Zhvillimi i fushave të naftës dhe gazit. Prezantim me temën "nafta dhe gazi" Funksionimi i puseve të naftës dhe gazit Metodat e funksionimit të puseve

Tema 1.5. Zhvillimi dhe prodhimi i naftës dhe gazit

TEMA 1.5. ZHVILLIMI DHE PRODHIMI I NAFES DHE GAZIT
Zhvillimi i depozitave hidrokarbure.
Minierat e naftës dhe gazit.

Zhvillimi i një fushe nafte ose gazi është një grup aktivitetesh që synojnë
duke siguruar rrjedhjen e naftës dhe gazit nga rezervuari në fund
puse që ofrojnë për këtë qëllim
një renditje të caktuar të vendosjes së puseve në
zonat, renditja e shpimit dhe vënies në punë të tyre
operacion,
themelimi
Dhe
duke mbajtur
një mënyrë të caktuar të funksionimit të tyre.

Mënyrat e funksionimit të depozitave

Në varësi të burimit të rezervuarit
energji që shkakton lëvizje
naftë përgjatë rezervuarit deri te puset, dallojnë
pesë mënyra kryesore të funksionimit të depozitave:
ujë i fortë,
presioni elastik i ujit,
presioni i gazit,
gaz i tretur
gravitacionale.

Mënyra e presionit të fortë

Në
presioni i ujit të fortë
modaliteti (Fig. 1 a)
burim energjie
është presioni
buzë (ose
plantar) ujërat. Ajo
stoqe vazhdimisht
plotësohen nga
reshjet atmosferike
dhe burimet
sipërfaqësore
rezervuarët.

Regjimi elastik i presionit të ujit

Me presion elastik uji
modaliteti kryesor
burimi i rezervuarit
shërbejnë energji
forcat elastike të ujit,
nafta dhe vetë gurët,
i ngjeshur në thellësi nën
nga veprimi i malit
presioni

Mënyra e presionit të gazit

Me presion gazi
modaliteti (Fig. 1 b)
burim energjie
për të shtypur
vaji është
presioni i gazit,
të ngjeshur në gaz
kapelë se ajo
sa më e madhe të jetë madhësia, aq
zvogëlohet më gjatë
presion në të.

Modaliteti i gazit të tretur

Kur modaliteti
gaz i tretur (Fig. 1
c) burimi kryesor
energjia e rezervuarit është
presioni i gazit,
tretur në vaj. Nga
ndërsa zvogëlohet
gazi i presionit të rezervuarit nga
gjendje e tretur
shkon në të lirë.
Zgjerimi i flluskave të gazit
shtyje vajin drejt
fundet e pusit.

Modaliteti i gravitetit

Modaliteti i gravitetit
(Fig. 1 d) zhvillohet në ato
rastet kur presioni në
rezervuari i naftës është ulur
në atmosferë, dhe
vaji që përmban nuk është
përmban të tretur
gazi Në këtë mënyrë
vaji derdhet në pus
nën forcë
gravitetit dhe prej andej
pompuar jashtë
i mekanizuar
mënyrë.

Nëse në të njëjtën kohë në depozitat e naftës
Pra, ka forca të ndryshme lëvizëse në punë
kjo mënyrë funksionimi quhet
të përziera.
Gjatë zhvillimit të fushave të gazit
mënyra dhe mënyra e gravitetit
nuk ka gazra të tretur.

Metodat për rritjen e rikuperimit të naftës dhe produktivitetit të puseve.

Për të rritur efektivitetin e natyrore
Përdoren mënyra të ndryshme të funksionimit të rezervuarit
Metodat artificiale të ndikimit të naftës
formacionet dhe zona e fundgropës. Ato mund të ndahen
në tre grupe:
Metodat e mbajtjes së presionit të rezervuarit
(përmbytje, injektim gazi në kapakun e gazit
formimi);
metodat që rrisin përshkueshmërinë e formimit dhe
zona e fundgropës (trajtimi me acid klorhidrik
zona e formimit të vrimës së poshtme, thyerja hidraulike dhe
etj.);
metodat për rritjen e rikuperimit të naftës dhe gazit
shtresat

Metodat për ruajtjen e presionit të rezervuarit

Mirëmbajtje artificiale
arrihet presioni i rezervuarit
metodat:
kontur,
periferike dhe
përmbytje në qark,
injektimi i gazit në kapakun e gazit të formacionit.

Oriz. 2 Skema e përmbytjes së skajeve
Metoda
kontur
përmbytje
përdoret në zhvillim
relativisht i vogël
madhësive
depozitat.
Ai
konsiston në pompimin e ujit në
rezervuar përmes injektimit
puse të vendosura prapa
e jashtme
përvijojnë
Potenciali i naftës në distancë
100 m
Dhe
më shumë.
Puset e prodhimit
ndodhet brenda konturit
rezervat e naftës paralelisht
kontur.

Metoda
periferike
përmbytjet përdoret për
fusha me të ulët
përshkueshmëria
formacionet prodhuese në
pjesa e mbushur me ujë.
Kjo është arsyeja pse
injeksion
puset janë të vendosura ose
mbyll
kontur
përmbajtja e vajit,
ose
direkt mbi të.

Metoda e përmbytjes së skajeve

Metoda
periferike
përmbytjet përdoret për
fusha me të ulët
përshkueshmëria
formacionet prodhuese në
pjesa e mbushur me ujë.
Kjo është arsyeja pse
injeksion
puset janë të vendosura ose
mbyll
kontur
përmbajtja e vajit,
ose
direkt mbi të.

Metoda e përmbytjes në qark

Metoda në lak
përmbytjet përdoret për
intensifikimi i zhvillimit
depozita e naftës që zënë
zonë të konsiderueshme.
Thelbi i kësaj metode
shtrihet në artificiale
"prerja" e depozitës në
seksione të veçanta për secilën
prej të cilave arrihet diçka
e ngjashme me konturin
përmbytje
Në të njëjtën kohë, ajo është krijuar artificialisht
modaliteti i ujit të fortë
punë depozitimi.
.

Metoda e injektimit të gazit në kapakun e gazit të një rezervuari nafte

Për të ruajtur rezervuarin
presion aplikoni këtë
metodë për mirëmbajtjen
presioni i rezervuarit Në këto
gazi i naftës përdoret për
të ndara nga të minuara tashmë
vaj.
Si pompa injektimi
në këtë rast përdorni
vaji i shpenzuar
puse ose shpime
puse të veçanta.
Siç mund të shihet, kur gazi pompohet në
kapak gazi artificial
krijohet një regjim presioni i gazit

Metodat që rrisin përshkueshmërinë e zonës së formimit dhe të vrimës së poshtme

Ndërsa depozitimi zhvillohet, fluksi i naftës dhe gazit
në pus gradualisht zvogëlohet. Shkak
kjo është për shkak të "mbylljes" së vrimës së poshtme
zona - mbushja e poreve me të forta dhe të fryra
grimcat shkëmbore, rrëshinore të rënda
mbetje vaji, kripëra që bien nga
uji i formimit, depozitat e parafinës,
hidratet (në formacionet e gazit) etj. Për
rritja e përshkueshmërisë së formacionit dhe
zona afër pusit, përdoren ato mekanike,
metoda kimike dhe fizike.

Metodat mekanike që rrisin përshkueshmërinë e zonës së formimit dhe të vrimës së poshtme

Metodat mekanike përfshijnë
hidraulike
boshllëk
formimi
(thyerje hidraulike),
hidrosandblasting
perforimi
(GPP)
Dhe
mirë silurues.

a - shtresë përpara
ndikim;
b - shtresa pas
thyerje hidraulike;
1 - tub shtresë e jashtme;
2 - pus;
3 - tuba pompë-kompresor;
4 - çarje në shkëmb,
formuar pas
thyerje hidraulike
Thyerja hidraulike e formacionit (Fig. b) kryhet duke pompuar në të nën
presion deri në 60 MPa të vajit, ujit të freskët ose të mineralizuar,
produktet e naftës (karburant, vajguri, naftë) dhe lëngje të tjera.
Si rezultat, shkëmbinj të rinj formohen ose zgjerohen tashmë.
çarjet ekzistuese. Për të parandaluar shfaqjen e tyre të mëvonshme
mbyllja, rëra, qelqi dhe plastika i shtohen lëngut
topa, lëvozhga arre.
Përdorimi i thyerjes hidraulike bën të mundur rritjen e shkallës së prodhimit të vajit
puse me 2...3 herë.

0,9 mm/s.

Quhet silurim
ndikim në zonën e formimit të vrimës së poshtme
shpërthim. Për ta bërë këtë, në pusin e kundërt
vendoset formimi prodhues
ngarkesa përkatëse shpërthyese
substanca (TNT, heksogen,
nitroglicerina, dinamitet) dhe minojnë
e tij. Kur një silur shpërthen, ai prodhon
valë e fuqishme goditëse që udhëton
përmes lëngut të pusit, arrin
muret e fijeve të prodhimit,
godet fort dhe shkakton
çarje e depozitave (kripëra,
parafine, etj.). Më pas, pulsimi
flluskë gazi e formuar nga
produktet e shpërthimit, siguron heqjen
shkatërroi sedimentin nga kanalet.

Metodat kimike që rrisin përshkueshmërinë e zonës së formimit dhe të vrimës së poshtme

Tek metodat kimike të ndikimit në
zona afër pusit përfshin trajtimet
acidet, surfaktantët (surfaktantët), kimikatet dhe
tretës organikë.

Perforimi me hidrosandblast është procesi i krijimit të vrimave në të
muret e veshjes së prodhimit, gurët e çimentos dhe shkëmbinjtë
për të komunikuar formacionin prodhues me pusin për shkak të
energjia e rrjedhës së lëngut rërë që rrjedh nga grykat
pajisje speciale (perforator). Lëngu i punës me
Përmbajtja e rërës prej 50...200 g/l derdhet në pus me një shpejtësi
3...4 l/s. Në dalje nga hundët e stërvitjes së çekiçit, shpejtësia e saj është
200...260 m/s, dhe rënia e presionit - 18...22 MPa. Në këto kushte
shpejtësia e shpimit të kolonës dhe shkëmbit mesatarisht nga 0.6 në
0,9 mm/s.

a - shtresë përpara
ndikim;
c - formimi (vrima e poshtme
zonë) pas acidike
përpunimit.
1 - tub shtresë e jashtme;
2 - pus;
5 - raca,
përshkueshmëria e së cilës
rritur si rezultat
trajtim me acid
Trajtimet me acide (Fig. c) kryhen me klorhidrik, hidrofluor,
acidet acetik, sulfurik dhe karbonik. Acidi klorhidrik HC18...15%
përqendrimet shpërndajnë shkëmbinj karbonatikë (gëlqerorë, dolomite),
duke përbërë formacione prodhuese, si dhe ndotës të futur në formacion
grimcat
Kloruri i kalciumit CaCl2 dhe kloruri i marrë si rezultat i reagimit
magnezi MgCl2 tretet mirë në ujë dhe hiqet lehtësisht së bashku me
prodhimi i puseve, duke formuar zbrazëti dhe kanale të reja.

Metodat fizike që rrisin përshkueshmërinë e formacionit dhe zonës afër pusit

Mbi metodat fizike të ndikimit në zonën e vrimës së poshtme
përfshijnë trajtime termike dhe efekte vibrimi.
Qëllimi i trajtimeve termike është heqja e parafinës dhe
substanca asfalto-rrëshinore. Për ta bërë këtë, përdorni të nxehtë
vaj, avull, ngrohje elektrike, termoakustike
ndikim, si dhe frekuencë të lartë
përpunimi elektromagnetoakustik.
Kur i nënshtrohet dridhjes, zona afër pusit të formimit
i nënshtrohet trajtimit me presion pulsues.
Për shkak të pranisë së lëngut në poret e shkëmbit
të formacionit të përpunuar, ato përhapen nëpër të si
dridhje të krijuara artificialisht dhe të reflektuara
valët. Duke zgjedhur frekuencën e lëkundjes së presionit, mundeni
të arrijë rezonancën e të dy llojeve të vullnetit, duke rezultuar në
do të ndodhin shqetësime në mjedisin poroz, d.m.th. do te rritet
përshkueshmëria e formimit.

Metodat për rritjen e rikuperimit të naftës dhe rikuperimit të gazit të formacioneve

Për të përmirësuar rikuperimin e naftës ata përdorin
metodat e mëposhtme:
zhvendosja e vajit me solucione polimere;
injektimi i dioksidit të karbonit në rezervuar;
injektimi i ujit të trajtuar me surfaktant në rezervuar; "
injektimi i ftohësit në formacion;
djegie në vend;
zhvendosja e naftës nga një rezervuar
tretës.

Kur pomponi ujë në një rezervuar vaji,
trajtohet me surfaktantë, zvogëlohet
tensioni sipërfaqësor në ndërfaqen vaj-vaj
ujë, i cili kontribuon në copëzimin e globulave
vaj dhe formimi i një emulsioni me viskozitet të ulët
Lloji "vaj në ujë", për lëvizje
që kërkon dallime më të vogla
presioni. Në të njëjtën kohë, ka një rënie të mprehtë në
tensioni sipërfaqësor në ndërfaqen e vajit
me racën, falë së cilës është më plotësisht
nxirret me forcë nga poret dhe lahet
sipërfaqe shkëmbi.

Zhvendosja e vajit me solucione polimer,
ato. ujë me artificialisht të lartë
viskoziteti, krijon kushte për më shumë
avancim uniform i ujit-vajit
kontakti dhe përmirësimi i rikuperimit përfundimtar të naftës
avokat.
Lloje të ndryshme uji përdoren për të trashur ujin.
polimere të tretshme në ujë, prej të cilëve
gjeti aplikimin më të përhapur për rritjen e rikuperimit të naftës
poliakrilamide (IIAA). Ata janë të mirë
tretet në ujë dhe tashmë në përqendrime
0.01...0.05% i jep viskoelastik
Vetitë.

Kur dioksidi i karbonit pompohet në rezervuar,
tretja e tij në vaj, e cila shoqërohet
një rënie në viskozitetin e këtij të fundit dhe bashkë-
një rritje korresponduese në hyrje në
mirë prodhimi
Injektimi i ftohësit në formacion (i nxehtë
ujë ose avull me temperaturë deri në 400 °C)
ju lejon të zvogëloni ndjeshëm viskozitetin e vajit dhe të rrisni lëvizshmërinë e tij, promovon
tretja e substancave të precipituara në vaj
asfaltenet, rrëshirat dhe parafinat.

Metoda e djegies në vend (Fig. 6)
është se pas ndezjes
ose ndryshe vaj në fund
injeksion (ndezëse) pus in
në formacion krijohet një qendër djegieje lëvizëse
për shkak të injektimit të vazhdueshëm nga sipërfaqja
ajër ose një përzierje e ajrit dhe natyrore
gazit. Formimi përpara përpara
djegia e avullit të vajit, si dhe vaji i ndezur me
reduktuar
viskozitetit
duke lëvizur
te
puse prodhimi dhe nxirren
përmes tyre në sipërfaqe.

Oriz. 6. Diagrami i një burimi djegieje në vend: 1 pus injeksioni (ndezës); 2 - thellë
superngarkues; 3 - pjesë e djegur e formacionit; 4 - vatër
djegje; 5 - pjesa e përpunuar e formacionit (lëvizja
vaj, gazra, avujt e ujit); 6 - operacionale
mirë

Funksionimi i puseve të naftës dhe gazit Metodat e funksionimit të puseve

Të gjitha metodat e njohura të funksionimit të pusit
ndahen në grupet e mëposhtme:
rrjedh, kur nafta nxirret nga puset
vetë-derdhje;
duke përdorur energjinë e gazit të ngjeshur të futur në
pus (kompresor);
pompimi - nxjerrja e naftës duke përdorur pompa
lloje të ndryshme.
Zgjedhja e metodës për funksionimin e puseve të naftës varet
në madhësinë e presionit dhe thellësisë së rezervuarit
avokat.

Fig. 7. Ndërtimi i pusit për
prodhimi i naftës rrjedhëse
1- varg prodhimi;
2-pompë-kompresor
tuba; 3- këpucë; 4 - fllanxha;
5- pajisje shatërvani;
6- montim
Metoda e shatërvanit përdoret nëse presioni i rezervuarit është i lartë. Në e
rasti, vaji rrjedh, duke u ngritur në sipërfaqe përmes pompës
kompresor
tubacionet
mbrapa
kontrolloni
rezervuari
energji.
Kushtet
rrjedhja është një tepricë e presionit të rezervuarit
presioni hidrostatik i kolonës së lëngshme që mbush pusin.

Fig.8 Ndërtimi i pusit për
prodhimi i kompresorit
vaj
zorrë; 2-ashensor
tub; 3- tub ajri.
Metoda e kompresorit është metoda e funksionimit të puseve të naftës, etj.
në të cilin ngritja e lëngut nga formimi në sipërfaqe kryhet nën shtypje
gazi i injektuar në vargun e tubit ngritës.

Për të reduktuar investimet kapitale atje,
aty ku është e mundur, në një pus nafte
shërbeu nën presion pa
ngjeshja shtesë e gazit nga
formacionet e gazit. Kjo metodë quhet
ashensor jo kompresor.

1 - pus gazi me presion të lartë; 2,4,8 - ndarës gazi;
3 - shkëmbyes nxehtësie; 5 - bateria e shpërndarjes së gazit;
6 - pusi i ngritjes së gazit; 7 - ndarës gaz-vaj;
9 - stacioni i kompresorit
I - gaz me presion të lartë nga një pus gazi; II - produktet e ngritjes së gazit
puse; III - vaj; IV - gaz me presion të ulët që përmban pikëza
vaj; V - gaz me presion të ulët, i pastruar nga vaji; VI - gaz i ngjeshur në
sistemi i grumbullimit të peshkimit; VII - gaz me presion të lartë pas
stacioni i kompresorit

Për funksionimin e pompës
ngritja e naftës nga puset në sipërfaqe
kryhet me shufër dhe
pompa pa shufra.

Përveç shufrës thithëse dhe pompave të puseve të thella
praktikat minerare përdoren gjerësisht dhe
pompa centrifugale elektrike zhytëse.
Ato ulen në pus në tubat e pompimit së bashku me
motor elektrik, energjia në të cilën
shërbeu sipas një speciale, të blinduar
kabllo e lidhur nga jashtë
tubacionet e ashensorit. Figura tregon se si
puse me
pompë centrifugale elektrike zhytëse dhe
një pus që rrjedh vetë, d.m.th.
mënyrë shatërvani.

Fig. 11. Skema e prodhimit
duke përdorur vaj
pompa e shufrës thithëse:
1 - thithje
valvul;
2 - shkarkim
valvul;
3 - shufër; 4 - tee;
5 - vulë e pusit;
6 - balancues i makinës lëkundëse;
7 - mekanizmi i fiksimit;
8-motor elektrik;
9-kokë balancues;
10-tuba me pompa

Skema e instalimit në një pus zhytës
pompë elektrike centrifugale (ESP)
1 - centrifugale
pompë me shumë shkallë;
2 - zhytës
motor elektrik;
3- tuba në rritje; 4 valvul kontrolli; 5 pajisje për puset
Për motor elektrik
përdoret i blinduar
kabllo dhe burim
furnizimi me energji elektrike

Pompa me vidë zhytëse prej çeliku
të zbatohet në praktikë në mënyrë krahasuese
kohët e fundit. Pompa me vidë është një pompë
veprim vëllimor, furnizimi i të cilit
në proporcion të drejtë me shpejtësinë e rrotullimit
vidë speciale (ose vida). Në
rrotullimi, vida dhe forma e kafazit të saj
përgjatë gjithë gjatësisë ka një sërë zgavrash të mbyllura,
të cilat lëvizin nga marrja e pompës në
Unë do ta hedh jashtë. Lëviz me ta
lëngu i pompuar.

Grumbullimi dhe përgatitja e naftës dhe gazit për transport.

Aktualisht dihen sa vijon
Sistemet e vjeljes:
me dy tuba të gravitetit,
me një tub me presion të lartë
dhe presioni.

Fig. 13. Diagrami skematik i një dy tubash me gravitet
Sistemet e grumbullimit:
1.-puse;2-ndarëse;3-rregullator presioni “deri
veten time"; 4-tubacion gazi;ndares me 5-2 faza; 6-rezervuar; 7 pompë; 8-naftësjellës; UKPN-pika e grumbullimit të zonës;
DSP është pika qendrore e grumbullimit.

Fig. 14. Diagrami skematik i një presioni të lartë
Sistemi i grumbullimit me një tub:
1- puse; 2- tubacion nafte dhe gazi; 3 - ndarës 1
hapa;
4 – ndarës i fazës së dytë; 5 – rregullator presioni; 6 rezervuarë.

Fig. 15 Diagrami skematik i sistemit të grumbullimit të presionit:
1-puset; 2-ndarëse faza 1; 3-rregullator
presioni i tipit "në dorën tuaj"; 4- gazsjellës; 5 – pompa;
6 – tubacioni i naftës; 7 – ndarës i fazës së dytë; 8- tank;
BPS - stacion pompimi përforcues

Sistemi i paraqitur në Fig. 16 a, ndryshe nga
presioni tradicional një në atë që është ende përpara ndarësit
në fazën e parë, një reagent demulsifikues futet në rrjedhë,
shkatërrimin e emulsionit ujë-vaj. Kjo lejon
ndani sasinë kryesore të ujit nga produkti
puse në stacionin përforcues. Në pikën qendrore të montimit
ndodhet impianti i integruar i trajtimit të naftës
para separatorit të fazës së dytë. Kjo për faktin se
vaji që përmban gaz të tretur ka më pak
viskoziteti, i cili siguron ndarje më të plotë të ujit
prej saj.
Një tipar i qarkut të paraqitur në Fig. 16 b, është
që impianti i integruar i trajtimit të naftës
u afrua më pranë puseve. DNS, në të cilën
ndodhet UKPN, quhet kompleks i parafabrikuar
pikë.

Fig. 16. Diagramet skematike të sistemeve moderne të grumbullimit:
A)
- me përgatitjen e naftës në gjendje të ngopur me gaz në fabrikën qendrore të përpunimit;
b)
- me përgatitjen e naftës në gjendje të ngopur me gaz në CSP;
1-puset; 2-ndarëse faza 1; 3-rregullator presioni "kah ju"
4- gazsjellës; 5 – pompa;
6 – tubacioni i naftës; 7 – ndarës i fazës së dytë; 8- tank; DNS - përforcues

NËINDUSTRITË KRYESORE që krijojnë produktet e synuara janë PRODHIMI i naftës dhe gazit dhe PËRPUNIMI i tyre. 1. KËRKIMI DHE KËRKIMI I NAJTËS DHE GAZIT Kërkimet dhe eksplorimi i vendburimeve të reja të naftës dhe gazit kryhen si nga ndërmarrje të specializuara ashtu edhe nga divizione të kompanive të naftës (ruse dhe të huaja) 2. PUSE SHPIMI Shpimi është lidhja midis kërkimit gjeologjik dhe prodhimit. 3. PRODHIMI I NAJTËS DHE GAZIT Detyra kryesore është sigurimi i naftës dhe gazit për tregun e brendshëm të vendit dhe furnizimet e eksportit. 4. PËRPUNIMI I NAJTËS DHE GAZIT Vëllimet e prodhimit të rafinerive të naftës dhe gazit janë në lidhje të ngushtë me vëllimet e prodhimit të naftës dhe gazit dhe përcaktojnë ritmin e zhvillimit të njëra-tjetrës. 5.TRANSPORTI DHE RUAJTJA E NAFTËS, GAZIT DHE PRODUKTEVE TË NAFTËS. Gazi furnizohet për konsumatorët përmes sistemeve kryesore të tubacioneve të gazit, të cilat janë të bashkuara në Sistemin e Unifikuar të Furnizimit me Gaz (UGSS). RUAJTJA E GAZIT është e mundur kryesisht në depo nëntokësore.

Slide 42 nga prezantimi "Prodhimi i naftës dhe gazit" për mësimet e ekonomisë me temën "Gazi"

Përmasat: 960 x 720 pixel, formati: jpg. Për të shkarkuar një rrëshqitje falas për përdorim në një mësim ekonomik, kliko me të djathtën mbi imazhin dhe kliko "Ruaj imazhin si...". Mund ta shkarkoni të gjithë prezantimin “Oil and Gas Production.ppt” në një arkivë zip prej 1256 KB në madhësi.

Shkarkoni prezantimin

Gazi

"Industria ruse e gazit" - Rreziqet (pasiguritë) e zhvillimit të industrisë ruse të gazit. Pasiguria në pritjet e eksportit. Rusi-Ukrainë - besueshmëri afatgjatë e furnizimeve. Vlerësimi i parashikimit të zhvillimit të industrisë së gazit deri në vitin 2030. ES-2030 në sistemin e dokumenteve strategjike të Rusisë. Pasiguria e çmimeve të eksportit dhe kontratave.

"Prodhimi i naftës dhe gazit" - Çmimi aktual i eksportit. Planifikimi i ndërmarrjes. Pjesa e eksporteve të naftës. Tregu botëror i naftës. Struktura brenda industrisë e industrisë së naftës dhe gazit. Të dhëna statistikore. Konkluzionet kryesore. Rusia. FEC. Mjetet e prodhimit. Çmimi me shumicë. Problemet. Rezervat e naftës në botë. Gazprom.

“Industria e Naftës dhe Gazit” – Karburantet Fosile. Potenciali i energjisë gjeotermale. Përdorimi i energjisë. Inxhinierët e naftës. Pjesa e SHBA-së në importet e gazit natyror. Burimet tradicionale të gazit natyror. Bazat e kërkimit dhe prodhimit. Rritja e konsumit global të energjisë. Industria. Burimet e rinovueshme të energjisë. Paraqitja tredimensionale e strukturës së Tokës.

"Industria e naftës dhe gazit" - Fushat e naftës dhe naftës dhe gazit. Zonë gjithëpërfshirëse e njohurive. Zhvillimi i fushës së naftës është një zonë në zhvillim intensiv. Kuptimi fizik i dimensionit të koeficientit të përshkueshmërisë. Projektet e përditësuara të zhvillimit. ChNZ është një zonë thjesht vajore. Ujërat e rezervuarit. Fushat e provuara të naftës dhe gazit ose pjesë të fushave të naftës dhe gazit.

"Kompleksi i naftës dhe gazit i Rusisë" - Roli i burimeve natyrore. Fundi i tregimit (vajit). Dinamika e çmimeve botërore të naftës së papërpunuar. Industria e naftës. Krimi i jakës së bardhë. Shmangia e taksave. Dinamika e çmimeve botërore. Siguria ekonomike e kompleksit rus të naftës dhe gazit. Vjedhja e produkteve të naftës. Shkarkimi i hidrokarbureve. Burime natyrore.

Prodhimi dhe transporti i gazit natyror Gazrat natyrorë nxirren nga puset e vendburimeve të gazit të pastër, si dhe nga vendburimet e naftës së bashku me vendburimet e naftës dhe kondensatës së gazit.Gazet natyrore grumbullohen në shkëmbinj porozë (rëra, gëlqerorë etj.). Shkëmbinjtë që mund të përmbajnë dhe lëshojnë gaz quhen rezervuarë gazi. Ata kanë një porozitet prej të paktën 35%. Shtresat e gazit kufizohen sipër dhe poshtë nga shkëmbinj të papërshkueshëm nga gazi, dhe pengesa është uji. Forma më e thjeshtë e depozitimit të gazit formohet nga palosjet antiklinale të shkëmbinjve. Gazi në shtresat nëntokësore është nën presion të konsiderueshëm. Kur hapet nga një pus, është në gjendje të rrjedhë (shpërthejë) në sipërfaqe me shpejtësi të madhe.

Prodhimi i gazit dhe naftës Në prodhimin e naftës dhe gazit, më së shpeshti përdoren shpimet rrotulluese dhe rrotulluese të turbinave, si dhe shpimet elektrike.Gjatë shpimit rrotullues, montohen pajisjet dhe mjetet për punimin e gropës dhe ulen në pus. shpuese, e përdorur për të shkatërruar shkëmbinj; një tub masiv katror i përdorur për të drejtuar grimcën; copa shpimi me diametër mm. Gjatë shpimit, i gjithë sistemi merr rrotullim nga rotori. Git shkatërron shkëmbin në fund. Zgjidhja e argjilës, e pompuar nga pompa të fuqishme balte përmes tubave të zgavrës së shpimit, lan pjesën e poshtme dhe mbart shkëmbin e shpuar përmes unazës në sipërfaqe

Diagrami skematik i shpimit të pusit rrotullues 1 zgjidhje për pus; 2 zgjidhje balte; 3 pompë balte; 4 rotor; 5 zorrë fleksibël për zgjidhje balte; b pajisje shpimi; 7 bllok trokitjeje; 8 bllok udhëtimi; 9 rrotullues; 10 tub katror; 11 çikrik; 12 motor; 13 tub jo rrotullues; 14 tuba shpimi; 15 copë shpimi

PËRGATITJA E GAZIT PËR TRANSPORT DHE PËRDORIM Gazet natyrore nga vendburimet e gazit të pastër përmbajnë kryesisht metan. Ato thahen, lirohen nga grimcat e ngurta dhe nëse përmbajnë sulfur hidrogjeni, ai hiqet. Gazet e lidhura të naftës dhe gazrat nga fushat e kondensatës ndahen në fraksione. Fraksionet e përbëra nga hidrokarbure të rënda ndahen nga hidrokarburet e lehta. Thajeni, hiqni përbërjet e squfurit dhe grimcat e ngurta. Përftohet një gaz hidrokarbure "i thatë", që përmban kryesisht metan dhe një sasi të caktuar të homologëve të tij.

Pastrimi i gazit nga sulfuri i hidrogjenit. Pastrimi i sulfurit të hidrogjenit me metoda të thata bazohet në kalimin e gazit përmes substancave të ngurta (gëlqere e shuar, hidrat oksid hekuri, karboni i aktivizuar), të cilat ndërveprojnë kimikisht me përbërjet e squfurit ose i thithin ato në sipërfaqen e tyre. Metodat e pastrimit të lagësht bazohen në larjen e gazit që përmban sulfid hidrogjeni me tretësira të substancave të ndryshme që ndërveprojnë me të. ra. Më të zakonshmet janë metodat arsenik-alkaline dhe etanolamine. Aminokomponimet që janë baza të dobëta ndërveprojnë. gazrat acid formojnë komponime të paqëndrueshme që dekompozohen lehtësisht nën ndikimin e temperaturave relativisht të ulëta (60 ° C dhe më lart). Thithja e sulfurit të hidrogjenit kryhet në temperaturën °C dhe rigjenerimi i tretësirës absorbuese në temperaturën °C.

Pastrimi i gazit nga sulfuri i hidrogjenit me etanolaminë. Gazi që do të pastrohet furnizohet në pjesën e poshtme të absorbuesit. Një zgjidhje e etanolaminës furnizohet drejt saj. Gazi i pastruar hiqet nga pjesa e sipërme e absorbuesit dhe një tretësirë ​​e ngopur me sulfid hidrogjeni nga pjesa e poshtme e tij dërgohet përmes shkëmbyesit të nxehtësisë 4 në rigjeneratorin 7. Në rigjenerator, tretësira e ngopur nxehet me anë të një kazani me avull 8 në temperaturën °C në të cilën vlon dhe një përzierje e sulfurit të hidrogjenit dhe avullit të ujit. Sulfidi i hidrogjenit dhe avujt e ujit ftohen në një temperaturë prej °C në ftohësin e ujit 5, nga i cili kondensata 6 kthehet në kolonë dhe sulfuri i hidrogjenit hiqet nga pjesa e sipërme e tij. Zgjidhja e rigjeneruar e absorbimit në dalje nga rigjeneruesi 7 hyn në shkëmbyesin e nxehtësisë 4, nga i cili pompa 3 përmes frigoriferit 2 kthehet përsëri për të thithur sulfid hidrogjeni në absorbues. Shkalla e pastrimit të gazit nga sulfuri i hidrogjenit duke përdorur metodën e përshkruar arrin 99% ose më shumë.

Tharja e gazrave të ndezshëm Gjatë transmetimit të gazit në distanca të gjata dhe gjatë përdorimit të tij, një kusht i domosdoshëm për të siguruar funksionimin normal të tubacioneve të gazit dhe strukturave mbi to është mungesa e avullit të ujit në gazin e transportuar. Nga metodat e shumta të tharjes së gazit, metodat e thithjes janë më të përhapura. Trietilen glikol dhe tretësira e klorurit të kalciumit përdoren më shpesh si absorbues. Tretësirat e këtyre substancave thithin avujt e ujit që janë pjesë e gazit, dhe më pas lëshojnë lagështinë në formën e avullit në një kolonë avullimi të një instalimi special.

Diagrami skematik i tharjes së gazit duke përdorur metodën e thithjes: 1 tubacion për heqjen e tretësirës; 2 tubacion gazi i lagësht; 3 absorbues; 4 tubacion gazi të thatë; 5 tubacion kthimi; 6 frigorifer; 7 tubacion me zgjidhje të ngopur; 8 rezervuari i barazimit; 9 tubacion; 10 ngrohës; 11 shkëmbyes nxehtësie; 12 kolona avullimi; 13 tubacioni i ujit për vaditje; 14 bojler; 15 linjë me avull; 16 pompë

Teknologjia e tharjes së gazit Gazi hyn në absorbuesin 3 përmes tubacionit të gazit 2 dhe në pjesën e poshtme të pastrimit çlirohet nga pikat e ujit. Tharja përfundimtare e gazit ndodh në pjesën e mesme të kapakut të kontaktorit 3, nga sipër i cili furnizohet një tretësirë ​​etilen glikol drejt gazit. Kjo tretësirë ​​dhe avujt e ujit të përthithur shkarkohen nga pjesa e kapakut të poshtëm të kontaktorit. Gazi i tharë, pasi ka kaluar pjesën e sipërme të pastrimit, e lë absorbuesin përmes tubacionit të gazit 4. Një zgjidhje e ngopur e etilen glikolit përmes tubacionit 7 hyn në shkëmbyesin e nxehtësisë 77 dhe ngrohësin 10, më pas në kolonën e avullimit (desorber) 12 për rigjenerim, në të cilin Uji refluks furnizohet përmes tubacionit 13. Nëse është e nevojshme, tretësira nga absorbuesi 3 mund të hiqet nga cikli përmes tubacionit 7. Rigjenerimi i tretësirës kryhet duke e ngrohur atë në një kazan 14. Avulli i ujit hiqet përmes një linje avulli 15. Zgjidhja thithëse, e çliruar nga uji, kalon përmes një shkëmbyesi nxehtësie 11 dhe furnizohet përmes një tubacioni 9 nga një pompë 16 përmes një frigoriferi 6 dhe një tubacioni 5 në absorbues. Për të rimbushur humbjet e tretësirës thithëse, sistemi ka një rezervuar barazues 8 me një zgjidhje rezervë etilen glikol. Konsumi i dietilenglikolit është 0,14...0,16 kg për 1000 m³ gaz; tharja mund të kryhet si në atmosferë ashtu edhe në presion të ngritur (deri në 15 MPa).

Aromatizimi i gazeve. Gazrat hidrokarbure janë pa ngjyrë, pa erë dhe pa shije. Për të zbuluar në kohën e duhur një rrjedhje gazi, artificialisht i jepet një erë, d.m.th. i nënshtrohet aromës. Substancat që përdoren për aromatizimin artificial të gazit quhen aromatizues, dhe pajisjet në të cilat ndodh aromatizimi quhen aromatizues. Aromatizuesi duhet të plotësojë një sërë kërkesash: aroma e aromës duhet të jetë e mprehtë dhe specifike, d.m.th. ndryshojnë nga aromat e ambienteve të banimit dhe ambienteve të tjera; aromatizuesit dhe produktet e tyre të djegies duhet të jenë fiziologjikisht të padëmshëm dhe nuk duhet të ndikojnë në tubacionet e gazit, aparatet, instrumentet dhe ambientet; aroma duhet të jetë e lirë dhe jo me mungesë. Komponimet organike të squfurit (merkaptane, sulfide dhe disulfide) përdoren më gjerësisht si aromatizues. Në vendin tonë përdoret C2H5SH-etil merkaptani. Përmbajtja e aromës në gaz duhet të jetë e tillë që të ndihet një erë e mprehtë paralajmëruese kur përqendrimi i gazit në ajrin e dhomës nuk është më shumë se 1/5 e kufirit të poshtëm shpërthyes të këtij gazi. Aktualisht, janë përcaktuar normat e mëposhtme të konsumit mesatar vjetor të etil mercaptanit, g, për 1000 m 3 gaz natyror: etil merkaptan 16;

Njësia e aromës së pikave Si një enë furnizimi. Përdoret një tub çeliku, i cili mbushet periodikisht me aromatizues përmes montimit 2. Për të përcaktuar nivelin e aromës në enë dhe për të rregulluar përafërsisht rrjedhën e tij, përdoret një ujëmatës xhami 3. Rregullimi më i saktë i rrjedhës së aromës. duke përdorur valvulën 4, duke vëzhguar përmes xhamit 5 dhe duke numëruar numrin e pikave. Nëse është e nevojshme të kulloni plotësisht aromatizuesin nga tubi 1, përdorni rubinetin 6. Instalimi është i lidhur. gazsjellës nëntokësor me rubinet 7. Si rezultat, ai mund të zhvendoset lehtësisht në një vend tjetër. Rregullimi manual i lëshimit të aromës parandalon përdorimin e gjerë të impianteve të këtij lloji të aromës së pikave

Funksionimi i aromatizuesve me flluskë Funksionimi i aromës flluskash bazohet në faktin se fluksi i gazit i hequr nga tubacioni kryesor i gazit nuk kalon mbi sipërfaqen e aromatizuesit në rezervuar (siç ndodh në aromatizuesit avullues), por flluska përmes aromës, duke u ngopur me të, dhe përsëri kthehet në tubacionin kryesor të gazit. Një instalim i tillë flluskues është i pajisur me një numër valvolash dhe një diafragmë që sigurojnë rregullimin e shkallës së aromës.

Diagrami skematik i pusit të sistemit të transmetimit të gazit SK; Separatorë sep; tubacionet e gazit në terren PG; Stacioni i shpërndarjes së gazit në terren PGRS; tubacioni kryesor i gazit MG; Stacioni i ndërmjetëm i kompresorit PKS; Valvola mbyllëse lineare LZA; Stacioni i shpërndarjes së gazit GDS; PH depozitimi nëntokësor i gazit; Konsumator i ndërmjetëm PP

Tubacionet kryesore të gazit Gjatësia e tubacioneve kryesore të gazit matet në mijëra kilometra, prandaj, pa instalime speciale për ngjeshjen dhe rritjen e presionit të gazit, sasi relativisht të vogla të gazit mund të furnizohen përmes tubacioneve të gazit. Për të rritur produktivitetin e tubacioneve të gazit, mbi to ndërtohen stacione kompresorësh çdo km, të cilat rrisin presionin në 5 MPa. Një presion prej 5.5 MPa përdoret në tubacionet e gazit të ndërtuar më parë, 10 MPa në të gjitha tubacionet e gazit të vendosura në 30 vitet e fundit. Për të rritur presionin e gazit, në stacionet e kompresorëve instalohen kompresorë elektrikë ose me turbina me gaz, të cilët përdorin gazin si bartës të energjisë. Për të bërë të mundur riparimet, është e nevojshme të instaloni valvula mbyllëse lineare në një distancë prej të paktën 25 km nga njëra-tjetra. Tubacionet kryesore të gazit përpara zonave të banuara përfundojnë në stacionet e shpërndarjes së gazit (GDS), pas së cilës fillojnë rrjetet e gazit të qyteteve.

RUAJTJA NËNTOKËSORE E GAZIT Për të mbuluar pabarazitë sezonale në konsumin e gazit, përdoren objektet nëntokësore të depozitimit, të cilat përdoren si fusha të varfëruara të gazit dhe naftës. Objektet e magazinimit janë ndërtuar në akuiferë nëntokësorë të shkëmbinjve porozë. Një rezervuar i mirë është një formacion që ka një porozitet prej të paktën 15%. Për të shmangur humbjet e gazit, kolektori i zgjedhur duhet të vuloset. Dendësia dhe forca e fletës së çatisë kanë rëndësi më të madhe. Një çati e përbërë nga argjila të dendura plastike ose gëlqerorë të fortë dhe dolomite pa çarje me trashësi m siguron ngushtësi të duhur, duke parandaluar rrjedhjen e gazit. Për të lehtësuar injektimin dhe rikuperimin e gazit, rezervuari i depozitimit duhet të ketë përshkueshmëri të mjaftueshme. Kapaciteti i punës i objektit të depozitimit të gazit përcaktohet nga kufijtë e sipërm dhe të poshtëm të presionit të lejuar. Presioni maksimal i lejuar në një strukturë nëntokësore të depozitimit të gazit varet nga thellësia e formimit, dendësia dhe forca e çatisë dhe shkëmbinjve mbi objektin e magazinimit, karakteristikat gjeologjike të formacionit dhe karakteristikat e pajisjeve të objektit të depozitimit të gazit. Për të krijuar depo gazi nëntokësore në shtresa të sistemeve të presionit të ujit, përdoren kupola ose antiklina, d.m.th. palosje që kanë shtresa ulëse në të gjitha drejtimet nga harku. Shtresat duhet të mbyllen. Gazi derdhet në pjesën qendrore të kupolës, ai zhvendos ujin në puse lehtësimi të shpuara posaçërisht, të cilat vendosen në formën e një baterie unazore.

Zhvillimi i vendburimeve minerale është një sistem masash organizative dhe teknike për nxjerrjen e mineraleve nga nëntoka. Sistemi i zhvillimit të vendburimeve dhe depozitave të naftës kuptohet si një formë e organizimit të lëvizjes së naftës në shtresa në puset e prodhimit. Sistemi i zhvillimit të fushës së naftës përcaktohet nga: - procedura për vënien në zhvillim të objekteve operative të një fushe me shumë shtresa; - rrjetat e vendosjes së puseve në kantiere, ritmi dhe renditja e vënies në punë të tyre; - mënyra për të rregulluar ekuilibrin dhe përdorimin e energjisë së rezervuarit.

Rrjeti i vendosjes së pusit Rrjeti i pusit është natyra e rregullimit relativ të puseve të prodhimit dhe injektimit në një objekt operativ, duke treguar distancat ndërmjet tyre (densiteti i rrjetit). Puset janë të vendosura në një rrjet uniform dhe një rrjet të pabarabartë (kryesisht në rreshta). Rrjetat kanë formë katrore, trekëndore dhe poligonale. Dendësia e modelit të pusit i referohet raportit të zonës naftëmbajtëse me numrin e puseve prodhuese. Dendësia e rrjetës përcaktohet duke marrë parasysh kushte specifike. Që nga fundi i viteve 50, fushat janë shfrytëzuar me një densitet rrjeti prej (30÷60)・104 m2/pus.

Fazat e zhvillimit të terrenit Një fazë është një periudhë e procesit të zhvillimit, e karakterizuar nga një ndryshim i caktuar natyror në treguesit teknologjikë, teknikë dhe ekonomikë. Dinamika tipike e shkallës së prodhimit të naftës Tdn, Tj e lëngshme dhe prerja e ujit të produkteve n në modalitetin nën presion të ujit, duke theksuar fazat e zhvillimit

Faza e parë është zhvillimi i një objekti operacional me një rritje intensive të prodhimit të naftës në nivelin maksimal të specifikuar (rritja është afërsisht 1 ¸ 2% në vit të rezervave të bilancit); rritje e shpejtë e stokut ekzistues të puseve në 0,6 ¸ 0,8 nga maksimumi; një rënie e mprehtë e presionit të rezervuarit; prerje e ulët e ujit të produkteve n in (prerja me ujë e produkteve arrin 3 ¸ 4% me një viskozitet vaji jo më shumë se 5 m. Pa ・s dhe 35% me viskozitet të rritur); ka arritur faktorin aktual të rikuperimit të vajit Kn (rreth 10%). Kohëzgjatja e fazës varet nga vlera industriale e depozitës dhe është 4 ¸ 5 vjet; fundi i fazës merret si pika e lakimit të mprehtë të kurbës së shkallës së prodhimit të naftës Tdn (raporti i prodhimit mesatar vjetor të naftës te rezervat e saj të bilancit).

Faza e dytë është mbajtja e një niveli të lartë të prodhimit të naftës me një nivel pak a shumë të qëndrueshëm të lartë të prodhimit të naftës (shkalla maksimale e prodhimit të naftës është brenda 3 ¸ 17%) për 3 ¸ 7 vjet ose më shumë për fushat me vajra me viskozitet të ulët. dhe 1 ¸ 2 vjet për fushat me vajra me viskozitet të lartë. një rritje në numrin e puseve, si rregull, në maksimum për shkak të fondit rezervë; një rritje në prerjen e ujit të produktit nв (rritja vjetore e ndërprerjes së ujit është 2 ¸ 3% me viskozitet të ulët vaji dhe 7% ose më shumë me viskozitet të lartë; në fund të fazës ndërprerja e ujit varion nga disa në 65% ); mbyllja e një numri të vogël pusesh për shkak të ujitjes dhe kalimi i shumë prej tyre në prodhimin e mekanizuar të naftës; faktori aktual i rikuperimit të naftës Kn, që arrin në 30 ¸ 50% deri në fund të fazës.

Faza e tretë është një rënie e ndjeshme e prodhimit të naftës me një ulje të prodhimit të naftës (mesatarisht me 10-20% në vit për vajrat me viskozitet të ulët dhe me 3-10% për vajrat me viskozitet të lartë); shkalla e tërheqjes së naftës në fund të fazës 1¸ 2.5%; një rënie në stokun e pusit për shkak të mbylljes për shkak të ujitjes së prodhimit dhe transferimit të pothuajse të gjithë stokut të pusit në metodën e mekanizuar të prodhimit; prerje progresive e ujit të produkteve nв deri në 80-85% me një rritje mesatare të prerjes së ujit prej 7-8% në vit, dhe me intensitet më të madh për fushat me vajra me viskozitet të lartë; rritja e faktorëve aktual të rikuperimit të naftës Kn në fund të fazës në 50 ¸ 60% për fushat me një viskozitet vaji jo më shumë se 5 m Pa・s dhe deri në 20 ¸ 30% për fushat me vajra me viskozitet të lartë; Tërheqja totale e lëngjeve prej 0,5 - 0¸ 9 vëllime nga rezervat e naftës bilanci. Kjo fazë është më e vështira dhe më komplekse për të gjithë procesin e zhvillimit; detyra e saj kryesore është të ngadalësojë shkallën e rënies së prodhimit të naftës. Kohëzgjatja e fazës varet nga kohëzgjatja e fazave të mëparshme dhe varion nga 5 deri në 10 vjet ose më shumë.

Faza e katërt është faza përfundimtare me ritme të ulëta, ngadalë në rënie të tërheqjes së naftës Tdn (mesatarisht rreth 1%); ritme të larta të tërheqjes së lëngjeve Tj (faktorët ujë-vaj arrijnë 0,7 - 7 m3/m3); prerje e lartë, ngadalë në rritje e ujit të produkteve (rritja vjetore është rreth 1%); një rënie më e mprehtë se në fazën e tretë të stokut të pusit operativ për shkak të ujitjes (stoku i pusit është afërsisht 0,4 ¸ 0,7 e maksimumit, ndonjëherë duke u ulur në 0,1); përzgjedhja gjatë fazës së 10 ¸ 20% të rezervave të naftës të bilancit. Kohëzgjatja e fazës së katërt është e krahasueshme me kohëzgjatjen e të gjithë periudhës së mëparshme të zhvillimit të depozitave, arrin në 15-20 vjet ose më shumë, dhe përcaktohet nga kufiri i përfitimit ekonomik, d.m.th., shkalla minimale e rrjedhës me të cilën funksionon puset është ende fitimprurës. Kufiri i përfitimit zakonisht ndodh kur prerja e ujit të produktit është afërsisht 98%.

Lloji i energjisë së përdorur Varësisht nga lloji i energjisë së përdorur për lëvizjen e naftës, ekzistojnë: - sisteme për zhvillimin e depozitave të naftës në kushte natyrore, kur përdoret vetëm energjia e rezervuarit natyror (d.m.th. sistemet e zhvillimit pa mbajtjen e presionit të rezervuarit); -sistemet e zhvillimit me ruajtjen e presionit të rezervuarit, kur përdoren metoda për të rregulluar balancën e energjisë së rezervuarit duke e rimbushur artificialisht atë.

Vendosja e puseve prodhuese dhe injektuese ne terren Gjate permbytjeve konturore, uji derdhet ne formacion nepermjet puseve injektuese te vendosura jashte konturit te jashtem naftembajtes pergjate perimetrit te vendburimit ne nje distance 100-1000 m Puset e prodhimit ndodhen brenda. konturin vajmbajtës në rreshta paralel me konturin. Vëllimi i përgjithshëm i lëngut të tërhequr është i barabartë me sasinë e ujit të injektuar në rezervuar. Përdoret në vende me formacione prodhuese që janë të ndara hollë në trashësi, kanë përçueshmëri hidraulike relativisht të lartë dhe me gjerësi të vogël depozitimesh (deri në 4-5 km dhe me strukturë shtresash më të favorshme, edhe më shumë)

Vendosja e puseve të prodhimit dhe injektimit në terren Në fusha të mëdha përdoret përmbytja brenda qarkut - prerja e rreshtave të injektimit në blloqe të veçanta prodhimi. Për 1 ton vaj të nxjerrë është e nevojshme të injektohet 1,6 - 2 m3 ujë. Ato përdoren kryesisht në vende me zona të mëdha naftëmbajtëse (qindra kilometra katrorë ose më shumë).

Vendosja e puseve të prodhimit dhe injektimit në fushë Përmbytja e ujit në zonë përdoret si një metodë dytësore e prodhimit të naftës kur zhvillohen depozitat e naftës në mënyra pa presion, kur rezervat e energjisë së rezervuarit konsumohen në masë të madhe dhe ka një sasi të konsiderueshme nafte në nëntokë. Uji derdhet në rezervuar përmes një sistemi pusesh injektimi të vendosura në mënyrë të barabartë në të gjithë rezervuarin. Konsumi normal i ujit është 10 - 15 m 3 për 1 ton vaj.

Sistemet e zhvillimit me injektim gazi në rezervuar mund të përdoren në dy opsione kryesore: injektim gazi në pjesët e ngritura të rezervuarit (në kapakun e gazit), injektim i gazit në zonë. Injektimi i suksesshëm i gazit është i mundur vetëm në kënde të konsiderueshme të prirjes së formacioneve homogjene (ndarja gravitacionale e gazit dhe naftës është përmirësuar), presioni i ulët i rezervuarit (presioni i injektimit është zakonisht 15-20% më i lartë se presioni i rezervuarit), afërsia e presionit të rezervuarit dhe presioni i ngopjes së vaj me gaz, ose prania e një kapaku të gazit natyror, vaj me viskozitet të ulët. Për sa i përket efiçencës ekonomike, sistemi i zhvillimit me injektimin e gazit në rezervuar është dukshëm inferior ndaj përmbytjes së ujit, dhe për këtë arsye ka aplikim të kufizuar.

Metodat e funksionimit të puseve në Rusi Të gjitha metodat e njohura të funksionimit të puseve ndahen në grupet e mëposhtme: 1) rrjedhëse, kur nafta nxirret nga puset me vetërrjedhje; 2) kompresor (ngritje gazi) - duke përdorur energjinë e gazit të ngjeshur të futur në pus nga jashtë; 3) pompimi - nxjerrja e naftës duke përdorur lloje të ndryshme pompash. Zgjedhja e metodës për funksionimin e puseve të naftës varet nga madhësia e presionit të rezervuarit dhe thellësia e formimit.

Funksionimi rrjedhës i puseve të naftës Procesi i ngritjes së një përzierjeje gaz-lëng në sipërfaqe mund të ndodhë: si për shkak të energjisë natyrore Wп të lëngut dhe gazit që mbërrin në fund të pusit, ashtu edhe për shkak të energjisë Wу të futur në pus nga siperfaqja. Ekuacioni i bilancit të energjisë: W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи, W 1 - energji për ngritjen e lëngut dhe gazit nga fundi në krye të pusit; W 2 – energjia e konsumuar nga përzierja gaz-lëng kur lëviz nëpër pajisjet e pusit; W 3 - energjia e mbartur nga një rrymë lëngu dhe gazi përtej pusit; nëse Wi = 0, atëherë operacioni quhet shatërvan; kur Wi > 0, funksionimi quhet prodhim i mekanizuar i vajit.

Src="http://present5.com/presentation/62225307_92047586/image-16.jpg" alt=" FLOWING CONDITION PPL > Ρ × G × H. Në shumicën e rasteve, së bashku"> УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ PПЛ > Ρ × G × H. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает. РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. Поэтому перед освоением скважины оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.!}

Zhvillimi dhe vënia në punë e puseve rrjedhëse Zhvillimi dhe vënia në punë e puseve rrjedhëse kryhet duke ulur presionin mbi formimin duke: 1) zëvendësuar në mënyrë sekuenciale tretësirën e argjilës në pus me një përzierje të lëngshme dhe gaz-lëngore me densitet më të ulët (zgjidhje balte → ujë → vaj); 2) përdorimi i azotit ose gazit inert (duke zhvendosur një pjesë të lëngut nga pusi, duke e ajrosur atë); 3) pastrim me shtupë.

Pajisjet e pemës së Krishtlindjes 1 - kokë kolone; 2 - kreu i tubit; 3 - pemë shatërvani; 4 montim i rregullueshëm; 5 valvula të kontrolluara pneumatike. një grup pajisjesh të montuara në grykën e një pusi që rrjedh për ta mbyllur atë, pezulluar kolonat e ngritjes dhe për të kontrolluar rrjedhën e prodhimit të pusit. Pema e Krishtlindjes duhet - të përballojë presionin e lartë, - të bëjë të mundur matjen e presionit si në tubat e ashensorit ashtu edhe në daljen e pusit, - të lejojë lëshimin ose injektimin e gazit gjatë zhvillimit të pusit. F. a. përfshin kokat e kolonave dhe tubave, pemën e shatërvanit dhe kolektorin.

Koka e kolonës e vendosur në fund. pjesë të F. a. , shërben për pezullimin e vargjeve të shtresës së jashtme, mbylljen e hapësirave ndërmjet tubave dhe kontrollin e presionit në to. Koka e tubit është montuar në kokën e kolonës dhe përdoret për të pezulluar dhe vulosur kolonat e ashensorit me koncentricitet. ose zbritje paralele në pus. Pema e shatërvanit është instaluar në kokën e tubit dhe shërben për shpërndarjen dhe rregullimin e rrjedhës së produkteve nga pusi. Ai përbëhet nga valvola mbyllëse (valvola, valvola topi ose konike), pajisje kontrolli (pajisje me prerje tërthore konstante ose të ndryshueshme) dhe pajisje (mbështjellje, majë, kryqe, mbulesa). Manifold lidh F. a. me tubacione. Elementet e F. a. të lidhura me fllanxha ose kapëse. Për mbylljen e brendshme zgavrat përdorin pranga elastike, lidhje të jashtme - unaza të ngurtë (çeliku). Drejtimi i pajisjeve mbyllëse është manual, me presion të lartë pneumatik ose hidraulik me lokal, me telekomandë ose automatik. menaxhimi. Nëse presioni i prodhimit të pusit devijon nga kufijtë e specifikuar ose në rast zjarri në pus, pajisjet mbyllëse mbyllen automatikisht. Presioni në të gjitha zgavrat kontrollohet nga matës presioni. . Për uljen e instrumenteve dhe pajisjeve të tjera në një pus pune në F. a. instaloni një lubrifikues - një tub me një pajisje gjëndër për një litar ose kabllo, në të cilin ndodhet pajisja e ulur në pus. Presioni i punës F. a. 7 -105 MPa, zona e rrjedhës qendrore. pajisje mbyllëse 50 -150 mm. F. a. puset e depozitimeve në det me grykë nënujore kanë të veçanta dizajne për telekomandë montimit dhe menaxhimit.

Funksionimi me ngritjen e gazit të puseve të naftës Gjatë funksionimit të ngritjes së gazit, sasia e gazit që mungon për të ngritur lëngun derdhet në pus nga sipërfaqja. Nëse energjia e rezervuarit në hyrje, e karakterizuar nga faktori i gazit, plotësohet me energjinë e gazit të pompuar në pus nga sipërfaqja, ndodh rrjedhja artificiale, e cila quhet ngritës i gazit, dhe metoda e funksionimit është ngritja e gazit (kompresori). e ashensorit të gazit janë puse me rendiment të lartë me presione të larta të vrimës së poshtme, - puse me faktorë të lartë të gazit dhe presione të gropës së poshtme nën presionin e ngopjes, - puse rëre (që përmbajnë rërë në produkt) puse, si dhe puse që funksionojnë në kushte të vështira për t'u arritur. (për shembull, përmbytjet, përmbytjet, kënetat, etj.).

Ashensori i gazit (ngritje ajri) është një sistem i përbërë nga një varg tubi prodhimi (mbështjellësi) dhe tub i ulur në të, në të cilin lëngu ngrihet duke përdorur gaz të ngjeshur (ajër). Ky sistem nganjëherë quhet ngritës me gaz (ajër). Metoda e funksionimit të puseve quhet ngritja e gazit. Sipas skemës së furnizimit, varësisht nga lloji i burimit të agjentit punues - gazi (ajri), dallojnë: - ngritësin e gazit kompresor dhe jokompresor, dhe sipas skemës së funksionimit - ngritjen e gazit të vazhdueshëm dhe periodik.

Parimi i funksionimit të ngritjes së gazit: Gazi me presion të lartë injektohet në unazë, si rezultat i të cilit niveli i lëngut në të do të ulet dhe në tub do të rritet. Kur niveli i lëngut bie në skajin e poshtëm të tubit, gazi i ngjeshur do të fillojë të rrjedhë në tub dhe të përzihet me lëngun. Si rezultat, dendësia e një përzierjeje të tillë gaz-lëng bëhet më e ulët se dendësia e lëngut që vjen nga formimi, dhe niveli në tub do të rritet. Sa më shumë gaz të futet, aq më e ulët do të jetë dendësia e përzierjes dhe aq më e lartë do të rritet lartësia. Me furnizimin e vazhdueshëm të gazit në pus, lëngu (përzierja) ngrihet në grykë dhe derdhet në sipërfaqe, dhe një pjesë e re e lëngut vazhdimisht hyn në pus nga formimi. Në varësi të numrit të rreshtave të tubave që do të ulen, ashensorët mund të jenë me një ose dy rreshta. Në drejtim të injektimit të gazit - unazore dhe

Shkalla e rrjedhjes së një pusi ngritës gazi varet nga sasia dhe presioni i injektimit të gazit, thellësia e zhytjes së tubit në lëng, diametri i tyre, viskoziteti i lëngut, etj. a) ngritja me një rresht të një sistemi unazor b) një rresht ashensori i një sistemi qendror. c) ngritja me dy rreshta të sistemit të unazave. d) sistemi qendror me dy rreshta. e) ngritës me një rresht e gjysmë.

Përparësitë e metodës së ngritjes së gazit: · thjeshtësia e projektimit (nuk ka pompa në pus); · vendndodhjen e pajisjeve teknologjike në sipërfaqe (lehtëson vëzhgimin dhe riparimin e saj), duke siguruar mundësinë e tërheqjes së vëllimeve të mëdha të lëngjeve nga puset (deri në 1800 ÷ 1900 t/ditë); · aftësia për të operuar puset e naftës me lotim të rëndë dhe përmbajtje të lartë rëre, lehtësi në rregullimin e shkallës së rrjedhës së pusit. Disavantazhet e metodës së ngritjes së gazit: kosto të larta kapitale; efikasitet i ulët; rritja e konsumit të tubave, veçanërisht përdorimi i ashensorëve me dy rreshta; një rritje e shpejtë e konsumit të energjisë për të ngritur 1 ton naftë si dhe prodhimi zvogëlohet me kalimin e kohës së funksionimit. Në fund të fundit, kostoja e prodhimit të 1 ton naftë duke përdorur metodën e ngritjes së gazit është më e ulët për shkak të kostove të ulëta të funksionimit, kështu që është premtuese.