6 vlerësues.

Në fund të vitit 2004, stoku i prodhimit për objektin arriti në 28 puse.

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

Që nga 1 janari 2005, stoku operativ ishte 25 puse. Në vitin 2004, 1 pus (nr. 750) kaloi në inaktivitet nga stoku ekzistues dhe u vunë në punë 4 puse (Nr. 785, 792, 794, 1027).

Ka 3 puse në stokun joaktiv: të 3 puset janë në pritje të ORS.

Dinamika e fondit minerar tregohet më poshtë:

Tabela 1 Dinamika e stokut minerar

	Numri i puseve
	që nga 1 janari 2004	që nga 1 janari 2005
1. Fondi minerar
duke përfshirë: fontin
2. Fondi aktiv
duke përfshirë: fontin
3. Fondi i fjetur
4.Në zotërim

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

Tabela 2 Norma mesatare e prurjes ditore të pusit.

	që nga 1 janari 2004	që nga 1 janari 2005
Mënyra e funksionimit
Mesatar shpejtësia e rrjedhjes 1 pus, t/ditë
Vazhdimi i tabelës 2

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

Dinamika e stokut të pusit të injektimit që nga 1 janari 2005 është dhënë më poshtë:

Tabela 3 Dinamika e stokut të pusit të injektimit

	Numri i puseve
	që nga 1 janari 2004	që nga 1 janari 2005
I gjithë fondi i injektimit
a) puse nën injektim
b) fondi i fjetur
c) punëtorët e naftës
d) piezometrike
e) në zotërim

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

Puse të tjera.

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

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

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

Prodhimi i naftës për vitin 2004 përgjatë horizontit D 0 dhe D 1 të fushës së Bukhara ishte planifikuar të prodhonte 27.934 mijë tonë, por në fakt u prodhuan 28.768 mijë tonë. Norma e prodhimit në objekt ishte 1.45% e rezervave fillestare të rikuperueshme dhe 1.65% e rezervave aktuale të rikuperueshme.

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

Në vitin 2004 u prodhua: SRP - 13,769 ton naftë (47,9%), ESP - 14,999 (52,1%) Që nga fillimi i zhvillimit më 1 janar 2005, 269,547 mijë ton naftë ose 13,6% e fillestarit. janë përzgjedhur rezervat e rikuperueshme

Për shkak të vënies në punë të 4 puseve nga mosaktiviteti, janë prodhuar 0.932 mijë tonë naftë. Norma mesatare e rrjedhjes së naftës për një pus të vënë në punë nga pasiviteti ishte 1.3 ton/ditë, dhe për lëngjet - 8.6 ton/ditë.

Injektimi i ujit në vitin 2003, injektimi teknologjik arriti në 29.186 mijë m 3. Tërheqja vjetore e lëngjeve në kushtet e rezervuarit u kompensua me injektim teknologjik me 14.2%.

Në përgjithësi, përgjatë horizontit D 0 + D 1, që nga 1 janari 2005, 25 puse po punojnë me ujë, të gjitha puset janë përmbytur me ujë formacioni.

Sipas shkallës së prerjes së ujit të produkteve të prodhuara, stoku i prerjes së ujit të puseve është i shpërndarë në tabelën 4.

Tabela 4 Prerja e ujit të produkteve të prodhuara.

Gjendja e presionit të rezervuarit.

Më 1 janar 2005, presioni i rezervuarit në objektin në zonën e nxjerrjes ishte 163.1 atm, krahasuar me 164.2 atm vitin e kaluar.

Depozitat Bobrikovsky të depozitës.

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

Stoku i puseve për horizontin Bobrikovsky, i parashikuar nga projekti i prodhimit pilot dhe dokumentet shtesë, përcaktohet në shumën prej 25 njësive, duke përfshirë prodhimin - 20, rezervën - 1, vlerësimin - 2, eksplorimin - 2.

Dendësia e rrjetës është 16.0 ha/sq.

Në fakt, deri më 1 janar 2005, ishin shpuar 17 puse, nga të cilat 13 ishin prodhim, 2 kërkim dhe 2 vlerësues.

Në fund të vitit 2004, stoku i prodhimit për objektin arriti në 23 puse.

Që nga 1 janari 2005, stoku operativ ishte 23 puse. Në vitin 2004, 2 puse u nxorën nga mosveprimi (Nr. 1022, 1029). Nuk ka puse në stokun joaktiv.

Dinamika e fondit minerar tregohet në tabelën 5.

Tabela 5 Dinamika e fondit minerar.

	Numri i puseve
	që nga 1 janari 2004	që nga 1 janari 2005
1. Fondi minerar
Përfshirë: fontin
Vazhdimi i tabelës 5
2. Fondi aktiv
duke përfshirë: fontin
Fondi i fjetur
Ne zhvillim

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

Tabela 6 Norma mesatare e prurjes ditore të një pusi aktiv.

Studenti grupe 10-1 3B

Fakulteti vaj dhe gaz specialitete 130503.65

Nga praktika e parë arsimore, mbajtur në NGDU "Almetyevneft", NGDU Yamashneft, terreni i testimit të NGDU "Elkhovneft".

Vendi i praktikës Almetyevsk.

Fillimi i praktikës 2.04.2012 fundi i praktikës 20.04.2012

Shef i Praktikës

nga Departamenti i RiENGM Nadyrshin R.F.

Almetyevsk, 2012

HYRJE……………………………………………………………………………….. 3

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

KARAKTERISTIKAT GJEOLOGJIKE TË DEPOZITAVE….…11

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

Funksionimi rrjedhës i puseve…………………………………….…13

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

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

Operacionet bazë të kryera gjatë servisimit të puseve të mekanizuara…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 30

Riparime nëntokësore dhe të mëdha të puseve……………………………………………………………………………………

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

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

5. ORGANIZIMI I RPM NË OBJEKTET E PESHKIMIT…………….…45

6. KARAKTERISTIKAT E SHKURTRA TË LLOJEVE TË PUNËVE PËR MIRËMBAJTJEN DHE RIPARIMIN E GYSATAVE….……………….. 48

7. MASAT E SIGURISË GJATË KRYERJES SË PUNËVE NË MIRËMBAJTJEN DHE RIPARIMIN E PUSEVE……………………………….. 50

REFERENCAT……………………………………………………………………….. 52

Prezantimi

Praktika hyrëse është faza fillestare e trajnimit. Ju ndihmon të njiheni me profesionin tuaj përpara se të filloni të studioni lëndë të veçanta. Kjo praktikë u zhvillua në ndërmarrjet e prodhimit të naftës dhe gazit Yamashneft, Almetyevneft dhe terrenin e trajnimit Elkhovneft. Objektivat kryesore të praktikës ishin:

Njohja e studentëve me proceset e shpimit të puseve të naftës dhe gazit, prodhimit të naftës dhe gazit dhe zhvillimit të fushës së naftës.

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

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

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

Marrja e përvojës së parë të komunikimit në një ekip prodhimi.

Gjatë praktikës arsimore vizituam dhe u njohëm me rregullimin e GZNU-6, BPS-1, si dhe me një grup pusesh të destinuara për prodhimin e energjisë elektrike. Gjithashtu, objektet e vizitës sonë ishin "GZNU, DNS-61, KNS-121 NGDU Almetyevneft", përveç kësaj, ne vizituam një platformë shpimi, makina pune dhe sektorë trajnimi të NGDU Elkhovneft, për riparimin e pajisjeve dhe mbajtjen e garave midis punonjësve.

Dërgoni punën tuaj të mirë në bazën e njohurive është e thjeshtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar në http://allbest.ru/

Ministria e Arsimit dhe Shkencës e REPUBLIKËS SË TATARSTAN

INSTITUTI SHTETËROR I NAFTËS ALMETYEVSK

Departamenti i Zhvillimit dhe Operacionitfushat e naftës dhe gazit"

RAPORTI

Sipas praktikës arsimore që u zhvillua në NGDU “Leninogorskneft”, terreni trajnimi, NGDU “Elkhovneft”

Vendi i praktikës: Almetyevsk

Shef i praktikës nga Departamenti i RiENGM

Almetyevsk 2012

MEposedim

Prezantimi

1. Kriteret dhe parimet për identifikimin e objekteve operative

2. Sistemet e zhvillimit të fushës së naftës

3. Vendosja e puseve sipas sipërfaqes së depozitimit

4. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objekteve

5. Shpimi i puseve

6. Sistemi PPD

7. Funksionimi i puseve të naftës dhe injektimit

8. Hulumtimi i mirë

9. Metodat për rritjen e produktivitetit të pusit

10. Riparimet aktuale dhe të mëdha të puseve

11. Grumbullimi dhe përgatitja e naftës, gazit dhe ujit

12. Siguria industriale në ndërmarrjet e naftës dhe gazit

Bibliografi

Prezantimi

Trusti i prodhimit të naftës dhe gazit Almetyevneft u formua në 1 tetor 1952 në bazë të fushës së naftës Minnibaevo të besimit Bugulmaneft të Tatneft PA. Në 1954, ai u shndërrua në një departament të fushës së naftës, në 1970 - në Departamentin e Prodhimit të Naftës dhe Gazit Almetyevneft. , objektet kulturore dhe shtëpiake, të shitjes me pakicë dhe objektet e prodhimit.

Sot menaxhmenti përfshin:

6 punishte të prodhimit të naftës dhe gazit;

2 punëtori për përgatitjen dhe pompimin kompleks të vajit;

punëtori për marrjen dhe dërgimin e naftës;

dyqan për mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit;

10 punishte prodhuese ndihmëse;

Departamenti i Banesave dhe Shërbimeve Komunale.

Menaxhmenti i Almetyevneft ka një punëtori sportive dhe rekreative dhe është përgjegjëse për kampin shëndetësor Yunost dhe bazën e peshkatarëve Kama.

NGDU Almetyevneft po zhvillon pjesët qendrore dhe veriperëndimore të fushës Romashkinskoye.

Organizimi i proceseve të prodhimit në NGDU Almetyevneft:

OPPD" Departamenti i Mirëmbajtjes së Presionit të Rezervuarit dhe Rritjes së Rikuperimit të Naftës Detyra kryesore është të zhvillojë dhe organizojë zbatimin e masave që synojnë përmbushjen e planit për pompimin e lëngut të procesit në rezervuar, duke rritur efikasitetin e përdorimit të stokut të pusit të injektimit dhe pajisjeve të tjera të sistemi i kontrollit të trafikut; monitorimi i zbatimit në kohë të masave që synojnë rritjen e formacioneve të rikuperimit të naftës, kontrollin mbi zbatimin e masave mjedisore gjatë funksionimit të objekteve të mirëmbajtjes me presion të rezervuarit.

CITS siguron zbatimin e planeve ditore dhe mujore për prodhimin e naftës dhe gazit, organizimin dhe monitorimin e zbatimit të detyrave ditore, analizën ditore të situatës së prodhimit, organizimin dhe kontrollin e punës gjatë gjithë orarit në të gjitha objektivat, koordinimin me prodhimin ndihmës.

TODNIRP - departamenti teknologjik për prodhimin dhe zhvillimin e prodhimit të naftës, Detyra kryesore: zhvillimi i planeve afatgjata, vjetore, tremujore dhe mujore për prodhimin e naftës, vënien në punë të puseve, riparimet nëntokësore dhe të mëdha të puseve dhe puseve për prodhimin e mekanizuar të naftës.

OKPC - sigurimi i riparimeve me cilësi të lartë nga shkrimi i planeve të punës deri në përfundimin e riparimeve, zhvillimi i masave organizative dhe teknike që synojnë rritjen e efikasitetit të riparimeve të puseve, monitorimin e pajtueshmërisë me procesin teknologjik gjatë riparimeve të puseve, futjen e teknologjive dhe materialeve të reja.

OOSS - departamenti i organizimit të ndërtimit të puseve ushtron kontroll mbi përfundimin në kohë të punimeve të ndërtimit të pusit, me kusht që të mos tejkalohet kufiri i kostos.

Shërbimi SPSN për marrjen dhe dërgimin e naftës. Detyra kryesore e marrjes së dërgesës së naftës është të organizojë marrjen e naftës nga divizionet e OAO Tatneft dhe dërgimin e saj në qendrat e integruara të matjes në sistemin e tubacioneve të naftës së trungut të AK Transneft.

SPbiOT - shërbimi i sigurisë industriale dhe mbrojtjes së punës (Detyra kryesore është të sigurojë sigurinë industriale dhe mbrojtjen e punës në departamentet e menaxhimit, organizimin dhe koordinimin e punës në këtë drejtim. Departamenti teknik - menaxhon zbatimin dhe funksionimin e pajisjeve të reja dhe teknologjisë së avancuar në objektet e NGDU.

Departamenti OMTSKO i furnizimit me material dhe teknik dhe konfigurimit të pajisjeve. Kryen menaxhimin e korporatës të procesit të mbështetjes materiale dhe teknike të prodhimit.

Departamenti i Kryeinxhinierit të Energjisë - ofron menaxhimin teknik dhe metodologjik të shërbimit të menaxhimit të energjisë, zhvillon dhe kontrollon zbatimin e masave për funksionimin racional të pajisjeve të energjisë dhe ngrohjes.

Shefi i departamentit mekanik. Detyra kryesore është të ofrojë udhëzime teknike dhe metodologjike për shërbimin e riparimit mekanik dhe të sigurojë funksionimin racional të pajisjeve.

Departamenti i Teknologut Kryesor. Detyra kryesore është të organizojë zbatimin e planeve për përgatitjen dhe pompimin e naftës, prodhimin e një fraksioni të gjerë dhe masat që synojnë përmirësimin e cilësisë dhe zvogëlimin e humbjeve të vajit të trajtuar.

TORNiGM është një departament teknologjik për zhvillimin e fushave të naftës dhe gazit. Detyra kryesore e departamentit është zbatimi dhe miratimi i skemave teknologjike dhe projekteve të zhvillimit në terren.

Departamenti gjeologjik. Detyra kryesore e departamentit gjeologjik është një studim i detajuar i vendburimeve të naftës dhe gazit gjatë periudhës së shpimit të tyre me puse prodhimi dhe injektimi.

MGS - shërbimi gjeodezik dhe gjeodezik. Detyra kryesore e MGS është zbatimi në kohë dhe me cilësi të lartë i një kompleksi punimesh anketuese të parashikuara nga kërkesat rregullatore, të mjaftueshme për të siguruar kryerjen e sigurt të punës në lidhje me përdorimin e nëntokës, nxjerrjen më të plotë të rezervave minerale nga nëntokës, duke siguruar ciklin teknologjik të punimeve minerare, ndërtimore dhe instaluese, si dhe për parashikimin e situatave të rrezikshme gjatë kryerjes së një pune të tillë.

OVP - departamenti i prodhimit ndihmës. Detyra kryesore e departamentit është të studiojë problemet sociologjike të organizimit të punës, jetës dhe pushimit të punëtorëve, të zhvillojë programe sociale, të organizojë zbatimin e tyre dhe të monitorojë ecurinë e zbatimit të tyre.

SOI është një shërbim i përpunimit të informacionit. Detyra kryesore është zbatimi dhe sigurimi i funksionimit efektiv të sistemit të informacionit NGDU, mbledhja e informacionit parësor dhe shpërndarja në kohë e rezultateve të llogaritjes për konsumatorët.

POOM - departamenti i prodhimit për zhvillimin e terrenit. Detyra kryesore është zhvillimi i masave për vënien në punë në kohë të objekteve në ndërtim, planet aktuale dhe të ardhshme për ndërtimin kapital.

OER dhe P - departamenti i llogaritjeve dhe parashikimeve ekonomike. Detyra kryesore është të organizojë dhe përmirësojë llogaritjet dhe arsyetimet për parashikimin dhe analizën operacionale të aktiviteteve financiare të menaxhimit, llogaritjet dhe arsyetimet e planit financiar për divizionet strukturore të pavarura.

OH&ZP - departamenti i organizimit të punës dhe pagave. Detyra kryesore është krijimi i kushteve për veprimtari progresive dhe efektive të punës përmes zhvillimit dhe zbatimit të formave të avancuara të organizimit të punës.

OKS - departamenti i ndërtimit të kapitalit. Detyra kryesore e departamentit është të hartojë plane aktuale dhe afatgjata për ndërtimin kapital të banesave urbane dhe objekteve civile, të financuara nga OAO Tatneft dhe burime të tjera financimi, të monitorojë ecurinë e ndërtimit dhe financimin e objekteve të ndërtuara dhe të sigurojë vënia në punë në kohë e objekteve të përfunduara.

Departamenti i Regjistrimit të Pronave - Detyra kryesore e departamentit është të përfaqësojë NGDU Almetyevneft për çështjet e regjistrimit shtetëror të të drejtave të pronës dhe kur përfundon transaksione (qira, blerje dhe shitje) me pronën, si dhe kontabilitetin, kontrollin dhe analizën e efikasitetit të përdorimi i pronës në pronësi të OGDU Almetyevneft dhe zhvillimi i propozimeve për përmirësimin e saj.

PSO - departamenti i projektimit dhe vlerësimit. Detyra kryesore është lëshimi në kohë i dokumentacionit të projektimit dhe vlerësimit për "Klientin" në përputhje me masat e zhvilluara për komisionimin në kohë. Objektet në ndërtim, planet aktuale dhe të ardhshme për ndërtimin e të rejave, rikonstruksioni i objekteve ekzistuese duke përdorur burimet tona.

TsDNG - punëtori të prodhimit të naftës dhe gazit. Detyra kryesore është të sigurojë zhvillimin e fushave të naftës dhe gazit.

TSPP - dyqan për mirëmbajtjen e presionit të rezervuarit. Detyra kryesore është ruajtja e presionit të rezervuarit në vendet e zhvillimit.

TsKPPN - punëtori për përgatitjen komplekse dhe pompimin e naftës. Detyra kryesore është marrja e naftës nga CDNG në fermat e rezervuarëve, ndarja e naftës nga depot e mallrave, prodhimi i një pjese të gjerë të hidrokarbureve të lehta dhe shpërndarja e vajit të trajtuar

TsKPRS - punëtori për riparimin kapital dhe nëntokësor të puseve. Detyra kryesore është zëvendësimi në kohë dhe me cilësi të lartë i impianteve centrifugale elektrike të dështuar dhe pajisjeve nëntokësore.

PRTSGNO është një dyqan rrotullimi dhe riparimi për pajisjet e pompimit të puseve të thella. Detyra kryesore është të kryhen riparime dhe rishikime të shtrëngimit.

TsPSN - punëtori për marrjen dhe dorëzimin e vajit. Detyra kryesore është mbështetja organizative dhe teknike për operacionet e pranimit dhe shpërndarjes së naftës, duke siguruar besueshmërinë e kontabilitetit dhe kontrollit të cilësisë së naftës.

PRTSEiE - dyqan rrotullimi dhe riparimi për pajisjet elektrike dhe furnizimin me energji elektrike.

Detyra kryesore është të sigurojë funksionimin e besueshëm, ekonomik, të sigurt të instalimeve elektrike dhe të kryejë riparime të pajisjeve elektrike në të gjitha divizionet e NGDU.

CHP - termocentrali. Detyra kryesore e seminarit është furnizimi i pandërprerë, racional me ngrohje dhe energji në objektet e NGDU, OJSC Tatneft me kosto minimale dhe parandalimin e humbjeve të energjisë.

PRTSEO - dyqan rrotullimi dhe riparimi për pajisjet operative. Detyra kryesore e punëtorisë është të sigurojë funksionimin e besueshëm dhe të pandërprerë të pajisjeve të fushës së naftës.

DAC - punëtori e automatizimit të prodhimit. Detyra kryesore është ruajtja dhe sigurimi i funksionimit të besueshëm të instrumenteve.

AUTT-1 - Departamenti i transportit teknologjik Almetyevsk. Detyra kryesore e AUTT-1 është shërbime transporti me cilësi të lartë dhe në kohë dhe kryerja e punës me pajisje speciale për ndërmarrjet, organizatat dhe divizionet strukturore të NGDU, në mënyrë që të sigurohet përmbushja e objektivave të planifikuar për prodhimin e naftës dhe gazit, ndërtimin e naftës dhe puse gazi.

TsAKZO - punëtori për mbrojtjen kundër korrozionit të pajisjeve. Detyra kryesore e punëtorisë është rritja e jetëgjatësisë së pajisjeve të fushës së naftës përmes përdorimit të teknologjive të mbrojtjes nga korrozioni.

KOS - Punëtoria sportive dhe fitnesit e NGDU "AN". Detyra kryesore e punëtorisë është të sigurojë kushte për përmirësimin e shëndetit dhe zhvillimit fizik të gjithanshëm të punonjësve të NGDU “AN” dhe anëtarëve të familjeve të tyre.

Qendra rekreative "Rinia". Detyra kryesore është të sigurojë pushim për punëtorët e NGDU dhe familjet e tyre.

Magazina qendrore. Detyrat e magazinës përfshijnë: pritjen, përpunimin, ruajtjen dhe lëshimin e aseteve dhe pajisjeve materiale.

UKK - Qendra e kurseve të trajnimit. Detyra kryesore është: trajnimi, rikualifikimi, trajnimi i avancuar i punëtorëve, trajnimi i punonjësve dhe rezervave të tyre.

1. Kriteret dhe parimet për identifikimin e objekteve operative

Zhvillimi i fushave me shumë shtresa që përmbajnë lloje të ndryshme të lëngjeve hidrokarbure (naftë, gaz, kondensatë gazi dhe ujë) është një problem kompleks optimizimi, zgjidhja kompetente e të cilit përcakton se sa në mënyrë efikase dhe racionale do të shfrytëzohet nëntoka. Rolin përcaktues në zgjidhjen e kësaj çështje e luan shkalla e eksplorimit të fushës, përkatësisht disponueshmëria e informacionit të besueshëm në lidhje me konfigurimin e depozitave, karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacioneve prodhuese, regjimet e tyre natyrore, vetitë fizike dhe kimike dhe Përbërja përbërëse e lëndëve të para hidrokarbure.

Një shkallë e lartë njohurish bën të mundur minimizimin e rrezikut të gabimit gjatë zgjedhjes së objekteve operacionale, duke formuar skemën më racionale për zgjedhjen e tyre. Në të njëjtën kohë, është e qartë se një shkallë e lartë e njohurive është karakteristikë e fushave të shpuara: këtu, vendimet në lidhje me ndarjen e objekteve të prodhimit tashmë janë formuar, dhe vetëm rregullimi i tyre është i mundur. Kështu, çështja më urgjente është identifikimi i objekteve operative në fazën fillestare të zhvillimit. Si rregull, sasia e informacionit fillestar për dizajn në këtë fazë është shumë e kufizuar. Në këtë drejtim, zgjedhja e numrit optimal të objekteve është një detyrë e paqartë. Ndërsa informacioni i ri bëhet i disponueshëm, numri i tyre ose mund të rritet ndjeshëm ose të ulet ndjeshëm. Ndryshime të tilla mund të ndikojnë ndjeshëm si në efikasitetin teknologjik ashtu edhe në atë ekonomik të projektit.

Aktualisht, për shkak të përmirësimit të pajisjeve teknike të fushave, ka një tendencë për të marrë parasysh një numër më të madh parametrash dhe kriteresh kur kombinohen disa shtresa në një objekt prodhimi. Kriteri kryesor për identifikimin e saktë të objekteve operacionale është racionaliteti i treguesve të zhvillimit.

Prandaj, kohët e fundit janë bërë përpjekje që gjatë identifikimit të objekteve operacionale të merren parasysh kriteret sasiore që lidhen me veçoritë gjeologjike të strukturës së horizonteve të ndryshme.

Gabimi i parashikimit të funksionit mund të përdoret si kriter përzgjedhjeje.

Kriteri për zgjedhjen e mënyrave të projektimit të funksionimit të puseve është presioni minimal i vrimës së poshtme që kërkohet për rrjedhjen e pusit; presioni i ngopjes së gazit të vajit të rezervuarit; presioni minimal i nevojshëm për funksionimin normal të një pompe centrifugale ose zhytëse me pus të thellë; shpejtësia maksimale e lejueshme e rrjedhës së një pusi (ose shpejtësia maksimale specifike e rrjedhës për metër të trashësisë së formacionit).

Jo të gjitha këto kritere mund të jenë gjithmonë të pranueshme.

Përkundrazi, për shkëmbinj që janë shumë të dobët dhe të paqëndrueshëm, të gjitha kriteret kufizuese për presionet e fundgropës mund të rezultojnë të panevojshme, pasi ato nuk mund të arrihen si rezultat i kufizimit të shpejtësisë së rrjedhës.

Megjithatë, kjo kërkesë bazë nuk mund të shërbejë si kriter i vetëm për racionalitetin e zhvillimit.

Natyrisht, ekzistojnë marrëdhënie të caktuara midis këtyre sasive që mund të shërbejnë si kritere që përcaktojnë kushtet për fizibilitetin dhe përfitimin ekonomik të shpimit të puseve shtesë.

Një nga kriteret e mundshme për realizueshmërinë e puseve rezervë të shpimit mund të jetë kostoja e prodhimit shtesë të naftës, e cila nuk duhet të kalojë një kufi të caktuar - kufirin e kostos fitimprurëse, në varësi të cilësisë së naftës së prodhuar, vendndodhjes së depozitës, etj.

Si kriter kryesor, si në rastin e një rezervuari të vazhdueshëm, do të marrim koston e naftës së prodhuar shtesë nga puset rezervë. Kriteri për zbatueshmërinë e tyre është parametri Fourier Fo: ku Yak është rrezja e konturit të furnizimit ose kufiri i jashtëm i formacionit (që karakterizon madhësinë e formacionit). Si kriter për kalimin nga regjimi i gazit të tretur në regjimin e përzier të zhvendosjes së vajit të gazuar me ujë, barazia e presioneve të gropës së poshtme me shpejtësi rrjedhjeje konstante ose barazia e shpejtësive të rrjedhjes në presione konstante të marra për serinë e i-të nga formulat e ndërhyrjes së lëngut të pakthyeshëm për funksionimin e njëkohshëm të serisë kur i krahasojmë ato me vlerat përkatëse të marra nga llogaritja e funksionimit të kësaj serie në modalitetin e gazit të tretur.

Metoda e llogaritjes duhet të jetë mjaft e saktë, për të cilën duhet të miratohen disa kritere.

Një kriter i tillë mund të jetë, për shembull, një krahasim i treguesve të llogaritur sipas kësaj skeme dhe një më i saktë (shumëdimensional).

Një kriter objektiv për përshtatshmërinë e një modeli është kriteri i marrëveshjes.

Kriteret për zbatimin efektiv të metodave

Kriteret për zbatueshmërinë e metodave përfshijnë, në një masë të caktuar, tregues teknikë dhe ekonomikë të përdorimit të metodës bazuar në një përgjithësim të përvojës së fituar më parë në përdorimin e metodës në kushte të ndryshme gjeologjike dhe fizike.

Kriteret gjeologjike dhe fizike për zbatueshmërinë e metodave të reja për rritjen e rikuperimit të naftës janë përcaktuar në bazë të analizave të studimeve të shumta teorike, laboratorike dhe në terren nga autorë vendas dhe të huaj dhe janë dhënë në tabelë.

Përzgjedhja e depozitave kryhet duke i analizuar ato sipas kritereve të zbatueshmërisë së secilës metodë.

Në një fushë rezulton se është e mundur të rekomandohen dy ose më shumë metoda, dhe kriteret për zbatueshmërinë e metodave dhe kushtet dhe kufizimet shtesë nuk lejojnë zgjedhjen e një metode ndikimi për këtë fushë; bëhen vlerësime të veçanta teknike dhe ekonomike.

Arsyetimi i metodës për rritjen e rikuperimit të naftës gjatë vërshimit të ujit bazuar në kriteret e zbatueshmërisë së metodave.

Duke treguar pjesën e ujit në vëllimin e përgjithshëm të lëngut të futur dhe të mbajtur nga shkëmbi gjatë rrjedhës së tij të kundërt përmes koeficientit e, marrim kriterin kryesor për efektivitetin e veprimit ciklik.

Të dhënat e specifikuara përcaktohen në bazë të rezultateve të studimeve laboratorike mbi modelet e rezervuarëve fizikisht të ngjashëm në lidhje me kushtet e një objekti të caktuar (duke përdorur mostra të vërteta shkëmbi, vaj rezervuari dhe subjekt i kritereve të ngjashmërisë gjatë procesit të modelimit).

2. Sistemet e zhvillimit të fushës së naftës

Fushat e naftës dhe naftës dhe gazit janë akumulime të hidrokarbureve në koren e tokës, të kufizuara në një ose më shumë struktura gjeologjike të lokalizuara, d.m.th. strukturat që ndodhen pranë të njëjtit vendndodhje gjeografike. Një depozitë është një akumulim i vetëm natyror lokal i naftës në një ose më shumë shtresa rezervuarësh të ndërlidhura, d.m.th., në shkëmbinj që mund të përmbajnë dhe çlirojnë vaj gjatë zhvillimit.

Depozitat e hidrokarbureve të përfshira në fusha zakonisht ndodhen në shtresa ose masa shkëmbore që kanë shpërndarje të ndryshme nën tokë, shpesh me veti të ndryshme gjeologjike dhe fizike. Në shumë raste, formacionet individuale të naftës dhe gazit ndahen nga trashësi të konsiderueshme shkëmbinjsh të papërshkueshëm ose gjenden vetëm në zona të caktuara të fushës.

Formacione të tilla të izoluara ose me prona të ndryshme zhvillohen nga grupe të ndryshme pusesh, ndonjëherë duke përdorur teknologji të ndryshme. Madhësia dhe natyra shumështresore e fushave me veti kapaciteti të rezervuarëve në përgjithësi përcaktojnë madhësinë dhe densitetin e rezervave të naftës, dhe në kombinim me thellësinë e shfaqjes, përcaktojnë zgjedhjen e sistemit të zhvillimit dhe metodave të prodhimit të naftës.

Një sistem zhvillimi i fushës së naftës duhet të quhet një grup zgjidhjesh inxhinierike të ndërlidhura që përcaktojnë objektet e zhvillimit; sekuenca dhe ritmi i shpimit dhe zhvillimit të tyre; prania e ndikimit në formacione për të nxjerrë naftë dhe gaz prej tyre; numri, raporti dhe vendndodhja e puseve të injektimit dhe prodhimit; numri i puseve rezervë, menaxhimi i zhvillimit të fushës, nëntoka dhe mbrojtja e mjedisit. Të ndërtosh një sistem zhvillimi në terren do të thotë të gjesh dhe zbatosh grupin e mësipërm të zgjidhjeve inxhinierike.

Sistemi i zhvillimit të fushës duhet të plotësojë kërkesat për nxjerrjen maksimale të naftës ose gazit nga nëntoka në kohën më të shkurtër të mundshme me kosto minimale.

Projekti i zhvillimit përcakton numrin dhe sistemin e vendndodhjes së puseve të prodhimit dhe injektimit, nivelin e prodhimit të naftës dhe gazit, metodat e mbajtjes së presionit të rezervuarit, etj.

Zhvillimi i depozitave individuale të naftës ose gazit kryhet përmes një sistemi prodhimi dhe pusesh injektimi që sigurojnë nxjerrjen e naftës ose gazit nga rezervuari. Kompleksi i të gjitha aktiviteteve që sigurojnë zhvillimin e depozitës përcakton sistemin e zhvillimit.

Elementet kryesore të sistemit të zhvillimit të rezervuarit janë: mënyra e ndikimit në formimin, vendosja e puseve të prodhimit dhe injektimit, ritmi dhe rendi i shpimit të prodhimit dhe puseve injektuese.

Elementet më të rëndësishme të sistemit të zhvillimit janë metodat e ndikimit të formimit, pasi në varësi të tyre do të zgjidhen çështje të tjera të zhvillimit të rezervuarit.

Për të rritur efikasitetin e regjimeve natyrore të depozitimit dhe për të siguruar zhvillimin sa më racional, është e nevojshme të përdoren metoda të ndryshme të ndikimit në rezervuar. Metoda të tilla mund të përfshijnë lloje të ndryshme përmbytjeje uji, injektim gazi në kapakun e gazit ose në pjesën e vajit të rezervuarit, trajtime me acid klorhidrik, thyerje hidraulike dhe një sërë masash të tjera që synojnë ruajtjen e presionit të rezervuarit dhe rritjen e produktivitetit të pusit.

Aktualisht, pa ruajtur presionin e rezervuarit, zhvillohen ose depozitime që kanë një regjim natyror aktiv, të aftë për të mbajtur presion gjatë gjithë periudhës së zhvillimit dhe për të marrë një faktor të lartë të rikuperimit përfundimtar të naftës, ose vendburime me rezerva të vogla, ku organizohet puna për të mbajtur presionin. nuk është ekonomikisht e realizueshme.

3. Vendosja e puseve sipas zonës së depozitimit

Vendosja e puseve i referohet rrjetit të vendosjes dhe distancave ndërmjet puseve (densiteti i rrjetit), ritmi dhe renditja e vënies në punë të puseve. Sistemet e zhvillimit ndahen në: me puse të vendosura në një rrjet uniform dhe me puse të vendosura në një rrjet të pabarabartë (kryesisht në rreshta).

Sistemet e zhvillimit me vendosje pusi në një rrjet uniform dallohen: nga forma e rrjetës; nga dendësia e rrjetës; sipas shkallës së vënies në punë të puseve; sipas radhës së vënies në punë të puseve në raport me njëri-tjetrin dhe elementeve strukturore të vendburimit. Rrjetat kanë formë katrore dhe trekëndore (gjashtëkëndore). Me një rrjet trekëndor, 15.5% më shumë puse vendosen në zonë sesa me një rrjet katror në rastin e distancave të barabarta midis puseve. Paraqitja e vendndodhjeve të puseve në një zonë premtuese ose me naftë dhe gaz dhe sekuenca e shpimit të tyre, duke ofruar një zgjidhje të besueshme dhe efektive për problemet e kërkimit gjeologjik në kushte specifike gjeologjike.

Sistemet bazë të vendosjes së puseve:

Trekëndësh

Vendosja e çdo pusi të ri në kulmin e një trekëndëshi, në dy kulmet e tjera të të cilit tashmë ka puse të shpuara.

Unazë

Vendosja e puseve në rreshta të njëpasnjëshëm rreth pusit të zbulimit në të njëjtat shenja hipsometrike të horizontit bazë prodhues.

Profili

Vendosja e puseve në shenja të ndryshme hipsometrike përgjatë një profili (vije) që përshkon strukturën ose zonën e depozitimit në një drejtim të caktuar, për të marrë një seksion gjeologjik të profilit.

Në praktikë, në kushte të caktuara, përdoren sisteme të kombinuara të vendosjes së puseve, të përbërë nga kombinime të ndryshme të sistemeve bazë ose modifikime të tyre (për shembull, një sistem profili zigzag).

Veçanërisht shpesh, kombinimet e sistemeve të vendosjes së puseve përdoren në eksplorimin e fushave që përmbajnë depozitime të llojeve dhe madhësive të ndryshme dhe eksplorimi i të cilave kryhet nga modele të pavarura të puseve.

Me metodat moderne të kërkimit dhe kërkimit, sistemet e vendosjes së puseve zgjidhen gjithashtu në bazë të zgjidhjeve të marra nga analizimi i modeleve përkatëse matematikore të akumulimeve industriale të naftës dhe gazit.

4. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objekteve

Fusha Romashkinskoye ndodhet 70 km në perëndim të qytetit të Almetyevsk. E zbuluar në vitin 1948, e zhvilluar që nga viti 1952. E kufizuar në majën Almetyevskaya të harkut tatar me përmasa 65x75 km, pjesa afër harkut është e ndërlikuar nga ngritje të shumta lokale. Depozita është shumështresore. Përmbajtja kryesore e naftës industriale shoqërohet me shtresa terrigjene të Devonianit të Mesëm, të Sipërm dhe Karboniferit të Mesëm (horizonti Bobrikovsky); depozitat më të vogla ndodhen në rezervuarët karbonatikë të Devonianit të Sipërm, Karboniferit të Poshtëm dhe të Mesëm. Janë zbuluar mbi 200 depozita nafte. Depozitimi kryesor, 50 m i lartë, ndodhet në horizontin e Pashit. Rezervuarët përfaqësohen nga ranorë kuarci me trashësi totale nga disa deri në 50 m, trashësia mesatare e ngopur me vaj është 10-15 m Poroziteti i ranorëve është 15-26%, përshkueshmëria 40-2000 mD. Vaj me përbërje naftenik-parafine, dendësia 796-820 kg/m 3, përmbajtja S 1,5-2,1%, parafinë 2,6-5,4%. Përbërja e gazit shoqërues (%): CH 4 30-40, C 2 H 6 + më e lartë 27-55. Rezervuari i horizontit Kynov të Devonit të Sipërm (trashësia e rezervuarëve të rërës është deri në 9 m, trashësia mesatare e ngopur me vaj është 3.2 m) është e lidhur hidrodinamikisht me depozitimin e Pashit. Depozitimet e mbetura në vendburimet terrigjene (karboniferi i poshtëm) kufizohen në rezervuarë ranorë-siltguri me trashësi totale deri në 18 m. Regjimi i depozitimit është presioni i ujit dhe presioni elastik i ujit. Depozitimet kryesore zhvillohen duke ruajtur presionin e rezervuarit (përmbytje brenda qarkut dhe periferik) duke përdorur një metodë të mekanizuar. Qendra e prodhimit është Almetyevsk.

Zona Minnibaevskaya është një nga zonat qendrore të fushës. Zona filloi të vihej në zhvillim industrial në vitin 1952. Puset e para të injektimit të rreshtit të prerjes Almetyevsko-Minnibaevsky u transferuan në injektim uji në vitin 1954. Sot kjo është një nga zonat më të zhvilluara të fushës Romashkinskoye.

Postuar në http://allbest.ru/

Postuar në http://allbest.ru/

Fusha Romashkinskoye:

katrore: 1 - Berezovskaya, 2 - Veri-Almetyevskaya, 3 - Almetyevskaya, 4 - Minnibaevskaya, 5 - Zay-Karatayskaya, 6 - Kuakbashskaya, 7 - Tashliyarskaya, 8 - Chishminskaya, 9 - Alkeevskaya - East-Sud10, Abdrakhmanovskaya, 12 - Yuzhno-Romashkinskaya, 13 - West-Leninogorskaya, 14 - Pavlovskaya, 15 - Zelenogorskaya, 16 Lindje - Leninogorskaya, 17 - Aznakaevskaya, 18 - Kholmovskaya, 19 Karakalinskaya -1-Sarkalinskaya2,

Fusha Novo-Elkhovskoye;

Fusha Bavlinskoye

a - kufijtë e depozitave;

b - kufijtë e zonës.

5. Bshpimi i puseve

Shpimi i pusit është procesi i ndërtimit të një hapjeje të drejtuar cilindrik të minierës në tokë, diametri "D" i së cilës është i papërfillshëm në krahasim me gjatësinë e tij përgjatë boshtit "H", pa akses të njeriut në fytyrë. Fillimi i një pusi në sipërfaqen e tokës quhet grykë, fundi quhet fund, dhe muret e pusit formojnë trungun e tij.

Bazuar në metodën e goditjes në shkëmbinj, bëhet dallimi midis shpimit mekanik dhe jo mekanik. Gjatë shpimit mekanik, mjeti shpues ndikon drejtpërdrejt në shkëmb, duke e shkatërruar atë, dhe gjatë shpimit jo mekanik, shkatërrimi ndodh pa kontakt të drejtpërdrejtë me shkëmbin nga burimi i goditjes në të. Metodat jo mekanike (hidraulike, termike, elektrofizike) janë në zhvillim e sipër dhe aktualisht nuk përdoren për shpimin e puseve të naftës dhe gazit.

Metodat mekanike të shpimit ndahen në goditje dhe rrotulluese.

Gjatë shpimit me goditje, shkatërrimi i shkëmbinjve kryhet nga bishti 1 i varur në një litar (Fig. 3). Mjeti i shpimit përfshin gjithashtu një shufër goditëse 2 dhe një bllokues me litar 3. Ai është i varur në një litar 4, i cili hidhet mbi një bllok 5 të montuar në një direk (nuk tregohet). Lëvizja reciproke e mjetit të shpimit sigurohet nga pajisja e shpimit 6.

Postuar në http://allbest.ru/

Postuar në http://allbest.ru/

Oriz. 3. Skema e shpimit me ndikim:

1 - bit; 2 - shufra goditjeje; 3 - bllokimi i litarit; 4 - litari; 5 - bllok; 6 - pajisje shpimi.

Ndërsa pusi thellohet, litari zgjatet. Cilindriteti i pusit sigurohet duke e kthyer grimcën gjatë funksionimit.

Për të pastruar faqen e shkëmbit të shkatërruar, mjeti i shpimit hiqet periodikisht nga pusi, dhe në të ulet një bojler, i ngjashëm me një kovë të gjatë me një valvul në fund. Kur bojleri zhytet në një përzierje lëngu (formimi ose derdhet nga lart) dhe grimcave shkëmbore të shpuara, valvula hapet dhe bojleri mbushet me këtë përzierje. Kur ngrihet bojleri, valvula mbyllet dhe përzierja hiqet lart.

Pas përfundimit të pastrimit të pjesës së poshtme, mjeti i shpimit ulet përsëri në pus dhe shpimi vazhdon.

Oriz. 2. Klasifikimi i metodave për shpimin e puseve për naftë dhe gaz

Për të shmangur kolapsin e mureve të pusit, në të ulet një tub i shtresës së jashtme, gjatësia e të cilit rritet ndërsa thellohet fundi.

Aktualisht në vendin tonë nuk përdoret shpimi me goditje gjatë shpimit të puseve të naftës dhe gazit.

Puset e naftës dhe gazit ndërtohen duke përdorur metodën e shpimit rrotullues. Me këtë metodë, shkëmbinjtë nuk shtypen nga goditjet, por shkatërrohen nga një bisht rrotullues, i cili i nënshtrohet një ngarkese boshtore. Çift rrotullues transmetohet në bit ose nga sipërfaqja nga rrotulluesi (rotori) përmes vargut të tubit të shpimit (shpimi rrotullues) ose nga një motor me vrima (turbo stërvitje, stërvitje elektrike, motor me vidë) të instaluar direkt mbi bit. Një turbodrill është një turbinë hidraulike e drejtuar në rrotullim me anë të lëngut shpëlarës të injektuar në pus. Një stërvitje elektrike është një motor elektrik i mbrojtur nga depërtimi i lëngjeve, fuqia e të cilit furnizohet nëpërmjet një kablloje nga sipërfaqja. Një motor me vidë është një lloj makine hidraulike me vrimë në të cilën përdoret një mekanizëm vidë për të kthyer energjinë e rrjedhës së lëngut shpëlarës në energji mekanike të lëvizjes rrotulluese.

Bazuar në natyrën e shkatërrimit të shkëmbinjve në fund, bëhet një dallim midis shpimit të vazhdueshëm dhe bërthamës. Gjatë shpimit të vazhdueshëm, shkatërrimi i shkëmbinjve ndodh në të gjithë zonën e fytyrës. Shpimi i bërthamës përfshin shkatërrimin e shkëmbinjve vetëm përgjatë unazës në mënyrë që të nxirret një bërthamë - një mostër cilindrike e shkëmbinjve përgjatë gjithë gjatësisë ose një pjese të pusit.

6. Sistemi PPD

Mirëmbajtja e presionit të rezervuarit është procesi i ruajtjes natyrale ose artificiale të presionit në shtresat prodhuese të depozitave të naftës në vlerën fillestare ose të projektuar me qëllim arritjen e ritmeve të larta të prodhimit të naftës dhe rritjen e shkallës së rikuperimit të saj. Ruajtja e presionit të rezervuarit gjatë zhvillimit të një depozite nafte mund të kryhet për shkak të regjimit natyror të presionit aktiv të ujit ose presionit elastik të ujit, regjimit artificial të presionit të ujit të krijuar si rezultat i injektimit të ujit në shtresat e rezervuarit gjatë përmbytjeve periferike ose periferike. , si dhe gjatë përmbytjeve brenda qarkut. Në varësi të kushteve gjeologjike dhe treguesve të zhvillimit ekonomik, zgjidhet një ose një metodë tjetër e mbajtjes së presionit të rezervuarit ose një kombinim i tyre.

Ruajtja e presionit të rezervuarit duke përdorur metodën e përmbytjes brenda qarkut është më efektive dhe më ekonomike, veçanërisht për depozitat e naftës me sipërfaqe të madhe. Krijohet nga metodat e përmbytjes bllok, aksiale me shkallë, zona barriere, fokale ose selektive. Kur ruhet presioni i rezervuarit në pjesën e vajit të depozitimit, uji ose një përzierje ujë-gaz pa aditivë ose me aditivë të ndryshëm pompohet përmes puseve të injektimit për të përmirësuar vetitë e tij të zhvendosjes. Nëse një depozitë nafte ka një çati të theksuar, atëherë gazi ose ajri injektohet në të për të ruajtur presionin e rezervuarit, si rezultat i të cilit krijohet presioni i një kapaku të gazit artificial. Gjatë llogaritjes së proceseve të injektimit, përcaktohet faqosja e puseve të injektimit, vëllimi i përgjithshëm i injektimit, injektiviteti i puseve të injektimit, numri i tyre dhe presioni i injektimit. Përzgjidhet një plan urbanistik i puseve të injektimit që siguron lidhjen më efektive midis zonave të injektimit dhe nxjerrjes dhe zhvendosjen uniforme të naftës nga uji.

Gjatë përmbytjeve të zonës, në varësi të strukturës gjeologjike të vendburimit të naftës dhe fazës së zhvillimit të saj, për të ruajtur presionin e rezervuarit përdoren sisteme in-line, 4-pikëshe, 7-pikëshe dhe të tjera të puseve të injektimit dhe prodhimit. Mund të lejohen devijime në vendosjen e puseve përgjatë rrjetit të saktë gjeometrik nëse përmbytjet e zonës kryhen krahas sistemit të vërshimit të ujit të zbatuar më parë, duke marrë parasysh efektivitetin e tij, strukturën gjeologjike dhe gjendjen e zhvillimit të shtresave të rezervuarit. Vëllimi i përgjithshëm i agjentit të injektuar varet nga nxjerrja e projektuar e lëngut nga rezervuari, nga presioni në vijën e injektimit dhe, në pjesën më të madhe, nga rezervuari dhe vetitë elastike të formacioneve. Numri i puseve të injektimit me një vëllim të njohur injektimi varet nga kapaciteti absorbues i secilit pus në një presion të caktuar injektimi. Kapaciteti absorbues i puseve të injektimit përcaktohet nga koeficienti i injektimit, ashtu si produktiviteti i një pusi nafte përcaktohet nga koeficienti i produktivitetit. Presioni maksimal i shkarkimit varet nga lloji i pajisjeve të pompimit të pranishëm. Numri i puseve të injektimit për çdo depozitë nafte përcaktohet nga raporti i vëllimit të specifikuar të injektimit të ujit në ditë me kapacitetin absorbues të një pusi. Efektiviteti i procesit të përmbytjes së ujit gjykohet nga rritja e prodhimit aktual të naftës nga puset ekzistuese. Përdorimi i mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit rriti ndjeshëm shkallën e rikuperimit të naftës, uli kohën e zhvillimit të depozitave të naftës dhe siguroi faktorë të lartë të rikuperimit përfundimtar të naftës.

7. Funksionimi i puseve të naftës dhe injektimit

SSHNU është një grup pajisjesh për nxjerrjen e mekanizuar të lëngut përmes puseve duke përdorur një pompë shufra të drejtuar nga një makinë pompimi.

Oriz. 4. SSHNU:

1 - makinë lëkundëse; 2 - shufër e lëmuar; 3 - kolona e shufrave; 4 - zorrë; 5 - tubat e pompës dhe kompresorit; 6 - cilindër pompë; 7 - kumarxhi i pompës; 8 - valvula e shkarkimit; 9 - valvul thithëse.

Pompa e shufrës (Fig. 4) ulet në pus nën nivelin e lëngut. Ai përbëhet nga një cilindër, një piston i lidhur me një shufër, valvula thithëse dhe shkarkimi. Cilindri i një pompe shufre pa futje ulet në vargun e tubit dhe kumarxhiu ulet në vargun e shufrës brenda tubit; cilindri i pompës së shufrës së prizës ulet së bashku me pistën në shufra dhe fiksohet në një mbështetëse mbyllëse të instaluar në fund të tubit ose në paketues; Një pompë shufre thithëse me diametër të madh ulet tërësisht në një varg tubi dhe lidhet me vargun e shufrës përmes një pajisjeje bashkuese. Ekzistojnë gjithashtu: pompa me shufër me cilindër të lëvizshëm dhe një piston të palëvizshëm, me dy faza të ngjeshjes, me dy cilindra dhe plumba, me një dhomë vakum etj. Shufrat lidhen në një kolonë duke përdorur bashkime. Gjatësia e shufrës 8-10 m, diametri 12,7-28,6 mm. Përdoren gjithashtu shufra të zbrazëta jo metalike ose kolona të vazhdueshme shufrash që mbështillen ndërsa ngrihen në një kazan. Gjatësia e kolonës është deri në 2500 m. Për një gjatësi më të madhe se 1000 m, kolona e shufrave bëhet me hapa, me një diametër në rritje drejt majës për të zvogëluar peshën dhe për të arritur forcë të barabartë.

Makina e pompimit konverton rrotullimin e boshtit të motorit në lëvizje reciproke, e cila transmetohet në kolonën e shufrës përmes një pezullimi fleksibël dhe një shufre të lëmuar. Përdoren kryesisht makineri mekanike, të balancuara dhe të çekuilibruara, si dhe makina pompimi me kulla dhe hidraulike. Gjatësia maksimale e goditjes së pikës së pezullimit të shufrës është 1-6 m, ngarkesa maksimale është 1-20 tf, frekuenca e goditjeve në minutë është nga 5 në 15. Ata përdorin motorë elektrikë, më rrallë me gaz (gaz nafte nga një pus ) me fuqi deri në 100 kW. Makina e pompimit konverton rrotullimin e boshtit të motorit në një lëvizje reciproke që transmetohet në kolonën e shufrës përmes një pezullimi fleksibël (litar, zinxhir) dhe një shufre të lëmuar. Përdoren kryesisht makineri mekanike, të balancuara dhe të çekuilibruara, si dhe makina pompimi me kulla dhe hidraulike. Gjatësia maksimale e goditjes së pikës së pezullimit të shufrës është 1-6 m (kullat deri në 12 m), ngarkesa maksimale është 1-20 tf, frekuenca e goditjeve në minutë është nga 5 në 15. Ata përdorin elektrike, më rrallë gaz motorë me fuqi deri në 100 kW.

Stacioni i kontrollit për njësinë e pompimit të shufrës thithëse siguron fillimin, instalimin, mbrojtjen nga mbingarkesa, si dhe funksionimin periodik. Pajisjet shtesë të njësisë pompuese të shufrës thithëse: një spirancë për të parandaluar lëvizjet e skajit të poshtëm të tubit; astar - një kolonë tubash me diametër të vogël (25-40 mm) poshtë pompës për heqjen e ujit; spiranca me gaz dhe rërë për të mbrojtur pompën nga gazi i lirë dhe papastërtitë mekanike gërryese; mbrojtës shufrash (polimer ose me rula) për të reduktuar konsumin e tubave dhe bashkimeve të shufrave në puse të pjerrëta; kruajtëse shufrash për heqjen e depozitave të parafinës nga tubat e tubave; një dinamografi që tregon varësinë e ngarkesës nga lëvizja e pikës së pezullimit të shufrës, për diagnostikimin teknik të përbërësve të një njësie pompimi të shufrës thithëse.

Produktet e pusit (vaj, ujë, shëllirë) furnizohen në sipërfaqe përmes tubave, shtresës së jashtme ose shufrave të zbrazëta. Produktiviteti me pompim konstant është deri në 300 m 3 /ditë; për ritme më të ulëta rrjedhje, përdoret prodhimi periodik i vajit.

Një njësi pompimi centrifugale elektrike është një grup pajisjesh për nxjerrjen e mekanizuar të lëngut përmes puseve duke përdorur një pompë centrifugale të lidhur drejtpërdrejt me një motor elektrik zhytës. Përdoret në nxjerrjen e vajit dhe ujit, duke përfshirë shëllirë. Një njësi pompimi centrifugale elektrike për puset e naftës (Fig. 5) përfshin një pompë centrifugale me 50-600 faza; motor elektrik asinkron i mbushur me vaj të veçantë dielektrik; një mbrojtës që mbron zgavrën e motorit elektrik nga hyrja e mediave të formimit; linjë kabllore që lidh motorin elektrik me transformatorin dhe stacionin e kontrollit. Faza e pompës centrifugale përmban një lopatë udhëzuese me një shtytës (Fig. 6).

Oriz. 5. Njësia e pompimit centrifugale elektrike:

1 - motor elektrik; 2 - mbrojtës; 3 - pompë centrifugale; 4 - kabllo; 5 - pajisje për kokë pusi; 6 - transformator; 7 - stacioni i kontrollit; 8 - sensor.

Fletët udhëzuese janë shtrënguar në një shtresë cilindrike të pompës dhe shtytësit janë të siguruar me një çelës në një bosht të varur në një mbështetje boshtore dhe që rrotullohen në mbështetëset radiale fundore dhe të ndërmjetme. Pjesët janë derdhur nga gize speciale, bronz, aliazhe rezistente ndaj korrozionit dhe gërryerjes dhe materialeve polimer. Për të reduktuar hyrjen e gazit të lirë në pompë, para tij është instaluar një ndarës gazi me gravitet ose centrifugale.

Motori elektrik përbëhet nga një stator që përmban një strehë cilindrike me paketa çeliku elektrike të shtypur, në brazda të të cilave ndodhet mbështjellja, dhe një rotor i pezulluar në mbështetësin aksial me pako çeliku të fiksuara në bosht, ku një rrotë ketri me qark të shkurtër ndodhet dredha-dredha e tipit; Mbështetësit radial janë të vendosur midis paketave.

Mbrojtësi përmban një vulë boshti, një sistem për kompensimin e zgjerimit termik të vajit dhe në disa raste një vulë hidraulike me një lëng me densitet më të lartë se mediumi i vrimës dhe neutral në lidhje me të dhe vajin e motorit elektrik.

Një kabllo e blinduar e sheshtë ose e rrumbullakët me tre bërthama me seksion kryq të madh ka një hyrje të mbyllur në motorin elektrik dhe e lidh këtë të fundit përmes një transformatori me stacionin e kontrollit. Stacioni kontrollon, monitoron dhe mbron elektrikisht njësinë e pompimit centrifugale elektrike nga qarqet e shkurtra, mbingarkesat, ndërprerjet e energjisë dhe rezistencën e reduktuar të izolimit. Transformatori konverton tensionin e rrjetit në tension operativ dhe ka rregullim hapash për të zgjedhur mënyrën e funksionimit. Konvertuesit e frekuencës përdoren gjithashtu për rregullimin e pandërprerë të shpejtësisë së rrotullimit të një njësie pompimi centrifugale elektrike dhe sensorëve të presionit dhe temperaturës të motorit elektrik, të cilët transmetojnë një sinjal për devijimin e këtyre parametrave nga vlerat e sigurta përmes një kablloje të energjisë ose bërthamës së sinjalit.

Gjatësia e njësisë së pompimit centrifugale elektrike është 25-30 m Kur gjatësia e pompës centrifugale dhe elektrik motorit është mbi 5-8 m (në varësi të diametrit), ato përbëhen nga seksione të veçanta për lehtësinë e transportit dhe instalimit. Njësia e pompimit centrifugale elektrike është montuar në një pozicion vertikal direkt gjatë procesit të uljes në pus. Trupat e seksionit janë të lidhur me fllanxha, boshtet me bashkime të splinuara. Instalimi ulet në një thellësi të paracaktuar në gypat e tubave të varur nga pajisjet e kokës së pusit me një futje të linjës kabllore të mbyllur hermetikisht në pus. Linja kabllore është e lidhur me tubat e pompës dhe të kompresorit nga jashtë me rripa. Kur funksionon një njësi pompimi centrifugale elektrike, produkti furnizohet në sipërfaqe përmes tubave të pompës dhe kompresorit. Më pak të përdorura janë njësitë e pompimit centrifugale elektrike pa tub me një paketues, suspension me litar kabllor dhe furnizim me produktin përmes shtresës së jashtme. Produktiviteti i një njësie pompimi centrifugale elektrike për puset e naftës është nga 15-20 në 1400-2000 m 3 / ditë, presioni deri në 2500-3000 m, fuqia e motorit elektrik deri në 500 kW, tensioni deri në 2000 V, temperatura e mjedis i pompuar deri në 180°C, presion deri në 25 MPa.

Një njësi pompimi centrifugale elektrike për ujë përmban një motor elektrik të mbushur me ujë dhe një pompë me 5-50 faza. Produktiviteti i tij është deri në 3000 m 3 /ditë, presioni deri në 1500 m, fuqia e motorit elektrik deri në 700 kW, tensioni 3000 V, temperatura e ujit deri në 40°C.

8. Testimi i mirë

Testimi i puseve është një grup metodash për përcaktimin e parametrave kryesorë të formacioneve dhe puseve që mbajnë naftë dhe gaz, duke përdorur instrumente të thella; informacioni transmetohet përmes një kanali të thellë komunikimi.

Qëllimi i studimit është të marrë të dhëna për hartimin e projekteve dhe kontrollin mbi zhvillimin e terrenit. Ka metoda gjeofizike, hidrodinamike, gazo-hidrodinamike, si dhe matjen e prurjeve, regjistrimin e zhurmave etj. Gjatë studimeve hidrodinamike përcaktohen parametrat që karakterizojnë zona relativisht të mëdha të shtresave të rezervuarit të studiuar, si dhe karakteristikat teknologjike të puseve, struktura gjeologjike. sqarohet shtresa e rezervuarit, përcaktohet lidhja hidrodinamike ndërmjet shtresave dhe puseve etj.

Duke përdorur debitometrinë në funksionimin e puseve të injektimit dhe prodhimit, identifikohen intervalet e hyrjes së lëngut në fundet e pusit, përcaktohen normat e rrjedhjes së shtresave individuale, përshkueshmëria, përçueshmëria piezoelektrike, monitorohet gjendja e shtresës së jashtme, unaza e puseve, etj. Gjatë studimeve të thelluara, matësit e presionit, termometrat, matësit e rrjedhës, matësat e nivelit të zërit dhe instrumentet komplekse të gropës për matjen e presionit, temperaturës, shpejtësisë së rrjedhës dhe përmbajtjes së ujit të lëngut. Për kërkime të thella hidrodinamike, përdoret një laborator elektronik automatik në terren.

9. Metodat për rritjen e produktivitetit të pusit

Shkalla e rrjedhjes së puseve të gazit me të njëjtat diametra, kushtet e funksionimit të formacionit dhe presioni i rezervuarit mund të rritet duke zvogëluar rezistencën e filtrimit kur gazi lëviz në zonën e vrimës së poshtme të formacionit. Kjo është e mundur për shkak të formimit të kanaleve, zgavrave dhe çarjeve në të, duke zvogëluar përmbajtjen e grimcave të ngurta dhe lëngjeve në kanalet e poreve.

Janë të njohura metodat e mëposhtme për të ndikuar në zonën e formimit të vrimës së poshtme.

1) Trajtimi fiziko-kimik: acid klorhidrik (HAT); trajtim me acid termik (TAT); trajtim me surfaktantë (surfaktantë); tharja e zonës së vrimës së poshtme me gaz të thatë të dehidratuar;

2) Mekanike: silurues; frakturë hidraulike (thyerje); perforimi me hidrosandblast (GPP); shpërthim bërthamor;

3) Kombinuar: thyerje hidraulike + SKO; GPP+SKO.

Zgjedhja e metodës së ndikimit në zonën e gropës së poshtme të puseve varet nga përbërja litologjike dhe mineralogjike e shkëmbinjve dhe materiali çimentues i shkëmbinjve që përmbajnë gaz, presioni dhe temperatura e gazit dhe shkëmbinjve formues, trashësia e horizontit prodhues dhe heterogjeniteti i formimit përgjatë seksionit.

Trajtimi me acid klorhidrik dhe acid termik i zonave të fundgropave të puseve jep rezultate të mira në shkëmbinjtë karbonatikë me përshkueshmëri të ulët (gëlqerorë, dolomite) dhe ranorë me substancë çimentuese karbonate. Në gurët ranorë me material çimentues argjile, trajtimi me acide klorhidrike dhe fluorike (i ashtuquajturi acid balte) është efektiv.

Trajtimi me acid klorhidrik bazohet në aftësinë e acidit klorhidrik për të tretur shkëmbinjtë karbonatikë.

Në varësi të kushteve të rezervuarit, në praktikë përdoret acid klorhidrik 8--15%. Acidi klorhidrik industrial furnizohet nga fabrikat në formë të koncentruar dhe në fushë hollohet me ujë në përqendrimin e kërkuar.

Oriz. 7. Skema e trajtimit me acid.

Për të zvogëluar korrozionin e pajisjeve metalike në procesin e SKO, përdoren substanca të quajtura frenues korrozioni, të cilat përfshijnë formalinë (CH 2 O), Unikol PB-5, I-1-A me urotropinë, si dhe sulfonol, DS-RAS, dissolvan 4411, kontakt i zi i neutralizuar.

Produktet e ndërveprimit të acidit me shkëmbin hiqen nga formimi gjatë zhvillimit të pusit. Për të lehtësuar këtë proces, acidit i shtohen intensifikues për të reduktuar tensionin sipërfaqësor të produkteve të reaksionit - NCP, alkoole, përgatitje DS dhe surfaktantë të tjerë.

Rendi i shtimit të reagentëve të ndryshëm në acid kur përgatitet për injektim në një pus është si më poshtë: ujë - frenues - stabilizues (acid acetik dhe hidrofluorik) - acid klorhidrik teknik - klorur barium - intensifikues.

Acidi injektohet në pus në një vëllim prej 0,5--0,7 deri në 3-4 m 3 për 1 m gjatësi filtri duke përdorur njësi speciale, për shembull Azinmash-30, të montuara në një automjet KrAZ-219, si dhe njësi çimentimi TsA- 300, TsA-320M, 2AN-500. Koha e reagimit acid nga fundi i injektimit nuk duhet të kalojë 6-8 orë.Rezultatet përcaktohen në bazë të të dhënave të testimit të pusit pas trajtimit. Trajtimi konsiderohet i suksesshëm nëse koeficienti C zvogëlohet dhe shpejtësia e rrjedhjes së pusit rritet me të njëjtën tërheqje në formacion. Torpedoing, thyerje hidraulike, perforim hidrosandblasting dhe shpërthimet bërthamore zakonisht përdoren në formacione të përbëra nga shkëmbinj të fortë, të dendur që kanë përshkueshmëri dhe porozitet të ulët, por presion të lartë formimi.

Thelbi i thyerjes hidraulike është krijimi i presionit të lartë në fundin e puseve, i cili do të tejkalonte presionin lokal të shkëmbinjve me një sasi në varësi të vetive të forcës së shkëmbinjve. Me një rritje të tillë të presionit në formacion, formohen çarje ose zgjerohen ato para-ekzistuese, gjë që çon në një rritje të konsiderueshme të përshkueshmërisë së formacionit. Çarjet e krijuara fiksohen me rërë të trashë.

Oriz. 8. Skema e thyerjes hidraulike:

1 - formimi prodhues; 2 - tuba; 3 - varg prodhimi; 4 - paketues

Presioni i thyerjes hidraulike, orientimi dhe madhësia e plasaritjeve që rezultojnë varen nga presioni i shkëmbinjve, d.m.th., presioni i shkëmbinjve të sipërm, natyra dhe parametrat e thyerjes natyrore të shkëmbinjve që përmbajnë gaz, si dhe nga madhësia e presionit të rezervuarit. Në procesin e thyerjes hidraulike, duhet të krijohen kushte në të cilat shfaqen çarje dhe fiksohen në formacion. Shkalla e injektimit të lëngut të thyerjes duhet të jetë e tillë që vëllimi i injektuar të tejkalojë injektivitetin e formacionit që thyhet hidraulikisht. Shkalla e kërkuar e injektimit varet nga viskoziteti i lëngut të thyerjes dhe nga parametrat e zonës afër pusit. Nga kjo rrjedh se në shkëmbinjtë me përshkueshmëri të ulët thyerja hidraulike mund të ndodhë me shpejtësi relativisht të ulëta të injektimit duke përdorur lëngje me viskozitet të ulët. Në shkëmbinjtë shumë të përshkueshëm, është e nevojshme të përdoren lëngje thyerjeje me viskozitet të lartë ose të rriten ndjeshëm normat e injektimit.

produktiviteti i pusit të fushës së naftës

10. Riparimet aktuale dhe të mëdha të puseve

Gjatë funksionimit të puseve me metoda shatërvani, kompresor ose pompimi, funksionimi i tyre prishet, gjë që shprehet në një ulje graduale ose të mprehtë të shpejtësisë së rrjedhës, ndonjëherë edhe në një ndërprerje të plotë të furnizimit me lëngje. Puna për të rivendosur mënyrën e specifikuar të funksionimit teknologjik të një pusi përfshin ngritjen e pajisjeve nëntokësore për ta zëvendësuar ose riparuar atë, pastrimin e pusit nga priza e rërës me mbajtës ose shpëlarje, eliminimin e shufrave thithëse të thyera ose të zhvidhosura dhe operacione të tjera.

E gjithë puna e riparimit, në varësi të natyrës dhe kompleksitetit të saj, ndahet në riparime aktuale dhe të mëdha të puseve.

Riparimet aktuale përfshijnë punën e mëposhtme:

Mirëmbajtja parandaluese e planifikuar.

Inspektimi i pajisjeve nëntokësore.

Zgjidhja e problemeve të pajisjeve nëntokësore.

Zëvendësimi i një pompe pusi (PTsEN ose ShSN).

Ndryshimi i mënyrës së funksionimit, kalimi nga PCEN në ShSN ose anasjelltas, etj.

Pastrimi i tubave nga parafina ose kripërat.

Zëvendësimi i tubave të zakonshëm me tuba të veshura (tuba të qelqëzuar).

Ndryshimi i thellësisë së pezullimit të njësisë së pompimit.

Ngritja e pajisjeve të gropës përpara se të vendosni pusin në mothballing.

Riparime speciale nëntokësore në lidhje me studimet e horizontit prodhues.

Disa lloje riparimesh emergjente, të tilla si pistoni i bllokuar, shufra të thyera, tela kruese e thyer ose kabllo elektrike.

Puna e riparimit të listuar, si dhe një sërë të tjerash, kryhen nga ekipe riparimi të puseve nëntokësore të organizuara në ndërmarrjen e prodhimit të naftës. Riparimi i pusit përfshin punë riparimi, të cilat kërkojnë përdorimin e pajisjeve më komplekse, duke përfshirë përdorimin e pajisjeve të shpimit. Riparimet e mëdha, në veçanti, përfshijnë punën e mëposhtme:

Eliminimi i aksidenteve komplekse që lidhen me thyerjen e shufrave, tubave, kabllove dhe formimin e vulave në pus.

Korrigjimi i shkeljeve në kolonat e kafazit.

Izolimi i ujërave të formacionit.

Puna për hapjen e formimit dhe zhvillimin e puseve në lidhje me kalimin në një horizont tjetër.

Shpimi i trungut të dytë.

Shpimi i prizave të dendura me rërë kripë në fund.

Thyerje hidraulike.

Trajtimi i puseve me acid klorhidrik.

Instalimi i kolonave të përkohshme - "noton", larja dhe instalimi i filtrave, eliminimi i tubave të mbërthyer, paketuesit dhe kolapsi i kolonave të kafazit.

Operacionet e braktisjes së pusit.

Kur kryeni riparime nëntokësore të puseve të thella, përdoren kulla dhe direk prodhimi, të palëvizshme ose të lëvizshme, të dizajnuara për të pezulluar sistemin e udhëtimit, për të mbështetur peshën e një vargu tubash ose shufrash gjatë punës së riparimit të kryer në pus.

Kullat dhe direket e palëvizshme përdoren jashtëzakonisht jo racionale, sepse... Puna e riparimit në çdo pus kryhet vetëm disa ditë në vit; pjesën tjetër të kohës këto struktura janë joaktive. Prandaj, këshillohet përdorimi i ashensorëve që mbajnë direkët e tyre gjatë riparimeve nëntokësore. Baza e tyre e transportit janë traktorët dhe makinat.

Një ashensor është një çikrik mekanik i montuar në një traktor, automjet ose një kornizë të veçantë. Në rastin e parë, çikriku drejtohet nga motori tërheqës i një traktori ose makine, në të tjerët nga një motor i pavarur me djegie të brendshme ose motor elektrik.

Njësia, ndryshe nga një ashensor, është e pajisur me një kullë dhe një mekanizëm për ngritjen dhe uljen e saj.

11. Mbledhja dhe përgatitja e naftës, gazit dhe ujit

Grumbullimi i naftës dhe gazit në fusha është përgatitja e naftës, gazit dhe ujit në një cilësi të tillë që lejon transportimin e tyre te konsumatorët. Ajo kryhet përmes një grupi pajisjesh dhe tubacionesh të krijuara për të mbledhur produktet e puseve individuale dhe për t'i transportuar ato në pikën qendrore të trajtimit të naftës, gazit dhe ujit (CPS).

Dokumente të ngjashme

Zhvillimi i fushave të naftës. Pajisjet dhe teknologjia e prodhimit të naftës. Funksionimi rrjedhës i puseve, riparimet e tyre nëntokësore dhe të mëdha. Grumbullimi dhe përgatitja e naftës në fushë. Masat paraprake të sigurisë gjatë kryerjes së punës në servisimin e puseve dhe pajisjeve.

raport praktik, shtuar 10/23/2011


Informacione të përgjithshme rreth objektit të peshkimit. Kushtet gjeografike dhe ekonomike dhe struktura gjeologjike e vendburimit. Organizimi dhe prodhimi i operacioneve të shpimit. Metodat për rritjen e produktivitetit të pusit. Riparimet aktuale dhe të mëdha të puseve të naftës dhe gazit.

raport praktik, shtuar 22.10.2012


Studimi i proceseve teknologjike për shpimin e puseve të naftës dhe gazit duke përdorur shembullin e NGDU Almetyevneft. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objekteve, zhvillimi i vendburimeve të naftës. Metodat për rritjen e produktivitetit të pusit. Masat e sigurise.

raporti i praktikës, shtuar më 20/03/2012


Eliminimi i ndërhyrjeve të naftës, gazit dhe ujit gjatë shpimit të puseve. Metodat për hapjen e një formacioni produktiv. Pajisjet e puseve të operuara nga ESP. Grumbullimi, përgatitja dhe transportimi i produkteve të puseve. Fazat e përgatitjes së ujit për përmbytjen e rezervuarëve të naftës.

puna e kursit, shtuar 07/07/2015


Një histori e shkurtër e zhvillimit të biznesit të naftës dhe gazit. Koncepti dhe qëllimi i puseve. Karakteristikat gjeologjike dhe fushore të formacioneve prodhuese. Bazat e zhvillimit të fushave të naftës dhe gazit dhe funksionimi i tyre. Shqyrtimi i metodave për rritjen e rikuperimit të naftës.

raport praktike, shtuar 23.09.2014


Metodat e kërkimit dhe eksplorimit të fushave të naftës dhe gazit. Fazat e punës kërkimore dhe kërkimore. Klasifikimi i depozitave të naftës dhe gazit. Probleme në kërkimin dhe eksplorimin e naftës dhe gazit, shpimin e puseve. Arsyetimi për vendosjen e puseve të përcaktimit të kërkimit.

puna e kursit, shtuar 19.06.2011


Vetitë fizike dhe depozitat e naftës dhe gazit. Fazat dhe llojet e punës gjeologjike. Shpimi i puseve të naftës dhe gazit dhe funksionimi i tyre. Llojet e energjisë së rezervuarëve. Mënyrat e zhvillimit të depozitave të naftës dhe gazit. Mbledhja në terren dhe përgatitja e naftës dhe gazit.

abstrakt, shtuar më 14.07.2011


Koncepti i një depozite nafte, llojet kryesore të tij. Burimet e energjisë së rezervuarëve. Presioni i rezervuarit. Rrjedhja e lëngut në pus. Kushtet për ekzistencën e mënyrave të zhvillimit të fushës së naftës: presioni i ujit, elastik, kapak gazi, gaz i tretur.

prezantim, shtuar 29.08.2015


Karakteristikat e përgjithshme të fushës, vetitë kimike dhe fizike të naftës. Kushtet, shkaqet dhe llojet e rrjedhjes. Karakteristikat e funksionimit të puseve me pompa të puseve të thella. Metodat për rritjen e rikuperimit të naftës. Teknologji dhe pajisje për shpimin e puseve.

raporti i praktikës, shtuar më 28/10/2011


Metodat primare, dytësore dhe terciare të zhvillimit të fushave të naftës dhe gazit, thelbi dhe karakteristikat e tyre. Epo dhe llojet e saj. Shpimi i drejtuar (horizontal). Devijimi artificial i puseve. Shpimi i puseve për naftë dhe gaz.