Rapport om praktiken för specialutveckling och drift av olje- och gasfält - NGDU Chekmagushneft. Rapport om praktik vid NGDU Kiengop OJSC Udmurtneft Vi utför alla typer av studentarbeten

Arbeta från avsnittet: "Övrigt"
Innehåll 1. Inledning 2. Brunnsborrningsteknik 2.1. Bergskärverktyg 2.2. Konstruktion av en borrigg 3. Öppning och utveckling av en oljereservoar 3.1.1. Kulperforering 3.1.2. Torpedperforering 3.1.3. Kumulativ perforering 3.1.4. Hydrosandblästrad perforering 3.1.5. Borrning av perforering 3.2. Utbyggnad av oljekällor 3.2.1. Ersättning av vätska med hög densitet i borrhålet med vätska med lägre densitet 3.2.2. Minska trycket på behållaren med en kompressor 3.2.3. Svabba 3.2.4. Implosion 4. Oljan stiger till ytan 4.1. Fontän metod för oljeproduktion. 4.1.1. Reservoarens energibalans 4.1.2. Komplikationer under driften av en fontänbrunn. 4.1.3. Fontänbrunnsutrustning. 4.1.4. Pump- och kompressorrör. 4.1.5. Packare, ankare 4.1.6. Julgransbeslag 4.2. Oljeproduktion med sugstångspumpinstallationer 4.2.1 Drivning 4.2.2. Stångpumpens design 4.2.3. Drift av brunnar utrustade med sugstångspumpar (SSRP) 4.3 Oljeproduktion med stavlösa brunnspumpar 4.4. Installationer av elektriska centrifugalpumpar 5. Konstgjord påverkan på formationen genom vatteninjektion 5.1 Teoretisk grund för att upprätthålla reservoartrycket 5.2 Ytterkretsöversvämning 5.3 Inre kretsöversvämning 5.4 Karakteristika för vatten som injiceras i formationen 5.5 Teknologiskt flödesschema för underhåll av reservoartrycket 5.6 Klusterpumpstationer på land 5.7. Underjordiska klusterpumpstationer 5.8. Rening av avloppsvatten 5.9. Utformning av injektionsbrunnar 5.10. Utveckling av injektionsbrunnar 5.11. Gasinsprutning i behållaren 5.12 Kylvätskeinsprutning 5.13. Injicera varmvatten 5.14. Ånginjektion 5.15 Skapande av en rörlig källa för in-situ förbränning 5.16. Koldioxidinjektion 5.17. Utrustning för implementering av teknik 5.18 Tillämpning av micellära lösningar 5.19 Förskjutning av olja med polymerlösningar 5.20. Applicering av kolvätelösningsmedel 5.21 Applicering av alkalisk översvämning 5.22 Applicering av ytaktiva ämnen 6. Reparation av oljekällor. 6.1. Allmän information om aktuella brunnsreparationer. 6.2 Teknik för större underjordisk reparation av brunnar. 6.2.1 Inspektion och provning av brunnar före större reparationer. 6.2.2 Teknik för reparation av produktionshölje. 6.2.3. Teknik för isoleringsarbete för att eliminera eller begränsa vatteninflöden. 6.2.4. Isolering av inflödet av plantarvatten. 6.2.5. Fiskearbete i en brunn. 6.2.6. Ta bort fallna rör. 6.2.7. Ta bort ESP-enheten. 6.2.8. Kolumnläckagetestning. 6.2.9. Trimma den andra stammen. 6.2.10. Tja övergivande. 6.3. Mekanismer och utrustning för reparationsarbete. 6.3.1. Stationära och mobila lyftkonstruktioner. 6.3.2. Fiskeverktyg. 7. Insamling och beredning av olja. 7.1. Installation av gruppmätare. 7.2. Installation av komplex oljebehandling. 8. NGDU "Chekmagushneft" 9. Slutsats 1.Inledning. Efter att ha avslutat det första året genomgår studenter på specialiteten 09.06.00 "Utveckling och drift av olje- och gasfält" introduktionspraxis vid olje- och gasproduktionsföretag. Introduktionsövningar är det inledande skedet av praktisk träning för studenter. Eftersom början av den inledande praktiken inte innebär att studera speciella discipliner som ingår i komplexet av professionell kunskap, kan dess huvuduppgifter formuleras enligt följande. 1. Bekanta sig med eleverna med processerna för borrning av olje- och gaskällor, olje- och gasproduktion och utveckling av oljefält. 2. Bekantskap med den huvudsakliga utrustningen som används vid borrning och drift av olje- och gaskällor. 3. Bekantskap med oljeindustrins huvudlänk - oljefältet och dess produktion och ekonomiska aktiviteter. 4. Inhämta vissa praktiska kunskaper som bidrar till att bättre tillgodogöra sig teoretiskt material i processen för vidareutbildning inom specialiteten. 5. Skaffa första erfarenhet av kommunikation i ett produktionsteam. 2. Brunnsborrningsteknik Teknik är en uppsättning sekventiellt utförda operationer som syftar till att uppnå ett specifikt mål. Det är tydligt att all teknisk operation endast kan utföras med användning av nödvändig utrustning. Låt oss överväga sekvensen av operationer under brunnskonstruktion. Brunnskonstruktion avser hela cykeln av brunnskonstruktion från början av alla förberedande operationer till demontering av utrustning. Förberedande arbete omfattar planering av området, installation av fundament för borrigg och annan utrustning, utläggning av teknisk kommunikation, el- och telefonledningar. Omfattningen av det förberedande arbetet bestäms av relief, klimat och geografisk zon samt miljöförhållanden. Sålunda, under förhållandena för sumpiga fält i Sibirien, är det nödvändigt att bygga banvallsdammar (öar) innan man börjar borra, i offshorefält är det nödvändigt att installera plattformar. Installation - placering av borriggutrustning på beredningsplatsen och dess rörledningar. För närvarande praktiseras blockinstallation i stor utsträckning inom oljeindustrin - konstruktion i stora block som monteras på fabriker och levereras till installationsplatsen. Detta förenklar och påskyndar installationen. Installationen av varje enhet avslutas med att den testas i driftläge. Att borra en brunn är en gradvis fördjupning i tjockleken av jordytan till en oljereservoar med förstärkning av brunnarnas väggar. Byggandet av en brunn utförs enligt ett i förväg utarbetat projekt och geologiska och tekniska handlingar som bör följas vid konstruktion och borrning av en brunn. Att borra en brunn börjar med att lägga ett 2,4 m djupt hål, i vilket en bit sänks, skruvas fast till en fyrkant som är upphängd i tornets tackelsystem. Borrning börjar med att ge rotationsrörelse till fyrkanten, och följaktligen till borrkronan med hjälp av en rotor. När borren går djupare ner i berget sänks borret och fyrkanten med en vinsch. Den borrade stenen förs bort av spolvätskan som tillförs av en pump till borrkronan genom en svivel och en ihålig fyrkant. Efter att brunnen har fördjupats till kvadratens längd, lyfts den ut ur brunnen och ett borrrör installeras mellan den och borrkronan. Under fördjupningsprocessen kan brunnarnas väggar förstöras, så de måste förstärkas (höljes) med vissa intervall. Detta görs med hjälp av speciellt sänkta höljesrör, och brunnskonstruktionen får ett stegvis utseende. Upptill utförs borrning med en bit med stor diameter, sedan mindre osv. Antalet steg bestäms av brunnens djup och stenarnas egenskaper. Brunnskonstruktion hänvisar till ett system av höljesrör med olika diametrar, sänkta ned i brunnen till olika djup. För olika regioner är utformningen av oljekällor olika och bestäms av följande krav. - motverka bergtryckskrafter som tenderar att förstöra brunnen; - bibehålla den specificerade stamdiametern över hela dess längd; - isolering av horisonter som förekommer i brunnsektionen som innehåller medel med olika kemisk sammansättning och förhindrar att de blandas; - förmågan att starta och använda olika utrustningar; - möjligheten till långvarig kontakt med kemiskt aggressiva miljöer och motståndskraft mot höga tryck och temperaturer. Den del av brunnen som gränsar direkt till oljereservoaren är utrustad med ett filter, genom vilket olja strömmar från reservoaren till brunnen. Ett filter är ett rör perforerat längs formationens tjocklek, vilket är en fortsättning på produktionssträngen, eller sänks ned i brunnen separat. Om formationen är sammansatt av starka stenar kan filtret inte installeras. Gas-, injektions- och piezometriska brunnar konstrueras vid fälten, vars design liknar oljekällor. De enskilda delarna av brunnskonstruktionen har följande syfte: Riktningen förhindrar erosion av de övre lösa bergarterna av borrvätskan vid borrning av brunnen. Ledaren säkerställer isolering av akviferer som används för dricksvatten; vattentillgång Den mellanliggande kolonnen sänks för att isolera absorptionszoner och täcka produktiva horisonter med onormala tryck. Ibland, för att isolera en del av en stam i djupa brunnar, sänks en del av kolonnen - en liner. Produktionshöljet säkerställer isolering av alla lager som finns i fältsektionen, sänkning av utrustning och drift av brunnen. Beroende på antalet höljeskolonner kan brunnskonstruktionen vara enkelkolonn, dubbelkolumn, etc. Brunnens botten, dess filter, är huvudelementet i kolonnen, eftersom det ger direkt kommunikation med oljebehållaren, dränering av reservoarvätskan inom specificerade gränser och inflytande på reservoaren för att intensifiera och reglera dess drift. Utformningen av ytorna bestäms av bergets egenskaper. I mekaniskt stabila bergarter (sandstenar) kan alltså öppen brytning utföras. Det ger fullständig anslutning till formationen och tas som en standard, och indikatorn för kommunikationseffektivitet - koefficienten för hydrodynamisk perfektion, tas som en. Nackdelen med denna design är omöjligheten att selektivt öppna enskilda lager, om några, så öppna ytor har fått begränsad användning. Det finns välkända utformningar av ansiktsstrukturer med separat sänkta, prefabricerade filter till en helt exponerad okapslad formation. Det ringformiga utrymmet mellan botten av höljet och toppen av filtret är tätat. Hålen i filtret är gjorda runda eller slitsformade - bredd 0,8...1,5 mm, längd 50...80 mm. Ibland sänks filter i form av två rör, vars hålrum är fyllt med sorterat grus. Sådana filter kan bytas när de blir smutsiga. De mest använda filtren är utformade i en förseglad oljereservoar och ett cementerat produktionshölje. De förenklar öppningstekniken, låter dig på ett tillförlitligt sätt isolera enskilda lager och agera på dem, men dessa filter har också ett antal nackdelar. 2.1. Bergskärningsverktyg Tjockleken på jordens yta är sammansatt av stenar med olika hårdhet. I den övre delen finns sand, lera, djupare - sandsten, kalksten, sedan graniter, kvartsiter. Detta bör beaktas när man väljer utformningen av ett bergskärverktyg - en bit, som är den primära länken i en stor teknisk kedja av borrprocessen. Oljearbetare har övergett mejselborrkronor, som användes vid slagborrning, även om både dessa borrkronor och slagborrningsmetoden fortsätter att användas för att öppna grunda, främst vattenbrunnar. Sant, i en ny, mekaniserad version. RH ("fisksvans"), eller tvåbladiga bitar, används för att borra mjuka stenar - trögflytande leror, lösa sandstenar, mjuka kalkstenar, märgel; trebladiga bitar - för mjuka, men inte trögflytande stenar; rullbitar - för stenar med olika mekaniska egenskaper. Eftersom rull-kon-bits övervägande används, låt oss överväga designen av en rull-kon-bits. Den består av en kropp till vilken tre ben är svetsade, som är de bärande strukturerna för rullkonerna. De senare är formade som koniska kugghjul med flera rader av tänder. Rullhjulen är monterade på tafsens axel och roterar i rull- och kullager. Huset har hål för tillförsel av spolvätska. När borrkronan roterar överlappar skärarna berget och bryts av bit för bit. Intensiteten av förstörelsen kommer att bero på rotationshastigheten för borrkronan, på den kraft med vilken borrkronan kommer att trycka på berget och på hastigheten för att röja det borrade berget. Borrets hållbarhet påverkar direkt brunnens konstruktionstid. Därför pågår ett arbete med att öka slitstyrkan hos den skärande delen av bitarna - genom att ytbelägga hårda och superhårda material - volframkarbid, diamant. Diamantbits gör det möjligt att öka penetrationen i hårda bergarter till 250...300 m och därmed ersätta 15...20 konventionella rullbits med en bit. 2.2. Konstruktion av en borrigg Tidigare har vi noterat att borrning av en brunn är processen att förstöra berg i ett givet rumsligt intervall, med målet att bilda en brunn på jordens yta. Detta resultat kan dock uppnås genom att involvera specialutrustning i processen, funktionellt förenad av en uppgift och tekniskt sett utgöra ett enda komplex - en borrigg. En modern borrigg består av följande utrustning. Tornet är en lastlyftande struktur, för vilken den är utrustad med ett speciellt remskivasystem. Den innehåller: kronblock, resande block, krok och metallrep. Kronblock och resande block - ett system av icke-rörliga och rörliga remskivor genom vilka repet kastas. Ena änden av repet är fixerad orörlig (återvändsgränd), den andra är fixerad på vinschtrumman. Driften av det resande systemet är baserad på den välkända mekanikens regel." När man lyfter en last med ett block är kraftförstärkningen lika med avståndsförlusten. I det här fallet är vi intresserade av kraftförstärkningen , eftersom att direkt lyfta en last med betydande massa kräver en stor energiförbrukning. En krok är fäst vid det gående blocket, på vilken en last är upphängd, sänkt ned i eller lyfts från brunnen. I de flesta fall är detta en borrsträng rör, till botten av vilka en bit är fäst. En vinsch är en mekanism utformad för att linda den fria (löpande) änden av hisslinan och därigenom utföra utlösningsoperationer. Vinschens huvudenhet är en trumma, vars rotationsrörelse förmedlas av en speciell drivning. Trummans rotationshastighet regleras av en pneumatisk broms eller handbroms. Rotorn är en mekanism som roterar rören vid borrning av brunnar, såväl som deras skruvning och avskruvning. Består av en hölje i vilket det finns lager är ett roterande bord installerat. Bordet har ett kvadratiskt hål i vilket det första borrsträngsröret med kvadratiskt tvärsnitt sätts in. Denna design av röret och bordet säkerställer deras tillförlitliga kontakt. Bordet roterar genom ett koniskt par kugghjul, varav ett är anslutet till drivaxeln, det andra till bordet.Pumpen är en hydraulisk maskin som tillför vätska (det kallas spolning) i brunnen under borrningsprocessen. I det här fallet uppnås följande mål: trycket från vätskestrålen verkar på berget i området för biten, vilket bidrar till dess förstörelse; den borrade stenen fångas upp av en ström av vätska och förs till ytan. Vatten med olika tillsatser och lerlösning används som tvättvätska. Pumpen består av två enheter - hydraulisk och mekanisk. Den hydrauliska enheten inkluderar två (eller tre) cylindrar i vilka kolvar utför fram- och återgående rörelse. Ventiler installerade i cylindrarna ger växelvis intag och utstötning av vätska, och ett luftlock jämnar ut den pulserande naturen hos vätsketillförseln. Kolvarnas rörelse säkerställs av en mekanisk enhet, som är en växellåda med en vevmekanism. Den senare omvandlar rotationsrörelse till fram- och återgående rörelse av kolvarna. Den mekaniska enheten inkluderar en remskiva, vev (vevaxel), vevstake och tvärhuvud. Tvärhuvudet säkerställer överföringen av krafter från vevstaken till kolvstången strikt längs kolvens axel. Pumpen måste av säkerhetsskäl vara försedd med en ”säkerhetsventil”, som är monterad på utloppsledningen och förhindrar att det skapas tryck i pumpen och i rörledningen över kritiska En svivel är en enhet som säkerställer tillförsel av spolning vätska till borrkronan genom borrrörssträngen under dess rotation. För detta ändamål är sviveln gjord av två delar - fast och rörlig. Den fasta delen är ansluten med hjälp av en borrslang till ett stigrör genom vilket borrvätskan är levereras, och den rörliga delen är ansluten genom en fyrkant med en roterande borrsträng.Spolvätskans rengöringssystem är utformat för att rengöra spolvätskan som kommer ut ur brunnsvätskan som bär partiklar av borrat berg och andra föroreningar och förberedelse av vätskan för återanvändning Systemet är utrustat med specialsilar för att rena vätska från borrat berg, avgasare för gasseparering, en behållare för uppsamling av renad vätska.En mekanisk nyckel säkerställer skruvning och lossning av rören som utgör borrsträngen. 3. Öppning och utveckling av en oljereservoar Borrning av en brunn slutar med öppning av en oljereservoar, d.v.s. kommunikation mellan oljereservoaren och brunnen. Detta steg är mycket viktigt av följande skäl. Olje- och gasblandningen i reservoaren är under högt tryck, vars storlek kan vara okänd på förhand. Vid ett tryck som överstiger trycket hos vätskekolonnen som fyller brunnen, kan vätska sprutas ut från borrhålet och öppen strömning kan inträffa; - penetrering av spolvätska (i de flesta fall är det en lerlösning) i oljeformationen täpper till dess kanaler, vilket försämrar flödet av olja in i brunnen. Du kan undvika utblåsningar genom att installera speciella anordningar vid brunnshuvudet som blockerar borrhålet - förhindrande, eller genom att använda spolvätska med hög densitet. Förhindrande av penetrering av lösningen i oljebehållaren uppnås genom att i lösningen införa olika komponenter med egenskaper som liknar formationsvätskan, till exempel oljebaserade emulsioner. Eftersom efter öppning av en oljereservoar genom borrning, sänks en fodersträng ned i brunnen och cementeras, och blockerar därigenom oljereservoaren, finns det ett behov av att öppna behållaren igen. Detta uppnås genom att skjuta in kolonnen i formningsintervallet med speciella perforatorer med pulverbaserade laddningar. De sänks ner i brunnen på en kabellina av den geofysiska tjänsten. För närvarande har flera metoder för brunnperforering bemästrats och använts. 3.1.1. Kulperforering Kulperforering av brunnar består av. i nedstigningen i brunnen på ett kabelrep av speciella anordningar - perforatorer, i vars kropp pulverladdningar med kulor är byggda. När de tar emot en elektrisk impuls från ytan exploderar laddningarna, vilket ger kulorna hög hastighet och större penetreringskraft. Det orsakar förstörelse av metallen i kolonnen och cementringen. Antalet hål i kolonnen och deras placering längs formationens tjocklek beräknas i förväg, så ibland sänks en krans av perforatorer. Trycket av brinnande gaser i fatkammaren kan nå 0,6...0,8 tusen MPa, vilket säkerställer produktionen av perforeringar med en diameter på upp till 20 mm och en längd på 145...350 mm. Kulor är gjorda av legerat stål och är belagda med koppar eller bly för att minska friktionen när de rör sig genom kammaren. Borrhammare av typerna PB-2, PVN-90 används. 3.1.2. Torpedperforering Torpedperforering liknar i princip kulperforering, endast laddningens vikt ökas. från 4...5 till 27 och horisontella stammar används i borrhammaren. Hålens diameter är 22 mm, djupet är 100...160 mm, upp till fyra hål görs per 1 m formationstjocklek. 3.1.3. Kumulativ perforering Kumulativ perforering är bildandet av hål på grund av riktningsrörelsen av en het stråle som strömmar ut från en perforator med en hastighet av 6...8 km/s med ett tryck på 0,15...0,3 miljoner MPa. I detta fall bildas en kanal med ett djup på upp till 350 mm och en diameter på 8...14 mm. Den maximala tjockleken på formationen som öppnas av en kumulativ perforator under nedstigning är upp till 30 m, torped - upp till 1 m, kula upp till 2,5 m. Mängden pulverladdning - upp till 50 g. 3.1.4. Hydrosandjet-perforering Hydrosandjet-perforering är bildandet av hål i kolonnen på grund av den nötande verkan av sand-vätskeblandningen, som kommer ut med en hastighet på upp till 300 m/s från kalibrerade munstycken med ett tryck på 15...30 MPa. Utvecklad vid All-Russian Research Institute och kommersialiserad under koden AP-6M, har sandblästringsmaskinen visat sig väl: djupet på de päronformade kanalerna som den producerar kan nå 1,5 m. 3.1.5. Borrperforering En borrperforator är en anordning för att bilda ett filter genom att borra hål. För detta ändamål används en borrkärnprovtagare utvecklad vid VNIIGIS (Oktyabrsky), vars elektriska drivning är ansluten till en diamantborr. Den maximala radialen är 60 mm, vilket, baserat på resultaten av övningen för att passera höljet, säkerställer en ingång till formationen till ett djup av högst 20 mm. Perforering kallas "mild", eftersom det eliminerar skador på kolonnen och cementringen, som är oundvikliga med explosiva metoder. Borrperforering har hög noggrannhet för filterbildning i det erforderliga intervallet. 3.2. Utveckling av oljekällor Utveckling av oljekällor är en uppsättning arbeten som utförs efter borrning för att orsaka ett inflöde av olja från formationen till brunnen. Faktum är att under öppningsprocessen, som tidigare nämnts, kan borrvätska och vatten komma in i formationen, vilket täpper till formationens porer och trycker bort olja från brunnen. Därför är ett spontant flöde av olja in i en brunn inte alltid möjligt. I sådana fall tillgriper de ett konstgjort tillflöde, som består i att utföra specialarbete. 3.2.1. Att ersätta en fluid med hög densitet med en fluid med lägre densitet i borrhålet Denna metod är allmänt använd och är baserad på ett välkänt faktum: en kolonn av fluid med högre densitet utövar ett större mottryck på formationen. Önskemålet att minska mottrycket genom att förskjuta exempelvis en lerlösning med en densitet på Qg = 2000 kg/kub.m från borrhålet med färskvatten med en densitet på Qb = 1000 kg/cub.m leder till en halvering av mottrycket på formationen. Metoden är enkel, ekonomisk och effektiv när formationen är något igensatt. 3.2.2. Minska trycket på formationen med en kompressor Om ersättning av lösningen med vatten inte ger resultat, tillgriper de en ytterligare minskning av densiteten: luft komprimerad av en kompressor tillförs i fatet. I det här fallet är det möjligt att skjuta vätskekolonnen till rörrörens sko, vilket minskar mottrycket på formationen till betydande värden. I vissa fall kan metoden att periodiskt tillföra luft genom en kompressor och vätska genom en pumpenhet, skapa successiva luftskurar, vara effektiv. Det kan finnas flera sådana portioner av gas, och när de expanderar sprutar de ut vätska från fatet. För att öka effektiviteten av förskjutningen längs rörsträngens längd, installeras startventilhål genom vilka tryckluft kommer in i röret omedelbart efter att ha kommit in i brunnen och börjar "fungera", dvs. lyftvätska både i ringen och i slangen. 3.2.3. Svabning Metoden innebär att en speciell kolvpinne försedd med en backventil sänks ner i slangen (Fig. 2.15.). När kolven rör sig nedåt passerar kolven vätska genom sig själv, när den stiger upp stängs ventilen och hela vätskekolonnen ovanför den tvingas stiga tillsammans med kolven och kastas sedan ut ur brunnen. Eftersom vätskepelaren som lyfts kan vara stor (upp till 1000 m) kan tryckminskningen på formationen vara betydande. Så om brunnen är fylld med vätska till munnen och pinnen kan sänkas till ett djup av 1000 m, kommer trycket att minska med mängden av minskningen i vätskekolonnen i ringen, varifrån en del av vätska kommer att flöda från slangen. Svabningsprocessen kan upprepas många gånger, vilket gör det möjligt att minska trycket på formationen med mycket stor mängd. 3.2.4. Implosion Om ett kärl fyllt med luft under tryck sänks ner i en brunn, och detta kärl omedelbart ansluts till borrhålet, kommer den frigjorda luften att röra sig från en högtryckszon till en lågtryckszon och bära vätska med sig och vilket skapar ett reducerat tryck på formationen. En liknande effekt kan uppstå om pump- och kompressoranläggningar, som tidigare tömts på vätska, sänks ner i brunnen och brunnsvätskan omedelbart överförs till dem. I detta fall kommer mottrycket på formationen att minska och inflödet av vätska från formationen kommer att öka. Utlösandet av ett inflöde åtföljs av avlägsnandet från bildningen av mekaniska föroreningar som förs dit, dvs. formation rengöring. 4. Oljans uppgång till ytan Oljans uppgång till ytan kallas "oljeproduktion", i analogi med den välkända "kolbrytning", "malmbrytning". Men bortsett från namnet skiljer de sig avsevärt i tekniken för extraktionsprocessen. Det finns två typer av implementering av denna process - fontän och mekaniserad. Med strömningsmetoden stiger olja till ytan på grund av formationens inre energi; med den mekaniska metoden tillgriper de en tvångsmetod för att lyfta med olika anordningar som sänks ner i brunnen. Den flytande produktionsmetoden är ekonomisk och existerar under den inledande perioden av fältutveckling, medan reservoarens energireserver är tillräckligt stora. Sedan ersätts det av mekaniserade metoder. Beroende på vilka metoder som används delas mekaniserade metoder in i kompressor och pump. Det senare inkluderar oljeproduktion med hjälp av stav- och stavlösa pumpar. Låt oss överväga de metoder för oljeproduktion som för närvarande används. 4.1. Fontän metod för oljeproduktion. 4.1.1. Reservoarenergibalans När trycket under vilket oljan finns i formationen är tillräckligt högt stiger olja spontant upp till ytan längs borrhålet. Denna metod för att lyfta olja kallas forsande. Vad är trycket på gipset som används till och vad bör dess värde vara för att säkerställa flytning? Först är det nödvändigt att övervinna mottrycket i borrhålet fyllt med vätska - hydrostatiskt tryck Ргст. För det andra är det nödvändigt att kompensera för de förluster som uppstår under rörelsen av vätska i höljet och rörsträngarna - hydrauliska förluster Rgid. För det tredje är det nödvändigt att säkerställa transporten av vätska från brunnshuvudet till uppsamlingsplatsen - Rtr. Dessutom kan brunnshuvudet vara högre eller lägre än uppsamlingspunkten och när energi behövs för att övervinna den geometriska höjdskillnaden - RT. Det bör också beaktas att när vätskan rör sig från en zon med högt tryck (bildning) till en zon med lågt tryck (brunn), frigörs gas från den, som expanderar och hjälper till att stiga. Genom att beteckna denna inverkan av gas genom Prgas, erhåller vi forsande tillstånd: Ppl = Prgst + Rgid + Ptr - Prgas + Pr (4.1) Teorin om forsande utvecklades i detalj av akademiker A.P. Krylov. Vid utformning av driftsättet för en strömmande brunn måste följande beaktas. Ju lägre tryck i botten, desto större inflöde av vätska från formationen - Rzab. Samtidigt, ju högre tryck i botten, desto högre blir lyftens genomströmning. Under driften av reservoaren och hissen kommer systemets jämvikt – ”lager-lyft” – att upprättas. Inflödet av vätska från formationen beskrivs med formeln. qn = K(Ppl - Rzab)n (4.2) Där K är produktivitetskoefficienten, kubikmeter/dygn MPa; Ppl-reservoartryck, MPa; Pzab – bottenhålstryck, MPa. Liftens genomströmningskapacitet bestäms av formel (4.5), därför är det nödvändigt att sträva efter att uppfylla villkoret qn = qmax. Om slangen sänks till botten är Pzab i formel (4.2) bottenhålstrycket. Om röret är högre än botten, så att brunnsdjupet H är större än rörets löpdjup L: (LH), då: Pzab – Pbash + (H – L)* p*q (4.3) I detta fall, formel (4.2) kommer att ha formen qn = Kn (4.4) där Pbash är trycket vid ingången till hissen; p är vätskans densitet. Med ett lyftdjup L kommer dess diameter d att bestämmas från formeln (4.5). För en given lyftdiameter kommer djupet för dess nedstigning att vara: (4.6) där P är trycket vid brunnshuvudet. 4.1.2. Komplikationer under driften av en fontänbrunn. Paraffinavlagringar En vanlig komplikation under driften av strömmande brunnar är utfällning av paraffin och salter från olja, sandborttagning och gasgenombrott. Baserat på paraffinhalten delas oljor vanligtvis in i tre klasser: 1 – icke-paraffin (innehåller mindre än 1 viktprocent paraffin); 2 – lätt paraffin (innehåller 1-2 viktprocent paraffin); 3 – paraffin (innehåller mer än 2 viktprocent paraffin). Vattenfri devonolja från Tuymazinsky-oljefältet innehåller till exempel från 3,7 till 5,5% paraffin: D1-bildning - 5%, Dp-bildning - 6%, Tournaisian - 1,9%, kolbärande - 3,7%. Mangyshlak-avlagringar innehåller 15-20% paraffin (Uzen och Zhetybai). Oljeproduktion i närvaro av paraffin kompliceras av bildandet av paraffinavlagringar i rör, ringar, flödesledningar och tankar. Paraffinavlagringar består av paraffin, petroleum, hartshaltiga komponenter av petroleum, samt vatten, fasta partiklar, lera och sand. Paraffinavlagringar stör brunnarnas normala drift: de måste stoppas för reparationer, vilket leder till förlust av oljeproduktion. Under förhållandena i Bashkiria är kostnaden för avvaxning av fältutrustning cirka 10% av kostnaden för producerad olja. Början av paraffinavsättning noteras på ett djup av 800-900 m. De största avlagringarna observeras på ungefär ett djup av 100-200 m. En fontänlyft med en diameter på 73 mm vid en brunnsflödeshastighet på 75 t/dygn . Den är helt vaxad på cirka fem dagar. Under denna tid samlas mer än 1000 kg paraffin i hissen. Den genomsnittliga brunnsflödeshastigheten reduceras till 50 ton/dag. Låt oss överväga några faktorer som påverkar utfällningen av paraffin från olja. Under reservoarförhållanden är paraffin vanligtvis i upplöst tillstånd. När tryck och temperatur sjunker störs den initiala fysikalisk-kemiska jämvikten. Som ett resultat börjar paraffin separeras från lösningen i form av små kristaller, som först suspenderas i oljan och därefter avsätts på utrustningens hårda ytor. Utfällningen av paraffin underlättas av en sänkning av temperaturen i hissen. Temperaturen vid vilken paraffinkristallisation börjar för fälten Tataria och Bashkiria ligger i intervallet 15...35 grader C. Temperaturminskningen i hissrören uppstår på grund av frigörandet av gas från oljan, vilket i sin tur orsakas genom en minskning av trycket när gaspartiklar i oljan rör sig från botten av brunnen till brunnshuvudet, samt med en minskning av trycket i brunnhuvudet. Låt oss beskriva en metod för att hantera paraffin, som bygger på paraffinets egenskap att bara hålla sig på grova ytor. Forskarna S.F. Lyushin och V.A. Rasskazov fann att paraffinavsättning inte observeras på släta ytor. En grupp forskare från föreningen "Bashneft" och NGDU "Tuymazaneft", instituten "UralNITI" och "OF VNIIKaneftegaz" utvecklade formuleringar av material och skapade installationer för att applicera dem på den inre ytan av pump-kompressorrör. Ytor gjorda av glas, emalj och epoxiharts testades. Beläggningarnas egenskaper är olika: glas är temperaturbeständigt, syrabeständigt, men ömtåligt. På grund av de stora belastningarna som verkar på röret i brunnen och olika mängder av deformation av metallen och glaset, separeras glaset från rören och smulas sönder och bildar glasproppar. Emalj är mer hållbar än glas, resistent mot aggressiva vätskor, men förstörs också av mekanisk påfrestning. Det bör sägas att processen att applicera glas och emalj kräver att röret värms upp till 700 ° C eller högre, vilket orsakar förändringar i metallens struktur och leder till en minskning av styrkan. Epoxiharts är ett elastiskt material, det appliceras vid en temperatur av +100°C, appliceringsprocessen kan utföras i industriverkstäder. Med högkvalitativ ytbehandling och lämpligt val av material är beläggningen hållbar och pålitlig och motstår paraffinbildning. Det är värt att nämna metoden för att hantera paraffin, som består i att periodiskt skrapa det från ytan av slangen. För detta ändamål skapades ett helt system, bestående av skrapor med variabelt tvärsnitt, sänkta ner i slangen på en tråd med en speciell vinsch, ett mjukvarutidsrelä och gränslägesbrytare. Strukturellt var grisarna utformade på ett sådant sätt att de när de rörde sig nedåt minskade sin diameter, vilket gav dem fri passage även i närvaro av paraffinavlagringar på rörens väggar. Vid lyft ökade de diametern och skar bort paraffinet. Skrapor används fortfarande i vissa oljeregioner idag. Rengöring av brunnshuvudbeslag, såväl som rör, från paraffin utförs av en mobil avvaxningsenhet, som är ett fordon på vilket en värmare är installerad. Ett rör är installerat i värmaren genom vilket vätska pumpas. Här värms den upp till en viss temperatur och skickas ner i brunnen. Aggregatet kan kopplas till ”cirkulation”, d.v.s. Vätskan som lämnar brunnen skickas till ugnen, upphettas till 100°C och återförs till brunnens ring. Under cirkulationsprocessen rengörs borrhålet och slangen. 4.1.3. Fontänbrunnsutrustning. Det enklaste sättet att lyfta vätska från en strömmande brunn är att använda en produktionssträng för detta ändamål. I detta fall kan komplikationer uppstå: a) erosion av kolonnen på grund av påverkan av rörlig vätska och komponenterna som finns i den; b) irrationell användning av reservoarenergi på grund av kolonnens betydande diameter; c) förekomsten av komplikationer på grund av komponenter som frigörs från vätskan - salter, paraffin, mekaniska föroreningar. Att återställa en skadad kolumn och eliminera komplikationer är arbetskrävande och inte alltid effektivt. Man bör också komma ihåg att produktionssträngen i brunnar som regel också fungerar som en fodersträng och är utformad för att på ett tillförlitligt sätt skydda brunnen från förstörelse och inträngning av främmande ämnen i den under hela fältets livstid. All fontänbrunnsutrustning kan delas in i två grupper - underjordisk och ovan jord. Underjordisk utrustning inkluderar rör, ankare, packare, ventiler, kopplingar - alla enheter och tillbehör som arbetar i brunnen och är placerade under höljesflänsen. Ytutrustning inkluderar brunnshuvudbeslag, arbetsgrenrör, kopplingar, ventiler, slussventiler - all utrustning som arbetar på ytan. Låt oss överväga syftet och designfunktionerna hos utrustningen som uppfyller kraven för den tekniska processen. 4.1.4. Pump- och kompressorrör. Slangrör i oljekällor utför följande huvudfunktioner: a) de är en kanal för att lyfta den producerade vätskan; b) tjäna för upphängning av djupvattenutrustning; c) är en kanal för att utföra olika tekniska operationer; d) är ett verktyg för att påverka botten- och bottenhålszonen. Beroende på syftet och villkoren för deras användning kallas slangar: a) strömmande (eller lyft) – när de används i strömmande brunnar för att lyfta vätska; b) pumpning vid drift i pumpbrunnar; c) kompressor när den används i kompressorbrunnar. Enligt deras design är pump- och kompressorrör uppdelade i: a) släta; b) med ändarna riktade utåt. Släta slangar har samma inre diameter längs hela längden. De har inte samma styrka: deras styrka i den gängade delen är 80-85% av styrkan hos rörkroppen. Slangar med utgångsändar är av samma styrka: deras styrka i den gängade delen är lika med styrkan i varje sektion av röret. GOST 633-80 reglerar produktionen av sömlösa (soliddragna) slangar med följande nominella (yttre) diametrar, mm: slät - 48, 60, 73, 83, 102, 114 och med uppskjutna ändar - 33, 42, 48, 60, 73, 89 , 102, 114. Väggtjocklek från 4 till 7 mm, rörlängd från 5,5 till 10 m (medel 8 m). Slangen är tillverkad av stål med hållfasthetsgrupperna D, K, E, L, M. Utformningen av den gängade anslutningen är speciell. Gängan i slangen är konisk. Fördelarna med sådana trådar: a) förmågan att säkerställa täthet utan tätningsmedel; b) möjligheten att eliminera luckor i gängan; c) mer enhetlig lastfördelning; d) att minska tiden för montering och demontering. 4.1.5. Packare, ankare Packers är anordningar utformade för att isolera enskilda sektioner av en brunn, till exempel bottenhålszonen, från resten. Samtidigt utför de följande funktioner: - skydda höljet från effekterna av formationstryck; - förhindra kontakt av aggressiva reservoarvätskor och gaser med den; - främja gastrycket endast i slangarna, vilket ökar deras effektivitet; - skapa möjlighet till separat utveckling av enskilda lager och mellanlager; - tillåta riktad brunnshuvudpåverkan på enskilda mellanskikt och formationer under tekniska operationer. Separationsprocessen utförs genom mekanisk, hydraulisk och hydromekanisk verkan på gummipackningselementet, vilket ökar den diametrala dimensionen. Beroende på typen av påverkan på isoleringselementet användes packare med mekanisk (“M”) eller hydraulisk (“GM”) verkan. Packaren fungerar så här. Efter att ha sjunkit till ett givet djup på pump-kompressorrören, kastas en boll in i den senare, som är installerad i sadeln. Genom att pumpa in vätska i slangen skapas tryck i packaren, som överförs genom kanal "A" under kolven och får den att röra sig. Kolven trycker på formhållaren med en kraft som säkerställer klippning av hållarskruven 10. Fortsätter sin uppåtgående rörelse, trycker den på formarna på kroppen och fäster dem på produktionssträngen. Manschetterna släpps på grund av att rörens massa verkar på stoppet. Med ytterligare tryckökning (upp till 21 MPa) skärs skruven som håller sätet med kulan av och de faller ut ur kroppen och frigör packarens flödesområde. Packaren lyfts efter att den axiella belastningen har avlägsnats och cylindern, könen och stoppet flyttas uppåt. Detta hjälper till att återställa stansarna och manschetterna till deras ursprungliga position. Ankaret är utformat för att ge ytterligare kraft för att säkert hålla packaren i ett givet intervall. För att göra detta kopplas ankaret till ett block med en packare och sänks ner i brunnen samtidigt. Hållarelementen i ankaret är kolvar, utlösta av trycket som skapas i rörsträngen och överförs genom kanalen under kolven. Principen för dess funktion liknar den för en packare. När trycket avlägsnas och slangen lyfts, återgår kolvarna till sin plats och frigör ankaret. Ankaret kan strukturellt kombineras med packaren och sedan matas bokstäverna "I" in i packarkoden (till exempel PD-YAGM). 4.1.6. Xmas tree Xmas tree avser brunnsutrustning som är utformad för att utföra följande funktioner: a) tätning av det ringformiga utrymmet mellan höljet och stigarrören; b) rörelseriktning för gas-vätskeblandningen; c) upphängning av djuphålsutrustning; d) skapa mottryck vid brunnshuvudet; e) utföra forskning, utveckling och andra tekniska verksamheter. Armeringen består av ett antal konstruktionselement. Rörhuvudet används för att hänga upp fontänrör, täta munnen och utföra olika tekniska operationer. Inkluderar pelarfläns, rörhuvudkors, rörhuvud-T-stycke, överföringsspole. Fontänträdet tjänar till att styra och reglera produktionen av brunnen. Inkluderar en central ventil, ett trädkors (i en T-koppling på en trippel), en buffertventil, ett buffertrör och en koppling. Syftet med varje element i beslagen: kolumnfläns - för att ansluta beslagen till höljet och täta ringen; rörhuvudkors - för kommunikation med brunnens ring; pipe head tee - för att hänga den första raden av rör och kommunicera med den; överföringsspole - för att hänga den andra raden av rör och kommunicera med den; centralventil - för att stänga brunnen; julgranskorset tjänar till att styra brunnens produktion in i rörledningen; buffertventil - för att sänka ner verktyg i brunnen; buffertrör - för att placera instrument innan de sänks ner i brunnen och minska tryckfluktuationer i beslagen (gas ackumuleras där); passning - för att reglera brunnsflödeshastigheten; fungerande monofold - en del av beslagen mellan beslagen och den gemensamma flödesledningen, utformad för att ansluta två flöden till en; auxiliary monofold - en lilja som förbinder ringen eller slangen och tjänar till att tillföra luft, gas och andra medel till brunnen under tekniska operationer. Design av huvudförstärkningselement. Huvudkravet för beslag är dess absoluta täthet med hög hållfasthet hos delar, deras snabba montering och utbytbarhet. Låsanordningar. Tre typer av avstängningsanordningar används: raka ventiler, kranar och hörnventiler. En koppling eller choke är utformad för att bibehålla ett givet driftläge för brunnar. Kolumnhuvuden är utformade för att täta utrymmet mellan höljesrör som sänks ner i brunnen. Beroende på brunnsdesign används olika typer av höljeshuvuden. 4.2. Oljeproduktion med sugstångspumpinstallationer Tvångslyftning av olja från brunnar med pumpar är den längsta i ett fälts livslängd. En av varianterna av denna metod är oljeproduktion med sugstångspumpar (SSRP). USP är en enkelverkande kolvpump, vars stång är ansluten med en kolumn av stavar till en markdrivning - en pumpmaskin. Den senare inkluderar en vevmekanism som omvandlar drivmotorns rotationsrörelse till fram- och återgående rörelse och kommunicerar den med stavsträngen och pumpkolven. Metoden utförs med hjälp av en installation, vars diagram ges. Underjordisk utrustning består av: slangar, pump, stavar, anordningar för att bekämpa komplikationer. Ytutrustningen inkluderar en drivning (pumpmaskin), brunnshuvudutrustning och en fungerande monofold. Installationen fungerar enligt följande. När kolven rör sig uppåt, minskar trycket i pumpcylindern och den nedre (sug)ventilen stiger, vilket öppnar åtkomsten av vätska (sugprocess). Samtidigt pressar en vätskepelare som är placerad ovanför kolven den övre (utlopps-) ventilen mot sätet, reser sig upp och kastas ut ur slangen in i den arbetande monofolden (urladdningsprocessen). När kolven rör sig nedåt öppnas den övre ventilen, den nedre ventilen stängs av vätsketryck och vätskan i cylindern strömmar genom den ihåliga kolven in i slangen. Låt oss överväga designen och driften av individuella enheter i USP. 4.2.1 Drivenheter klassificeras: a) efter den typ av energi som används - mekanisk, hydraulisk, pneumatisk; b) enligt antalet brunnar som serveras - individ och grupp; c) efter typ av drivkraft - elektrisk och termisk. Pumpmaskinen är en individuell drivning av en sugstångspump med djupa brunnar, sänkt ned i brunnen och ansluten till drivenheten genom en flexibel mekanisk anslutning - en sträng av stavar. Strukturellt sett är pumpmaskinen en fyrlänksmekanism som omvandlar drivmotorns rotationsrörelse till den fram- och återgående rörelsen av en stavpelare. Utformningen av en seriell pumpmaskin enligt GOST 5866-76 beskrivs enligt följande. Vridmomentet från elmotorn överförs genom en kilremsdrift till växellådans drivaxel och sedan till den drivna axeln. Vid den senare förstärks veven med motvikter. Veven, med hjälp av vevstakar och ett ok, är ansluten till en balanserare som svänger på ett stöd monterat på ett stativ. Balanseraren på främre axelsidan är försedd med ett fällhuvud på vilket en repupphängning är monterad. Pumpmaskinen (SK) består av ett antal fristående enheter. Ramen är designad för installation av all SC-utrustning och är gjord av rullade profiler i form av två medar sammankopplade med tvärsnitt, och har ett speciellt stativ för växellådan. Ramen har hål för infästning i fundamentet. Stativet är ett stöd för balanseraren och är gjord av rullade profiler i form av en tetraedrisk pyramid. Ställets ben är förbundna med varandra med tvärstänger. Nederst fästs stativet i ramen genom svetsning eller bultar och upptill bär det en platta för att fästa balansaxeln med hjälp av två fästen. Balanseraren är utformad för att överföra fram- och återgående rörelse till stavkolonnen. Den är gjord av rullade I-profiler och har en enkel- eller dubbelbalksdesign. På brunnssidan slutar balanseraren med ett roterande huvud. Balanseringsstödet är en axel, vars båda ändar är monterade i sfäriska rullager placerade i gjutjärnshus. En remsa är svetsad till mittdelen av axeln, som har ett kvadratiskt tvärsnitt, genom vilket balanseringsstödet är anslutet till balanseraren med hjälp av bultar. Traversen fungerar som en förbindande länk mellan vevmekanismen och balanseringsanordningen och är strukturellt gjord i form av en rak balk gjord av rullade profiler. Infästningen till balanseraren är gångjärnsförsedd med ett sfäriskt rullager. Vevstång - ett rörämne med speciella huvuden i ändarna; Med hjälp av det övre huvudet är vevstaken ansluten med en tapp till oket, det nedre huvudet är ansluten till veven genom en tapp och ett sfäriskt lager. Veven är huvudelementet i vevmekanismen, utformad för att omvandla rotationsrörelsen hos växellådans axel till fram- och återgående stångpelare. Tillverkad i form av rektangulära plattor med hål för infästning i vevstakar och växellådans drivna axel. Utrustad med spår för montering och förflyttning av motvikter. Repupphängningen är en flexibel länk mellan stångpelaren och balanseringsanordningen. Den består av två traverser - övre och nedre, åtskilda av repklämbussningar. På den övre traversen finns en polerad stavfäste. Tvärstagen kan flyttas isär med skruvar för att installera en dynamograf. Kilremstransmission SK tillhandahåller användning av kilremmar av typerna O, A, B, V, D. Rätt val av remtyp säkerställer transmissionens livslängd. Remskivorna är gjorda snabbväxling på grund av den koniska borrningen i kroppen och användningen av en konisk bussning säkrad med en mutter. Den roterande sliden är en ram för motorn, monterad i ett lutande läge, vilket säkerställer en förändring av centrum-till-centrum-avståndet mellan axlarnas axlar och följaktligen spänningen av remmarna. Den dubbla skobromsen är monterad på en bromstrumma och drivs av en ledskruv. Av säkerhetsskäl är bromshandtaget placerat i änden av pumpmaskinens ram. Drivningen av pumpmaskinen är en trefas, asynkron elmotor i fuktfrysande design med en ekorrburrotor med start- och maximalt vridmomentförhållanden på 1,8...2,0 respektive 2,2...2,5. Den huvudsakliga synkrona rotationshastigheten är 1500 rpm. För att erhålla erforderligt antal slag vid stavupphängningspunkten kan elmotorer med en rotationshastighet på 750 eller 1000 rpm av AOP-serien användas. Förutom den beskrivna enheten, vars grund är en svängande balanserare, har flera konstruktioner utan balanseringsenheter skapats och använts i Ryska federationen och utomlands. Fördelarna med dessa frekvensomriktare inkluderar att minska frekvensomriktarens totala storlek, förbättra serviceförhållandena och minska metallförbrukningen, öka transporterbarheten och installationsförmågan. Den grundläggande utmärkande egenskapen för alla obalanserade SK:er är frånvaron av en svängande balanserare. Ett exempel utan mekanisk balansdrivning är följande design. Den består av en stödbom, i vars övre ände det finns ett dubbelt kedjehjul och rullkedjor. Ändarna av kedjorna är fästa vid traversen. Vevstakar är fästa vid den senare. Växellådan drivs av en elmotor. Växellådans drivna axel har en V-form med hål för att fästa vevstakar. Motvikter är installerade på skivans omkrets. Flera typer utan balanseringsenheter används utomlands, varav en av varianterna är följande. Den består av ett stålfackverk installerat vid brunnshuvudet. På gårdens övre plattform finns en drivmotor med reversibla växellådor, på vars utgående axel en remskiva är monterad. En balanserande vikt kastas över remskivan från fackverkssidan och ett rep med en polerad stång kastas från andra sidan. Fackverket monteras på skenor och kan rullas bort vid underjordiska reparationer. Den vändbara växellådan styrs av en fjärrkontroll: när den polerade stången når sina ytterlägen ger fjärrkontrollen ett kommando för att ändra rotationsriktningen. Sådana SC:er tillverkas i USA av Oil Val-företaget och har följande egenskaper: slaglängd upp till 10,2 m, lastkapacitet upp till 157 kN, antal slag upp till 2 min-1, effekt upp till 30 kW. Hydrauliska drivningar av sugstångspumpar har använts utomlands. De inkluderar en lyftcylinder, en balanseringscylinder, anslutna till varandra med ett system av oljerör. Den hydrauliska kraftdelen består av en pump och en distributionsanordning. Pumpen tvingar in olja i lyftcylindern, vilket gör att kolven och sedan stavsträngen stiger. I det övre läget aktiveras fördelningsanordningen och olja rinner ut under kolven. Balansering av den hydrauliska drivningen sker genom att olja strömmar från cylinderns underkolvshålighet när den rör sig ner i cylinderns underkolvshålighet och lyfter dess kolv. Sedan, under det uppåtgående slaget, sker den omvända processen: olja från under cylinderns kolvhålighet strömmar in i cylinderns underkolvhålighet, vilket hjälper till att flytta dess kolv uppåt. 4.2.2. Konstruktion av en sugstångspump En brunnspump består av en cylinder, en kolv och sug- och utloppsventiler. När kolven rör sig uppåt skapas ett vakuum i pumpcylindern, vilket gör att vätsketrycket utanför pumpen är högre än inuti. Detta tvingar sugventilen att öppna och släppa in en del vätska i pumpcylindern. Samtidigt utövar vätskan ovanför kolven ett tryck på utloppsventilen, trycker den mot sätet och rör sig uppåt tillsammans med kolven. Efter ett visst antal uppåtgående slag (cykler) kommer slangsträngen att fyllas och vätskan börjar strömma in i brunnshuvudets rörledning. Under det nedåtgående slaget utför inte kolven i pumpar av denna typ arbete för att lyfta vätskan: vätskan som fyller cylindern komprimeras, sugventilen stänger och utloppsventilen öppnar och vätska strömmar från underkolven och supra-kolven. pumpens kolvområden. Trots det stora antalet för närvarande skapade konstruktioner av borrhålskolvpumpar kan de delas in i två klasser - icke-insats och insats. Insatspumpar skiljer sig inte i funktionsprincip från icke-insatta pumpar. Skillnaden är deras installation i brunnen: pumpen fixeras på ett givet djup i ett låsstöd, som installeras i förväg i rörledningarna innan de sänks ner i brunnen. Låsstödet består av en stödring och ett fjäderankare, installerade i en speciell stödkoppling och fastklämda uppifrån av en sub. Pumpen har en kon, fäst ovanifrån i stångens riktning och underifrån till trycknippeln. Könen sitter på stödringen i slangen, nippeln, som släpper ankarfjädrarna, lindas runt dem och fixerar pumpen säkert. Insatspumpar tillverkas under koden NSV med en diameter på 28, 32, 38, 43, 55, 68 mm och en längd på upp till 10 m; väger upp till 252 kg. Kolvens slaglängd är från 0,6 till 6 m. De är designade för drift av brunnar upp till 2500 m djupa. Icke-insatta pumpar, tillverkade av industrin under koden NSN, har en stadigt spänd cylinder och en ihålig kolv med en slät yta, med skruv och ringformade spår eller urtag på ytor. Förutom metall, används manschetter och gummerade kolvar. Spiralformade och rektangulära spår säkerställer borttagning av sand och skrapning från cylinderväggarna; urtag på ytan ger bättre smörjning av paret. Avståndet mellan cylindern och kolven är inställt på 0,12 mm, beroende på egenskaperna hos oljan de pumpar ut: för lågviskösa oljor bör gapet vara minimalt, för högviskösa oljor, vice versa. Ventilaggregatet innefattar en kropp, en kon, ett säte och en kula. Sugventilenheten är installerad i cylinderns bas och kan lyftas ut ur brunnen samtidigt som kolven. För detta ändamål är den utrustad med en gripanordning gjord i form av ett kors, som passar in i basens slits och fixeras i den genom att vrida den senare. Utloppsventilenheten är installerad i toppen eller botten av kolven och skiljer sig från sugventilen i frånvaro av en spärr. Tekniska egenskaper hos pumpar av NSN-typ: inre cylinderdiameter – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 mm; kolvslag från 600 mm till 6000 mm; produktivitet med ett antal slag på 10 per minut – 5,5...585 kubikmeter/dag; maximalt nedstigningsdjup – 650...1500 m; övergripande mått - ytterdiameter 56...133 mm, längd 2785...8495 mm, vikt 23,5...406 kg. Bland stavpumpar kan en separat grupp specialpumpar urskiljas, utformade för att fungera under svåra förhållanden. Sådana förhållanden anses generellt vara närvaron av gas, salter, paraffin, sand, vatten och andra medel i olja, vilket leder till förändringar i vätskans egenskaper och villkoren för dess produktion. Här är några av de typer som används. Lobpumpar skiljer sig i kolvdesign och är designade för drift av brunnar som innehåller mycket viskös olja. Manschetterna är gjorda av oljebeständigt gummi och är monterade på ett stångrör. Pumpar med en gummerad kolv finns i plug-in och icke-plug-in typer. Används för att driva brunnar med hög sandhalt. 3...4 gummiringar pressas på kolvens ringformade spår. Ringtätning uppnås genom vätsketryck inuti kolven genom ett hål i huset som sträcker sig under ringen. Teleskoppumpar är designade för drift av brunnar med mycket hög sandhalt och hög vätskeviskositet (50*10-6m2/s eller mer). Strukturellt är pumpen gjord av tre rör: den nedre är stationär, vilket är pumpens cylinder, och rörliga, glider längs den och utför funktionen som en kolv. Dessa rör är anslutna upptill. Denna design säkerställer ett stort gap (upp till 0,5 mm) mellan cylindern och kolven. Närvaron av cirkulerande vätska längs gapet säkerställer sandborttagning och hydraulisk packning. Flerstegspumpar är designade för att driva brunnar med hög gasfaktor. De består av 2-3 kolvar i olika sektioner, som arbetar enligt "tandem"-principen: den nedre kolven med ökad diameter tillför kolsyrad vätska till den övre, där den komprimeras under högt tryck på grund av den övre kolvens mindre diameter och cylinder, etc. Dubbelverkande pumpar är designade för drift av brunnar med hög avkastning och liten diameter. Baserat på principen att använda stavens upp- och nedslag för att tillföra vätska. Låt oss överväga de tekniska egenskaperna för driften av USP under svåra förhållanden. När hydraulvätskan rör sig från botten av brunnen till den mottagande pumpen frigörs gas på grund av en minskning av tryck och temperatur. Som den mest mobila agenten är gas den första som kommer in i pumpcylindern och, när den fylls, förhindrar vätskeflödet. Denna situation kan förbättras på två sätt: skapa ett tryck vid pumpens inlopp som är större än avgasningstrycket (mättnadstrycket), eller ändra rörelseriktningen för vätskan vid pumpinloppet så att gasen separerar från vätskan och går in i annulus. Den första metoden kräver att pumpen sänks under den dynamiska nivån med en mycket stor mängd, vilket inte alltid är möjligt och inte är ekonomiskt. Den andra metoden kräver användning av speciella enheter - ankare. Och även om många gasankare nu har skapats, fungerar de flesta av dem på samma princip - gravitationsseparationen av gas och vätska genom att ändra blandningens rörelseriktning med 90 eller 180 grader. Förlusten av paraffin från olja leder till blockering av filterhål, ventiler och rör. Kampen mot paraffin utförs med flera metoder: mekanisk - genom konstant skrapning av paraffin som släpps ut på den inre ytan av röret med skrapor monterade på stavar; kemisk - genom att dosera kemiska reagenser som förstör paraffin på pumpintaget; termisk - smältning och uppvärmning. Ett exempel på en mekanisk metod för att bekämpa paraffinavlagringar är plåtskrapor, som har fått stor spridning på fälten i de östra regionerna. Skraporna komprimeras på stängerna med vissa intervall och roteras periodiskt med hjälp av speciella anordningar - stavrotatorer. Plattan fästs på stången med hjälp av klämmor som täcker stavarna och svetsas fast på plattan. Man tror att på grund av deformationen av svetsfogen som uppstår efter att den har svalnat, kommer plattan att hållas säkert på stången. Kemiska metoder för att bekämpa paraffin involverar tillförsel av kemiska reagenser i brunnen. Erfarenheten visar att det lämpligaste är att dosera reagenset direkt till pumpintaget med hjälp av djupdoserare. Här är en beskrivning av en av dem. Installationen av en hålpump med en kemisk dispenser består av en pump, en rörsträng, stavar och ett dispenserhus. Den senare är ansluten till behållaren och separeringskolven. Dispenserkroppen innehåller sug- och utloppsventiler, ett begränsande galler i vilket ventilkontrollhylsan är installerad. Doseringskroppen har hål för formationsvätska att komma in i pumpen. Installationen fungerar enligt följande. När vätska sugs av en stavpump stiger ventilen, vilket i sin tur fångar upp det kemiska reagenset genom ventilen. När vätska pumpas av en stavpump stänger ventilen under inverkan av en vätskepelare och en fjäder. Ventilskaftet tvingar in reagenset i sugkaviteten genom utloppsventilen. När reagenset förbrukas minskar trycket i behållaren; På grund av skillnaden mellan reservoartrycket och trycket i behållaren, rör sig reagenset uppåt med kolven. Under demontering pressas formationsvätskan ut ur behållaren genom att skruva loss pluggen genom vilken behållaren är fylld med reagens. Användningen av denna installation gör det möjligt att öka effektiviteten vid behandling i borrhålet genom användning av ett kemiskt reagens mot korrosion, paraffinavlagringar inuti pumpen och andra komplikationer, samt filterrengöring. Termiska metoder för att minska viskositeten innebär att elektriska värmare sänks ner i brunnen tillsammans med en tryckgenerator, till vilken spänning från ytan tillförs via en kabel. Det är känt att det finns en underpump och ett suprapumparrangemang av värmare som sänks ned i brunnen samtidigt med pumpen. Denna metod bygger på att vätskor minskar sin viskositet vid upphettning. Pump för att pumpa ut vätska med mekaniska föroreningar Mekaniska föroreningar som finns i vätskan som pumpas ut av en djupbrunnspump leder inte bara till nötande slitage på själva pumpen och utrustningen, utan kan leda till komplexa olyckor. När pumpen stannar utfälls mekaniska föroreningar från vätskan och ackumuleras ovanför pumpen, faller in i springan mellan kolven och cylindern och klämmer kolven. Utformningen av sugstångspumpen är som följer. Kolven i sin övre del är styvt fäst vid en eller flera ihåliga stavar, som är tätt stängda och anslutna till en pelare av konventionella stavar. Ringlutande hyllor-sandkärl är monterade på ihåliga stänger. Ovanför hyllorna finns hål genom vilka vätskan som sugs ut av pumpen från kolven kommer in i lyftrören. Sandbehållarens hyllor görs dels snedställda och dels har varje nedre hylla en något större ringdiameter än den ovanför. Detta strukturella arrangemang av hyllorna säkerställer enhetlig fyllning av mellanhyllornas volymer med mekaniska föroreningar när pumpen stoppas och minskar det hydromekaniska motståndet mot vätskeflödet när det lämnar kolven och går in i stigrören. Dessutom, när pumpen därefter sätts i drift, avlägsnas sanden som har lagt sig i mellanhyllornas volymer helt från dem under inverkan av en vätskestråle från hålen. Sandupptagningshyllornas lutning gör att vi kan ge bättre förutsättningar för att spola ut mekaniska föroreningar vid alla pumpprestanda och minska det totala antalet hyllor. Pump med påtvingad smörjning av kolven. Pumpkroppen kommunicerar genom ett rör med brunns ringform mellan hölje och slang på en höjd som säkerställer tillförlitlig separation av olja, vatten och gas (högst 20 m). Röret i botten är anslutet av flera kanaler gjorda i cylinderkroppen med pumpens sugdel och den ringformiga spalten mellan kolven och cylindern, och slutar upptill med en backventil. För att minska tvärsnittet kan röret ha ett elliptiskt tvärsnitt och fästas på pumphuset och slangen med hjälp av klämmor. Pumpen fungerar så här: när kolven rör sig uppåt, på grund av vakuumet som skapas i kammaren, öppnas ventilen och vätska från brunnens underpumpsutrymme kommer in här och olja sugs in i röret genom en backventil från brunnens ringform. När kolven rör sig nedåt utsätts kammaren för trycket från vätskekolonnen i slangsträngen (ventilen är öppen), vilket avsevärt överstiger trycket i röret. På grund av denna tryckskillnad pressas olja från röret genom kanalerna in i det ringformade gapet mellan kolven och cylindern och smörjer dem. Ventilen på röret är stängd. Om det finns en stavrotator vid brunnen och därför periodisk rotation av kolven i cylindern, räcker det med ett rör. I avsaknad av en stavrotator kan antalet rör ökas. Den föreslagna pumpkonstruktionen, på grund av påtvingad smörjning av kolven, är mer effektiv i brunnar som producerar vattnad och gasformig olja. Stavar Stavar är utformade för att överföra fram- och återgående rörelse till kolven på en djupbrunnspump från en pumpmaskin och är en slags stav i en kolvpump. Den specifika användningen av stavarna satte sin prägel på deras design. För närvarande är en stav en stav, 8 m lång, med en speciell gänga i ändarna, en nyckelfärdig kvadratisk sektion och mjuka övergångssektioner. Stängerna är förbundna med varandra genom kopplingar. I ena änden av stången skruvas kopplingen på fabriken med krymppassning och skruvas inte av under drift. Kopplingen är en cylindrisk bussning med invändig gänga och nyckelfärdig bro. Gängorna på stavar och kopplingar är inte skurna, utan rullade, vilket avsevärt stärker stängernas gängor. Industrin tillverkar stavar med diametern 16 (1/2"), 19 (3/4"), 22 (7/8") och 25 mm (1"). För att kunna reglera pelarens längd tillverkas korta stavar (meter) med längder på 1200, 1500, 2000, 3000 mm. Stegpelare av stavar är förbundna med överföringskopplingar. Stavar är gjorda av kol och legerat stål, dessutom genomgår de olika bearbetning för att öka styrkan. Ihåliga stänger, som är rör med en diameter på 25 mm, har också använts. Kanalen för dessa stavar kan användas för att lyfta olja och leverera olika ämnen i brunnen. Testning pågår på en kontinuerlig kolonn av stavar, som är separata stålstänger som är sammansvetsade. Längden på enskilda sektioner sträcker sig från 180 till 360 m. Specialutrustning från TatNIIneftemash har utvecklats för att transportera och sänka ned sådana stavar i brunnen. Stavar tillverkade i form av en kabel gjord av metalltrådar med en nylonbeläggning och en allmän nylonfläta introduceras utomlands. Kabelns diameter är 16 mm, och hållfasthetsmässigt motsvarar den en metallstav med en diameter på 12,7 mm. En ny typ av stavar är glasfiberstavar, som kännetecknas av hög hållfasthet och korrosionsbeständighet. Den utbredda användningen av kontinuerliga stänger kommer att påskynda processerna för hissoperationer genom att linda dem på en trumma istället för att omväxlande skruva och lossa. 4.2.3. Drift av brunnar utrustade med sugstångspumpinstallationer (DRP) Långtidsdrift av CPRP i en brunn kommer att säkerställas med ett väl valt läge - ett system med följande parametrar: pumpstorlek, nedstigningsdjup, nedsänkningsvärde under dynamiskt nivå, slaglängd och antal slag för den polerade staven, samt belastningen på stavpelaren Det optimala läget är utformat baserat på forskningsdata, på basis av vilka produktionskapaciteten för brunn Qc beräknas. De måste matcha utrustningens kapacitet. Vid bedömning av driften av en vattentryckspump bör värdena för ett antal indikatorer bestämmas. Den teoretiska prestandan för pumpen Qt med kolvdiameter D, slaglängd L, antal slag n och flödeskoefficient kommer att vara: Flödeskoefficienten är förhållandet mellan den faktiska prestandan Qf och den teoretiska Qt. Pumpnedsänkning hk - skillnaden mellan mätningar av pumpens upphängningsdjup Нп och den dynamiska nivån hq (mätrapporten tas från munnen) hp=Hп-hq Den faktiska (faktiska) pumpens prestanda bestäms av förhållandet. Det är detta värde som bör användas när man väljer en pump för en brunn och uppnår jämställdheten QФ= QС Pumpens flödeskoefficient beror på mängden vätskeläckage som uppstår under driften: dessa är läckor i rörens gängade anslutningar, i gapet mellan kolven och cylindern, i ventiler. Dessutom är pumpcylindern inte helt fylld med vätska på grund av närvaron av "dött" utrymme i den. "Död" utrymme är volymen i pumpcylindern som bildas av cylinderns botten och kolvens gränsläge under nedåtslaget. När pumpen fungerar fylls "dödutrymmet" med gas som frigörs från oljan och exkluderas från cylindervolymen. Därför, för att karakterisera pumpen, introduceras ett annat koncept - fyllningskoefficienten Kn. Det representerar förhållandet mellan volymen vätska som fyller cylindern och cylinderns totala designvolym. Nedsänkningsdjupet för pumpen under vätskenivån beror på gas- och vatteninnehållet i oljan och är olika för olika brunnar och oljefält. Som vi tidigare undersökt genomgår pumpkolven en fram- och återgående rörelse som tilldelas den av en kolumn av stavar. Arbetet som utförs under det uppåtgående slaget kommer att läggas på att lyfta en kolonn av stavar som väger Рш och vätska som väger Рж till en höjd L Ав=(Рш+Рж)*L Under det nedåtgående slaget görs inget användbart arbete för att lyfta vätskan; dessutom "drar" stavkolonnen med sin vikt » balanserare av pumpmaskinen nedåt, d.v.s.: An= -Рш*L Således uppstår ojämna belastningar på pumpmaskinen under cykeln: när de rör sig uppåt är de maximala, vid förflyttning ner de är negativa. Utjämning av lasten under en cykel utförs genom balansering - installation av speciella motvikter på balanseringsanordningen (balanseringsbalansering) eller vev (vevbalansering) på pumpmaskinen. Deras mål är att samla energi under det nedåtgående slaget och återföra det under det uppåtgående slaget. Balansering gör att du kan minska den erforderliga kraften hos pumpmaskinens elmotor med 5...9 gånger. Stångsträngens vikt bestäms utifrån relationen Pш=q1*L1+...+qi*Li Där q1, q2...qi är vikten av 1 m pumpstavar som bildar kolonnen, H; L1, L2 ... Li – längden på kolumnstegen, m. Vätskans vikt bestäms från formeln: där Fpl – kolvens tvärsnittsarea, cm2; L – pumpens installationsdjup, m; x – vätskedensitet, kg/kub.m; g – fritt fallacceleration, cm/sq.s. Den maximala belastningen Рmax på balanseringshuvudet kommer att vara Pmax=Рж+Рш(в+m) där в – viktminskningskoefficient för stavarna i vätskan; m faktor för dynamik, som kännetecknar intensiteten i pumpmaskinens arbete där Рш; Рж – täthet av stavar respektive vätska, kg/m3 Här S – packboxstavens slaglängd, m; n antal dubbla slag per minut. 4.3 Oljeproduktion med stavlösa brunnspumpar Det huvudsakliga utmärkande kännetecknet för stavlösa brunnspumpar (BSP), som gör att de kan klassificeras som en oberoende grupp, är frånvaron av en mekanisk koppling mellan drivenheten och själva pumpen, vilket är fallet vid installation av en sugstångsdjuppump. (Där, om du kommer ihåg, verkar drivenheten - en pumpmaskin installerad på ytan, genom en kolumn av stavar på en pump som ligger i brunnen på ett avsevärt djup). Är bristen på skivstänger bra eller dålig? Vilka är de tekniska och tekniska egenskaperna hos stavlösa pumpar? Innan vi fastställer detta, låt oss överväga huvudtyperna av stavlösa brunnspumpar som för närvarande produceras av den inhemska industrin och används i oljefält. Den mest omfattande gruppen i BSP-klassen består av installationer av elektriska centrifugalpumpar (ESP). ESP:n drivs av en nedsänkbar elmotor, som sänks ner i brunnen tillsammans med en pump till ett givet djup. Den andra gruppen består av installationer av elektriska skruvpumpar (ECP). Deras andel av den totala balansen i oljeproduktionen är obetydlig. Skruvpumpen drivs även av en dränkbar elmotor, som sänks ner tillsammans med pumpen till ett givet djup. Den tredje gruppen består av installationer av hydrauliska kolvpumpar (UGPN). Och även om de nästan aldrig finns i fälten för närvarande, baserat på deras tekniska och tekniska egenskaper, såväl som ordningen för utveckling och användning i det förflutna inom fälten, kan de klassificeras i den tredje gruppen. Drivningen av UGPN är en hydraulmotor som är speciellt sänkt tillsammans med kolvpumpen. Jetpumpar ska klassificeras som BShNG. Utvecklas och testas just nu inom förbundets områden. De är baserade på principen att lyfta olja på grund av utstötningseffekten som skapas av flödet av vätska som tillförs brunnen. Elektriska membranpumpar används också, i vilka vätskan tillförs av ett rörligt membran. 4.4. Installationer av elektriska centrifugalpumpar Enligt deras design är ESP:er indelade i tre grupper: a) pumpar av version 1 är konstruerade för drift av olje- och vattenfyllda brunnar med en mekanisk föroreningshalt på upp till 0,1 g/l; b) pumpar version 2 (nötningsbeständig version) är konstruerade för drift av kraftigt vattnade brunnar med en mekanisk föroreningshalt på upp till 0,5 g/l; c) pumpar version 3 är konstruerade för att pumpa vätskor med ett väteindex på pH=5-8,5 och en halt på upp till 1,25 g/l svavelväte. Baserat på tvärsnittsdimensionerna är ESP:er indelade i grupper: a) grupp 5 – pumpar med en ytterkåpsdiameter på 92 mm; b) grupp 5A - pumpar med en höljesdiameter på 103 mm; c) grupp 6 och 6A - pumpar med en höljesdiameter på 114 mm. Installation av elektrisk centrifugalpump inkluderar utrustning under jord och ytor. Den underjordiska utrustningen inkluderar: a) en elektrisk centrifugalpump, som är huvudenheten i installationen (ESP); b) Dränkbar elmotor (SEM), som driver pumpen; c) ett hydrauliskt skyddssystem som skyddar SEM från att formationsvätska kommer in i det och består av ett skydd och en kompensator; d) strömförande kabel som används för att mata elektricitet till motorn; e) slang, som är en kanal genom vilken den producerade vätskan strömmar från pumpen till ytan. Ytutrustning inkluderar: a) brunnshuvudbeslag, som tjänar till att rikta och reglera inkommande vätska från brunnen och täta brunnshuvudet och kabeln; b) en styrstation för dränkbar motor som startar, övervakar och kontrollerar driften av ESP; c) en transformator konstruerad för att reglera spänningen till motorn; d) upphängningsrulle, som används för att hänga upp och styra kabeln i brunnen under utlösningsoperationer. För närvarande produceras mer än 78 standardstorlekar av ESP. Varje standardstorlek har en specifik kod. Till exempel betyder UETsNM (K) 5-125-1200: U - installation, E - elmotordrivning, C - centrifugal, N - pump, korrosionsbeständig version, 5 - grupp (diameter på höljet för vilket det är avsett ), 125 – pumpflöde, (kub.m/dag), 1200 – tryck (m). ESP är huvudenheten i installationen. Till skillnad från kolvpumpar, som ger tryck till den pumpade vätskan genom kolvens fram- och återgående rörelser, i centrifugalpumpar mottar den pumpade vätskan tryck på bladen på ett snabbt roterande pumphjul. I detta fall omvandlas den kinetiska energin hos den rörliga vätskan till potentiell tryckenergi. Eftersom ESP är en centrifugalpump konstruerad för drift av oljekällor, medför detta ett antal egenskaper som är inneboende endast för denna klass av pumpar, nämligen: a) pumpen måste ha minsta dimensioner, begränsade av brunnarnas diameter; b) pumpen måste ha ett brett spektrum av kapaciteter och tryck; c) pumpen är upphängd i vertikalt läge och är oåtkomlig för inspektion och underhåll. De viktigaste strukturella elementen i en ESP är: pumphjul, ledskovel, axel, hus, hydraulisk fot, tätningar, lager. Dessa delar är nödvändiga komponenter i alla centrifugalpumpar, och de är också inneboende i ESP. Pumpens huvudparametrar är: flöde, tryck, sughöjd, effektförbrukning och prestandakoefficient (effektivitet). Pumpens parametrar anges i dess pass när den arbetar på sötvatten. Flöde (Q) avser volymen pumpad vätska som passerar genom pumpens utloppsrör per tidsenhet. Tillgången uttrycks i kubikmeter per dag. Tryck (N) är skillnaden mellan den totala specifika energin vid pumpens utlopp och inlopp, uttryckt i meter av vätskekolonnen. Fläkthjulet är den huvudsakliga arbetsdelen av pumpen. Den består av skivor - den främre (längs vätskebanan) i form av en ring med ett hål med stor diameter i mitten och den bakre - en solid skiva med ett nav (bussning i mitten) genom vilken axeln passerar . Skivorna är placerade på ett visst avstånd från varandra, och mellan dem finns blad böjda tillbaka i hjulets rotationsriktning. ESP-hjul är gjorda av legerat gjutjärn eller polyamidharts. Styrvingen är utformad för att ändra vätskeflödet och omvandla höghastighetsenergi till tryck. Den består av två fasta skivor med skovlar som liknar pumphjulsblad, fast fixerade i pumphuset. Fläkthjulet, sammansatt med ledskovlan, bildar pumpsteget. Varje steg utvecklar ett tryck på 4...7 m. Med tanke på att djupet från vilket oljan måste lyftas når 1,5...2 km eller mer, kan du enkelt beräkna det erforderliga antalet steg som bildar en pump och når 400 stycken eller mer. Således är den elektriska centrifugalpumpen flerstegs och dessutom sektionerad, eftersom det är omöjligt att installera ett sådant antal steg i ett hus. Axeln är utformad för att överföra rotation till pumphjulen och är en cylindrisk stång med ett kilspår för att fästa pumphjulen. På slitbanesidan har skaftets ände splines. Längden och diametern på axeln regleras av pumpens dimensioner. Axeln med hjul monterade på den bildar pumprotorn. ESP-axeln fungerar under mycket tuffa förhållanden, eftersom Med en liten diameter (17...25 mm) har den en betydande längd (upp till 5000 mm) och bär ett stort antal pumphjul (upp till 300). Materialet för axlarna är legerat stål. Axelstöden är radiella glidlager upptill och nedtill. Varje styranordning utför kortvarig avlastning av axiella krafter i hjulet genom att vila det rörliga hjulet mot anordningen och skjuta det längs textolitbrickan. Det nedre axelstödet har flyttats till slitbanan. Denna design gör att axiella krafter kan överföras jämnt till alla ledskenor. Axeln påverkas praktiskt taget av kraften från sin egen vikt och den axiella tryckkraften som når 400 N för seriepumpar (skillnaden i krafter från utlopps- och sugsidan). En del av den axiella kraften kompenseras av en hydraulisk krängning på vilken axeln är "upphängd" i toppen. Hälen består av fasta och roterande ringar. Rotorn, monterad tillsammans med ledskovlarna, bildar ett paket med steg, som efter montering sätts in i ett speciellt rör - huset. Kroppsdiametrarna för moderna pumpar är 92, 103 och 114 mm, och längden beror på antalet steg som är monterade i den. Huset slutar upptill med en gänga, med vilken det fästs i slangsträngen, och med ett fiskehuvud, som ser till att pumpen fångas när den faller ner i brunnen. Husets botten är utrustad med ett filter och anslutningsflänsar för anslutning till nästa sektion eller skydd. Ibland är pumpar anslutna till sina komponenter med snabbmonterade bajonettkopplingar. Tätningarna i ESP representeras av en gland placerad i den nedre delen av pumpen, bestående av en uppsättning ringar gjorda av blyull med grafit. I samband med skapandet av ett nytt hydrauliskt skydd reduceras oljetätningens funktion för att förhindra att mekaniska föroreningar kommer in i skyddet från pumpen. Dessutom är pumphusets gängade delar utrustade med O-ringar. 5. Konstgjord påverkan på reservoaren genom insprutning av vatten 5.1 Teoretisk grund för att upprätthålla reservoartrycket Naturliga regimer för förekomst av oljeavlagringar är kortlivade. Processen att reducera reservoartrycket accelererar när vätskeextraktionen från reservoaren ökar. Och sedan, även med en bra anslutning av oljeavlagringar med försörjningskretsen, börjar dess aktiva inflytande på avsättningen, utarmning av reservoarenergin oundvikligen. Detta åtföljs av en utbredd minskning av dynamiska vätskenivåer i brunnar och följaktligen en minskning av produktionen. När man organiserar reservoartrycksunderhåll (RPM), är den svåraste teoretiska frågan, som ännu inte är helt löst, att uppnå maximal oljeförskjutning från reservoaren med effektiv kontroll och reglering av processen. Man bör komma ihåg att vatten och olja skiljer sig åt i sina fysiska och kemiska egenskaper: densitet, viskositet, ytspänningskoefficient, vätbarhet. Ju större skillnaden är mellan indikatorerna, desto svårare är förskjutningsprocessen. Mekanismen för att ersätta olja från ett poröst medium kan inte representeras av enkel kolvförskjutning. Här sker en blandning av medel, och ett brott i oljeströmmen, och bildandet av separata, alternerande flöden av olja och vatten, och filtrering genom kapillärer och sprickor, och bildandet av stillastående och återvändsgrändzoner. Oljeutvinningsfaktorn för ett fält, vars maximala värde en teknolog bör sträva efter att uppnå, beror på alla ovanstående faktorer. Materialet som ackumulerats hittills gör det möjligt att bedöma effekten av var och en av dem. En betydande plats i effektiviteten av reservoartrycksupprätthållandeprocessen upptas av placeringen av brunnar i fältet. De bestämmer översvämningsmönstret, som är uppdelat i flera typer. Att upprätthålla reservoartrycket, som först dök upp i vårt land under namnet kantöversvämning, har blivit utbrett. Idag är det en sekundär metod för oljeproduktion (som det kallades i början), och ett oumbärligt villkor för en rationell utveckling av fyndigheter från de första dagarna ingår i utvecklingsprojekt och utförs på många fält i landet. 5.2 Konturöversvämning Contour flooding involverar insprutning av vatten i injektionsbrunnar som är belägna utanför den yttre oljeförande konturen. Samtidigt löses frågorna om det mest optimala avståndet mellan brunnar från varandra och från produktionsanläggningar, värdet av injektionstryck och injektionsvolym. När den oljebärande konturen rör sig bort från injektionsbrunnarna och den första raden av produktionsbrunnar blir vattnad, förskjuts injektionsfronten. När man organiserar reservoartrycksupprätthållande efter en tid av reservoarutveckling, kommer volymen injicerat vatten Qн att överstiga volymen av uttagen vätska med en mängd som säkerställer en intensiv ökning av reservoartrycket. Det är också nödvändigt att tillhandahålla kompensation för den injicerade vätskan för olika förluster (utflöden). Kriteriet för processens normala drift är värdet av reservoartrycket i produktionszonen, som bör tendera att öka eller stabiliseras. Konturöversvämning är effektiv i närvaro av följande faktorer: - liten storlek på avsättningen (förhållandet mellan avsättningsarean och omkretsen av den oljebärande konturen är 1,5...1,75 km); - formationen är homogen med goda reservoaregenskaper i tjocklek och area; - Injektionsbrunnar kommer att placeras på ett avstånd av 300...800 m från den oljeförande konturen, vilket kommer att säkerställa en mer enhetlig framflyttning av vattenfronten och förhindra bildandet av översvämningstungor; - det finns en god hydrodynamisk koppling mellan extraktionszonen och injektionszonen. Nackdelarna med konturöversvämning inkluderar: - stora förluster av injicerat vatten på grund av dess läckage i motsatt riktning mot injektionsområdet, vilket leder till ytterligare energikostnader; - Insprutningsledningens avstånd från extraktionszonen, vilket kräver betydande energiförbrukning för att övervinna förluster; - långsam reaktion av extraktionsfronten på förändringar i förhållandena på injektionslinjen; - behovet av att bygga ett stort antal injektionsbrunnar; Avståndet mellan injektionsbrunnar från huvudinjektionsanläggningarna, vilket ökar under utvecklingsprocessen, ökar kostnaden för systemet. En typ av kantöversvämning är kantöversvämning, där injektionsbrunnar är placerade nära produktionsbrunnar eller mellan de yttre och inre oljeförande konturerna. Den används när den hydrodynamiska kopplingen av formationen med det yttre området är svag och när storleken på avsättningen är liten. 5.3 Vattenöversvämning inom kretsen Denna metod för insprutning av reservoartryck innebär att vatten injiceras direkt i oljezonen, organiseras en eller flera rader av injektionsbrunnar i mitten av fältet och, på grund av detta, dela upp avlagringen i separata sektionsblock som utvecklas självständigt. Skärning kan göras i remsor, ringar etc. Kostnadseffektiviteten för denna vattenöversvämningsmetod är uppenbar: systemets effektivitet ökar genom att eliminera utflödet av vätska och föra insprutningsfronten närmare utsugningsfronten. Typerna av översvämningar inom kretsen är: areal, fokal, selektiv, block. Områdesöversvämning innebär att injektionsbrunnar placeras över fältområdet enligt ett av scheman. Områdesvattenöversvämningar organiseras vanligtvis i ett sent skede av fältutvecklingen, när intensiv vattning av fyndigheten börjar och andra vattenöversvämningsmetoder inte når målet.Injektionsbrunnar är placerade på ett geometriskt rutnät: fem-, sju- eller niopunkter. Samtidigt finns det för en injektionsbrunn en produktionsbrunn i ett fempunktssystem, två i ett sjupunktssystem och tre i ett niopunktssystem. Fokal vattenöversvämning kan schematiskt representeras i form av en eller flera injektionsbrunnar placerade i mitten av reservoaren och ett antal produktionsbrunnar i periferin. Denna översvämningsmetod är typisk för lokaliserade avlagringar med små områden (linser, stillastående zoner). Selektiv översvämning används för att tränga undan olja från enskilda, dåligt dränerade formationer som är heterogena längs strejken. För att använda det krävs information om sektionens egenskaper, störningar och kopplingar av den produktiva formationen med andra. Sådana data kan vara tillgängliga efter en tid av reservoarutveckling, så selektiv vattenöversvämning används i ett sent skede av utvecklingen. Blocköversvämning består av att skära reservoaren i separata delar och konturera var och en av dem med injektionsbrunnar. Produktionsbrunnar borras inuti varje block, vars antal och placeringsordning bestäms genom beräkningar. Blocköversvämning gör att fältet kan sättas i utveckling omedelbart, innan det är fullt utforskat, och därmed minskar utvecklingstiden. Detta är effektivt för stora insättningar. De befintliga nackdelarna med reservoartryckhållningssystemet genom vatteninjektion inkluderar: 1) progressiv vattning av fältet med en stor mängd olja som inte återvunnits: till exempel när D1-formationen vattnades med 97 % var procentandelen utvunnen olja 54 , och i allmänhet för Tuymazinsky-området - 15% (data från 1 januari 1988); 2) låga tvättegenskaper hos vatten som injiceras i behållaren; 3) ett stort antal komplikationer orsakade av återföring av formationsvatten producerat tillsammans med olja till reservoaren, uttryckt i form av förstörelse av vattenledningar, försaltning av dricksvattenförsörjning och störning av den ekologiska balansen. Förbättring av PPD genomförs inom följande områden: 1) utveckling av nya processvätskor eller tillsatser till vatten som förbättrar dess tvättegenskaper och är mindre aggressiva mot utrustning och natur; 2) utveckling av tillförlitlig kontroll över vätskerörelser i formationen; 3) utveckling av en metod för att reglera filtreringsflöden i formationen och eliminera bildandet av återvändsgränd och outvecklade zoner. Enligt uppgifter från 1983 används vattenöversvämningar i 260 fält, vilket gör att 90% av all olja produceras. RPM är designat i början av utvecklingen av de flesta oljefält. RPM har utvecklats i form av icke-stationär översvämning (i motsats till stationär översvämning - konstant i volym och riktning av injicerade vätskeflöden över tid) och cyklisk översvämning, som består i att ändra riktningen på flöden och volymer av injicerad och producerad vätska . 5.4 Egenskaper för vatten som injiceras i reservoaren För närvarande används flera typer av vatten för att upprätthålla reservoartrycket, vilka bestäms av lokala förhållanden. Detta är sötvatten som utvinns från speciella artesiska brunnar eller underkanalsbrunnar, vatten från floder eller andra öppna vattenkällor, vatten från akviferer som finns i den geologiska delen av fältet, formationsvatten som separerats från olja som ett resultat av dess beredning. Alla dessa vatten skiljer sig från varandra i fysikaliska och kemiska egenskaper och därför i effektiviteten av att påverka formationen inte bara för att öka trycket, utan också för att öka oljeutvinningen. De huvudsakliga kvalitetsindikatorerna för vatten som gör deras användning möjlig är: 1) innehållet av suspenderade partiklar: bedömt av egenskaperna hos den översvämmade formationen och reglerad av ett värde på 40...50 mg/l och en storlek på 5. 0,10 mikron; 2) syrehalt – upp till 1,0 mg/l; 3) järnhalt - upp till 0,5 mg/l; 4) koncentration av vätejoner (pH) – 8,5...9,5; 5) oljehalt – upp till 30 mg/l. Dessa data är baserade på erfarenheten av att använda tryckunderhåll på Tuymazinskoyefältet och bör ses över när man organiserar tryckunderhåll i andra områden. På Tuymazinskoyefältet testades kemisk behandling av sötvatten för att avlägsna salter och suspenderade partiklar från det. Därefter övergavs många vattenreningsprocesser, eftersom de ansågs vara omotiverade. Men om för detta område, som har hög porositet och permeabilitet hos formationerna, vägran att förbereda vatten med användning av ovanstående teknik inte orsakade betydande komplikationer i driften av systemet, för andra områden kan det vara oacceptabelt. Sedan började insprutningen av formationsvatten, vilket krävde ett eget tillvägagångssätt. Reservoarvatten kännetecknas av ett högt innehåll av salter, mekaniska föroreningar, dispergerad olja och hög surhet. Sålunda tillhör vattnet från formation D1 i Tuymazinsky-oljefältet högmineraliserade saltlösningar av kalciumkloridtyp med en densitet på 1040...1190 kg/kub.m. med salthalt upp till 300 kg/kub.m. (300 g/l). Ytspänningen av vatten vid gränsytan mot olja är 5,5...19,4 dyn/cm, halten av suspenderade partiklar är upp till 100 mg/l, den granulometriska sammansättningen av suspenderade ämnen kännetecknas av en dominerande halt av partiklar upp till 2 mikron (mer än 50 viktprocent). Under processen för separation från olja blandas formationsvatten med färskvatten, med demulgeringsmedel, samt med processvatten från oljereningsverk. Det är detta vatten, kallat avloppsvatten, som pumpas in i reservoaren. En karakteristisk egenskap hos avloppsvatten är innehållet av petroleumprodukter (upp till 100 g/l), kolvätegaser upp till 110 l/kub.m., suspenderade partiklar - upp till 100 mg/l. Injektion av sådant vatten i en reservoar kan inte utföras utan rening enligt de erforderliga standarderna, som fastställs baserat på resultaten av pilotinjektion. 5.5.Teknologiskt flödesdiagram för underhåll av injektionstrycket Det tekniska flödesdiagrammet för underhåll av injektionstrycket bestäms av oljefältets utvecklingsprojekt och, först och främst, av antalet och placeringen av injektionsbrunnar. Följande huvudsakliga injektionstrycksystem kan särskiljas: a) ett autonomt system, när injektionsanläggningen (pumpstationen) betjänar en injektionsbrunn och är belägen i omedelbar närhet av denna; b) ett centraliserat system, när en pumpstation säkerställer injiceringen av ett medel i en grupp av brunnar belägna på avsevärt avstånd från pumpstationen. I sin tur är det centraliserade PPD-systemet uppdelat i grupp och radiell. Med ett gruppsystem förses flera brunnar med en injektionsrörledning: en variant av gruppsystemet är användningen av distributionspunkter (DP), i detta fall är en grupp brunnar ansluten direkt till DP. Med ett radiellt system tillförs en separat insprutningsvattenledning från pumpstationen till varje injektionsbrunn. Det autonoma systemet inkluderar en vattenintagsstruktur, en lyftstation, en injektionspumpstation och en injektionsbrunn. Vattenintagsstrukturen är en källa till vattenförsörjning: vatten utvinns här för att injiceras i reservoaren. Vattenintag är indelade i: a) under-kanal; b) öppen. I vattenintag under kanal längs flodbäddar borras brunnar under kanal med ett djup på 12...15 m och en diameter på 300 mm till akvifären. Vattnet lyfts av en artesisk eller elektrisk pump som sänks ner i brunnen. I sifonvattenintag pumpas vatten ut från brunnar under påverkan av ett vakuum skapat av speciella vakuumpumpar i en vakuumpanna, och vattnet som kommer in i dem pumpas ut av pumpar till pumpstationen P i hiss- och injektionsanläggningen. I öppna vattenintag installeras en pumpenhet nära en vattenkälla och pumpar vatten från den till injektionsstället. Jordpumpstationer med pumpar placerade under flodnivå kan användas. Under de senaste åren har en allt större del av vattnet som injiceras i magasinet upptagits av avloppsvatten, som renas vid särskilda anläggningar och pumpas ut till injektionsanläggningar. Det centraliserade injektionssystemet inkluderar ett vattenintag, en andra lyftstation, en klusterinjektionspumpstation och injektionsbrunnar. En klusterpumpstation (PSS) är en speciell struktur gjord av betong eller tegel, som inrymmer pump- och kraftutrustning, processrör, start- och styrutrustning. På senare år har block NCS fått stor spridning, som tillverkas i fabriker i form av separata block och levereras till installationsplatsen i monterad form. 5.6 Klusterpumpstationer på marken De tekniska egenskaperna hos en klusterpumpstation bestäms av följande faktorer: a) den totala injektionsbrunnarnas totala injektion som utgör pumpstationens totala produktivitet: b) Insprutningstrycket (trycket vid vilket injektionsbrunnar får en given volym vatten, plus friktionsförluster, lokalt motstånd för att övervinna skillnaden i geometriska höjder); c) antalet anslutna injektionsbrunnar, bestämt av pumpstationens dimensioner. För två pumpar i drift bör du ha en reserv. Industrin har bemästrat produktionen av pumpstationer av blocktyp (BKNS). I det här fallet utförs installationen av den viktigaste tekniska utrustningen, rörledningarna och utrustningen på fabriker i separata block, och på installationsplatsen monteras blocken och knyts till befintlig kommunikation. Som ett resultat minskar installationen av pumpstationen till 55 dagar medan kostnaden för konstruktion och installationsarbete minskar med 80%. En stationär pumpstation byggs under 280 dagar. BKNS består av följande block: a) pumpblock (beroende på antalet pumpenheter kan det uppta upp till 4 block); b) Lågspänningsenhet för elektrisk utrustning; c) styrenhet; d) ställverksblock; e) tryckkamblock (antalet block bestäms av antalet brunnar). Varje enhet monteras på en metallram och transporteras till installationsplatsen på släp eller järnväg. 5.7. Underjordiska klusterpumpstationer Underjordiska klusterpumpstationer är elektriska centrifugalpumpar med hög kapacitet UESP (elektriska centrifugalinstallationer för att upprätthålla reservoartrycket). De kan sänkas ner i artesiska brunnar och samtidigt utvinna vatten och pumpa in det i reservoaren. UEDS verkar enligt detta schema på fälten i östra Sibirien. Eftersom diametern på ECSP överstiger diametern på konventionella produktionsbrunnar, kräver deras användning konstruktion av speciella brunnar. I fälten Bashkortostan och Tatarstan används ECSP i speciella gropar (djup upp till 30 m, diameter 700 mm), där vatten tillförs från vattenintag. Här används seriella ESP för underhåll av reservoartrycket, som kan placeras i en grop eller i en vanlig brunn, blockerad på ett djup av 30...40 m med en cementbro. I detta fall tillförs vatten till ringen eller extraheras från akvifären i denna brunn. ESP:er har fått begränsad användning för samtidig produktion och injektion av vatten i en brunn. 5.8. Avloppsvattenrening För närvarande, för att minska förbrukningen av färskvatten och utnyttja producerat formationsvatten, används avloppsvatten för tryckhållningsändamål i stor utsträckning. Vattnet måste förbehandlas för att avlägsna mekaniska föroreningar (upp till 3 mg/l) och petroleumprodukter (upp till 25 mg/l). Den mest använda rengöringsmetoden är gravitationsseparation av komponenter i tankar. I det här fallet används ett slutet schema. Avloppsvatten som innehåller petroleumprodukter upp till 500 tusen mg/l och fasta ämnen upp till 1000 mg/l kommer in i sedimenteringstankar från ovan. Oljeskiktet som ligger på toppen fungerar som ett slags filter och förbättrar kvaliteten på vattenrening från olja. Mekaniska föroreningar lägger sig och avlägsnas från tanken när de ackumuleras. Från tanken rinner vatten in i tryckfiltret. Därefter tillförs en korrosionsinhibitor till rörledningen, och vattnet pumpas ut till pumpstationen. Vertikala ståltankar används för att ackumulera och sedimentera vatten. Anti-korrosionsbeläggningar appliceras på tankarnas inre yta för att skydda dem från effekterna av bildningsvatten. 5.9. Design av injektionsbrunnar För det mesta skiljer sig injektionsbrunnar inte i design från produktionsbrunnar. Dessutom överförs ett visst antal produktionsbrunnar som befinner sig i eller utanför den vattenförande konturzonen till injektionskategorin. Vid översvämningar inom kretsloppet och i området anses överföringen av produktionsbrunnar för vatteninjektion vara normal. Befintliga konstruktioner av injektionsbrunn involverar pumpning av vatten genom slangen, sänkt med en packare och ankare. Utrymmet ovanför packaren ska fyllas med en metallneutral vätska (kan även vara olja). Ytan måste ha ett filter med tillräcklig tjocklek för att säkerställa insprutningen av den planerade volymen vatten, en sump med ett djup på minst 20 m för ackumulering av mekaniska suspensioner. Det är tillrådligt att använda plug-in (utbytbara) filter som regelbundet kan lyftas från brunnarna och rengöras. Brunnshuvudbeslagen i en injektionsbrunn är utformade för att tillföra och reglera vattenvolymen in i brunnen, utföra olika tekniska operationer för spolning, utveckling, behandling, etc. Den vanligaste typen av ventiler i fälten i de östra regionerna är 1ANL-60-200. Beslagen består av en pelarfläns installerad på höljet, ett kors som används för att kommunicera med ringen, en rulle på vilken slangen är upphängd och ett T-stycke för att tillföra insprutad vätska i brunnen. Packaren används för att isolera enskilda sektioner av borrhålet. Packare med mekanisk eller hydromekanisk verkan, konstruerade för ett tryckfall på upp till 70 MPa, används ofta. Packaren sänks ner i brunnen samtidigt med ankaret. Syftet och utformningen av packaren och ankaret skiljer sig inte i grunden från de som används vid produktion av flytande brunnar. 5.10. Utveckling av injektionsbrunnar Utveckling av injektionsbrunnar är en uppsättning åtgärder kopplade till att de tas i drift. För det mesta är dessa åtgärder vidtagna för produktionsbrunnar: rengöring av bottenhålszonen i formationen från lerlösning som introducerats under borrningsprocessen, vilket bildar ett nätverk av sprickor. Men för brunnar som injiceras från oljekällor, som har varit i drift under lång tid, uppstår ett antal specifika svårigheter. Låt oss titta på några typer av utveckling. Svabba är det enklaste och mest effektiva sättet att utveckla brunnar. Den består av att sänka en kolv i brunnen med en ventil som öppnar när kolven rör sig ner och stänger när den stiger. I det här fallet lyfter kolven en kolonn av vätska som ligger ovanför den, som kan nå hundratals meter (enligt BashNIPIneft - 300 m). Som ett resultat är det en kraftig minskning av trycket på bildningen och frigörandet av vätska med mekaniska suspensioner från den vid hög hastighet. Effekten kan förstärkas genom att använda en packare: fallet kan i detta fall nå 500 m. Men vid svabbning kan fall av brunnsflöde inte uteslutas och att täta brunnshuvudet är också svårt. Hydroswabbing är en metod för att alternerande cykler av vatteninjicering i formationen och dess avslutning med frigöring av en viss del vätska från formationen som innehåller främmande föroreningar till ytan. Metodens effektivitet är att skapa en fördjupning i formationen genom att skarpt öppna ventilen vid brunnshuvudet. Syrabehandling används ofta för att rengöra bottenhålszonen i en borrad brunn från lerlösning. För detta ändamål används saltsyra (HCl), svavelsyra (H2SO4), fluorvätesyra (HF) och andra syror. Om oljehaltiga bergarter är sammansatta av kalkstenar och dolomiter, rekommenderas saltsyra för sådana formationer. Kalciumklorid och magnesiumklorid är ämnen som är mycket lösliga i vatten, koldioxid löser sig i vatten vid ett tryck över 7,6 MPa, eller förs bort från brunnen i gasform. Terrigenösa reservoarer (sandstenar, siltstenar) exponeras effektivt för fluorvätesyra (HF): Närvaron av karbonater och leror i fruktansvärda reservoarer saktar ner processen för exponering för fluorvätesyra, därför används i dessa fall salt- och fluorvätesyror - lersyror ( HF - 4 %, HCl - 8 %). Andra syror används också. Utveckling av en brunn efter borrning, oavsett om brunnen är en produktions- eller injektionsbrunn, har ett gemensamt mål - att rensa bottenhålszonen i formationen från lerlösningen som införs i den under borrningsprocessen. Det är värt att lyfta fram arbetet med att utveckla brunnar för injektion som tidigare fungerade som produktionsbrunnar. Specificiteten för utvecklingen av sådana brunnar är att effekten av syra på dem inte leder till en effekt på grund av den pålitliga beläggningen av porerna i den produktiva formationen med en oljefilm. För att utveckla sådana formationer har vi föreslagit en teknik baserad på preliminär injektion av ett lösningsmedel i formationen, håll den i 2...5 timmar och efterföljande spolning av brunnen. 5.11. Gasinjektion i reservoaren Metoden kan vara effektiv om det finns lera mellanskikt, skikt, linser eller zoner i den produktiva delen som sväller när de utsätts för vatten och permeabiliteten minskar. I detta fall bör följande komma ihåg: a) energiintensiteten för gasinjektion kommer att vara betydligt högre på grund av dess lägre densitet jämfört med vatten (7...15 gånger) och behovet av att skapa ett tryck vid brunnshuvudet lika med bottenhålstrycket. b) gas är ett komprimerbart ämne, som ett resultat, varje gång under avstängningar och reparationer kommer det att vara nödvändigt att komprimera gasen som fyller brunnen till värdet Pzab. Behovet av daglig gasinjektion V kan bestämmas enligt följande: V = Vн + Vв + Vг Här Vн, Vв, Vг – volymer av utvunnen olja, vatten, gas, reducerade till reservoarförhållanden. Följaktligen, per dag, eftersom det finns olika gasförluster (läckor, absorption), bör volymen av insprutad gas Vload vara n gånger högre än den beräknade: Vload=n*V n = 1,5...1,20. Vid pumpning av gas är noggrann övervakning av både integriteten hos gasledningar på land och den enhetliga rörelsen av gas i formationen nödvändig. Gasgenombrott i produktionsbrunnar genom mycket permeabla skikt är den vanligaste komplikationen i detta system. 5.12 Insprutning av kylmedel Det är känt att en ökning av temperaturen leder till en minskning av viskositeten och följaktligen till oljans rörlighet. I denna mening kan utvinning av olja med en viskositet på hundratals och tusentals MPa-s genom att öka temperaturen på reservoaren vara den mest acceptabla metoden. Man bör också komma ihåg att även i helt välmående fält leder injiceringen av enorma volymer kallt vatten för att behålla trycket i reservoaren till gradvis kylning av formationen, utfällning av paraffin i den, förtjockning av oljan och en minskning av dess rörlighet. Detta försämrar oljeutvinningsprocessen och minskar i slutändan oljeutvinningen. För fälten Zybza-Glubokiy, Yar, Kholmskoye, Nordukrainska, som har varit i drift i 30...40 år, överstiger den nuvarande oljeutvinningsfaktorn (EOF) inte 0,1. För att utveckla sådana fält skapades den vetenskapliga och produktionssammanslutningen Soyuztermneft i landet. Experiment utförda av KrasnodarNIPIneft Institute visade att oljeutvinningskoefficienten kan ökas vid pumpning av varmt vatten: vid en injicerad vattentemperatur på 30°C - upp till 0,432, vid 100°C - upp till 0,745, vid 200°C - uppåt till 0,783. Med ökande temperatur minskar oljans ytspänning vid gränsen mot formationsvattnet: vid T – 20°C är ytspänningen 6,05 erg/sq.cm, vid 60°C – 2,34 erg/sq.cm. Det har fastställts att den bästa prestandan uppnås vid pumpning av CCW-ånga - 86,3%, varmvatten - 78,31%, varmluft - 46,24%. 5.13. Injicera varmvatten Metoden är relativt enkel att implementera. Under injektionen bildas två zoner i reservoaren: en zon med framledningstemperaturen och en zon med den initiala reservoartemperaturen. Det är i den första zonen som en effektiv förskjutningsprocess inträffar: viskositeten minskar, volymen av olja och dess rörlighet ökar och molekylära ytkrafter försvagas. Detta leder till en ökning av CNC. Tekniska beräkningar relaterade till insprutning av varmvatten utförs i följande sekvens. Radien för termisk påverkan efter en känd tid t bestäms av ekvationen: där a är den genomsnittliga termiska diffusivitetskoefficienten för bergarter som omger injektionsbrunnen, kvm/h; t – tid, h (a=3,077 10-3 kvm/m). 5.14. Ångainjektion När ånga sprutas in i formationen bildas tre zoner: den första zonen, mättad med ånga, vars temperatur beror på trycket i denna zon; den andra är zonen med hett kondensat (vatten), där det minskar från temperaturen för mättad ånga till den ursprungliga reservoartemperaturen; den tredje är en zon som inte påverkas av termisk påverkan, där temperaturen är lika med formationstemperaturen. Injektion av ånga leder till en ökning av CNO jämfört med varmvatten på grund av lägre kapillärkrafter, på grund av ångans högre temperatur, dess högre vätbarhet och rörlighet. Mekanismen för oljeförskjutning liknar förskjutning under insprutning av varmt vatten. Som ett exempel, låt oss betrakta den termiska ångeffekten (STI) på en formation vid Okhafältet (Sakhalin), som kännetecknas av följande data: nuvarande oljeutvinningsfaktor före TST - 20%, lager - cementerad sand, olja -mättad tjocklek 22...36 m, djup 100...950 m, porositet 27%, permeabilitet – 1500 mD, densitet 0,92...0,95 g/cc, viskositet – 2000 MPa-s. 1968 började de PTV med en ångförbrukning på 2 tusen ton, inom 8 år ökade oljeeffektiviteten till 52%, oljeproduktionen ökade från 147,4 tusen ton till 250 tusen ton och volymen av ånginsprutning från 156 tusen ton till 750 tusen ton per år. IPT genomförs för närvarande på Katangli (Sakhalin), Yaregskoye (Komi), Khorasany (Azerbajdzjan) och andra områden. Metodens effektivitet har bevisats. För närvarande utvecklas nya varianter av metoden - cyklisk ånginjektion, högtemperaturvatteninjektion (T = 320...340°C vid ett tryck på 16...22 MPa) och andra. Det finns för närvarande flera hundra avlagringar av högviskösa oljor i OSS, varav 50 % är malkula. ORF vid sådana insättningar överstiger inte 15 %. 5.15.Skapande av en rörlig källa för in-situ förbränning Insprutning av kylmedel är förknippat med stora värmeförluster i markkommunikation. I ytångledningar förloras alltså 0,35...3,5 miljoner kJ/dag för varje 100 m rörledning, och i en brunn - 1,7 miljoner kJ/dag för varje 100 m rörlängd. Därför verkar en värmekälla placerad direkt i formationen vara mer effektiv. En sådan källa är källan till in-situ förbränning. Metoden är följande. I botten av injektionsbrunnen, med hjälp av brännare av olika design, skapas en hög temperatur, vilket gör att oljan antänds i formationen. För att upprätthålla förbränningen tillförs ett oxidationsmedel – luft eller en syrehaltig blandning – till formationen genom samma brunn i volymer som säkerställer förbränning. Brinnande olja gör att temperaturen stiger till 400°C och förbättrar processen för oljeförflyttning. Faktumet med förbränning representeras av flera zoner, d.v.s. Under in situ förbränning (IG) fungerar alla kända metoder för att påverka formationen samtidigt: varmt vatten, ånga, lösningsmedel, gaser från lätta kolväten. Den fysiska förbränningsprocessen representeras på detta sätt. Efter mordbrand sker processen för termisk destillation av olja i formationen, vars produkter - koksliknande oljerester - är bränslet som stöder förbränningscentret. Förbränningszonen rör sig från insprutningsbrunnen inåt i radiell riktning. Den resulterande värmefronten med en temperatur på 450...500°C orsakar följande processer i formationen. 1. Övergång av lättoljekomponenter till gasfas. 2. Spjälkning (sprickning) av vissa kolväten. 3. Förbränning av koksliknande rester. 4. Smältning av paraffin och asfaltener i bergets porer. 5. Övergång till ångfasen av platåvattnet som ligger framför fronten. 6. Minska oljans viskositet framför fronten och blanda de frigjorda lätta fraktionerna av olja och gaser med bulken. 7. Kondensation av oljedestillationsprodukter och bildandet av en rörlig zon med ökad oljemättnad före förbränningsfronten. 8. Bildning av en torr bränd massa av poröst berg bakom förbränningsfronten. Flera zoner bildas i formationen: I – bränd zon med spår av oförbränd olja eller koks; II – förbränningszon, där den maximala temperaturen når 300...500°C; III – förångningszon, där olja destilleras till fraktioner och olja knäcks, bildning och tillhörande vatten omvandlas till ånga; IV – kondensationszon, där kondensation av kolväten och ångor sker, olja och vatten skjuts till produktionsbrunnar av gaser som bildas som ett resultat av förbränning av CO2, CO, N; V – zon med ökad mättnad; VI – zon med ökad oljemättnad, in i vilken olja rör sig från tidigare zoner; temperaturen i denna zon är nära originalet; VII – ostörd zon där reservoartemperaturen förblir initial. Experimentellt arbete gjorde det möjligt att fastställa följande kvantitativa data: 1) upp till 15 % av reservoaroljereserverna förbrukas för förbränning; 2) förbränning utförs vid en temperatur på cirka 375 ° C, vilket kräver 20...40 kg koks per 1 kubikmeter. raser; 3) för att bränna 1 kg koks krävs 11,3 kubikmeter. luft med en utnyttjandefaktor på 0,7...0,9. Till exempel pumpades 600 tusen kubikmeter in i Pavlon Gora-avlagringarna på 66 dagar. luft. Materialbalansen för VG-processen presenteras enligt följande: In = Ind + Ing + Iug där In är mängden olja före processen; Ind är mängden olja som produceras som ett resultat av kolvätegas; Ing – mängd bränd olja; Iug är mängden olja som omvandlas till kolvätegas. 5.16. Injektion av koldioxid Koldioxid CO2, som injiceras i formationen i flytande form, blandas med olja, minskar dess viskositet, ökar rörligheten, minskar ytspänningen vid gränsen "olja-berg" Flytande koldioxid extraherar lätta fraktioner från oljan, vilket skapar en schakt som aktivt verkar på bergblandningarna av CO2 och kolväten och underlättar bättre tvättning av olja från reservoaren. Den kemiska interaktionen mellan CO och berg, vilket leder till en ökning av dess permeabilitet, har också fastställts. Enligt BashNIPIneft ökar oljeutvinningen märkbart efter användning av CO med en koncentration på 4...5 % (i vikt). Egenskaper för CO2: färglös gas, relativ densitet 1,529 kg/kub.m., kritisk temperatur 31,1 CO2; kritiskt tryck 7,29 MPa; densitet 468 kg/kub/m; vid T = 20°C förvandlas P = 5,85 MPa till en färglös vätska med en densitet av 770 kg/kub.m. Det löser sig väl i vatten och olja, vilket minskar dess viskositet med 10...500%. För närvarande har flera tekniska system för att injicera koldioxid i reservoaren implementerats. Här är några av dem: injektion av kolsyrat vatten, injektion av koldioxid, skapande av en kant av CO följt av undanträngning av vatten, kolväten eller en blandning av dem. Enligt forskningsdata ökar oljeutvinningen vid användning av koldioxid avsevärt när snigeln ökar till 10 % av formationens porvolym. Källor till CO2 är bearbetade gaser från termiska anläggningar (11...13 %), biprodukter från kemisk industri (upp till 99 %) och oljegasfyndigheter (upp till 20 %). CO2-injektion utfördes först i Aleksandrovskaya-området i Tuymazinsky-fältet 1967. Från och med den 1 januari 1975 injicerades 252,5 tusen kubikmeter i formationen. kolsyrat vatten med en CO2-koncentration på 1,7 %. 4,1 tusen ton förbrukades. koldioxid. Det har konstaterats att reservoartäckningen genom vattenöversvämning ökar i effekt med 30 %, injektionsinjektiviteten ökar med 10...40 %. Återföringen av koldioxid i form av producerad vätska uppgick till 238,8 ton (5,7 % av vad som pumpades in i reservoaren). Storskaligt CO2-injektionsarbete pågår vid ett antal amerikanska fält. Sålunda, vid Ford-Jeraldine-fältet, sedan 1981, har CO2 injicerats i en volym av 570 tusen kubikmeter per dag genom 98 oljekällor längs ett fempunktsnät. Olja produceras från 154 brunnar. Fältegenskaper: reservoardjup 815 m, porositet 23 %, tjocklek 7 m, permeabilitet 64-10 kvm, oljeviskositet 1,4 MPa-s, densitet 815 kg/kub.m., reservoartemperatur 28°C. Insprutningstrycket är 13,6 MPa, CO2-kostnaden är 46,53 dollar per 1000 kubikmeter. Effektiviteten av CO2-användningen bedöms av extra utvunnen olja, vars värde varierar för olika regioner och uppgår till upp till 12 % av de initiala geologiska reserverna. 5.17. Utrustning för implementering av teknik Gasinjektion i reservoaren utförs av högtryckskompressorer. I synnerhet producerar industrin för dessa ändamål autonoma kompressorstationer KS-550, såväl som gasmotorkompressorer 10-GKM1--125 med en flödeshastighet på 24 000 kubikmeter per timme och ett utloppstryck på 12,5 MPa. Andra standardstorlekar kan väljas utifrån förutsättningar. En av de grundläggande egenskaperna för att pumpa in kylvätska i formationen är behovet av att leverera till botten av brunnen och i formationen främja en kylvätska med en hög temperatur som kan påverka inte bara oljan utan även berget för att separera från det är komponenter som har höga vidhäftningsegenskaper. Därför måste utrustningen som används för detta ändamål uppfylla ett antal krav, de viktigaste: a) förmågan att generera beräknade volymer av kylmedel (ånga) under lång tid; b) tillförsel av kylvätska till botten med så liten förlust som möjligt. Ångbehandlingssystemet innehåller följande komponenter: vattenbehandlingsenhet; ånggenereringsenhet; ångberedningsenhet före injektion i brunnen. Inverkan på formationen av en rörlig förbränningskälla (MFC) involverar skapandet av en förbränningskälla vid botten av injektionsbrunnen och dess efterföljande förflyttning till produktionsbrunnen. För dessa ändamål producerar den inhemska industrin utrustning som OVG-1m, OVG-2, OVG-3, OVG-4, utvecklad vid TatNIIneftemash. Processflödesdiagrammet är som följer: Lågtryckskompressorer levererar luft till högtryckskompressorer som pumpar in den i formationen. Initiering (antändning) av förbränning utförs av elektriska värmare som sänks ner i brunnen på en kabelledning. Installationssatsen innehåller en mät- och kontrollenhet utformad för att ansluta 8 brunnar. Att injicera kolmonoxid kräver speciell teknik och utrustning. Med hänsyn till detaljerna hos CO2 (dess aggregationstillstånd beror på tryck och temperatur), kan pumpning utföras i gasformig (kritisk temperatur mer än 31 ° C och tryck 7,29 MPa) eller flytande tillstånd (temperatur minus 15 ... 40°C, tryck 2,5 MPa). Det speciella med injektion av kolmonoxid är också att när den löses i vatten, bildar den koldioxid, som är mycket frätande för utrustning. Dessa faktorer bör beaktas vid utformning av fältutveckling. Valet av pumpmedel beror på det fysiska tillståndet för CO2; för gasformiga - kompressorer, för vätskepumpar. 5.18 Användning av micellära lösningar Micellära lösningar är en blandning av vätskor dispergerade i varandra, till exempel kolväten i vatten, olja i vatten, etc. Förbättrad oljeåtervinning vid användning av micellära lösningar (MCS) uppnås genom att minska ytspänningen vid fasgränsen, reglera viskositeten hos det undanträngda och förskjutande mediet, återställa reservoarens permeabilitet och dess täckning av stöten. Micellära lösningar är termodynamiskt stabila system med partikelstorlekar på 10-6...10-4 mm. Stabilisering av lösningar med ytaktiva ämnen ger dem stabilitet, de bildar aggregat (miceller) som kan hålla kvar vatten. MCR kan vara antingen hydrofila eller hydrofoba; de koagulerar eller sammansmälter inte. Experiment har visat att MCR framgångsrikt appliceras i sandsten, men är ineffektivt i karbonater. Permeabilitet under 50 sq µm rekommenderas inte för användning av MCR, återstående oljemättnad är mer än 20...25 %, oljeviskositeten är från 2...3 till 10...20 MPa-s, det maximala saltet innehållet i formationsvattnet är 4...5 %, formationstemperaturen är inte mer än 65 …75oC. Vid pumpning tillsätts en slump MCR, följt av en våg av buffertvätska. 5.19 Förskjutning av olja med polymerlösningar Användningen av vatten, som har en lägre viskositet jämfört med olja och därför högre rörlighet, orsakar dess ojämna rörelse genom formationen, bildning av tungor och riktade flöden. För att öka effektiviteten i processen används metoder för att på konstgjord väg öka viskositeten hos injicerat vatten genom att tillsätta polymerer till vattnet. Polyakrylamid (PAA), kännetecknad av god löslighet i vatten och hög molekylvikt, har använts. Genom att justera mängden PAA är det möjligt att uppnå den erforderliga viskositeten för förträngningslösningen och öka oljeutvinningen med 7...10 %. Koncentrationen av lösningen är 0,025...0,5%, volymen av snigeln är minst 30% av porutrymmet. Kriteriet för effektiviteten av polymeröversvämning är mängden ytterligare olja som produceras per 1 ton polymer. Det har konstaterats att användningen av förtjockningsmedel leder till en minskning av förbrukningen av vattenöversvämningar, utjämning av injektionsbrunnars injektivitetsprofiler och en minskning av vattningshastigheten. Industriell påverkan har tillämpats sedan 1975 i Novo-Khazinskaya-området i Arlanskoye-fältet. En polymeterlösning med en koncentration av 0,05 % injicerades i en formation med en oljekaraktäristik på 18 MPa-s, p = 0,886 g/cc, som har icke-newtonska viskoplastiska egenskaper. 5,20. Användning av kolvätelösningsmedel Den fysiska innebörden av användningen av kolvätelösningsmedel som undanträngningsmedel är uppenbar: trögflytande olja, paraffin, hartser kan effektivt lösas upp och även tvättas från berget med olika lösningsmedel. Problemet är att välja det billigaste och mest effektiva lösningsmedlet för att uppnå den optimala förträngningsprocessen, där kriteriumindikatorn - mängden ytterligare återvunnen olja per 1 ton lösningsmedel - skulle vara maximal. De undanträngande egenskaperna hos lösningsmedel - bensen, toluen, etylalkohol, divinyl, aromatiska kolväten och andra - studerades. En rationell lösning för att använda ett lösningsmedel är att skapa en snigel av det och sedan ersätta lösningsmedlet med en buffertvätska, till exempel polymerförtjockade vätskor. Det finns kända data om industriell användning av RSUO-vätska, ett kolvätebaserat reologiskt system som består av ett tvåfasskum och ett kolvätelösningsmedel. Den har pseudoplastiska egenskaper som reglerar rörligheten för vätskefaserna i reservoaren. Metoden testades på Surakhanifältet under 1976-77. En RSUO-snigel från en blandning på 100 kubikmeter pumpades in i injektionsbrunnen. vatten, 2,5 ton sulfanol och 17 kubikmeter. kolvätelösningsmedel. Fälgen gjorde det möjligt att eliminera luftgenombrottet till produktionsbrunnarna som uppstod under genomförandet av tryckhållningen med hjälp av tryckluft. En ökning av oljeproduktionen erhölls. 5.21 Tillämpning av alkalisk översvämning Metoden för att injicera alkalier i en reservoar baseras på att minska ytspänningen vid gränsytan mellan olja och alkalisk lösning och omvandla naturen av bergets vätbarhet av det undanträngda medlet från hydrofobt till hydrofilt. En alkalilösning av NaOH i en koncentration på upp till 0,1 % leder till en ökning av NOC med 10...15 %. Vid kontakt med naftensyror som finns i olja, bildas alkalier natriumtvålar (de minskar fasens ytspänning) och oljeemulsioner. De senare rusar in i zoner med ökad permeabilitet, vilket skapar filtreringsmotstånd på grund av deras ökade viskositet (jämfört med vatten) och riktar därmed vätskeflödet in i zonen med minskad permeabilitet. Alkalier kan pumpas i form av en snigel. På grund av dess tillgänglighet och låga kostnad är nedladdning mer ekonomiskt. Användning av alkalier rekommenderas dock inte för produktiva formationer som innehåller Ca- och Mg-salter i en koncentration på mer än 0,025 g/l, eftersom detta kan göra att sediment bildas. Alkalier bör inte användas i formationer med lera mellanskikt, som på grund av vätbarhet kommer att svälla, vilket minskar formationens permeabilitet. 5.22 Användning av ytaktiva ämnen Det finns många projekt för injektion av ytaktiva ämnen, vars fysiska grund påverkar reservoaren är att minska ytspänningen vid gränsen mellan olja och berg, minska oljans viskositet och förbättra dess utspolning från berget. Uppgifter om ytaktiva ämnens effektivitet är motsägelsefulla och kräver ytterligare forskning. 6. Reparation av oljekällor. Det finns två typer av brunnsreparationer - ovan jord och under jord. Ytreparation är förknippad med att återställa funktionsdugligheten hos utrustning som är placerad vid brunnshuvudet av rörledningar, pumpmaskiner, avstängningsventiler, elektrisk utrustning, etc. Underjordiska reparationer inkluderar arbete som syftar till att eliminera funktionsfel i utrustning som sänks ner i brunnen, samt att återställa eller öka brunnens flödeshastighet. Underjordiska reparationer innebär att utrustning lyfts upp ur brunnen. Beroende på komplexiteten i de utförda operationerna delas underjordiska reparationer in i nuvarande och större. 6.1. Allmän information om aktuella brunnsreparationer. Brunnsunderhåll förstås som en uppsättning tekniska och tekniska åtgärder som syftar till att återställa dess produktivitet och begränsas av påverkan på bottenhålszonen av formationen och utrustningen i brunnen. Pågående reparationer inkluderar följande arbete: byte av trasig utrustning, rengöring av botten och brunn, återställande av reservoarproduktiviteten genom individuella metoder för intensifiering (uppvärmning, spolning, injektion av kemikalier). Aktuella reparationer kan planeras och förebyggas och utföras i syfte att förebygga inspektion, identifiering och eliminering av individuella kränkningar i driften av brunnen som ännu inte har visat sig. Den andra typen av nuvarande reparation är restaurerande, utförd för att eliminera ett fel - det här är i själva verket en nödreparation. I praktiken råder sådana reparationer på grund av olika skäl, men främst på grund av ofullkomlig teknik och låg tillförlitlighet hos den använda utrustningen. Indikatorer som kännetecknar driften av en brunn över tid är driftsfaktorn (OF) och tiden mellan reparationer (MRP). EC är förhållandet mellan den tid som arbetats av en brunn, till exempel per år (TOTR), och kalenderperioden (TCAL). MCI är den genomsnittliga tiden mellan två reparationer under en vald period, eller förhållandet mellan den totala arbetade tiden för underhåll och reparation under året och antalet reparationer P för samma period. CE = TOTR / TKAL; MRP = TOTR/R; Sätt att öka EC och MRP är att minska antalet reparationer, varaktigheten av en reparation och öka tiden som brunnen är i drift. Större reparationer är mycket arbetskrävande och stressande, eftersom... kräver betydande utgifter för speciell utrustnings kraft och fysisk ansträngning för att avlägsna sänkta anordningar från brunnen. Det bör noteras att nuvarande reparationer utförs utomhus, ibland under svåra klimatförhållanden. För närvarande utförs mer än 90% av alla reparationer på brunnar med SPU och mindre än 5% - med ESP. Under rutinmässiga reparationer utförs följande operationer: 1. Transport – leverans av utrustning till brunnen; 2. Förberedande – förberedelse för reparationer; 3. Lyftning – lyft och sänkning av oljeutrustning; 4. Operationer för rengöring av brunnen, byte av utrustning, eliminering av mindre olyckor; 5. Slutligt – demontering av utrustningen och förberedelse för transport. Om du utvärderar tiden som spenderas på dessa operationer kommer du att märka att den största tidsförlusten går till transportoperationer (de tar upp till 50% av tiden), därför bör designers huvudinsatser riktas mot att minska tiden för transport - genom att skapa monteringsfärdiga maskiner och enheter , lyftoperationer - genom att skapa pålitliga automatiska maskiner för att skruva och skruva av rör och stänger. Eftersom den aktuella reparationen av en brunn kräver tillgång till dess stam, d.v.s. i samband med trycksänkning är det därför nödvändigt att utesluta fall av eventuellt sprutande i början eller slutet av arbetet. Detta uppnås på två sätt: det första och ofta använda är att "döda" brunnen, dvs. injektion i formationen och brunnen av en vätska med en densitet som säkerställer skapandet av ett tryck PZAB vid botten av brunnen som överstiger formationstrycket. Den andra är användningen av olika enheter - avskärningsanordningar som blockerar botten av brunnen när man lyfter slangen. Utlösningsoperationer (TOP) upptar huvuddelen av den totala tidsbalansen för brunnsreparation. De är oundvikliga under allt arbete med att sänka och byta utrustning, påverka bottenhålet, tvätta kolonner, etc. Den tekniska processen för produktionsprocessen består av att växelvis skruva ihop (eller skruva loss) pump-kompressorrör, som är ett sätt att hänga upp utrustning, en kanal för att lyfta den producerade vätskan och tillföra processvätskor in i brunnen, och i vissa fall, en redskap för fiske, städning och annat arbete. Denna mångfald av funktioner har gjort slangen till en oumbärlig komponent i brunnsutrustning för alla arbetssätt utan undantag. Slangoperationer är monotona, arbetskrävande och kan lätt mekaniseras. Förutom de förberedande och slutliga operationerna, som har sina egna detaljer för olika driftmetoder, är hela processen med öppen produktion med slangar densamma för alla typer av rutinreparationer. Lyft- och lyftoperationer med stänger utförs på samma sätt som med rör, och avskruvningen (skruvningen) av stänger utförs med en mekanisk stångnyckel. I händelse av att kolven fastnar i pumpcylindern eller stavarna i slangen (vaxning), liksom deras brott, blir det nödvändigt att samtidigt lyfta rören och stavarna. Processen utförs genom att växelvis skruva loss röret och stången. 6.2 Teknik för större underjordisk reparation av brunnar. Stora underjordiska reparationer av en brunn kombinerar alla typer av arbete som kräver lång tid, stor fysisk ansträngning och användning av många multifunktionella utrustningar. Detta är arbete relaterat till eliminering av komplexa olyckor, både med utrustningen nedsänkt i brunnen och med själva brunnen, arbete med att överföra brunnen från en driftplats till en annan, arbete för att begränsa eller eliminera vatteninflöde, öka tjockleken på brunnen. utnyttjat material, påverkan på formationen, skärning av en ny stam och annat. Med hänsyn till arbetets särdrag skapas specialiserade översynsverkstäder i olje- och gasproduktionsavdelningar, som samlar team. Teamet består av en förman, en borrare, en assisterande borrare och en arbetare. Arbetet utförs enligt den geologiska planen, som anger brunnens egenskaper, samt en lista över alla planerade arbeten. En brunn som genomgått större reparationer finns kvar i driftbeståndet, men undantas ur driftbeståndet. 6.2.1 Inspektion och provning av brunnar före större reparationer. Valet av reparationsteknik och tekniska medel för dess implementering beror på hur korrekt karaktären av skadan på utrustningen eller kolonnen fastställs, eller hur korrekt orsaken till minskningen av brunnsproduktiviteten fastställs. Undersökningen omfattar bestämning av bottens djup, vätskenivån, produktionssträngens tillstånd, olyckans natur och placeringen av utrustning i brunnen, värdet på produktivitetskoefficienten och andra parametrar som kännetecknar botten och brunnen . Kolonnens tillstånd och arten av den trasiga delen av utrustningen fastställs av tätningar, som är ett bly- eller aluminiumglas sänkt på rör i brunnen. Vid kontakt med ett föremål som finns i hålet, kvarstår ett avtryck på den mjuka ytan av trycket, genom vilket brottets karaktär bedöms. Hydrauliska tätningar med ett gummikopieringselement och hålrumskameror användes. Det är tillrådligt att överväga forskningsresultaten över tid. Detta gäller särskilt när man väljer en metod för att påverka bottenhålet eller formationen. Ju mer detaljerad information, desto mer framgångsrik blir reparationen. Forskningen utförs med välkända metoder, som för närvarande representerar ett brett urval: termometri, debitometri, gammastrålning (GK) och neutronloggning (NGL) med flera. 6.2.2 Teknik för reparation av produktionshölje. En av de vanligaste pelardefekterna är en kränkning av dess integritet till följd av skador av utrustning eller verktyg under drift eller korrosivt slitage. I båda fallen, genom skadan, börjar intensiv rörelse av främmande vatten in i brunnen. Skadeintervallet kan bestämmas av en debitometer eller termometer, som registrerar anomalier i avläsningarna. Kolumnreparation kan utföras på flera sätt, men det mest progressiva är reparationen av höljesrör med metallplåster. Denna metod inkluderar mall och rengöring av kolonnen, eliminering av kollaps och klargörande av skadans form och storlek. Plåstret är ett tunnväggigt, sömlöst, longitudinellt korrugerat rör med en yttre omkrets som är lika med omkretsen av höljet och belagd med en tätande korrosionsskyddsblandning. Dornen består av ett dornhuvud, hydrauliska kraftcylindrar och ihåliga stänger. Funktionsprincipen för anordningen är baserad på expansionen av det korrugerade röret till nära kontakt med kolonnen genom att skapa övertryck i håligheten i det kompletterande huvudet, följt av att anordningen dras genom det rörliga systemet. Kraftcylindrar skapar förutsättningar för driften att börja, expanderar rören och säkrar den i kolonnen. Uppsättningen enheter används inom områdena Bashneft, Tatneft och andra föreningar. De mest sårbara för förstörelse är produktionssträngarna för injektionsbrunnar, som under drift upplever höga tryck under vatteninjektion och hydraulisk sprickbildning, frätande vätskor och syrors verkan under intensifiering. Man bör komma ihåg att reparationen av en kolonn, oavsett vilken metod den utförs, leder till en minskning av dess diameter och minskar de redan begränsade möjligheterna att använda drifts- och forskningsutrustning. 6.2.3. Teknik för isoleringsarbete för att eliminera eller begränsa vatteninflöden. Brunnsvattning kan uppstå av olika anledningar. Här är några av dem: läckage av höljescementringen, som ett resultat av vilket en kommunikation uppstår mellan de oljebärande och akviferskikten; dra bottenvatten till brunnsfiltret på grund av intensiv utvinning eller vattenöversvämning; genombrott av vatten från de övre akvifererna genom defekter i produktionshöljet. Förekomsten av flöde bakom höljet kan bestämmas genom injicering i formationen genom ett filter av radioaktiva isotoper lösta i 1,5...2 m3 vatten (radioaktivt järn, zirkonium, zink). Närvaron av ett bräddavlopp kommer att tillåta en del av den radioaktiva vätskan att komma in i den vattenmättade formationen, som kommer att markeras på gammastrålningsloggningskurvan av en onormal spik jämfört med en liknande kurva tagen före injektionen av isotopen. Isolering av bifloder utförs på flera sätt, varav ett är insprutning av cementbruk i sprickan för att återcementera den, eller injektion av speciella hartser. 6.2.4. Isolering av inflödet av plantarvatten. I praktiken förekommer ofta fall av vattning genom att dra upp bottenvatten på grund av tvångsuttag. I detta fall bildas vattenkoner, vars höjd kan stå i proportion till formationens tjocklek. I sådana fall tar de till att begränsa uttaget av vätska genom brunnen eller isolera den vattnade delen av formationen: de installerar en cementbrygga och blockerar en del av formationen, pumpar cementbruk eller olika plaster under tryck i den nedre delen av formationen. bildning, inställning i en vattenmiljö och bildande av en horisontell skärm. Överföring av en brunn till en annan produktionsanläggning. På grund av vattning av den exploaterade formationen kan det bli nödvändigt att överföra brunnen till drift från en annan formation, om det finns en på fältet. Dessutom kan detta skikt vara lägre eller högre än det utnyttjade. Överföringstekniken består av tillförlitlig isolering av den vattnade formationen genom att pumpa in pluggmaterial (cement, hartser) i den under tryck, bilda en cementkopp i botten, borra den och fördjupa brunnen till nästa produktiva formation, sänka produktionshöljet och cementera det, skjuta filtret, ringa inflöde från den nya anläggningen. 6.2.5. Fiskearbete i en brunn. Fisketekniken är utvecklad i förhållande till olyckans karaktär i en viss brunn baserat på en noggrann undersökning. Olyckans natur, djupet på den återstående utrustningen, brunnens diameter, möjligheten att använda kända fångstmedel och behovet av att utveckla nya medel fastställs. Fiskeverksamheten innebär stora, ibland oförutsägbara belastningar, och kräver därför högt kvalificerad personal. Låt oss beskriva några av de vanliga fisketeknikerna. 6.2.6. Ta bort fallna rör. Tillståndet för röränden bestäms genom tryckning. Om det tillåter grepp från insidan eller utsidan, sänks motsvarande verktyg. Om det inte går att greppa, förbered rörets ände genom fräsning, gängning eller andra metoder. I detta fall är fall av fastnade rör möjliga, d.v.s. fastnar dem i kolumnen. Sedan tar de till pacing, tillförsel av spolvätskor och skapar ökade belastningar för att spänna eller riva av enskilda rör eller delar av kolonnen. 6.2.7. Ta bort ESP-enheten. Tekniken för att utvinna ESP med trasiga rör skiljer sig inte från den som används för att utvinna konventionella rör. Arbetet kan bli komplicerat om rören täcks av en trasig kabel. I detta fall arbetar man med att ta bort kabeln för att komma åt rören. Det är möjligt att ESP-enheterna i kolonnen kan fastna på grund av försvagade kablar och metallbälten, vilket kommer att kräva skapandet av stora krafter som kan resultera i förstörelse av rör eller anslutande delar av ESP. Arbetet kan kräva fräsning av de återstående delarna, gängning av dem och långa lyftoperationer för att ta bort delar av ESP:n. 6.2.8. Kolumnläckagetestning. Normal långtidsdrift av en brunn säkerställs genom periodiska tester av dess produktionshölje för läckor. Detta måste framför allt göras efter nöd- och isoleringsarbete. Läckprovning utförs på två sätt: tryckprovning och minskning av vätskenivån i borrhålet. Testtekniken är som följer. För tryckprovning är brunnshuvudet försett med ett tryckprovningshuvud genom vilket vätska pumpas in i fatet. 6.2.9. Trimma den andra stammen. Om olyckan i brunnen inte kan elimineras och dess schakt inte kan användas för oljeproduktion, bör frågan om att överge brunnen eller möjligheten att borra ett nytt schakt från ett visst djup övervägas. I detta fall bör en grundlig teknisk och ekonomisk analys utföras för att säkerställa genomförbarheten av att starta en andra brunn jämfört med att borra en ny brunn. Tekniken för att skära av den andra stammen är som följer. Baserat på forskning och inspektion av produktionssträngen väljs borrintervallet: det ska vara så lågt som möjligt. I detta intervall ska kolonnen inte ha några kollapser eller störningar, och det ska inte finnas några absorberade horisonter i sektionen. En cementkopp med en höjd av 5,6 m installeras på djupet av det valda intervallet, och efter att cementen har härdat kontrolleras kolonnen genom att sänka ned i den en riktning med en diameter som är 6 mm mindre än diametern på produktionshölje och en längd på 6,.8 m. Piskstocken sänks på borrrören och placeras på cementglas. De skapar en belastning, kilar in ledkilen på ett givet djup, höjer rören och sänker framer-reiber. Genom att rotera längs med whipstocken skär ribban ett "fönster" i produktionssträngen, som sedan expanderas med en ribba med större diameter. Efter att ha kapat och utökat "fönstret" börjar de borra brunnen med den teknik som används för en konventionell brunn. 6.2.10. Tja övergivande. Bortläggning av brunnar är en uppsättning arbeten som är förknippade med avvecklingen av en brunn av följande skäl: a) geologiska prospekteringsbrunnar som har uppfyllt sitt syfte (första kategorin); b) torra produktionsbrunnar (andra kategorin). c) nödbrunnar med komplikationer under borrning eller drift (tredje kategorin); d) Bevattnade produktionsbrunnar (fjärde kategorin). e) brunnar belägna i byggnadsområden eller naturkatastrofer (femte kategorin). Nedläggningen av brunnen samordnas med tillsynsmyndigheterna och innebär följande arbete på brunnen. Intervallet av formationer med svaga oljemanifestationer cementeras till djupet av formationens tjocklek, plus 20 m under basen och över taket. En cementbro med en höjd av minst 50 m installeras ovanför den produktiva formationen.Brunnhålet är fyllt med borrvätska, vilket gör det möjligt att skapa tryck på botten över formationens tryck. Om tryckmineraliserat eller vätesulfidvatten inte hittas i brunnsektionen är det tillåtet att ta bort tekniska kolonner, medan en cementbro med en höjd av minst 50 m installeras i den sista kolonnens sko. brunnen är utrustad med ett riktmärke, vilket är ett 73 mm rör som är tillplattat ovanpå, i vars nedre ände en träplugg är installerad. Röret sänks ner i brunnen till ett djup av minst 2 m och fylls med cement. Ovanför mynningen monteras en betongpollare med måtten 1*1*1 m, från vilken ett riktmärke med en höjd av minst 0,5 m bör komma fram.När pelaren tas bort monteras inte riktmärket ovanför schaktpollaren. 6.3. Mekanismer och utrustning för reparationsarbete. För att mekanisera det förberedande arbetet används specialenheter. Enheten för mekaniserad installation av ankare för grenrep – AMYA-6T är monterad på en lunnare TDT-75. Enheten består av mast, rotor, rotorrotationsmekanism, vinsch, transmission, hydraulik och elsystem. Rotorn tjänar till att överföra vridmoment till ankaret. Vinschen är utformad för att lyfta och hålla arbetsstången på masten. Att flytta rotorn upp och ner, höja masten och bommen tillhandahålls av hydrauliska pumpar. Diametern på de nedgrävda ankarna är 350 500 mm, med en mastlastkapacitet på 60 kN och ett maximalt rotorvridmoment på 30 kN*m. En mobil brunnsreparationsenhet (PARS) används för att utföra schaktningsarbeten för att förbereda en brunn för reparationer: installation av grabbar, grävning av diken, läggning av gångvägar, rör, stänger, etc. Den är gjord på basis av en traktor och består av en hydraulisk kran, ett bulldozerblad, en mekanism för att skära jord och en vinsch. Bommen med en lyftkapacitet på 5 kN och en räckvidd på 3,6 m är monterad på en inbyggd koppling. Jordskärningsmekanismen förbereder diken 1,5…1,7 m djupa och 400 mm breda. Enheten för mekaniserad lastning, transport och lossning av stavar (APSh) är utformad för att mekanisera processen för att transportera stavar med bibehållen kvalitet. Inkluderar traktor, hydraulkran, semitrailer. Kranen är installerad bakom kabinen, styrd från en fjärrkontroll (det finns en bärbar fjärrkontroll - upp till 10 m). Vid lastning paketeras och lyfts stängerna med en speciell travers. Enhetens lastkapacitet är upp till 55 kN. För närvarande har självgående reparationsenheter övervägande utvecklats. Huvudkomponenterna i en sådan enhet är ett torn förstärkt med stänger, ett resande kronblock, ett kronblock, en vinsch, en hydraulisk domkraft för tornet, en skruvdomkraft för att ta bort krafter från hjulen och en hytt för att styra vinschen . 6.3.1. Stationära och mobila lyftkonstruktioner. Stationära torn är en lyftkonstruktion för en brunn och är utformade för att lyfta utrustning och anordningar i hålet från en brunn. De är uppdelade i stationära och mobila. Torn är gjorda av valsat stål och rör. De vanligaste tornen är 24 och 22 m höga och med en lastkapacitet på 750 och 500 kN. Istället för torn kan stationära eller mobila master med en lyftkapacitet på 150, 250 kN användas. Man bör komma ihåg att stationära torn endast används 2…3 % av tiden per år. Därför har mobila enheter utrustade med egna torn under de senaste åren använts i stor utsträckning för underjordiska reparationer. Den andra, inte mindre viktiga komponenten i den tekniska kedjan av utrustning för underjordiska reparationer är en vinsch, monterad på chassit på en traktor eller bil separat eller tillsammans med en lyftkonstruktion. De mest använda vinscharna på fälten är de som drivs av en traktor- eller bilmotor och med en dragkraft på upp till 10 kN. Självgående enheter A-50u, "Bakinets-3M", "AzINMASH-43A", "AzINMASH-37A" används för icke-torndrift av brunnar. 6.3.2. Fiskeverktyg. Designen av fiskeredskap är mycket olika. Men enligt principen om fångst kan de delas in i tre huvudgrupper: a) Ramfiskeredskap, som arbetar efter principen att fastna ett föremål från utsidan eller inuti fångaren; b) Gängade fiskeredskap som arbetar enligt principen att skära en gänga på ett föremål samtidigt som man skruvar fast en fångare på det; c) Andra typer. Låt oss titta på några mönster av fiskeredskap. En extern rörfångare är utformad för att ta tag i rör, stavar eller andra föremål i en brunn vid kroppen eller kopplingen. Det är en delad kamgripare placerad i ett hus och monterad på rör. Föremålet som fångas är täckt med en uppfångare, som, när den kommer in uppåt, ökar diametern på hålet, vilket gör att föremålet kan passera in i uppfångaren. När den är spänd sjunker släpningen ner och dess tänder skär in i föremålets kropp och fastnar i fångaren. Den invändiga rörfångaren är utformad för att gå ner i röret som fiskas. Den består av en kropp på vilken en dyna är fäst, kopplad till en stång och en rörlig ring. Kroppen förs in i röret som fiskas, medan kolven höjs uppåt, vilket minskar diametern på fångaren och skapar förutsättningar för inträde. När den är spänd sjunker formen, vilket ökar diametern på fångarkroppen och fastnar i röret. Driftöverskottet är utformat för att fånga upp rör eller stänger av kopplingen med platta fjädrar monterade på kroppens insida. När de trycks på ett föremål divergerar fjädrarna, vilket gör att det kan passera inuti fångaren och sedan konvergera. Ventilen för fångststänger används för att fånga spön vid kopplingen. Den består av ett hus i vilket nedfällbara fjäderbelastade matriser är säkrade. Formarna öppnas, släpper igenom föremålet och konvergerar sedan. En fräs med invändiga tänder används för att fräsa de övre ändarna av nödrör eller stänger så att de sedan kan fungera som fångar. Den består av en kropp i vilken längsgående tänder skärs. Driftkranen är utformad för att fånga upp insidan av ett rör eller en koppling. Den består av en kropp på vilken det finns en tråd i dess stympade del. Den kan skäras på det fiskade föremålet och sedan återfångas. 7. Insamling och beredning av olja. 7.1. Installation av gruppmätare. Gas-vätskeblandningen som lyfts från brunnen till ytan med hjälp av reservoarenergi eller pumpar installerade i brunnen levereras till grupppunkter. De kombinerar upp till 14 brunnar och tillåter följande operationer: a) Mät brunnsflödet; b) Bestäm mängden vatten i en vätska; c) Separera gas från vätska och mät dess volym; d) Överför information om flödeshastigheten separat för varje brunn och den totala mängden producerad vätska som helhet för gruppinstallationen till kontrollcentralen. För närvarande har automatiserade gruppmätenheter av blocktypen (AGZU) "Sputnik" blivit utbredda på fälten. De utvecklades av oktoberföreningen "Bashneftemashremont". Det tekniska systemet för olje- och gasinsamling på fältet beskrivs enligt följande. Gas-vätskeblandningen i borrhålet (GLM) går in i distributionsbatteriet i en gruppinstallation, utformad för att ansluta 14 brunnar. Enligt ett givet program växlas var och en av de anslutna brunnarna till mätning med hjälp av en speciell roterande anordning. Omkopplaren består av två cylindrar införda i varandra. Den yttre cylindern är ansluten till alla brunnar som fungerar för denna grupp. Den inre cylindern har förmågan att rotera automatiskt enligt ett givet program och, medan den roterar, placerar den växelvis hålet på sin cylindriska yta till varje brunnsrörledning som är ansluten till den yttre cylindern. På så sätt bildas en kanal genom vilken gas och flytande vätska från en separat brunn kommer in i separatorn. För närvarande arbetar andra brunnar i en gemensam pipeline. Från omkopplaren leds gasvätskan till separatorn, där gas separeras från vätskan, varefter vätskan strömmar till turbinflödesmätaren och gasen till gasflödesmätaren. Den separerade gasen och den uppmätta vätskan släpps ut i en gemensam rörledning. Separatorn för gruppinstallationen är gjord i form av två horisontella cylindrar utrustade med hydrocykloner. I en hydrocyklon, på grund av den centrifugalkraft som uppstår under hydraulvätskans spiralformade rörelse, kastas vätskan, som det tyngsta medlet, mot kärlets väggar, gasen stannar kvar i den centrala delen. Separation sker i den övre cylindern och vätska ansamlas i den nedre cylindern. Mätenheten är utrustad med en fuktmätare, som bestämmer mängden vatten i olja, och en lokal automationsenhet som styr driften och överför information (BMA). Om uppsamlingsplatsen är belägen på ett avsevärt avstånd från brunnarna, kanske deras energi inte räcker till för att leverera hydraulvätska dit. Sedan byggs mellanliggande pumpstationer, så kallade boosterstationer (BPS). Här genomgår de gas- och flytande vätskor som tas emot från gruppinstallationer partiell separation och vattenseparering, varefter vätskan strömmar till överföringspumpar och tillförs en uppsamlingsplats. Gasen skickas genom en separat rörledning till gasbearbetningsanläggningen. 7.2. Installation av komplex oljebehandling. Den integrerade oljebehandlingsenheten (ITU) utför följande funktioner: a) Separerar gas från olja; b) Separerar vatten från olja; c) Renar olja från salter; d) Rengör olja från mekaniska föroreningar; e) Väljer bensinfraktioner från gas (oljestabilisering); f) Pumpar ut olja till Commodity Transport Department (TTU); g) Pumpar gas till gasproduktionsfältet; h) Pumpar bensin till gasbearbetningsanläggningen; i) Förbereder vatten för injektion i behållaren. UKPN utför slutliga operationer med producerad olja och bildar kvalitativa och kvantitativa indikatorer för driften av olje- och gasproduktionsfält. Beroende på principen att rena olja från vatten har termokemiska (TCC) och elektriska uttorkningsmetoder (EDOC) använts. Gas-vätskeblandningen från gruppenheten går in i första stegsseparatorn, där partiell separation av gas från vätska sker. Sedan kommer gasvätskan in i andra stegsseparatorerna - ändseparationsenheter. Här sker den slutliga gasseparationen och vätskan skickas genom en värmeväxlare till rörugnen. Längs rörelsebanan införs en demulgator i vätskan, som, när vätskan värms upp, påskyndar processen för destruktion av emulsionen. För att ta bort salter tillförs färskvatten i oljan, som tvättar bort salterna. Oljestabilisering är processen att separera lätta fraktioner. Det utförs genom att skicka olja som har genomgått uttorkning och avsaltning efter upphettning till en destillationskolonn. Här sker avdunstning av lätta fraktioner, deras stigande uppåt och efterföljande kondensation. 8. NGDU "Chekmagushneft" augusti 1954. Från brunn nr 11, borrad av ett team av borrmästare M. Sh. Gazizullin från Bashzapadnefterazvedka trust, utbröt ett oljeflöde nära byn Verkhne-Mancharovo med en flödeshastighet på 150 ton per dag. Så började den stora oljan i nordvästra Bashkortostan. 1956 Mancharovskaya-området är förberett för industriell utveckling. Olja upptäcktes i Kreshcheno-Bulyakskaya-området. En ny oljeproduktionsorganisation har skapats - Kultubinsks integrerade oljefält - med syftet att utveckla oljerikedomarna i det lovande området. september 1957. De första ton av kommersiell Mancharovsk-olja producerades. 1960 Mancharovsky-, Igmetovsky-, Kreshcheno-Bulyaksky- och Tamyanovsky-sektionerna av Mancharovsky-gruppen sattes i industriell utveckling. Det finns 59 oljekällor i drift, årlig oljeproduktion är cirka 0,5 miljoner ton; total vatteninjektion i injektionsbrunnar är 117 tusen m3. Den systematiska och samtidigt snabba utvecklingen av det grundläggande Mancharovskoye-fältet fortsätter. Ökningen av produktionen beror på en ökning av beståndet av oljekällor och utvecklingen av ett vattenöversvämningssystem. Den andra hälften av sextiotalet kännetecknades av den omfattande utbyggnaden av borroperationer i Grem-Klyuchevsky- och Ivanaevsky-sektionerna i Yusupov-området, Taimurzinsky, Karacha-Elginsky, Shelkanovsky, Chermasansky och Mene-Uzovsky oljefält. 1968 Start av borrning vid Saitovskaya-området. Sätta nya brunnar i kommersiell drift. Den accelererade utvecklingstakten av nya fält gjorde det möjligt för oljearbetare att nå den maximala nivån av oljeproduktion - 6282 tusen ton per år. För 10 år sedan, 1958, var denna siffra drygt 40 tusen ton. Ingen annan oljeproducerande region i landet har känt till en så kort utvecklingsperiod. 1970 Start av borrning av oljefältet Andreevskoye. Det framväxande problemet med oljevattenavbrott och tillhörande tekniska svårigheter ledde till en ökning av antalet geologiska och tekniska aktiviteter (GTM) som utförs till 3 000 per år. 1970-1980. Oljeproducenternas hårda arbete började stabilisera nivån på oljeproduktionen i mängden 5,3-4,9 miljoner ton per år, och under nästa 1980-1990 - på nivån 4,8-4,1 miljoner ton olja per år. Under dessa år skedde intensiva borrningar av oljefält, en ökning av volymen av färsk- och avloppsvatteninjektion och vätskeproduktion genom införandet av högpresterande ESP-enheter. År 1990 uppnåddes den maximala årliga volymen för vatteninjektion i produktiva horisonter - 43,8 miljoner m3 och den maximala volymen vätskeproduktion - 50,2 miljoner ton. Under de 40 år som har gått sedan bildandet av NGDU Chekmagushneft, 3 490 oljekällor från borrning har tagits i drift, 803 injektionsbrunnar. 794 miljoner m3 vatten injicerades i produktiva formationer. 871 miljoner ton vätska producerades. För närvarande har det varit möjligt att stabilisera oljeproduktionen på nivån 2 miljoner ton per år. Detta blev möjligt tack vare genomförandet av ett stort antal geologiska och tekniska aktiviteter, införandet av vetenskapliga och tekniska landvinningar för att öka oljeutvinningen, användningen av teknisk och teknisk utveckling för att intensifiera oljeproduktionen.På 70-talet, införandet av principen av omfattande automatisering och arrangemang av oljeföretag började på NGDU-fälten; 1973 togs den första heltäckande automatiserade regionala ingenjörs- och tekniska tjänsten nr 2 i drift, och i slutet av 1975 var detta arbete avslutat i hela NGDU:s skala. Utvecklingar av NGDU-ingenjörer inom oljeinsamling och automation inkluderades i de tekniska systemen för oljeproduktionsanläggningar. Bland dem: – Teknologiskt diagram över en boosterpumpstation och en separeringsenhet med avloppsvatten. – sätt att förhindra avlagringar av oorganiska salter i brunnar; – Brigad oljemätenheter. – lutande rörinstallation för rening och utsläpp av vatten etc. För första gången i Bashkortostan, vid fälten av NGDU Chekmagushneft, löstes problemet med oorganiska saltavlagringar i oljekällor framgångsrikt på basis av periodisk behandling av gipsbrunnar med hushålls- och importerade saltbildningshämmare. NGDU ägnar stor uppmärksamhet åt ekonomiskt arbete, förbättrar ledningsstrukturen för verkstäder och team och introducerar nya former för organisation av produktion och arbetskraft. Således gjorde de ekonomiska incitamentfonder som skapades på 70-talet baserat på resultaten av deras verksamhet - materiella incitament, produktionsutveckling, bostadsbyggande och social utveckling - det möjligt att absorbera 1 758 miljarder rubel av kapitalinvesteringar under dessa år. För första gången i branschen utvecklade NGDU ett system för service av oljekällor i fälten baserat på en bred kombination av yrken. Idag, inom fälten, har varje arbetare flera relaterade yrken. Komplexa mekaniserade enheter, som började med det ekonomiska experimentet i Kushul, utför framgångsrikt hela utbudet av arbeten som säkerställer den normala rytmen i den tekniska processen för olje- och gasproduktion. Således säkerställer olje- och gasproduktionsteamet hos mästare R. M. Galeev en oavbruten drift av cirka 200 brunnar och andra oljeproduktionsanläggningar. Oljefältsbrigad nr 4 för olje- och gasproduktion (master F. M. Akramov) servar upp till 280 brunnar. För att bibehålla produktionsbrunnarna i fungerande skick och säkerställa att brunnsutrustningen fungerar tillförlitligt, har underjordiska och större reparationsverkstäder skapats vid Olje- och Gasproduktionsavdelningen. Idag har underjorden bemästrat hemligheterna i sitt yrke till perfektion. Det är ingen slump att en av huvudindikatorerna för underjordiska reparationer - tiden mellan reparationer av brunnar (MRP) - är över 600 dagar. PRS-teamet av master 3. I. Akhmetzyanov uppnådde den högsta MCI-indikatorn - 645 dagar, och för elektriska centrifugalpumpar - 697 dagar. Workover-team genomför årligen 550-600 brunnsöversyner. De utförs med hänsyn till miljökrav, samtidigt som uppmärksamhet ägnas åt att isolera producerat vatten, återställa tätheten hos pelare och cementringen bakom pelaren och ledaren samt eliminera korsflöden. Tack vare det välkoordinerade arbetet av arbetslag som leds av mästarna F. F. Khaidarov, M. S. Tuktarov, R. L. Nasibullin, A. M. Molchanov, är den genomsnittliga varaktigheten för en reparation 1103 b/h med en plan på 120,3 b/h, Produktiv tid -98,2 % . Teamet på NGDU Chekmagushneft har avsevärt intensifierat sina miljöaktiviteter som syftar till att förhindra förorening av undergrund, vatten, markresurser och atmosfären. Oljeproducenter förstår att det inte finns några bagateller i denna fråga, så alla frågor löses med aktivt deltagande av varje ledningsanställd. För att kontrollera kvaliteten på yt- och grundvatten har ett nätverk av kontrollvattenpunkter skapats. 1996 utökades detta nätverk från 30 till 88 punkter (punkter), från vilka vatten provtas och analyseras enligt ett schema och vid behov vidtas åtgärder för att fastställa och eliminera orsakerna. orsakar en försämring av dess kvalitet. För att minska den aggressiva aktiviteten hos tillhörande producerad vätska och vatten som injiceras i rörledningarna i oljeuppsamlings- och behandlingssystemet, upprätthålla flotttrycket (FPP) i brunnar och deras djupa utrustning från 183 punkter, doseras de med korrosionsinhibitorer. NGDU "Chekmagushneft" är en pionjär inom utveckling och implementering av rörvattenavskiljare (TWO), som gör att vatten kan släppas ut direkt vid oljeproduktionsanläggningar till låga kostnader. HWW kräver inget konstant underhåll, vattnet som släpps ut efter dem är av god kvalitet. Samtidigt sparas pengar för att transportera detta vatten till preliminära utsläppsenheter (UPS) och tillbaka, vilket eliminerar den potentiella faran för nödpåverkan på avloppsvattnets miljö under transporten. För närvarande är 13 HWOs i drift vid NGDU, och bygg- och installationsarbeten pågår för ytterligare två vattenavskiljare. NGDU arbetar ständigt med att minska färskvattenförbrukningen för produktionsbehov, särskilt för underhåll av vattentrycket. Andelen färskvatten av injektionsvolymen 1996 var 3 %. För att minska gasutsläppen till atmosfären togs installationer för att fånga lätta fraktioner av kolväten i drift i oljeinsamlingsparkerna Kalmash (1993) och Manchar (1996). Sedan starten av lanseringen har mer än 450 tusen m3 gas fångats enbart i Kalmash NSP. Mycket arbete görs för att förbättra tillförlitligheten och tätheten hos brunnshuvuden, avstängningsventiler för oljefältsutrustning, minska pumpläckor, reparationer i tid och produktion av korrosionsskyddsbeläggningar. Sedan 1990 har NGDU intensivt ersatt metallrör med rostskyddsrör (metall-plast, flexibel polymer-metall, fodrad). I början av 1997 togs en verkstad för tillverkning av metall-plaströr med en kapacitet på 200 km rör per år i drift. 9. Slutsats Under den inledande praktiken var det en bekantskap med processer, utrustning och principer för dess verksamhet för att borra olje- och gasfält, olje- och gasproduktion och oljefältsutveckling. Kunskaperna som förvärvats i kursen "Grundläggande av olje- och gasaktiviteter" konsoliderades också och färdigheten att arbeta i ett produktionsteam förvärvades.

1 FÖRSTA DATA

1.1 Kortfattade geologiska och fältkarakteristika för fältet

Bukharafyndighetens geologiska struktur inkluderar sediment från devon, karbon, perm och kvartär.

Tektoniskt ligger fyndigheten på den norra sluttningen av den sydtatariska bågen. Från väster begränsas det av det smala och djupa Altunino-Shunak-tråget, som skiljer den konsoliderade delen av den södra kupolen från Aktash-Novo-Elkhovsky-dyningen. Längs ytan av den kristallina källaren observeras en stegvis sänkning med låg amplitud i nordlig och nordöstlig riktning. Mot denna bakgrund skisseras en serie relativt smala, upphöjda källarblock långsträckta i meridional och submeridional riktning och tillhörande grabenliknande tråg.

Placeringen av avsättningsområdet i de närliggande zonerna i Nizhnekamsk-tråget i Kama-Kinel-systemet förutbestämmer en märkbar förändring i strukturplanerna för de övre devoniska och nedre karbonavlagringarna. I sektionen av den devoniska sedimentsekvensen motsvarar de strukturellt svagt definierade terrasser och tråg. De överliggande avlagringarna har en mer komplex strukturplan, som kännetecknas av tydliga, linjärt långsträckta svallliknande zoner, komplicerade av lokala höjningar av tredje ordningen. Tillsammans med funktionerna i den ärvda strukturplanen uppträder lokala sedimentära nya formationer i form av revstrukturer från den övre fransniska-famennska åldern och tillhörande omgivande strukturer - Upper Nalimovskoe och South Nalimovskoe uplifts. Amplituden för dessa strukturer längs toppen av Tournaisian etappen når 65-70 m. I grund och botten är de karakteristiska lokala elementen i Bukharafältet lågamplitudhöjningar av tredje ordningen. Inom fältområdet är ytan av Tournaisian etapp komplicerad av "kanal"-incisionszoner, identifierade baserat på resultaten av detaljerat CDP-arbete i Zainsky-regionen av seismisk undersökningsbatch 9/96, som huvudsakligen bekräftades av faktiska borrningar 1997 -2000.

Grunden för de strukturella konstruktionerna var resultaten av det detaljerade CDP-arbetet från Bukhara seismiska undersökningspartiet 9/96 i Zainsky-regionen.

Enligt sektionen av Bukharafältet har oljeinnehåll av varierande intensitet fastställts för ett antal horisonter i övre devon och nedre karbon.

Produktiva på fältet är fruktansvärda avlagringar från Pashiysky-, Kynovsky- och Bobrikovsky-horisonterna, karbonatreservoarer från Semiluksky-, Buregsky-, Zavolzhsky-horisonten och Tournaisian-stadiet. Totalt har 47 oljefyndigheter identifierats, som har olika storlek och oljeförande nivåer. De styrs av enskilda lokala höjningar eller en grupp av strukturer. Industriella ansamlingar av olja i Pashi-horisonten är begränsade till lager indexerade (från botten till toppen) som D 1 -c, D 1 -b och D 1 -a, sammansatta av sandstenar och siltstenar. Skikten D 1 -a, D 1 -b betraktas som ett objekt - D 1 -a + b, eftersom de i 20% av brunnarna smälter samman eller har tunna lerbroar med en tjocklek på 0,8-1,2 m. Lager D 1 - är utmärks som en fristående anläggning med egen VNK.

D 1 -c representeras av finkorniga välsorterade sandstenar, ligger i den nedre delen av Pashi-horisonten på ett djup av 1741,6 m, är tydligt korrelerad enligt GIS-material och är separerad från D 1 -a + b-formationen vid en bro med tjocklek 4,6 m. Reservoartyp - porös. Oljehalten i D 1 -v-formationen är begränsad i yta. Den är förknippad med endast 2 fyndigheter i allra söder och en i mitten av fältet. Oljebärande kapacitet etablerades i 13 brunnar baserade på GIS-material, testning utfördes i 10 av dem, oljeflödeshastigheter som varierar från 0,3 till 22,1 ton/dag. Formationens effektiva oljemättade tjocklek varierar från 0,6 till 2,8 m. Reservoar D 1 -v är underliggande huvudsakligen av bottenvatten. I många brunnar upptäcktes direkt OWC; oljeförande konturer ritades med hjälp av medelvärdena för OWC-höjder för brunnar, med hänsyn till de nedre perforeringshålen.

Reservoar D 1 -a+b är en brett utvecklad oljemättad reservoar, upptäckt i 40 % av brunnarna i den totala borrade fonden i Devon. Formationens effektiva oljemättade tjocklek varierar från 0,8 till 2,4 m.

Totalt identifierades 13 oljefyndigheter, begränsade till tredje ordningens seismiska höjningar. Avlagringarna är små till storlek och höjd. Sju av dem upptäcktes av endast en brunn. Typ av insättningar - strata-arch. OWC upptäcktes i 38 % av brunnarna där oljemättnad fastställdes. I detta avseende ritades de oljebärande konturerna i 3 avlagringar i enlighet med läget för vatten-oljekontakten, bestämd från GIS och provtagningsresultat, i resten endast enligt den absoluta höjden av basen av den nedre olje- mättat lager. Strukturernas sättningar observeras i nordlig riktning. De absoluta höjderna av OWC, längs vilka konturerna av avlagringarna ritas, ändras från söder till norr från -1496 till -1508,7 m. Konturerna av avlagringarna i området för brunnar 736, 785, 788, 790 och 793a har genomgått ändringar enligt NVSP MOV-data. Oljefyndigheten i området för brunn 790 (Verkhne-Nalimovskoye-höjningen) ändrade kraftigt sin orientering från submeridional riktning enligt resultaten av seismiska undersökningar mot nordost enligt resultaten av NVSP MOV. Depositionens storlek halverades. Oljefyndigheten i området för brunn 736 ändrade riktning från nordväst till nordost, dess storlek ökade något. I oljefyndigheter begränsade till höjningen av östra Bukhara (området för brunn 793a) och i området för brunn 788, vars oljereserver inte godkändes av Ryska federationens statliga reservkommitté, det oljeförande området har fördubblats. Oljefyndigheten i området för brunn 785 från nordväst är begränsad av den tektoniska störningslinjen som identifierats av NVSP, bortom vilken ett fel på 5 meter vertikalt upptäcktes. Depositionen begränsas av en fellinje, som i detta fall är en skärm. Storleken på depositionen minskade med 4 gånger. Därför, efter att ha utfört det arbete som föreslagits av författarna för att hantera nätverket av seismiska profiler i vissa områden av fältet, upparbeta allt tillgängligt seismiskt undersökningsmaterial och utföra den lågintensiva ytbeläggningen av den seismiska undersökningen i de brunnar som föreslås i ytterligare prospekteringskapitel är det nödvändigt att klargöra fältets oljereserver i enlighet med de erhållna resultaten.

Den totala tjockleken av sedimenten i Pashi-horisonten är i genomsnitt 22,8 m, den effektiva oljemättade är 1,9 m, vilket följaktligen återspeglas i sandighetskoefficienten - 0,071, och sandighetskoefficienten för den oljemättade delen är 0,631. Fragmenteringskoefficienten är 4,067.

Högre upp i sektionen, på ett djup av 1734,2 m, finns produktiva avlagringar av Kynovsky-horisonten, begränsade till D 0 -v-skiktet. Reservoaren representeras huvudsakligen av siltstenar, mer sällan av finkorniga och kvartssandstenar. Reservoartypen är porös.

D 0 -v-skiktet utvecklas i hela området. Baserat på den identifierades och avgränsades 11 oljefyndigheter, som i princip överlappar när det gäller avlagringar i Pashi-avlagringarna. I 25 brunnar borrade i 9 fyndigheter testades den oljemättade formationen D 0 -v. Oljeflödeshastigheter som erhålls under testning varierar från 1,3 till 19,2 ton/dag. Typ av insättningar - strata-valv. OWC upptäcktes i 14 brunnar. Oljebärande konturer ritades baserat på provtagningsresultat i enlighet med de hypsometriska märkena för de nedre perforeringshålen från vilka olja erhölls. I fyra avlagringar tas positionen för de oljebärande konturerna längs basen av det nedre oljemättade lagret.

Den totala tjockleken av Kynovsky-horisonten varierar från 13,8 till 23,6 m, i genomsnitt 19,3 m. Antalet mellanskikt är 1 - 4, dissektionskoefficienten är 1,852. Den totala effektiva oljemättade tjockleken på mellanskikten varierar mellan 0,6 - 0,62 m, genomsnittet är 2,2 m. Sandighetskoefficienten var 0,712. Tjockleken på det ogenomträngliga skiktet mellan de oljemättade skikten är liten - 0,6-1,4 m.

1.2 Reservoaregenskaper för produktiva horisonter

Avlagringarna av Pashiy- och Kynov-horisonterna i Frasnian-stadiet i övre devon består av siltstenar och sandstenar. De karakteriserades av kärna i 10 brunnar (70 prover).

Sandstenar är monomineral kvarts, finkornig. Kvartskornen är halvrundade, kornen är väl sorterade, packningen är medelmåttig, tät i områden. Enligt granulometrisk analys är sandstenarna finkorniga (50,1% - 80,8%) med en liten inblandning av den medium-psammitiska fraktionen (0 - 10,3%), mycket siltig, lerig (2,7 - 7,1%). Kalkhalten varierar från 0,1 till 3%.

Cementen är sekundär kvarts, som bildar regenereringsfälgar, och karbonat-lermaterial, som bildar kontakt, och i vissa områden, cement av portyp. Sandstenarnas porositet sträcker sig från 12,9 - 20,4 %, permeabiliteten 118,3 - 644,5 * 10 -3 μm 2.

Siltstones är kvarts i sammansättning med bra spannmålssortering. Enligt den granulometriska sammansättningen: grovkornig (43,6-63,7%), medium och mycket sandig (11,2-44,7%), lätt lerig (2,2-5,3%) med en liten inblandning av medel och fin siltfraktion (1,5-8,1% ). Typen av cement är regenerativ, kontakt och por. Porositeten hos siltstenar enligt kärnan varierar från 15 till 21,2%, permeabilitet - från 9,6 till 109,9 * 10 -3 μm 2.

Porositeten i reservoarerna i Pashi-sedimenten, bestämd från GIS (47 brunnar) och kärna (3 brunnar - 33 bestämningar), är nästan densamma: 19,7% och 20,5%, oljemättnad är 71,9 respektive 81,6%. Permeabilitetsparametrar som bestämts från brunnsloggnings-, härd- och hydrodynamiska studier varierar, data presenteras i tabell 1.2.1. För design togs medelvärdet från brunnsloggningsresultaten som det mest representativa (46 brunnar - 151 bestämningar), vilket är lika med 0,13 µm 2. Standardvärdena för koefficienterna för porositet, oljemättnad och permeabilitet för fruktansvärda reservoarer från Pashiy- och Kynov-åldrarna är identiska och är respektive: 0,115, 0,55 och 0,013 μm 2.

Samlare har hög kapacitet, mycket genomsläppliga. Reservoartyp - porös.

Pashi-avlagringarna kännetecknas av en generellt låg sandhalt (0,071), och i den oljemättade delen - 0,631. Objektets heterogenitet indikeras av det ganska höga värdet av dess dissektion, lika med 4,067. Den totala tjockleken av horisonten är i genomsnitt 22,8 m, den totala oljemättade är 1,9 m. Det höga medelvärdet för den effektiva tjockleken (10,7 m) indikerar närvaron av en betydande vattenmättad del i lager med bottenvatten.

Täcket för avlagringarna av Pashi-avlagringar är lerstenar från Kynovsky-åldern med en tjocklek på 2 till 6 m.

Reservoaregenskaperna för Kynovfyndigheterna kännetecknas av kärndata, brunnsloggningsresultat och hydrodynamiska studier. Enligt den första är de högre, och enligt mer representativa material, enligt geofysiska studier, kännetecknas reservoarer av följande värden: porositet - 19,6%, oljemättnad - 74,3%, permeabilitet - 0,126 µm 2, presenterade i tabell 1.2 .1. När det gäller deras kapacitiva filtreringsegenskaper klassificeras de som högkapacitet, mycket permeabla. Reservoartyp - porös.

Den totala tjockleken av Kynovsky-avsättningarna är i genomsnitt 19,3 m, den genomsnittliga oljemättade tjockleken är 2,2 m, den effektiva tjockleken är 3,0 m. Reservoarerna kännetecknas av hög heterogenitet - dissektion 1,852, hög sandhalt - 0,712. Täcket för Kynovavlagringarna är lera av samma ålder upp till 10 m tjockt.

1.3 Fysikalisk-kemiska egenskaper hos formationsvätskor

Studien av de fysikalisk-kemiska egenskaperna hos oljor i reservoar- och ytförhållanden utfördes med hjälp av reservoarprover vid TatNIPIneft och i TGRU:s analytiska laboratorium. Prover togs av djupprovtagare av typen PD-3 och undersöktes på UIPN-2 och ASM-300 installationerna enligt allmänt accepterade metoder. Oljeviskositeten bestämdes med en VVDU-viskosimeter (universell högtrycksviskosimeter) och en kapillärviskosimeter av VPZh-typ. Densiteten för separerad olja bestämdes med användning av den pyknometriska metoden. Sammansättningen av olja och gas efter en enda avgasning av ett reservoaroljeprov analyserades med hjälp av kromatografer såsom LKhM-8M, Khrom-5. Alla forskningsdata presenteras i enlighet med RD-153-39-007-96 "Regler för utarbetande av designtekniska dokument för utveckling av olje- och gasoljefält."

Totalt analyserades följande för Bukharafältet: reservoarprover - 39, ytprover - 37 prover. På grund av bristen på data om Tournaisian-scenen och Bureg-horisonten användes genomsnittliga parametrar för Kadyrovskoye- respektive Romashkinskoye-fälten.

Fysikalisk-kemiska egenskaper hos vätskor presenteras i tabellen

Tabell 1 Fysikalisk-kemiska egenskaper

namn	Pashisky horisont
	Antal undersökta	Räckvidd
			ändringar	menande
Gasmättnadstryck, MPa
avgasning, m3/t
avgasning, fraktioner av enheter.
Densitet, kg/m3
Viskositet, mPa*s
Producerat vatten
Fortsättning av tabell 1
inkl. vätesulfid, m3/t
Viskositet, mPa*s
Total mineralisering, g/l
Densitet, kg/m3
Kynovsky horisont
Gasmättnadstryck, MPa
avgasning, m3/t
Volymkoefficient vid ett skott
avgasning, fraktioner av enheter.
Densitet, kg/m3
Viskositet, mPa*s
Volymkoefficient vid differential
avgasning under driftsförhållanden, bråkdel av enheter.
inkl. vätesulfid, m3/t
Volymkoefficient, bråkdelar av enheter.
Viskositet, mPa*s
Total mineralisering, g/l
Densitet, kg/m3
Buregskys horisont
Gasmättnadstryck, MPa
avgasning, m3/t
Volymkoefficient vid ett skott
avgasning, fraktioner av enheter.
Densitet, kg/m3
Viskositet, mPa*s
Volymkoefficient vid differential
avgasning under driftsförhållanden, bråkdel av enheter.
Producerat vatten
inkl. vätesulfid, m3/t
Volymkoefficient, bråkdelar av enheter.
Viskositet, mPa*s
Total mineralisering, g/l
Densitet, kg/m3
Tournaisian etapp
Gasmättnadstryck, MPa
avgasning, m3/t
Volymkoefficient vid ett skott
avgasning, fraktioner av enheter.
Densitet, kg/m3
Viskositet, mPa*s
Volymkoefficient vid differential
avgasning under driftsförhållanden, bråkdel av enheter.
Fortsättning av tabell 1
Producerat vatten
inkl. vätesulfid, m3/t
Volymkoefficient, bråkdelar av enheter.
Viskositet, mPa*s
Total mineralisering, g/l
Densitet, kg/m3
Bobrikovskys horisont
Gasmättnadstryck, MPa
avgasning, m3/t
Volymkoefficient vid ett skott
avgasning, fraktioner av enheter.
Densitet, kg/m3
Viskositet, mPa*s
Volymkoefficient vid differential
avgasning under driftsförhållanden, bråkdel av enheter.
Producerat vatten
inkl. vätesulfid, m3/t
Volymkoefficient, bråkdelar av enheter.
Viskositet, mPa*s
Total mineralisering, g/l
Densitet, kg/m3

1.4 Kortfattade tekniska och operativa egenskaper fond

brunnar

Devoniska avlagringar av fyndigheten.

Beståndet av brunnar för horisonten D 0 + D 1, som tillhandahålls av pilotproduktionsprojektet och ytterligare dokument, bestäms till mängden 85 enheter, inklusive produktion - 18, utvärdering - 6, prospektering - 61. Nätdensiteten är 16 hektar/brunn.

Faktum är att den 1 januari 2004 hade 79 brunnar borrats, varav 18 var produktion, 55 var prospektering och 6 var utvärdering.

Vid utgången av 2004 uppgick produktionslagret för anläggningen till 28 brunnar.

Under 2004 skedde följande förändringar i produktionsstocken: 1 ny brunn (nr 793a) från det piezometriska lagret togs i drift för olja.

Per den 1 januari 2005 var det operativa lagret 25 brunnar. 2004 gick 1 brunn (nr 750) i inaktivitet från det befintliga beståndet och 4 brunnar togs i drift (nr 785, 792, 794, 1027).

Det finns 3 brunnar i det inaktiva lagret: alla 3 brunnarna väntar på ORS.

Dynamiken i gruvfonden visas nedan:

Tabell 1 Dynamik i gruvbeståndet

	Antal brunnar
	från och med den 1 januari 2004	från och med den 1 januari 2005
1. Gruvfond
inklusive: teckensnitt
2. Aktiv fond
inklusive: teckensnitt
3. Vilande fond
4.I mastering

Dynamiken för den genomsnittliga dagliga flödeshastigheten för en driftbrunn kan spåras i tabellen:

Tabell 2 Genomsnittlig daglig flödeshastighet för brunnen.

	från och med den 1 januari 2004	från och med den 1 januari 2005
Arbetssätt
Genomsnittlig flödeshastighet 1 brunn, t/dag
Fortsättning av tabell 2

Vid utgången av 2004 var injektionsstocken för anläggningen 1 brunn.

Dynamiken i injektionsbrunnsstocken den 1 januari 2005 ges nedan:

Tabell 3 Dynamik för insprutningsbrunnens lager

	Antal brunnar
	från och med den 1 januari 2004	från och med den 1 januari 2005
Hela injektionsfonden
a) brunnar under injektion
b) vilande fond
c) oljearbetare
d) piezometrisk
e) i mastering

Det nuvarande beståndet av injektionsbrunnar är 1 brunn (nr 1009).

Andra brunnar.

Per den 1 januari 2005 är beståndet av piezometriska brunnar 12 brunnar. Under rapporteringsåret överfördes brunn nr 1038 från observationsfonden till denna fond, och 1 brunn gick i produktion från den piezometriska fonden.

Antalet övergivna brunnar vid rapportårets slut är 25 brunnar, samma som förra året.

Från och med den 1 januari 2005 finns det inga brunnar i malpåsebeståndet.

Oljeproduktionen för 2004 längs D 0 och D 1 horisonterna av Bukharafältet var planerad att producera 27 934 tusen ton, men 28 768 tusen ton producerades faktiskt. Produktionstakten vid anläggningen var 1,45 % av de initiala utvinningsbara reserverna och 1,65 % av de nuvarande utvinningsbara reserverna.

Under rapporteringsåret togs 1 ny oljekälla i drift, vilket resulterade i 0,271 tusen ton olja. Det genomsnittliga oljeflödet i den nya brunnen var 1,6 ton/dag.

Under 2004 producerades följande: SRP - 13 769 ton olja (47,9%), ESP - 14 999 (52,1%). Sedan utvecklingens början den 1 januari 2005, 269,547 tusen ton olja eller 13,6% av den ursprungliga utvinningsbara reserver har valts ut

På grund av driftsättningen av 4 brunnar från inaktivitet producerades 0,932 tusen ton olja. Den genomsnittliga oljeflödeshastigheten för en brunn som togs i drift från inaktivitet var 1,3 ton/dag och för vätskor - 8,6 ton/dag.

Vatteninjektion 2003 uppgick den tekniska injektionen till 29.186 tusen m 3. Det årliga vätskeuttaget under reservoarförhållanden kompenserades genom teknisk injektion med 14,2 %.

I allmänhet, längs D 0 + D 1-horisonten, från och med den 1 januari 2005, arbetar 25 brunnar med vatten, alla brunnar är översvämmade med formationsvatten.

Beroende på graden av vattenavskärning av de producerade produkterna fördelas brunnarnas vattenavskärningsbestånd i tabell 4.

Tabell 4 Vattenskärning av producerade produkter.

Tillstånd för reservoartrycket.

Per den 1 januari 2005 var reservoartrycket vid anläggningen i utvinningszonen 163,1 atm, jämfört med 164,2 atm förra året.

Bobrikovsky insättningar av fyndigheten.

1997 sattes avlagringar av Bobrikovsky-horisonten i utveckling.

Beståndet av brunnar för Bobrikovsky-horisonten, som tillhandahålls av pilotproduktionsprojektet och ytterligare dokument, bestäms till mängden 25 enheter, inklusive produktion - 20, reserv - 1, bedömning - 2, prospektering - 2.

Masktätheten är 16,0 ha/kvm.

Faktum är att den 1 januari 2005 hade 17 brunnar borrats, varav 13 var produktion, 2 var prospektering och 2 var utvärdering.

Vid utgången av 2004 uppgick produktionslagret för anläggningen till 23 brunnar.

Per den 1 januari 2005 var det operativa lagret 23 brunnar. 2004 togs 2 brunnar ur inaktivitet (nr 1022, 1029). Det finns inga brunnar i det inaktiva lagret.

Dynamiken i gruvfonden visas i tabell 5.

Tabell 5 Gruvfondens dynamik.

	Antal brunnar
	från och med den 1 januari 2004	från och med den 1 januari 2005
1. Gruvfond
Inklusive: typsnitt
Fortsättning av tabell 5
2. Aktiv fond
inklusive: teckensnitt
Vilande fond
Under utveckling

Dynamiken i den genomsnittliga dagliga flödeshastigheten för en driftbrunn kan spåras i tabell 6.

Tabell 6 Genomsnittlig daglig flödeshastighet för en aktiv brunn.

Studerande grupper 10-1 3B

Fakultet olja och gas specialiteter 130503.65

Förbi första pedagogiska praktiken, hölls i NGDU "Almetyevneft", NGDU Yamashneft, testplats för NGDU "Elkhovneft".

Praktikplats Almetjevsk.

Början av praktiken 2.04.2012 slut på praktiken 20.04.2012

Praktikchef

från Institutionen för RiENGM Nadyrshin R.F.

Almetjevsk, 2012

INTRODUKTION……………………………………………………………………………………………….. 3

GRUNDLÄGGANDE EGENSKAPER HOS OLJE- OCH GASRESERVOIR........... ....4

GEOLOGISKA KARAKTERISTIKA FÖR INSTÄLLNINGAR….…11

UTRUSTNING OCH TEKNIK FÖR OLJEPRODUKTION……………………….. 13

Flödande drift av brunnar…..……………………………………….…13

Drift av brunnar med sugstångspumpar……….. 16

Drift av brunnar med elektriska centrifugal- och skruvpumpar……………………………………………………………………………………………………………….. 21

Grundläggande operationer som utförs vid service av mekaniserade brunnar…………………………………………………………………………………………... 30

Underjordiska och större reparationer av brunnar………………………………… 32

Metoder för att påverka den nära borrhålsdelen av formationen…………. ..34

4. INSAMLING OCH BEREDNING AV OLJA PÅ FÄLTEN………….…….…40

5. ORGANISATION AV RPM PÅ FISKEANLEGGNINGAR…….…45

6. KORTFATTAD KARAKTERISTIKA FÖR TYPER AV ARBETE PÅ UNDERHÅLL OCH REPARATION AV RÖRLEDNINGAR….…………….….. 48

7. SÄKERHETSÅTGÄRDER VID UTFÖR ARBETE PÅ UNDERHÅLL OCH REPARATION AV BRUNNAR……………………….…..… 50

REFERENSER……………………………………………………………………………………….. 52

Introduktion

Introduktionspraxis är det inledande skedet av utbildningen. Hjälper dig att bli bekant med ditt yrke innan du börjar läsa specialämnen. Denna praxis ägde rum vid olje- och gasproduktionsföretagen Yamashneft, Almetyevneft och Elkhovnefts träningsområde. Huvudmålen med praktiken var:

Bekanta sig med eleverna med processerna för borrning av olje- och gaskällor, olje- och gasproduktion och utveckling av oljefält.

Bekantskap med den huvudsakliga utrustningen som används vid borrning och drift av olje- och gaskällor.

Bekantskap med oljeproduktionsindustrins huvudlänk - oljefältet och dess produktion och ekonomiska aktiviteter.

Inhämta vissa praktiska kunskaper som bidrar till en bättre assimilering av teoretiskt material i processen för vidareutbildning inom specialiteten.

Skaffa första erfarenhet av kommunikation i ett produktionsteam.

Under den pedagogiska praktiken besökte vi och bekantade oss med arrangemanget av GZNU-6, BPS-1, samt med ett kluster av brunnar avsedda för produktion av elektrisk energi. Målen för vårt besök var också "GZNU, DNS-61, KNS-121 NGDU Almetyevneft", dessutom besökte vi en borrigg, workover-maskiner och utbildningssektorer hos NGDU Elkhovneft, för att reparera utrustning och hålla tävlingar bland anställda.

Skicka ditt goda arbete i kunskapsbasen är enkelt. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara er mycket tacksamma.

Postat på http://allbest.ru/

Ministeriet för utbildning och vetenskap i REPUBLIKEN TATARSTAN

ALMETYEVSK STATENS OLJEINSTITUT

Institutionen för utveckling och driftolje- och gasfält"

RAPPORTERA

Enligt den pedagogiska praktiken som ägde rum på NGDU "Leninogorskneft", träningsplats, NGDU "Elkhovneft"

Praktikplats: Almetyevsk

Praktikchef från Institutionen för RiENGM

Almetjevsk 2012

MEDbesittning

Introduktion

1. Kriterier och principer för identifiering av operativa anläggningar

2. Utvecklingssystem för oljefält

3. Placering av brunnar enligt deponeringsområdet

4. Geologiska och fysiska egenskaper hos föremål

5. Borrning av brunnar

6. PPD-system

7. Drift av olje- och injektionsbrunnar

8. Brunntestning

9. Metoder för att öka brunnsproduktiviteten

10. Pågående och större reparationer av brunnar

11. Insamling och beredning av olja, gas och vatten

12. Industriell säkerhet vid olje- och gasföretag

Bibliografi

Introduktion

Almetyevneft olje- och gasproduktionsstiftelse bildades den 1 oktober 1952 på grundval av Minnibaevo-oljefältet från Bugulmaneft-stiftelsen i Tatneft PA. 1954 omvandlades den till en oljefältsavdelning, 1970 - till Almetyevnefts olje- och gasproduktionsavdelning. , kulturella och inhemska, detaljhandelsanläggningar och produktionsanläggningar.

Idag består ledningen av:

6 olje- och gasproduktionsverkstäder;

2 verkstäder för komplex oljeberedning och pumpning;

verkstad för att ta emot och leverera olja;

reservoar tryck underhåll butik;

10 extra produktionsverkstäder;

Institutionen för bostäder och nyttigheter.

Almetyevnefts ledning har en sport- och fritidsverkstad och ansvarar för hälsolägret Yunost och Kama-fiskarbasen.

NGDU Almetyevneft utvecklar de centrala och nordvästra delarna av Romashkinskoyefältet.

Organisation av produktionsprocesser vid NGDU Almetyevneft:

OPPD" Department of Maintenance Reservoir Pressure and Enhancing Oil Recovery Huvuduppgiften är att utveckla och organisera genomförandet av åtgärder som syftar till att uppfylla planen för att pumpa processvätska in i reservoaren, vilket ökar effektiviteten i användningen av injektionsbrunnens lager och annan utrustning i reservoaren. trafikkontrollsystem; övervaka det snabba genomförandet av åtgärder som syftar till att öka oljeutvinningsformationerna, kontroll över genomförandet av miljöåtgärder under driften av anläggningar för underhåll av reservoartryck.

CITS säkerställer genomförandet av dag- och månadsplaner för olje- och gasproduktion, organiserar och övervakar genomförandet av dagliga uppgifter, daglig analys av produktionsläget, dygnet runt-organisation och kontroll av arbete vid alla mål, samordning med hjälpproduktion.

TODNIRP - teknisk avdelning för oljeproduktion och produktionsutveckling, Huvuduppgift: utveckling av långsiktiga, års-, kvartals- och månadsplaner för oljeproduktion, driftsättning av brunnar, underjordiska och större reparationer av brunnar och brunnar för mekaniserad oljeproduktion.

OKPC - säkerställa högkvalitativa brunnsreparationer från att skriva arbetsplaner till slutförande av reparationer, utveckla organisatoriska och tekniska åtgärder som syftar till att öka effektiviteten av brunnsreparationer, övervaka efterlevnaden av den tekniska processen under brunnsreparationer, introduktion av ny teknik och material.

OOSS - avdelningen för brunnskonstruktionsorganisation utövar kontroll över att brunnsbyggnadsarbeten slutförs i tid, förutsatt att kostnadsgränsen inte överskrids.

SPSN-tjänst för mottagning och leverans av olja. Huvuduppgiften för att ta emot oljeleverans är att organisera mottagandet av olja från avdelningarna av OAO Tatneft och dess leverans vid de integrerade mätcentralerna till systemet med stamoljeledningar i AK Transneft.

SPbiOT - industrisäkerhet och arbetarskyddstjänst (Huvuduppgiften är att säkerställa industrisäkerhet och arbetarskydd på ledningsavdelningar, organisera och samordna arbetet i denna riktning. Teknisk avdelning - hanterar implementering och drift av ny utrustning och avancerad teknik vid NGDU-anläggningar.

OMTSKO avdelning för material och teknisk försörjning och utrustningskonfiguration. Utför företagsledning av processen för material och tekniskt stöd för produktion.

Avdelningen för Chief Power Engineer - tillhandahåller teknisk och metodisk ledning av energiledningstjänsten, utvecklar och kontrollerar genomförandet av åtgärder för rationell drift av energi- och värmeutrustning.

Chef för mekanikeravdelningen. Huvuduppgiften är att tillhandahålla teknisk och metodisk vägledning till den mekaniska reparationstjänsten och säkerställa rationell drift av utrustningen.

Chefsteknologavdelningen. Huvuduppgiften är att organisera genomförandet av planer för beredning och pumpning av olja, produktion av en bred fraktion och åtgärder som syftar till att förbättra kvaliteten och minska förlusterna av behandlad olja.

TORNiGM är en teknisk avdelning för utveckling av olje- och gasfält. Avdelningens huvuduppgift är implementering och godkännande av tekniska system och fältutvecklingsprojekt.

Geologiska avdelningen. Huvuduppgiften för den geologiska avdelningen är en detaljerad studie av olje- och gasfält under perioden för borrning av dem med produktions- och injektionsbrunnar.

MGS - lantmäteri- och geodettjänst. MGS:s huvuduppgift är att i rätt tid och högkvalitativt implementera ett komplex av lantmäteriarbeten enligt regulatoriska krav, tillräckligt för att säkerställa ett säkert genomförande av arbete relaterat till användningen av underjorden, den mest kompletta utvinningen av mineralreserver från undergrund, säkerställande av den tekniska cykeln för gruv-, byggnads- och installationsarbeten, samt för att förutsäga farliga situationer när sådana arbeten utförs.

OVP - hjälpproduktionsavdelning. Avdelningens huvuduppgift är att studera de sociologiska problemen med att organisera arbete, liv och vila för arbetare, utveckla sociala program, organisera deras genomförande och övervaka hur de genomförs.

SOI är en informationsbehandlingstjänst. Huvuduppgiften är att implementera och säkerställa att NGDU:s informationssystem fungerar effektivt, samla in primär information och snabb leverans av beräkningsresultat till konsumenterna.

POOM - produktionsavdelning för fältutveckling. Huvuduppgiften är att utveckla åtgärder för snabb driftsättning av anläggningar under uppförande, nuvarande och framtida planer för kapitalbyggnation.

OER och P - avdelningen för ekonomiska beräkningar och prognoser. Huvuduppgiften är att organisera och förbättra beräkningar och motiveringar för prognoser och operativ analys av den finansiella verksamheten i förvaltningen, beräkningar och motiveringar av den ekonomiska planen för oberoende strukturella divisioner.

OH&ZP - avdelningen för arbetsorganisation och löner. Huvuduppgiften är att skapa förutsättningar för progressiv och effektiv arbetskraftsverksamhet genom utveckling och implementering av avancerade former av arbetsorganisation.

OKS - kapitalbyggnadsavdelningen. Avdelningens huvuduppgift är att utarbeta aktuella och långsiktiga planer för kapitalbyggnation av stadsbostäder och civila anläggningar, finansierade av OAO Tatneft och andra finansieringskällor, övervaka framstegen i byggandet och finansieringen av byggda anläggningar, och säkerställa igångsättning av färdiga anläggningar i tid.

Fa- Avdelningens huvuduppgift är att representera NGDU Almetyevneft i frågor om statlig registrering av rättigheter till fastighet och vid slutförande av transaktioner (arrende, köp och försäljning) med fastigheter, samt redovisning, kontroll och analys av effektiviteten av användning av egendom som ägs av OGDU Almetyevneft och utveckling av förslag till förbättring.

PSO - design- och uppskattningsavdelning. Huvuduppgiften är att i rätt tid utfärda design- och uppskattningsdokumentation till "Kunden" i enlighet med de åtgärder som utvecklats för snabb driftsättning. Anläggningar under uppbyggnad, nuvarande och framtida planer för uppförande av nya, ombyggnad av befintliga anläggningar på egen hand.

TsDNG - olje- och gasproduktionsverkstäder. Huvuduppgiften är att säkerställa utvecklingen av olje- och gasfält.

TSPP - butik för underhåll av reservoartryck. Huvuduppgiften är att upprätthålla reservoartrycket vid utbyggnadsplatserna.

TsKPPN - verkstad för komplex beredning och pumpning av olja. Huvuduppgiften är att ta emot olja från CDNG till tankfarmar, separera olja från råvarudepåer, producera en stor del lätta kolväten och leverera behandlad olja

TsKPRS - verkstad för kapital och underjordisk reparation av brunnar. Huvuduppgiften är snabb och högkvalitativ ersättning av misslyckade elektriska centrifugalanläggningar och underjordisk utrustning.

PRTSGNO är en rullnings- och reparationsverkstad för pumputrustning för djupa brunnar. Huvuduppgiften är att utföra reparationer och revisioner av pressning.

TsPSN - oljemottagning och leveransverkstad. Huvuduppgiften är organisatoriskt och tekniskt stöd för oljemottagnings- och leveransoperationer, vilket säkerställer tillförlitligheten i redovisning och oljekvalitetskontroll.

PRTSEiE - rullnings- och reparationsverkstad för elektrisk utrustning och strömförsörjning.

Huvuduppgiften är att säkerställa tillförlitlig, ekonomisk, säker drift av elektriska installationer, reparera elektrisk utrustning i alla divisioner av NGDU.

CHP - värme- och kraftverk. Verkstadens huvuduppgift är oavbruten, rationell tillförsel av värme och energi till anläggningarna i NGDU, OJSC Tatneft med minimala kostnader och förebyggande av energiförluster.

PRTSEO - rullnings- och reparationsverkstad för driftutrustning. Verkstadens huvuduppgift är att säkerställa tillförlitlig och oavbruten drift av oljefältsutrustning.

DAC - produktionsautomationsverkstad. Huvuduppgiften är att underhålla och säkerställa tillförlitlig drift av instrumentering.

AUTT-1 - Almetyevsk tekniska transportavdelning. Huvuduppgiften för AUTT-1 är högkvalitativa och snabba transporttjänster och utförandet av arbete med specialutrustning för företag, organisationer och strukturella divisioner av NGDU för att säkerställa genomförandet av planerade uppgifter för olje- och gasproduktion, konstruktion av olja och gasbrunnar.

TsAKZO - verkstad för korrosionsskydd av utrustning. Verkstadens huvuduppgift är att öka livslängden för oljefältsutrustning genom användning av korrosionsskyddsteknik.

SOC - Sport- och fitnessverkstad för NGDU "AN". Huvuduppgiften för workshopen är att ge förutsättningar för att förbättra hälsan och den allmänna fysiska utvecklingen för NGDU "AN"-anställda och deras familjemedlemmar.

Fritidscenter "Ungdom". Huvuduppgiften är att säkerställa vila för NGDU-arbetare och deras familjer.

Centrallager. Lagrets uppgifter inkluderar: mottagning, bearbetning, lagring och frigivning av materialtillgångar och utrustning.

UKK - Utbildningskurscentrum. Huvuduppgiften är: utbildning, omskolning, avancerad utbildning av arbetare, utbildning av förmän och deras reserver.

1. Kriterier och principer för identifiering av operativa anläggningar

Utvecklingen av flerskiktsfält som innehåller olika typer av kolvätevätskor (olja, gas, gaskondensat och vatten) är ett komplext optimeringsproblem, vars kompetenta lösning avgör hur effektivt och rationellt undergrunden kommer att utnyttjas. Den avgörande rollen för att lösa denna fråga spelas av graden av utforskning av fältet, nämligen tillgången på tillförlitlig information om konfigurationen av fyndigheter, de geologiska och fysikaliska egenskaperna hos produktiva formationer, deras naturliga regimer, fysikaliska och kemiska egenskaper och komponentsammansättning av kolväteråvaror.

En hög grad av kunskap gör det möjligt att minimera risken för fel vid val av operativa objekt, vilket utgör det mest rationella schemat för deras val. Samtidigt är det uppenbart att en hög grad av kunskap är kännetecknande för borrade fält: här har beslut om tilldelning av produktionsanläggningar redan tagits, och endast deras anpassning är möjlig. Den mest pressande frågan är således identifieringen av operativa objekt i det inledande utvecklingsskedet. Som regel är mängden initial information för design i detta skede mycket begränsad. I detta avseende är det en tvetydig uppgift att välja det optimala antalet objekt. När ny information blir tillgänglig kan deras antal antingen öka avsevärt eller minska avsevärt. Sådana förändringar kan avsevärt påverka projektets tekniska och ekonomiska effektivitet.

För närvarande, på grund av förbättringen av fältens tekniska utrustning, finns det en tendens att ta hänsyn till ett större antal parametrar och kriterier när man kombinerar flera lager till en produktionsanläggning. Huvudkriteriet för korrekt identifiering av operativa objekt är rationaliteten hos utvecklingsindikatorer.

Därför har det nyligen gjorts försök att ta hänsyn till kvantitativa kriterier relaterade till de geologiska egenskaperna hos strukturen för olika horisonter vid identifiering av operativa objekt.

Funktionsprediktionsfelet kan användas som ett urvalskriterium.

Kriteriet för val av konstruktionsdriftlägen för brunnar är det minsta bottenhålstryck som krävs för brunnsflöde; gasmättnadstryck av reservoarolja; det minsta tryck som krävs för normal drift av en centrifugal- eller kolvpump med djupbrunn; den maximalt tillåtna flödeshastigheten för en brunn (eller den maximala specifika flödeshastigheten per meter formationstjocklek).

Alla dessa kriterier kanske inte alltid är acceptabla.

Tvärtom, för bergarter som är mycket svaga och instabila, kan alla begränsande kriterier för bottenhålstryck visa sig vara onödiga, eftersom de inte kan uppnås till följd av begränsning av flödet.

Detta grundläggande krav kan dock inte fungera som det enda kriteriet för utvecklingens rationalitet.

Uppenbarligen finns det vissa samband mellan dessa kvantiteter som kan fungera som kriterier som bestämmer förutsättningarna för genomförbarheten och ekonomisk lönsamhet av att borra ytterligare brunnar.

Ett av de möjliga kriterierna för genomförbarheten av att borra reservbrunnar kan vara kostnaden för ytterligare oljeproduktion, som inte bör överstiga en viss gräns - gränsen för lönsam kostnad, beroende på kvaliteten på den producerade oljan, platsen för fyndigheten, etc.

Som huvudkriterium, som i fallet med en kontinuerlig reservoar, kommer vi att ta kostnaden för olja som produceras ytterligare genom reservbrunnar. Kriteriet för deras tillämplighet är Fourier-parametern Fo: där Yak är radien för tillförselkonturen eller formationens yttre gräns (karakteriserar formationens storlek). Som ett kriterium för övergången från regimen för upplöst gas till den blandade regimen för undanträngning av kolsyrad olja med vatten, jämlikheten av bottenhålstrycken vid konstanta flödeshastigheter eller jämlikheten av flödeshastigheterna vid konstanta tryck som tas för den i:te serien från inkompressibla vätskeinterferensformler för samtidig drift av serien när man jämför dem med motsvarande värden som erhålls genom att beräkna driften av denna serie i löst gasläge.

Beräkningsmetoden måste vara tillräckligt exakt, för vilka vissa kriterier måste antas.

Ett sådant kriterium kan till exempel vara en jämförelse av indikatorer beräknade enligt detta schema och ett mer exakt (flerdimensionellt).

Ett objektivt kriterium för en modells adekvathet är kriteriet överensstämmelse.

Kriterier för effektiv tillämpning av metoder

Kriterierna för metoders tillämplighet omfattar i viss mån tekniska och ekonomiska indikatorer för att använda metoden utifrån en generalisering av tidigare vunna erfarenheter av att använda metoden i olika geologiska och fysiska förhållanden.

Geologiska och fysikaliska kriterier för tillämpligheten av nya metoder för att öka oljeutvinningen fastställdes baserat på analys av ett flertal teoretiska, laboratorie- och fältstudier av både inhemska och utländska författare och ges i tabell.

Urvalet av fyndigheter görs genom att analysera dem enligt kriterierna för tillämpligheten för varje metod.

På ett område visar det sig att det är möjligt att rekommendera två eller flera metoder och kriterierna för metoders tillämplighet och ytterligare villkor och restriktioner tillåter inte att välja en effektmetod för området, särskilda tekniska och ekonomiska bedömningar görs.

Motivering av metoden för att öka oljeutvinningen vid vattenöversvämning utifrån kriterierna för metoders tillämplighet.

Genom att beteckna andelen vatten i den totala volymen av inträngd vätska och kvarhållen av berget under dess omvända flöde genom koefficienten e, får vi huvudkriteriet för effektiviteten av cyklisk verkan.

De specificerade uppgifterna bestäms baserat på resultaten av laboratoriestudier på fysiskt likartade reservoarmodeller i förhållande till förhållandena för ett visst objekt (med hjälp av verkliga bergprover, reservoarolja och föremål för likhetskriterier under modelleringsprocessen).

2. Utvecklingssystem för oljefält

Olje- och olje- och gasfält är ansamlingar av kolväten i jordskorpan, begränsade till en eller flera lokaliserade geologiska strukturer, d.v.s. strukturer som ligger nära samma geografiska plats. En fyndighet är en naturlig lokal enskild ansamling av olja i ett eller flera sammanlänkade reservoarlager, d.v.s. i bergarter som kan innehålla och släppa ut olja under utveckling.

Kolväteförekomster som ingår i fälten är vanligtvis belägna i lager eller bergmassor som har olika fördelning under jord, ofta med olika geologiska och fysikaliska egenskaper. I många fall är enskilda olje- och gasförande formationer åtskilda av betydande tjocklekar av ogenomträngliga bergarter eller finns bara i vissa områden av fältet.

Sådana isolerade formationer eller formationer med olika egenskaper utvecklas av olika grupper av brunnar, ibland med olika tekniker. Storleken och flerskiktskaraktären hos fält med kapacitiva egenskaper hos reservoarer bestämmer i allmänhet storleken och densiteten av oljereserver, och i kombination med djupet av förekomsten, bestämmer valet av utvecklingssystem och metoder för oljeproduktion.

Ett oljefältsutvecklingssystem bör kallas en uppsättning sammankopplade tekniska lösningar som definierar utvecklingsobjekt; sekvensen och takten för deras borrning och utveckling; förekomsten av påverkan på formationer för att utvinna olja och gas från dem; antal, förhållande och placering av injektions- och produktionsbrunnar; antal reservbrunnar, fältutvecklingsförvaltning, undergrund och miljöskydd. Att bygga ett fältutvecklingssystem innebär att hitta och implementera ovanstående uppsättning tekniska lösningar.

Fältutvecklingssystemet ska uppfylla kraven på maximal utvinning av olja eller gas från undergrunden på kortast möjliga tid till minimal kostnad.

Utvecklingsprojektet bestämmer antalet och placeringssystemet för produktions- och injektionsbrunnar, nivån på olje- och gasproduktion, metoder för att upprätthålla reservoartrycket etc.

Utvecklingen av enskilda olje- eller gasfyndigheter sker genom ett system med produktions- och injektionsbrunnar som säkerställer utvinning av olja eller gas från reservoaren. Komplexet av alla aktiviteter som säkerställer utvecklingen av fyndigheten bestämmer utvecklingssystemet.

Huvudelementen i reservoarutvecklingssystemet är: metoden för att påverka bildningen, placeringen av produktions- och injektionsbrunnar, takten och ordningen för borrning av produktions- och injektionsbrunnar.

De viktigaste delarna av utvecklingssystemet är metoder för att påverka bildningen, eftersom andra frågor om reservoarutveckling kommer att lösas beroende på dem.

För att öka effektiviteten hos de naturliga regimerna i fyndigheten och säkerställa den mest rationella utvecklingen är det nödvändigt att använda olika metoder för att påverka reservoaren. Sådana metoder kan innefatta olika typer av vattenöversvämning, gasinjektion i gaslocket eller i oljedelen av reservoaren, saltsyrabehandlingar, hydraulisk sprickbildning och ett antal andra åtgärder som syftar till att upprätthålla reservoartrycket och öka brunnsproduktiviteten.

För närvarande, utan att upprätthålla reservoartrycket, utvecklas antingen fyndigheter som har en aktiv naturlig regim, som kan upprätthålla trycket under hela utvecklingsperioden och erhåller en hög slutlig oljeutvinningsfaktor, eller fält med små reserver, där arbetet organiseras för att upprätthålla trycket. inte är ekonomiskt genomförbart.

3. Placering av brunnar enligt deponeringsområdet

Brunnsplacering avser placeringsnätet och avstånden mellan brunnar (nätdensitet), takten och ordningen för att ta brunnar i drift. Utvecklingssystem är indelade i följande: med brunnar placerade på ett enhetligt galler och med brunnar placerade på ett ojämnt galler (främst i rader).

Utvecklingssystem med brunnsplacering på ett enhetligt rutnät särskiljs: av rutnätets form; genom maskdensitet; med hastigheten för idrifttagning av brunnar; enligt den ordning i vilken brunnar tas i drift i förhållande till varandra och de strukturella delarna av fyndigheten. Maskor är formade som kvadratiska och triangulära (hexagonala). Med ett triangulärt galler placeras 15,5 % fler brunnar på området än med ett kvadratiskt galler vid lika avstånd mellan brunnarna. Utformningen av brunnsplatser i ett lovande eller olje- och gasförande område och sekvensen av deras borrningar, vilket ger en tillförlitlig och effektiv lösning på geologiska prospekteringsproblem under specifika geologiska förhållanden.

Grundläggande brunnsplaceringssystem:

Triangulär

Placeringen av varje ny brunn i toppen av en triangel, i de andra två hörnen av vilka det redan finns borrade brunnar.

Ringa

Placering av brunnar i på varandra följande rader runt upptäcktsbrunnen vid samma hypsometriska markeringar av basproduktiva horisonten.

Profil

Placera brunnar vid olika hypsometriska märken längs en profil (linje) som korsar strukturen eller området för avsättningen i en viss riktning, för att få en geologisk profilsektion.

I praktiken, under vissa förhållanden, används kombinerade brunnplaceringssystem, bestående av olika kombinationer av grundläggande system eller deras modifieringar (till exempel ett sicksackprofilsystem).

Särskilt ofta används kombinationer av brunnsplaceringssystem vid prospektering av fält som innehåller fyndigheter av olika typer och storlekar och vars prospektering utförs av oberoende brunnsmönster.

Med moderna metoder för prospektering och prospektering väljs också brunnsplaceringssystem ut på basis av lösningar som erhållits genom att analysera motsvarande matematiska modeller av industriella olje- och gasansamlingar.

4. Geologiska och fysiska egenskaper hos föremål

Romashkinskoye-fältet ligger 70 km väster om staden Almetyevsk. Upptäckt 1948, utvecklad sedan 1952. Begränsad till Almetyevskaya-toppen av tatarbågen med en storlek på 65x75 km, är den nära bågedelen komplicerad av många lokala höjningar. Depositionen är flerlagers. Det huvudsakliga industriella oljeinnehållet är förknippat med fruktansvärda skikt i Mellan-, Övre Devon och Mellankarbon (Bobrikovsky-horisonten); mindre avlagringar finns i karbonatreservoarer i övre devon, nedre och mellersta karbon. Över 200 oljefyndigheter har upptäckts. Den huvudsakliga fyndigheten, 50 m hög, ligger i Pashi-horisonten. Reservoarerna representeras av kvartssandstenar med en total tjocklek på flera till 50 m, den genomsnittliga oljemättade tjockleken är 10-15 m. Sandstenarnas porositet är 15-26%, permeabiliteten 40-2000 mD. Olja av naftenisk-paraffinsammansättning, densitet 796-820 kg/m 3, S-halt 1,5-2,1%, paraffin 2,6-5,4%. Sammansättning av associerad gas (%): CH4 30-40, C2H6 + högre 27-55. Reservoaren i Kynov-horisonten i Upper Devonian (tjockleken på sandreservoarerna är upp till 9 m, den genomsnittliga oljemättade tjockleken är 3,2 m) är hydrodynamiskt ansluten till Pashi-avsättningen. De återstående avlagringarna i terrigena avlagringar (Lower Carboniferous) är begränsade till reservoarer med sandig siltsten med en total tjocklek på upp till 18 m. Avsättningsregimen är vattentryck och elastiskt vattentryck. De huvudsakliga avlagringarna utvecklas genom att behålla trycket i reservoaren (inre kretsar och perifer översvämning) med hjälp av en mekaniserad metod. Produktionscentret är Almetyevsk.

Minnibaevskaya-området är ett av fältets centrala områden. Området började omsättas i industriell utveckling 1952. De första injektionsbrunnarna i skärraden Almetyevsko-Minnibaevsky överfördes till vatteninjektion 1954. Idag är detta ett av de mest utvecklade områdena i Romashkinskoyefältet.

Postat på http://allbest.ru/

Postat på http://allbest.ru/

Romashkinskoye fält:

rutor: 1 - Berezovskaya, 2 - North-Almetyevskaya, 3 - Almetyevskaya, 4 - Minnibaevskaya, 5 - Zay-Karatayskaya, 6 - Kuakbashskaya, 7 - Tashliyarskaya, 8 - Chishminskaya, 9 - Alkeevskaya -skaya - 110 Abdrakhmanovskaya, 12 - Yuzhno-Romashkinskaya, 13 - West-Leninogorskaya, 14 - Pavlovskaya, 15 - Zelenogorskaya, 16 East - Leninogorskaya, 17 - Aznakaevskaya, 18 - Kholmovskaya, 19 Karakalinskaya, 19 Karakalinskaya, 19 Karakalinskaya, 19 Karakalinskaya;

Novo-Elkhovskoye fält;

Bavlinskoye fält

a - gränser för insättningar;

b - områdesgränser.

5. Bborra brunnar

Brunnsborrning är processen att konstruera en riktad cylindrisk gruvöppning i marken, vars diameter "D" är försumbar jämfört med dess längd längs axeln "H", utan mänsklig tillgång till ansiktet. Början av en brunn på jordens yta kallas munnen, botten kallas botten och brunnens väggar bildar dess stam.

Utifrån anslagsmetoden på berg skiljer man på mekanisk och icke-mekanisk borrning. Under mekanisk borrning påverkar borrverktyget berget direkt, förstör det, och under icke-mekanisk borrning sker förstörelse utan direkt kontakt med berget från källan till stöten på det. Icke-mekaniska metoder (hydrauliska, termiska, elektrofysiska) är under utveckling och används för närvarande inte för att borra olje- och gaskällor.

Mekaniska borrmetoder är uppdelade i slag och roterande.

Vid slagborrning utförs bergförstöring av borrkrona 1 upphängd i ett rep (fig. 3). Borrverktyget innefattar även en slagstång 2 och ett replås 3. Det är upphängt i ett rep 4, som kastas över ett block 5 monterat på en mast (ej visad). Borrverktygets fram- och återgående rörelse tillhandahålls av borriggen 6.

Postat på http://allbest.ru/

Postat på http://allbest.ru/

Ris. 3. Slagborrningsschema:

1 - bit; 2 - stötstång; 3 - replås; 4 - rep; 5 - block; 6 - borrigg.

När brunnen blir djupare förlängs repet. Brunnens cylindricitet säkerställs genom att vrida borrkronan under drift.

För att rensa ytan från förstört sten, avlägsnas borrverktyget periodiskt från brunnen och en bailer, liknande en lång hink med en ventil i botten, sänks ner i den. När bailern är nedsänkt i en blandning av vätska (formation eller hälld uppifrån) och borrade stenpartiklar, öppnas ventilen och bailern fylls med denna blandning. När bailern lyfts stängs ventilen och blandningen avlägsnas till toppen.

Efter att bottenrengöringen är klar sänks borrverktyget ner i brunnen igen och borrningen fortsätter.

Ris. 2. Klassificering av metoder för borrning av brunnar för olja och gas

För att undvika kollaps av brunnsväggarna sänks ett höljerör ner i det, vars längd ökar när botten blir djupare.

För närvarande används inte chockborrning i vårt land vid borrning av olje- och gaskällor.

Olje- och gaskällor är konstruerade med rotationsborrningsmetoden. Med denna metod krossas inte stenar av stötar, utan förstörs av en roterande bit, som utsätts för en axiell belastning. Vridmoment överförs till borrkronan eller från ytan från rotatorn (rotorn) genom borrrörssträngen (roterande borrning) eller från en borrhålsmotor (turboborr, elektrisk borr, skruvmotor) installerad direkt ovanför borrkronan. En turboborr är en hydraulisk turbin som drivs i rotation med hjälp av spolvätska som injiceras i brunnen. En elektrisk borrmaskin är en elektrisk motor skyddad från vätskeinträngning, till vilken ström tillförs via en kabel från ytan. En skruvmotor är en typ av hydraulisk maskin i borrhålet i vilken en skruvmekanism används för att omvandla energin från spolvätskans flöde till mekanisk energi för roterande rörelse.

Utifrån arten av bergförstöring i botten skiljer man på kontinuerlig borrning och kärnborrning. Under kontinuerlig borrning sker förstörelse av berg över hela ytan. Kärnborrning innebär förstörelse av stenar endast längs ringen för att utvinna en kärna - ett cylindriskt prov av stenar längs hela eller delar av brunnens längd.

6. PPD-system

Reservoartrycksupprätthållande är processen för naturligt eller artificiellt bevarande av trycket i produktiva skikt av oljefyndigheter vid det initiala eller designade värdet för att uppnå höga oljeproduktionshastigheter och öka graden av dess återvinning. Att upprätthålla reservoartrycket under utvecklingen av en oljefyndighet kan utföras på grund av den naturliga aktiva vattentrycks- eller elastiska vattentrycksregimen, artificiell vattentrycksregim skapad som ett resultat av vatteninjektion i reservoarskikt under perifer eller perifer översvämning , såväl som under översvämning inom kretsen. Beroende på de geologiska förhållandena och ekonomiska utvecklingsindikatorer, väljs en eller annan metod för att upprätthålla reservoartrycket eller en kombination av dem.

Att upprätthålla reservoartrycket med översvämningsmetoden inom kretsen är den mest effektiva och ekonomiska, särskilt för oljeavlagringar med stora ytor. Den skapas av block, stegade axiella, barriärarea, fokala eller selektiva översvämningsmetoder. Vid upprätthållande av reservoartrycket i oljedelen av fyndigheten pumpas vatten eller en vatten-gasblandning utan tillsatser eller med olika tillsatser genom injektionsbrunnar för att förbättra dess förträngningsegenskaper. Om en oljefyndighet har ett uttalat tak, injiceras gas eller luft i det för att upprätthålla reservoartrycket, vilket resulterar i att trycket från en konstgjord gaskåpa skapas. Vid beräkning av injektionsprocesser bestäms layouten av injektionsbrunnar, den totala injektionsvolymen, injektionsbrunnarnas injektionsförmåga, deras antal och injektionstryck. En layout av injektionsbrunnar väljs som ger den mest effektiva kopplingen mellan injektions- och extraktionszonerna och enhetlig förskjutning av olja med vatten.

Under arealöversvämningar, beroende på oljefyndighetens geologiska struktur och utvecklingsstadiet, används in-line, 4-punkts, 7-punkts och andra arrangemang av injektions- och produktionsbrunnar för att upprätthålla reservoartrycket. Avvikelser kan tillåtas i placeringen av brunnar längs det korrekta geometriska rutnätet om områdesöversvämning utförs utöver det tidigare implementerade vattenöversvämningssystemet, med hänsyn till dess effektivitet, geologiska struktur och tillståndet för utveckling av reservoarskikten. Den totala volymen av det injicerade medlet beror på den designade vätskeextraktionen från reservoaren, på trycket på injektionsledningen och, för det mesta, på reservoaren och formationernas elastiska egenskaper. Antalet injektionsbrunnar med en känd injektionsvolym beror på absorptionskapaciteten för varje brunn vid ett givet injektionstryck. Injektionsbrunnars absorptionsförmåga bestäms av injektivitetskoefficienten, precis som en oljekällas produktivitet bestäms av produktivitetskoefficienten. Det maximala utloppstrycket beror på vilken typ av pumputrustning som finns. Antalet injektionsbrunnar för varje oljefyndighet bestäms av förhållandet mellan den specificerade volymen vatteninjektion per dag och absorptionskapaciteten för en brunn. Effektiviteten av vattenöversvämningsprocessen bedöms av ökningen av nuvarande oljeproduktion från befintliga brunnar. Användningen av reservoartrycksupprätthållande ökade kraftigt oljeutvinningshastigheten, minskade utvecklingstiden för oljeavlagringar och säkerställde höga slutliga oljeutvinningsfaktorer.

7. Drift av olje- och injektionsbrunnar

SSHNU är en uppsättning utrustning för mekaniserad extraktion av vätska genom brunnar med hjälp av en stavpump som drivs av en pumpmaskin.

Ris. 4. SSHNU:

1 - gungmaskin; 2 - polerad stång; 3 - kolumn av stavar; 4 - hölje; 5 - pump- och kompressorrör; 6 - pumpcylinder; 7 - pumpkolv; 8 - utloppsventil; 9 - sugventil.

Stångpumpen (fig. 4) sänks ner i brunnen under vätskenivån. Den består av en cylinder, en kolv ansluten till en stång, sug- och utloppsventiler. Cylindern på en icke-insatt stavpump sänks på slangsträngen och kolven sänks på stavsträngen inuti slangen; cylindern på insticksstångspumpen sänks tillsammans med kolven på stängerna och fästs vid ett låsstöd installerat i änden av slangen eller på packaren; En sugstångspump med stor diameter sänks helt på en slangsträng och är ansluten till stavsträngen genom en kopplingsanordning. Det finns också: stavpumpar med en rörlig cylinder och en fast kolv, med två kompressionssteg, med två cylindrar och kolvar, med en vakuumkammare, etc. Stängerna är anslutna till en kolonn med hjälp av kopplingar. Spöns längd 8-10 m, diameter 12,7-28,6 mm. Ihåliga icke-metalliska stavar eller kontinuerliga pelare av stavar som lindas upp medan de lyfts på en trumma används också. Pelarens längd är upp till 2500 m. För en längd över 1000 m görs pelaren av stavar i steg, med en ökande diameter mot toppen för att minska vikten och uppnå lika styrka.

Pumpmaskinen omvandlar motoraxelns rotation till fram- och återgående rörelse, överförd till stavkolonnen genom en flexibel upphängning och en polerad stav. Främst används mekaniska växellådor, balanserade och obalanserade, samt torn- och hydrauliska pumpmaskiner. Den maximala slaglängden för stavupphängningspunkten är 1-6 m, den maximala belastningen är 1-20 tf, frekvensen av slag per minut är från 5 till 15. De använder elektriska, mer sällan gasmotorer (oljegas från en brunn ) med en effekt på upp till 100 kW. Pumpmaskinen omvandlar motoraxelns rotation till en fram- och återgående rörelse som överförs till stavpelaren genom en flexibel (rep, kedja) upphängning och en polerad stav. Främst används mekaniska växellådor, balanserade och obalanserade, samt torn- och hydrauliska pumpmaskiner. Den maximala slaglängden för stavupphängningspunkten är 1-6 m (torn upp till 12 m), den maximala belastningen är 1-20 tf, frekvensen av slag per minut är från 5 till 15. De använder elektrisk, mer sällan gas motorer med en effekt på upp till 100 kW.

Kontrollstationen för sugstångspumpenheten ger uppstart, installation, överbelastningsskydd samt periodisk drift. Ytterligare utrustning för en sugstångspumpenhet: ett ankare för att förhindra rörelser av den nedre änden av slangen; liner - en kolumn av rör med liten diameter (25-40 mm) under pumpen för att avlägsna vatten; gas- och sandankare för att skydda pumpen från fri gas och nötande mekaniska föroreningar; stavskydd (polymer eller med rullar) för att minska slitage på rör och stavkopplingar i lutande brunnar; stavskrapor för att avlägsna paraffinavlagringar från rörledningar; en dynamograf som visar belastningens beroende av rörelsen av stavupphängningspunkten, för teknisk diagnostik av komponenterna i en sugstångspumpenhet.

Brunnsprodukter (olja, vatten, saltlösning) tillförs ytan genom rör, hölje eller ihåliga stavar. Produktiviteten med konstant pumpning är upp till 300 m 3 /dag, för lägre flöden används periodisk oljeproduktion.

En elektrisk centrifugalpumpenhet är en uppsättning utrustning för mekaniserad extraktion av vätska genom brunnar med hjälp av en centrifugalpump direkt ansluten till en dränkbar elmotor. Används vid utvinning av olja och vatten, inklusive saltlösningar. En elektrisk centrifugalpumpenhet för oljekällor (fig. 5) inkluderar en centrifugalpump med 50-600 steg; asynkron elektrisk motor fylld med speciell dielektrisk olja; ett skydd som skyddar den elektriska motorns hålighet från inträngning av formationsmedia; kabel som förbinder elmotorn med transformatorn och kontrollstationen. Centrifugalpumpsteget innehåller en ledskovel med ett pumphjul (fig. 6).

Ris. 5. Elektrisk centrifugalpumpenhet:

1 - elmotor; 2 - beskyddare; 3 - centrifugalpump; 4 - kabel; 5 - brunnshuvudbeslag; 6 - transformator; 7 - kontrollstation; 8 - sensor.

Ledskovlarna är åtdragna i ett cylindriskt pumphus, och pumphjulen är säkrade med en kil på en axel upphängd på ett axiellt stöd och roterande i änd- och mellanliggande radiella stöd. Delar är gjutna av specialgjutjärn, brons, korrosions- och nötningsbeständiga legeringar och polymermaterial. För att minska inträdet av fri gas i pumpen, installeras en gravitations- eller centrifugalgasseparator framför den.

Elmotorn består av en stator innehållande ett cylindriskt hus med pressade elstålpaket, i vars spår lindningen är placerad, och en rötor upphängd på det axiella stödet med stålpaket fästa på axeln, där ett kortslutet ekorrhjul typ lindning är belägen; Radiella stöd är placerade mellan paketen.

Skyddet innehåller en axeltätning, ett system för att kompensera för temperaturexpansion av oljan, och i vissa fall en hydraulisk tätning med en vätska med högre densitet än hålmediet och neutral i förhållande till den och elmotoroljan.

En trekärnig armerad platt eller rund kabel med stort tvärsnitt har en tätad ingång till elmotorn och ansluter den senare genom en transformator till kontrollstationen. Stationen styr, övervakar och elektriskt skyddar den elektriska centrifugalpumpenheten från kortslutningar, överbelastningar, strömavbrott och minskat isolationsmotstånd. Transformatorn omvandlar nätverksspänningen till driftspänning och har stegjustering för att välja driftläge. Frekvensomvandlare används också för att steglöst justera rotationshastigheten för en elektrisk centrifugalpumpenhet och tryck- och temperatursensorer för elmotorn, som sänder en signal om dessa parametrars avvikelse från säkra värden via en strömkabel eller signal kärna.

Längden på den elektriska centrifugalpumpenheten är 25-30 m. När längden på centrifugalpumpen och elmotorn är över 5-8 m (beroende på diametern), består de av separata sektioner för enkel transport och installation. Den elektriska centrifugalpumpenheten monteras i vertikalt läge direkt under sänkningsprocessen i brunnen. Sektionskropparna är förbundna med flänsar, axlarna med splineskopplingar. Installationen sänks ned till ett förutbestämt djup på rörledningar som är upphängda i brunnshuvudanslutningar med en hermetiskt förseglad kabelinföring i brunnen. Kabelledningen fästs på pump- och kompressorrören utifrån med remmar. När en elektrisk centrifugalpumpenhet är i drift, tillförs produkten till ytan genom pump- och kompressorrör. Mindre vanligt förekommande är elektriska centrifugalpumpenheter utan slang med packare, kabel-repupphängning och produkttillförsel genom höljet. Produktiviteten hos en elektrisk centrifugalpumpenhet för oljekällor är från 15-20 till 1400-2000 m 3 /dag, tryck upp till 2500-3000 m, elmotoreffekt upp till 500 kW, spänning upp till 2000 V, temperatur på pumpat medium upp till 180°C, tryck upp till 25 MPa.

En elektrisk centrifugalpumpenhet för vatten innehåller en elmotor fylld med vatten och en pump med 5-50 steg. Dess produktivitet är upp till 3000 m 3 /dag, tryck upp till 1500 m, elmotoreffekt upp till 700 kW, spänning 3000 V, vattentemperatur upp till 40°C.

8. Väl testar

Brunntestning är en uppsättning metoder för att bestämma huvudparametrarna för olje- och gasförande formationer och brunnar med hjälp av djupgående instrument; information överförs via en djup kommunikationskanal.

Syftet med studien är att få fram underlag för att ta fram projekt och styra fältutvecklingen. Det finns geofysiska, hydrodynamiska, gashydrodynamiska metoder, såväl som flödesmätning, bullerloggning etc. Under hydrodynamiska studier bestäms parametrar som karakteriserar relativt stora områden av de studerade reservoarskikten, liksom brunnars tekniska egenskaper, den geologiska strukturen av reservoarskiktet klargörs, och den hydrodynamiska kopplingen mellan skikt och brunnar bestäms och etc.

Med hjälp av debitometri i drift av injektions- och produktionsbrunnar identifieras intervall av vätskeinflöde till brunnens botten, flödeshastigheterna för enskilda skikt, permeabilitet, piezoelektrisk konduktivitet bestäms, tillståndet hos höljet, brunnarnas ringform etc. övervakas. Under djupgående studier, tryckmätare, termometrar, flödesmätare, ljudnivåmätare och komplexa hålinstrument för att mäta tryck, temperatur, flödeshastighet och vatteninnehåll i vätska. För hydrodynamisk djupforskning används ett automatiskt fältelektroniskt laboratorium.

9. Metoder för att öka brunnsproduktiviteten

Flödeshastigheterna för gasbrunnar med samma diametrar, formationens driftsförhållanden och reservoartryck kan ökas genom att reducera filtreringsmotståndet när gas rör sig i bottenhålszonen av formationen. Detta är möjligt på grund av bildandet av kanaler, håligheter och sprickor i det, vilket minskar innehållet av fasta partiklar och vätskor i porkanalerna.

Följande metoder för att påverka bottenhålsbildningszonen är kända.

1) Fysikalisk-kemisk: saltsyrabehandling (HAT); termisk syrabehandling (TAT); behandling med ytaktiva ämnen (ytaktiva ämnen); torkning av bottenhålszonen med torr dehydratiserad gas;

2) Mekanisk: torpedering; hydraulisk frakturering (frakturering); hydrosandblast perforering (GPP); kärnkraftsexplosion;

3) Kombinerat: hydraulisk frakturering + SKO; GPP+SKO.

Valet av metod för att påverka brunnarnas bottenhålszon beror på den litologiska och mineralogiska sammansättningen av bergarterna och cementeringsmaterialet i gasförande bergarter, trycket och temperaturen hos gasen och formationsstenarna, tjockleken på den produktiva horisonten och heterogenitet i formationen längs sektionen.

Saltsyra- och termisk syrabehandling av brunnars bottenhålszoner ger goda resultat i lågpermeabilitet karbonatbergarter (kalkstenar, dolomiter) och sandstenar med karbonatcementerande substans. I sandstenar med lercementerande material är behandling med salt- och fluorvätesyror (så kallad slamsyra) effektiv.

Saltsyrabehandling baseras på saltsyrans förmåga att lösa upp karbonatstenar.

Beroende på reservoarförhållandena används i praktiken 8--15 % saltsyra. Industriell saltsyra tillförs av fabriker i koncentrerad form, på fältet späds den med vatten till önskad koncentration.

Ris. 7. System för syrabehandling.

För att minska korrosion av metallutrustning i processen med SKO används ämnen som kallas korrosionsinhibitorer, som inkluderar formalin (CH 2 O), Unikol PB-5, I-1-A med urotropin, samt sulfonol, DS-RAS, dissolvan 4411, neutraliserad svart kontakt.

Produkterna från sur interaktion med berg avlägsnas från formationen under brunnsutveckling. För att underlätta denna process tillsätts förstärkare till syran för att minska ytspänningen hos reaktionsprodukterna - NCP, alkoholer, DS-preparat och andra ytaktiva ämnen.

Ordningen för att tillsätta olika reagenser till syran när den förbereds för injektion i en brunn är som följer: vatten - inhibitorer - stabilisatorer (ättiksyra och fluorvätesyror) - teknisk saltsyra - bariumklorid - intensifierare.

Syra injiceras i brunnen i en volym av 0,5--0,7 till 3--4 m 3 per 1 m filterlängd med hjälp av specialenheter, till exempel Azinmash-30, monterad på ett KrAZ-219-fordon, såväl som cementeringsenheter TsA-300, TsA-320M, 2AN-500. Surreaktionstiden från slutet av injektionen bör inte överstiga 6-8 h. Resultaten bestäms baserat på brunnstestdata efter behandling. Behandlingen anses vara framgångsrik om koefficienten C minskar och brunnsflödeshastigheten ökar vid samma neddragning av formationen. Torpedering, hydraulisk sprickbildning, hydrosandsprängning perforering och kärnvapenexplosioner används vanligtvis i formationer som består av starka, täta bergarter som har låg permeabilitet och porositet, men högt formationstryck.

Kärnan i hydraulisk sprickbildning är skapandet av högt tryck i botten av brunnar, vilket skulle överstiga det lokala bergtrycket med en mängd beroende på bergets hållfasthetsegenskaper. Med en sådan ökning av trycket i formationen bildas sprickor eller redan existerande expanderar, vilket leder till en betydande ökning av formationens permeabilitet. De skapade sprickorna fixeras med grov sand.

Ris. 8. Schema för hydraulisk sprickbildning:

1 - produktiv bildning; 2 - slangar; 3 - produktionssträng; 4 - packare

Det hydrauliska spricktrycket, orienteringen och storleken på de resulterande sprickorna beror på bergtrycket, det vill säga trycket hos de överliggande bergarterna, arten och parametrarna för den naturliga sprickningen av gasförande bergarter, såväl som storleken på reservoartrycket. I processen med hydraulisk sprickbildning måste förhållanden skapas under vilka sprickor uppstår och fixeras i formationen. Sprickvätskeinsprutningshastigheterna måste vara sådana att den insprutade volymen överstiger injektionsförmågan hos den formation som fraktureras hydrauliskt. Den erforderliga insprutningshastigheten beror på sprickvätskans viskositet och parametrarna för zonen nära borrhålet. Av detta följer att i bergarter med låg permeabilitet kan hydraulisk sprickbildning ske vid relativt låga insprutningshastigheter med lågviskösa vätskor. I mycket permeabla bergarter är det nödvändigt att använda sprickvätskor med hög viskositet eller avsevärt öka injektionshastigheten.

oljefältsbrunnars produktivitet

10. Pågående och större reparationer av brunnar

Under driften av brunnar med fontän, kompressor eller pumpningsmetoder störs deras drift, vilket uttrycks i en gradvis eller kraftig minskning av flödeshastigheten, ibland till och med i ett fullständigt upphörande av vätsketillförseln. Arbete för att återställa det specificerade tekniska driftsläget för en brunn innebär att lyfta underjordisk utrustning för att ersätta eller reparera den, rengöra brunnen från en sandplugg med en bailer eller spolning, eliminera trasiga eller avskruvade sugstavar och andra operationer.

Allt reparationsarbete, beroende på dess karaktär och komplexitet, är uppdelat i pågående och större reparationer av brunnar.

Pågående reparationer inkluderar följande arbeten:

Schemalagt förebyggande underhåll.

Besiktning av underjordisk utrustning.

Felsökning av underjordisk utrustning.

Byte av en brunnspump (PTsEN eller ShSN).

Ändra driftsmetod, byta från PCEN till ShSN eller vice versa, etc.

Rengöring av slangar från paraffin eller salter.

Byte av konventionella rör med belagda rör (glasrör).

Ändra upphängningsdjupet för pumpenheten.

Lyft av utrustning i hålet innan brunnen sätts i malpåse.

Särskilda underjordiska reparationer i samband med studier av den produktiva horisonten.

Vissa typer av nödreparationer, såsom kolven som har fastnat, trasiga stänger, trasig skraptråd eller elkabel.

Det listade reparationsarbetet, liksom ett antal andra, utförs av underjordiska brunnsreparationsteam organiserade på det oljeproducerande företaget. Brunnsöversyn inkluderar reparationsarbete, vilket kräver användning av mer komplex utrustning, inklusive användning av borriggar. Särskilt större reparationer omfattar följande arbeten:

Eliminering av komplexa olyckor i samband med brott på stavar, rör, kablar och bildandet av tätningar i brunnen.

Korrigering av överträdelser i mantelkolonner.

Isolering av formationsvatten.

Arbeta med att öppna upp formationen och utveckla brunnar i samband med övergången till en annan horisont.

Borrning av den andra stammen.

Borra ut täta salt-sandpluggar i botten.

Hydraulisk spräckning.

Saltsyrabehandling av brunnar.

Installation av tillfälliga kolonner - "flottor", tvättning och installation av filter, eliminering av fastnade rör, packare och kollaps av höljeskolonner.

Väl övergivande operationer.

När man utför underjordiska reparationer av djupa brunnar, används produktionstorn och master, stationära eller mobila, utformade för att hänga upp det gående systemet, stödja vikten av en sträng av rör eller stavar under reparationsarbete som utförs vid brunnen.

Stationära torn och master används extremt irrationellt, eftersom... Reparationsarbeten vid varje brunn utförs endast några dagar om året, resten av tiden är dessa strukturer inaktiva. Därför är det lämpligt att använda hissar som bär sina egna master vid underjordiska reparationer. Deras transportbas är traktorer och bilar.

En hiss är en mekanisk vinsch monterad på en traktor, ett fordon eller en separat ram. I det första fallet drivs vinschen från dragmotorn på en traktor eller bil, i de andra från en oberoende förbränningsmotor eller elmotor.

Enheten, till skillnad från en hiss, är utrustad med ett torn och en mekanism för att höja och sänka den.

11. Insamling och beredning av olja, gas och vatten

Insamling av olja och gas på fälten är beredning av olja, gas och vatten till en sådan kvalitet att de kan transporteras till konsumenterna. Det utförs genom en uppsättning utrustning och rörledningar utformade för att samla in produkterna från enskilda brunnar och transportera dem till den centrala olje-, gas- och vattenbehandlingspunkten (CPS).

Liknande dokument

Utbyggnad av oljefält. Utrustning och teknik för oljeproduktion. Flödande drift av brunnar, deras underjordiska och större reparationer. Insamling och beredning av olja i fält. Säkerhetsföreskrifter vid utförande av arbete på brunnar och utrustning.

praxisrapport, tillagd 2011-10-23


Allmän information om fiskeanläggningen. Geografiska och ekonomiska förhållanden och fyndighetens geologiska struktur. Organisation och produktion av borrverksamhet. Metoder för att öka brunnsproduktiviteten. Pågående och större reparationer av olje- och gaskällor.

praktikrapport, tillagd 2012-10-22


Studie av tekniska processer för att borra olje- och gaskällor med exemplet NGDU Almetyevneft. Geologiska och fysiska egenskaper hos objekt, utveckling av oljefält. Metoder för att öka brunnsproduktiviteten. Säkerhetsåtgärder.

praktikrapport, tillagd 2012-03-20


Eliminering av olja, gas och vattenintrång vid borrning av brunnar. Metoder för att öppna upp en produktiv formation. Utrustning av brunnar som drivs av ESP. Insamling, beredning och transport av brunnsprodukter. Stadier av vattenberedning för att översvämma oljereservoarer.

kursarbete, tillagt 2015-07-07


En kort historik över utvecklingen av olje- och gasaffärer. Koncept och syfte med brunnar. Geologiska och fältegenskaper hos produktiva formationer. Grunderna för utvecklingen av olje- och gasfält och deras drift. Övervägande av metoder för att förbättra oljeutvinningen.

praxisrapport, tillagd 2014-09-23


Metoder för sökning och prospektering av olje- och gasfält. Stadier av prospekterings- och prospekteringsarbete. Klassificering av olje- och gasfyndigheter. Problem med att leta efter och utforska olja och gas, borra brunnar. Motivering för utläggning av avgränsande prospekteringsbrunnar.

kursarbete, tillagd 2011-06-19


Fysiska egenskaper och fyndigheter av olja och gas. Stadier och typer av geologiskt arbete. Borrning av olje- och gaskällor och deras drift. Typer av reservoarenergi. Utvecklingssätt för olje- och gasfyndigheter. Fältinsamling och beredning av olja och gas.

abstrakt, tillagt 2011-07-14


Konceptet med en oljefyndighet, dess huvudtyper. Källor till reservoarenergi. Reservoartryck. Vätskeflöde till brunnen. Villkor för förekomsten av oljefältsutvecklingslägen: vattentryck, elastik, gaslock, löst gas.

presentation, tillagd 2015-08-29


Fältets allmänna egenskaper, kemiska och fysikaliska egenskaper hos olja. Tillstånd, orsaker och typer av forsande. Funktioner för driften av brunnar med djupa brunnspumpar. Metoder för att förbättra oljeutvinningen. Teknik och utrustning för att borra brunnar.

praxisrapport, tillagd 2011-10-28


Primära, sekundära och tertiära metoder för att utveckla olje- och gasfält, deras väsen och egenskaper. Tja och dess typer. Riktad (horisontell) borrning. Artificiell avvikelse av brunnar. Borrhål för olja och gas.