Ce se folosește pentru extragerea uleiului. Producția de petrol în Rusia

Vladimir Homutko

Timp de citire: 4 minute

A A

Harta câmpurilor petroliere ale lumii este destul de mare, dar peste tot procesul de producție de petrol și gaze are loc cu ajutorul puțurilor care sunt forate în grosimea rocilor cu ajutorul platformelor de foraj. Ele sunt familiare pentru mulți din filmele care au arătat zăbrele în formă de con " platformele petroliere" Este vorba despre platformele de foraj, care, după organizarea sondei, sunt demontate și transportate în altă locație.

Locurile în care are loc o astfel de exploatare se numesc câmpuri sau zăcăminte. Transportul petrolului și gazelor de la zăcăminte la fabricile de procesare angajate în producția de produse petroliere comerciale se realizează prin conducte.

Forarea unui puț poate dura câteva zile sau poate dura câteva luni.

Ulei și puţuri de gaze- nu doar găuri în roci. Trunchiul lor este căptușit din interior cu țevi speciale din oțel numite tubing (țevi de pompă și compresor). Prin intermediul acestora, materiile prime de hidrocarburi sunt extrase la suprafata.

În exterior, șirul principal de conducte, numit șir de producție, este căptușit cu alte conducte de tub, care întăresc sonda și izolează diverse straturi de pământ unele de altele. Lungimea puțului unei astfel de mine poate ajunge la câțiva kilometri.

Pentru a preveni comunicarea între diferitele straturi de rocă, spațiul liber din spatele țevilor de carcasă este de obicei cimentat. Acest lucru face posibilă prevenirea circulației interstraturilor apei, gazelor și uleiului în sine.

Inelul de ciment din spatele coloanelor de carcasă este distrus în timp din cauza influențelor fizice și chimice, rezultând circulația inelară. Acest fenomen afectează negativ extracția aurului negru, deoarece în acest caz, pe lângă necesarul de petrol, gaze sau apă din straturile de rocă învecinate intră în sondă din formațiunea numită rezervor, iar cantitatea lor depășește adesea volumul petrolului brut. materialul în sine.

Pentru ca resursa extrasă să pătrundă deloc în sondă, este necesar să se facă găuri în carcasa și stratul de ciment din spatele acestuia, deoarece atât tubul, cât și cimentul izolează formația productivă din sondă. Astfel de găuri sunt realizate folosind încărcături cu forme speciale, care străpung nu numai țevile de ciment și carcasa, ci formează și găuri în rezervorul de ulei în sine. Acest proces se numește perforare.

Există diferite metode de producție a petrolului și depind de presiunea din formația productivă. Producția de ulei se realizează folosind diverse tehnologii. Uleiul poate țâșni singur, cu alte cuvinte, se poate ridica de-a lungul sondei de la rezervor până la suprafață fără ajutorul echipamentului de pompare, datorită valoare mica densitatea acestuia.

Dacă uleiul este produs fără utilizarea unui echipament suplimentar de pompare, atunci această metodă de producere a uleiului se numește curgere.

Esența procesului de curgere este că presiunea hidrostatică (apă) în formațiune la adâncime este destul de mare (de exemplu, la doi kilometri va fi de aproximativ 200 de atmosfere). Acest indicator se numește presiunea rezervorului.

Deoarece densitatea petrolului și gazelor este mai mică decât cea a apei, la aceeași adâncime presiunea din sondă, care se numește fund, va fi (cu o densitate a materiei prime de aproximativ 800 de kilograme pe metru cub) de aproximativ 160 de atmosfere. Ca urmare a depresiunii (diferența de presiune) rezultată între formațiunea productivă și sondă, uleiul se ridică în vârf.

În plus, uleiurile, de regulă, conțin compuși de hidrocarburi ușoare, care, atunci când presiunea scade, devin gazoși (gaze dizolvate în amestecul de ulei). Eliberarea unor astfel de gaze reduce și mai mult densitatea materiilor prime extrase, drept urmare depresiunea descrisă mai sus se intensifică. Acest proces poate fi comparat cu deschiderea unei sticle calde de șampanie, din care zboară o fântână carbogazoasă puternică.

Experții numesc cantitatea de materii prime obținute dintr-o sondă pe zi debitul sondei (a nu se confunda cu termenul contabil „debit”). Treptat, mai ales în timpul producției intensive, presiunea din rezervor scade, respectând legea conservării energiei. Ca urmare, rata de producție a sondei scade, deoarece scăderea de presiune între formațiune și sondă devine nesemnificativă.

Pentru a crește presiunea intra-formațională, apa este pompată în rezervor de la suprafață folosind puțuri de injecție.

În unele tipuri de rezervoare, pe lângă petrol, există imediat un volum mare de apă de formare, datorită expansiunii căreia scăderea presiunii in situ este parțial compensată și este posibil să nu apară nevoia de injecție suplimentară de apă.

În orice caz, apa se infiltrează treptat în straturile dezvoltate saturate de petrol ale rezervorului și prin ele în puțurile în sine. Acest proces se numește udare, care provoacă și o scădere a debitului. Acest lucru se explică nu numai prin reducerea ponderii uleiului în sine în amestecul extras, ci și prin creșterea densității amestecului de ulei udat. Presiunea de fund în mină cu grad înalt tăierea apei crește, ceea ce duce la o scădere a depresiei. În cele din urmă fântâna încetează să curgă.

Cu alte cuvinte, debitul oricărei puțuri scade treptat. De regulă, valoarea maximă a acestui parametru este atinsă chiar de la începutul dezvoltării rezervorului, iar apoi, pe măsură ce rezervele de petrol sunt epuizate, debitul scade și cu cât are loc producția de petrol mai intensă, cu atât mai rapid are loc această scădere. Altfel spus, cu cât debitul inițial este mai mare, cu atât va scădea mai repede.

Pentru a readuce puțul la productivitatea anterioară, puțurile sunt diverse lucrăriîn vederea intensificării producţiei. Efectuarea unei astfel de lucrări, de regulă, duce la o creștere imediată a debitului, dar după aceasta încep să scadă într-un ritm mai rapid. Pe rusă puțuri de petrol iar magnitudinea scăderii debitului variază de la 10 la 30 la sută pe an.

Pentru a crește debitul puțurilor de producție fie cu un grad ridicat de tăiere a apei, fie cu presiunea rezervorului care a scăzut sub nivelul necesar, fie cu nivel scăzut concentrația gazelor dizolvate, se folosesc diverse tehnologii de așa-numită producție mecanizată de ulei. Și principalele metode sunt metodele care utilizează pompe tipuri variate, a cărui producție este în prezent foarte dezvoltată.

Cele mai utilizate sunt binecunoscutele „rockere”, care sunt numite pompe cu tijă adâncă (abreviată ca SRP). De asemenea, destul de comune sunt pompele centrifuge acționate electric (abreviat ESP), care nu sunt vizibile la suprafață. Principala producție de petrol din Federația Rusă se desfășoară în prezent folosind ESP-uri.

Principiul de funcționare al tuturor metodelor de producție de pompare se bazează pe o scădere a valorii presiunii în gaura de jos, în urma căreia depresiunea și, în consecință, debitul crește.

Un proces tehnologic mecanizat nu este singura soluție în cazul unei creșteri artificiale a productivității puțului.

De exemplu, așa-numita tehnică de fracturare hidraulică sau de ridicare cu gaz este adesea folosită, dar acestea sunt subiecte pentru articole separate.

Câmpurile de petrol pot fi dezvoltate atât la presiune mare, cât și la presiune scăzută în fundul găurii. Dacă presiunea din fundul găurii este mare, atunci scaderea scade, debitul scade și, deși sunt extrase rezerve, acestea sunt produse într-un ritm lent. Dacă, dimpotrivă, presiunea de jos este scăzută, atunci depresiunea crește și debitele cresc semnificativ, ceea ce duce la rate mari de producție a rezervelor de materie primă.

Câteva caracteristici ale industriei petroliere

Adesea, la intensitate mare de minerit, se folosește termenul „exploatare prădătoare” sau „exploatare prădătoare”, care au o conotație negativă pronunțată. S-a înțeles că cu o astfel de funcționare a puțurilor companiile petroliere, reprezentând industria petrolului, de parcă ar fi „smuls smântâna” din câmpurile dezvoltate, sau ar fi extras materii prime ușor accesibile și au abandonat pur și simplu rezervele rămase, iar în acest caz, uleiul rămas a devenit imposibil de ridicat la suprafață.

În cele mai multe cazuri, această afirmație este incorectă. În majoritatea câmpurilor petroliere, rezervele reziduale de hidrocarburi nu depind în niciun fel de intensitatea producției lor. Ca dovadă, se poate cita faptul că creșterea bruscă a cantității de minerit ulei rusesc a avut loc la sfârșitul secolului XX - începutul secolului XXI, dar au trecut șaptesprezece ani de atunci, iar volumele de petrol autohton produse nu sunt de așteptat să scadă (nivelul din 2015, de exemplu, este comparabil cu nivelul din 2000).

Și această perioadă pentru câmpurile petroliere este destul de lungă. În acest sens, dacă ritmul de producție al rezervelor de petrol ar duce la pierderea materiilor prime rămase în rezervoarele care nu au fost încă extrase, atunci volumele au început de mult să scadă, dar acest lucru nu se întâmplă.

Intensitatea mare de operare crește riscurile asociate cu posibilitatea de Situații de urgență, de exemplu, din cauza distrugerii stratului de ciment din jurul sondei, ceea ce duce la circulația nedorită în interiorul inelar și străpungerile premature ale apei de formare. Cu toate acestea, în cazul general, un astfel de mod de producție este aproape întotdeauna justificat din punct de vedere economic și la aproape orice nivel al prețului petrolului. Pentru a ilustra acest lucru, putem compara acest lucru cu o situație de trafic.

Dacă, de exemplu, limitați viteza mașinilor în afara orașului la douăzeci de kilometri pe oră și apoi folosiți măsuri draconice pentru a forța respectarea strictă a acestei limite, atunci cu un grad mare de probabilitate numărul de accidente va fi minim (dacă orice). Dar de ce atunci vor fi necesare aceste drumuri din punct de vedere economic?

După cum am spus mai devreme, o creștere a intensității producției de petrol rusești a avut loc la începutul secolelor XX și XXI.

În cele mai multe cazuri, producția s-a realizat prin reducerea presiunii de fund (în mod corespunzător, depresiunea a crescut) în puțurile de exploatare. Pentru a face acest lucru, pompele au fost coborâte în lucrările care țâșnesc, iar puțurile în care erau deja instalate echipamente de pompare au fost înlocuite cu altele mai productive.

Istoria cunoașterii omenirii cu aurul negru datează de multe milenii. Sa stabilit în mod fiabil că extracția petrolului și a derivatelor sale a fost efectuată deja cu 6000 de ani î.Hr. Oamenii au folosit uleiul și produsele transformărilor sale naturale în afacerile militare și în construcții, în viața de zi cu zi și în medicină. Astăzi, hidrocarburile reprezintă inima economiei mondiale.

Din timpuri imemoriale

Chiar și civilizațiile antice au realizat producție activă (în măsura posibilului) de petrol. Tehnologia era primitivă și poate fi descrisă în două cuvinte: muncă manuală. De ce a fost minat? De exemplu, în antichitate, o serie de țări erau înarmate cu arme de incinerare - „foc grecesc”, similar cu aruncatoarele de flăcări moderne. Lichidul uleios negru a fost folosit și în medicină și cosmetologie.

Chinezii inventivi au mers mult mai departe: au folosit burghie din bambus pentru foraj - unele puturi ajungeau la un kilometru adâncime. Adevărat, aurul negru pentru ei era un produs secundar, iar principalul era extracția sării de masă dizolvate în apă minerală.

Revolutia industriala

Până în secolul al XIX-lea, depozitele naturale de suprafață (sau mai bine zis, manifestările lor) au rămas sursa tradițională de produse petroliere. Un punct de cotitură radical a venit la mijlocul secolului al XIX-lea odată cu apariția tehnologiilor de foraj adânc, datorită cărora acumulările de ulei lichid în intestinele pământului au devenit accesibile. Producția de petrol a trecut la un nivel calitativ nou.

Revoluția industrială a necesitat volume din ce în ce mai mari de kerosen și uleiuri lubrifiante, iar această nevoie a putut fi satisfăcută doar de hidrocarburi lichide în scara industrialași distilarea lor ulterioară. Cea mai ușoară fracțiune de benzină a petrolului nu a avut inițial cerere și a fost aruncată sau arsă ca fiind inutilă. Dar cel mai greu - păcură - a intrat imediat în uz ca un combustibil excelent.

Ratele de creștere

Producția mondială de petrol în 1859 se ridica la doar 5.000 de tone, dar deja în 1880 a crescut la un nivel inimaginabil la acea vreme de 3.800.000 de tone. Până la începutul secolului (1900) a ajuns la 20 de milioane de tone, Rusia reprezentând 53%, iar SUA - 43% din producția mondială. Secolul al XX-lea a cunoscut o creștere rapidă:

• 1920 - 100 milioane tone;
• 1950 - 520 milioane tone;
• 1960 - 1054 milioane tone;
• 1980 - 2975 milioane de tone, din care URSS a reprezentat 20%, iar SUA - 14%.

Pe parcursul a un secol și jumătate, petrolul produs de fântâni a început să fie perceput ca sursa tradițională, iar spectacolele de petrol de suprafață care au însoțit omenirea de-a lungul istoriei sale au devenit exotice.

La începutul secolului al XXI-lea, a avut loc o întoarcere la tradiție, dar la o nouă etapă tehnologică de dezvoltare: la sfârșitul anilor 90, Canada a anunțat o creștere bruscă a rezervelor sale de petrol datorită recalculării depozitelor gigantice de roci bituminizate din provincia Alberta, echivalându-le cu petrolul extras în mod tradițional.

Recalcularea nu a fost imediat acceptată de OPEC și alte țări. Abia în 2011 au fost legitimate rezervele neconvenționale de așa-numit petrol de șist și toată lumea a început să vorbească despre o revoluție energetică. Până în 2014, datorită șisturilor de pe continentul nord-american, producția de petrol a crescut semnificativ. Tehnologia de fracturare hidraulică a făcut posibilă extragerea hidrocarburilor în locuri unde nu se gândise niciodată. Adevărat, metodele actuale sunt nesigure pentru mediu.

Schimbarea echilibrului de putere

Depozitele de șist au creat un dezechilibru în industria globală. Dacă înainte Statele Unite erau unul dintre principalii importatori de hidrocarburi, acum și-au saturat propria piață cu un produs mai ieftin și se gândește să exporte gaze de șist și petrol.

De asemenea, în Venezuela au fost descoperite rezerve uriașe de acest tip de aur negru, datorită cărora țara săracă din America Latină (care are și zăcăminte tradiționale bogate) s-a clasat pe primul loc în lume în ceea ce privește rezervele, iar Canada s-a clasat pe locul trei. Adică, producția de petrol și gaze în ambele Americi datorită revoluția șisturilor a crescut semnificativ.

Acest lucru a dus la o schimbare a raportului de putere. În 1991, Orientul Mijlociu conținea două treimi (65,7%) din rezervele mondiale de hidrocarburi lichide. Astăzi, ponderea principalei regiuni petroliere a planetei a scăzut la 46,2%. În același timp, ponderea rezervelor sud-americane a crescut de la 7,1 la 21,6%. Creșterea ponderii Americii de Nord nu este atât de semnificativă (de la 9,6 la 14,3%), deoarece producția de petrol din Mexic în același timp a scăzut de 4,5 ori.

Noua revolutie industriala

Creșterea rezervelor și a producției de aur negru în ultimul secol a fost asigurată în două direcții:

• descoperirea de noi zăcăminte;
• explorarea suplimentară a câmpurilor descoperite anterior.

Noile tehnologii au făcut posibilă adăugarea acestor două tradiționale a încă o direcție de creștere a rezervelor de petrol - transferul în categoria industrială a acelor acumulări de roci purtătoare de petrol care au fost definite anterior ca surse neconvenționale.

Datorită inovațiilor, producția de petrol din lume depășește chiar cererea globală, ceea ce a provocat o scădere de două sau trei ori a prețurilor în 2014 și politica de dumping a țărilor din Orientul Mijlociu. De fapt, Arabia Saudită a declarat război economic Statelor Unite și Canadei, unde șistul este în curs de dezvoltare. În același timp, Rusia și alte țări cu costuri de producție scăzute au de suferit.

Progresul în producția de petrol realizat la începutul secolului al XXI-lea poate fi comparabil ca semnificație cu revoluția industrială din a doua jumătate a secolului al XIX-lea, când producția de petrol a început să fie produsă la scară industrială datorită apariției și dezvoltării rapide a tehnologii de foraj.

Dinamica modificărilor rezervelor de petrol în ultimii 20 de ani

• În 1991, rezervele mondiale de petrol recuperabile erau de 1032,8 miliarde de barili (aproximativ 145 miliarde de tone).
• 10 ani mai târziu - în 2001, în ciuda minerit intensiv, nu numai că nu a scăzut, ci chiar a crescut cu 234,5 miliarde de barili (35 miliarde de tone) și se ridica deja la 1267,3 miliarde de barili (180 miliarde de tone).
• După încă 10 ani - în 2011 - o creștere de 385,4 miliarde de barili (54 miliarde de tone) și ajungând la un volum de 1652,7 miliarde de barili (234 miliarde de tone).
• Creșterea totală a rezervelor mondiale de petrol în ultimii 20 de ani s-a ridicat la 619,9 miliarde de barili, sau 60%.

Cele mai impresionante creșteri ale rezervelor dovedite și ale producției de petrol pe țară sunt următoarele:

• În perioada 1991-2001. in SUA si Canada cresterea a fost de +106,9 miliarde de barili.
• În perioada 2001-2011. în America de Sud (Venezuela, Brazilia, Ecuador etc.): +226,6 miliarde de barili.
• În Orientul Mijlociu (Arabia Saudită, Irak, Emiratele Arabe Unite etc.): +96,3 miliarde de barili.

Creșterea producției de petrol

• Orientul Mijlociu - o creștere de 189,6 milioane de tone, care în termeni relativi este de 17,1%.
• America de Sud- o creștere de 33,7 milioane de tone, ceea ce reprezintă 9,7%.
• America de Nord- crestere cu 17,9 milioane tone (2,7%).
• Europa, Asia de Nord și Centrală - creștere cu 92,2 milioane de tone (12,3%).
• Africa - creștere cu 43,3 milioane de tone (11,6%).
• China, Asia de Sud-Est, Australia - creștere cu 12,2 milioane de tone (3,2%).

Pentru perioada curentă (2014-2015), 42 de țări asigură producția zilnică de aur negru de peste 100.000 de barili. Liderii de necontestat sunt Rusia, Arabia Saudită și SUA: 9-10 milioane de barili/zi. În total, aproximativ 85 de milioane de barili de petrol sunt pompați în fiecare zi în lume. Iată primele 20 de țări care conduc în producție:

Concluzie

În ciuda previziunilor sumbre despre epuizarea hidrocarburilor în 20-30 de ani și debutul prăbușirii umanității, realitatea nu este atât de teribilă. Noile tehnologii de producție fac posibilă extragerea petrolului din locuri unde în urmă cu zece ani era considerat nepromițător și chiar imposibil. SUA și Canada dezvoltă petrol și gaze de șist, Rusia găzduiește planuri grandioase pentru dezvoltarea zăcămintelor gigantice offshore. Noi zăcăminte sunt descoperite pe ceea ce pare a fi pe lungimea și pe lățimea explorată a Peninsulei Arabe. În următoarea jumătate de secol, omenirea va avea atât petrol, cât și gaze. Cu toate acestea, este necesar să se dezvolte surse regenerabile și să se descopere noi surse de energie.

Metode de bază de producere a petrolului.

Există 3 metode principale de producere a uleiului: curgătoare, cu gaz-lift și mecanizat, incluzând mai multe tipuri de producție prin pompare: pompă cu tijă de aspirație (SRP), pompe centrifuge electrice submersibile (ESP), pompe electrice cu diafragmă (EDP), pompe electrice cu șurub ( ESP). Unitățile de pompare cu piston hidraulic (HPPU) au devenit destul de răspândite în străinătate.

Fântâna este cea mai simplă și mai ieftină metodă de operare. Cu toate acestea, nu toate puțurile pot curge mult timp. În acest caz, ele sunt transferate la metode mecanizate de producere a uleiului. În același timp, metoda fântânii, menținând presiunea rezervorului, poate fi, de asemenea, clasificată ca fiind mecanizată. Dacă calculăm puterea cheltuită la injectarea apei în timpul menținerii presiunii din rezervor și o atribuim stocului de puțuri producătoare, obținem o putere suplimentară specifică per sondă de 13,5 kW, care este destul de comparabilă cu puterea cheltuită în producția de petrol prin pompare.

Metoda de funcționare a liftului cu gaz se referă și la metoda mecanizată, deoarece Pentru a funcționa aceste puțuri, este necesară pomparea în gaz comprimat, care consumă energie suplimentară. Metoda liftului cu gaz, care a reprezentat 37% din producția din întreaga Uniune în 1946, a fost extinsă în principal în domeniile asociației Azneft. Stocul de sonde de gaz, care la acea vreme era de 10,8%, a scăzut ulterior din cauza naturii neeconomice a metodelor de operare a gazului. Până în 1980, producția de petrol era de 3,73%, iar stocul de sondă era de 2,87%.

Ponderea metodelor de exploatare pentru producția de petrol (% din anual) și stocul de puțuri (% din stocul total)

După cum se poate observa din tabel, metoda de funcționare a tijei până în 1950 a asigurat până la 45% din producția de petrol din întreaga Uniune, în timp ce stocul de sondă a ajuns la 85%. De-a lungul timpului, rolul și importanța acestei metode au scăzut din cauza intensității ridicate a forței de muncă și a productivității scăzute până la 13,23% din producția din întreaga Uniune. Cu toate acestea, utilizarea pe scară largă a acestei metode (63% din stocul de puțuri) se explică prin numărul mare de puțuri de dimensiuni mici.

Din 1955, PECN-urile au devenit larg răspândite. Producția de petrol prin această metodă a crescut de la an la an și în 1975 a atins 34% din totalul întregii Uniuni cu 14,4% din puțuri produse. Această metodă de funcționare asigură obținerea debitelor mai mari (>40 m 3 /zi) din puțuri în comparație cu pompele cu tije de absorbție.

În prezent (din 2010) colectarea sondei: ESP - 49%, SRP - 43%, metoda gaz-lift - 1%, metoda Fountain - 6%, altele - 1%

Caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor.

T
Tehnologia de producere a petrolului este un proces hidromecanic de mișcare a petrolului cu transformările sale de fază de la fundul puțului până la gura sa.

O gaură de foraj este o deschidere de mină al cărei diametru pământesc este mult mai mic decât lungimea sa.

– formula pentru afluxul de petrol pe fundul puțului. Unde este coeficientul de productivitate. Petrolul, gazele și apa se află în scoarța terestră la adâncimi de la câteva zeci de metri până la câteva zeci de kilometri, acumulându-se în goluri și fisuri numite pori. Practic, din punct de vedere geologic, aceste fluide se acumulează în rocile sedimentare, spre deosebire de rocile magmatice. Rocile sedimentare sunt argile, nisipuri, gresii, calcare și dolomite care au fost depuse în diferite perioade geologice în diferite bazine. În epocile ulterioare și nu numai, aceste straturi, ca urmare a proceselor tectonice (aceasta este o modificare a structurii stratului: încovoiere sau deplasare), au dobândit forme favorabile pentru acumularea acestor fluide în ele sub formă de pliuri anticlinale.

Nivelul dinamic dintr-o sondă este distanța măsurată de la capul sondei la nivelul lichidului atunci când acesta este retras din sondă. Nivelul static este distanța de la suprafață la lichid atunci când puțul este închis. Determină presiunea rezervorului prin densitatea fluidului și nivelul dinamic - presiunea în fundul găurii.

– pentru o fântână care curge.

Volumul probei cubului de rocă V, cm 3. Volumul boabelor cuburi V boabe, cm 3. Atunci volumul de rocă al probei este egal cu: , cm 3. Coeficientul de porozitate este raportul dintre volumul de rocă dintr-o probă și volumul său geometric, exprimat ca procent.

În solul natural nisipos, forma și dimensiunea boabelor de nisip nu sunt aceleași. În condiții naturale, nisipurile constau din boabe de formă neregulată și o mare varietate de dimensiuni. De asemenea, compactarea boabelor de nisip în sol poate varia. Toate acestea conduc la faptul că porozitatea solului natural nisipos este semnificativ mai mică decât porozitatea solului fictiv, adică. sol compus din particule sferice de aceeași dimensiune. În calcarele nisipoase și alte roci cimentate, porozitatea este chiar mai mică decât în ​​solurile nisipoase datorită umplerii porilor cu diverse substanțe de cimentare. Porozitatea crește odată cu scăderea boabelor care alcătuiesc roca. Această creștere a porozității este cauzată de faptul că forma boabelor devine de obicei mai neregulată pe măsură ce dimensiunea lor scade, astfel încât boabele sunt împachetate mai puțin dens. Rocile sedimentare neconsolidate sau slab cimentate — nisipuri și argile — au cea mai mare porozitate în condiții naturale.

Pe măsură ce adâncimea rocii crește, porozitatea scade de obicei datorită compactării lor sub presiunea rocilor de deasupra. Cea mai neuniformă porozitate este în rocile carbonatice, în care, alături de fisuri mari și caverne, există blocuri practic lipsite de pori.

Porozitatea rezervoarelor care produc petrol comercial în procente.

Permeabilitatea rocilor.

Una dintre cele mai importante proprietăți care determină valoarea industrială a unui câmp petrolier este permeabilitatea rocilor acestuia, adică. capacitatea lor de a trece lichid sau gaz prin ei înșiși în prezența unei diferențe de presiune. Mișcarea lichidelor și gazelor într-un mediu poros se numește filtrare. Nu există roci absolut impenetrabile în natură. Dacă presiunea se potrivește, lichidele și gazele pot fi forțate prin orice rocă. Cu toate acestea, având în vedere diferențele de presiune existente în formațiunile de petrol și gaze, multe roci se dovedesc a fi practic impermeabile la lichid și gaz. Totul depinde de dimensiunea porilor și canalelor din roci. Canalele porilor din natură sunt împărțite în mod convențional în 3 categorii:

Canalele supercapilare au un diametru mai mare de 0,5 mm. Lichidul se mișcă în ele, ascultând legi generale hidraulica. Aceste canale se găsesc în roci cu granule rotunde, cum ar fi pietrișurile.

Canalele capilare au un diametru de la 0,5 la 0,0002 mm. Când lichidul se mișcă în ele, pe suprafața corpurilor apar forțe de suprafață: tensiune superficială, forțe de presare și aderență etc. Aceste forțe creează rezistență suplimentară la mișcarea fluidului în formațiune, astfel încât mișcarea continuă este posibilă în prezența unei diferențe de presiune.

Canalele subcapilare au un diametru mai mic de 0,0002 mm. Forțele de suprafață în astfel de canale microscopice sunt atât de mari încât căderile de presiune prezente în condiții de rezervor nu sunt capabile să le depășească.

Rocile zăcămintelor de petrol și gaze au în principal canale capilare; acestea sunt în principal nisipuri, gresii și dolomite. Plafoanele impermeabile ale formațiunilor de petrol și gaze, constând de obicei din roci argiloase, au pori și canale subcapilare și nu are loc nicio mișcare a fluidelor în ele. De obicei, filtrarea lichidelor și gazelor din depozite respectă legea lui Darcy, conform căreia rata de filtrare a unui lichid într-un mediu poros este proporțională cu căderea de presiune și invers proporțională cu vâscozitatea acestuia:

Unde este viteza de filtrare liniară; - curgerea fluidului volumetric prin rocă pe unitatea de timp; - zona de filtrare; - coeficient de permeabilitate: - vâscozitate dinamică; - diferenta de presiune pe lungimea probei; - lungimea traseului de filtrare (lungimea probei). Utilizând formula (1), coeficientul de permeabilitate este determinat în laborator pe probe de roci care conțin ulei.

ÎN Mărimile sistemului SI au dimensiuni: - 1m, - 1Pa s, -m 3 /s, = 1MPa. Atunci coeficientul de permeabilitate = 1m 2. Astfel, în sistemul SI, unitatea de permeabilitate de 1 m 2 este considerată a fi permeabilitatea unui astfel de mediu poros, atunci când se filtrează printr-o probă de 1 m 2 în suprafață și 1 m în lungime, cu o cădere de presiune de 1 Pa, debitul unui lichid cu o viscozitate de 1 Pa s este de 1 m 3 / s. Sensul fizic al dimensiunii este că permeabilitatea caracterizează aria secțiunii transversale a canalelor mediului poros prin care are loc filtrarea. Dacă porozitatea rocii determină în cele din urmă rezervele de petrol, atunci permeabilitatea este afluxul (debitul) fluidului de la formație la puț. Unitatea de 1m2 este mare și incomodă pentru calcule practice, așa că la pescuit folosesc o unitate practică - darcy. 1D 12 = 1m 2, deci 1D=1 10 -12 m 2. 1D este permeabilitatea unui astfel de mediu poros, la filtrarea printr-o probă cu o suprafață de 1 cm 2 și o lungime de 1 cm cu o cădere de presiune de 1 kgf/cm 2, debitul lichidului cu o vâscozitate de 1 cP este 1 cm 3 / s. 1D = 1000mD. Permeabilitatea majorității rocilor purtătoare de petrol și gaze variază de la 100 la 2000 mD. Permeabilitatea rocilor argiloase este de miimi sau mai puțin de milidarcy.

Petrolul și gazele sunt baza economiei de combustibil și energie a tuturor țările dezvoltate, cele mai bogate materii prime chimice. Producția de petrol și gaze este un proces complex și cu mai multe fațete, bogat în dispozitive tehnice. Un operator de producție de petrol și gaze trebuie să fie mecanic general și să cunoască inginerie electrică, automatizare și elementele de bază ale electronicii și să aibă o bună înțelegere a geologiei și forajului.

Geologia zăcămintelor petroliere.

Formațiunile purtătoare de petrol și gaze se află la adâncimi considerabile și sunt forate puțuri pentru a le accesa. O fântână este o deschidere de mină cilindrică de foarte mare adâncime și diametru mic. Forarea tuturor sondelor de explorare și a unor puțuri de producție se efectuează cu prelevare de probe. Un miez este o coloană de rocă forată. Miezurile sunt folosite pentru studiul fizic și Proprietăți chimice roci care alcătuiesc straturile. Se studiază compoziția lichidelor și gazelor care saturează aceste straturi. Odată cu studiul miezului, se efectuează anchete geofizice ale puțurilor. Acest lucru vă permite să determinați cu precizie secțiunea geologică și să calculați rezervele de petrol și gaze.

Pentru a asigura puțul și izola straturile, coloanele de țevi metalice sunt coborâte:

• Direcţie
• Conductor
• Coloana de producție.

Spațiul dintre pereții puțului și țevi este cimentat pe capul sondei. Pentru a conecta puțul cu formațiunea productivă, coloana este perforată făcând zeci de găuri. Petrolul și gazele se acumulează în roci permeabile, poroase sau fracturate, delimitate deasupra și dedesubt de roci impermeabile.

Nu există lacuri petroliere în rezervoare.

Depozitele au o rezervă de energie de rezervor, al cărei tip determină regimul depozitului. În forma sa pură, se pot distinge următoarele moduri:

• Presiunea apei - aici sursa de energie a rezervorului este presiunea apelor marginale sau de fund.
• Presiunea gazului - sursa de energie a rezervorului este presiunea capacului de gaz.
• Gaz dizolvat - sursa de energie a rezervorului este energia gazului dizolvat în petrol.
• Elastic - sursa de energie a rezervorului - proprietățile elastice ale rezervorului și lichidele și gazele care îl saturează.
• Gravitația - se manifestă activ în straturi de scufundare abruptă. Curgerea petrolului în puț se datorează gravitației.

În natură, aceste moduri apar în diferite combinații.

Metode de producere a petrolului și gazelor.

Uleiul se extrage prin curgere sau prin una dintre metodele mecanizate. Alegerea metodei este determinată de cantitatea de energie a rezervorului, precum și de caracteristicile geologice și tehnice ale puțului.

Metoda fântânii

Cu metoda curgătoare de producție, uleiul curge prin gravitație prin țevile pompei și compresorului la suprafață. Fântâna este sigilată cu accesorii pentru pomul de Crăciun. Acesta servește la scurgerea petrolului și a gazelor în conducta de petrol și la reglarea debitului sondei, permițând cercetările pe teren. Când energia rezervorului este epuizată sau insuficientă, uleiul este extras prin mecanizare.

Metoda de ridicare a gazului

În producția de gaz-lift sau compresor, uleiul este ridicat cu gaz comprimat, care este injectat în puț de la suprafață. Un lift cu gaz este o coloană de țevi cu tuburi cu supape de pornire și de funcționare. Gazul intră în conducte prin supape și transportă uleiul în sus. Debitul sondei este reglat prin modificarea volumului de gaz injectat. Fitingurile capului de sondă ale puțurilor de gaz sunt aceleași cu cele ale puțurilor de curgere. Dar o conductă suplimentară de gaz este furnizată pentru a pompa gazul în puț. Metoda de ridicare cu gaz are o aplicație relativ limitată.

Producerea uleiului cu ajutorul pompelor cu tije de aspirare.

Cel mai obișnuit tip de producție de ulei sunt pompele cu tije de ventuză. Ele pot funcționa la adâncimi de până la două mii și jumătate de metri. Mișcările alternative ale pistonului pompei sunt transmise de la mașina de pompare prin șirul de tije de aspirare.

Să ne familiarizăm cu principiul de funcționare al acestei pompe. Pe măsură ce pistonul se mișcă în sus, supapa de aspirație se deschide și uleiul din puț umple cilindrul pompei. Când pistonul este coborât, supapa de aspirație se închide și supapa de refulare se deschide. Uleiul curge din cilindru în șirul de țevi a compresorului și apoi prin fitingurile capului sondei în conducta de petrol.

Diagrama de sarcină luată în punctul în care tijele sunt suspendate și numită dinamogramă vă permite să evaluați funcționarea pompei, precum și debitul puțului.

Producerea uleiului folosind pompe centrifuge electrice.

Pompele centrifuge electrice submersibile sunt produse cu o capacitate de 40 până la 700 de metri cubi pe zi, cu o înălțime de până la 1700 m. Echipamentul suprateran al instalației este format din fitinguri pentru capul puțului, un autotransformator și o stație de control. O pompă centrifugă cu mai multe secțiuni are de la 80 la 400 de secțiuni.

Împreună cu motorul umplut cu ulei și protecția hidraulică, pompa este coborâtă în puț. Instalarea și testarea unei electropompe submersibile se efectuează imediat înainte de coborâre, chiar la capul sondei. Alimentarea motorului electric este furnizată printr-un cablu etanș blindat. Odată asamblată, lungimea părții subterane a instalației ajunge la 30 de metri sau mai mult.

Să ne familiarizăm cu principiul de funcționare al unei astfel de pompe. Prin filtrul de recepție, fluidul de formare intră în orificiul de admisie al primului rotor. Acumulând energie, debitul trece prin toate etapele pompei, este eliberat în cavitatea țevilor pompei-compresor și prin fitingurile capului sondei în conducta de petrol. Oprirea și pornirea frecventă a unei pompe submersibile este nedorită.

La întreținerea puțurilor, operatorul le parcurge pe traseul stabilit și verifică starea echipamentului de suprafață. Operatorul efectuează citiri ale instrumentelor, inspectează echipamentul capului de sondă și prelevează probe de fluid. Conform instrucțiunilor, maestrul preia dinamograme. Operatorul participă la deparafinarea puțurilor, transmite informații de la instalații către dispecer și pregătește puțurile pentru reparații.

Înlocuirea echipamentelor de sondă subterană este efectuată de o echipă de întreținere. Reparațiile mai complexe, cum ar fi lucrul cu formația, îndepărtarea echipamentelor de urgență sau mutarea în alte orizonturi, sunt efectuate de echipe. revizuire fântâni

Personalul de teren trebuie să cunoască și să respecte cu strictețe regulile de siguranță a muncii și cerințele instrucțiunilor de utilizare a echipamentului.

Colectarea pe teren a petrolului și gazelor

Toată producția de puțuri este furnizată la unități automate de măsurare în grup. Instalația Sputnik vă permite să măsurați debitul zilnic al unui puț de la 5 la 400 de metri cubi. La acesta pot fi conectate până la 14 puțuri. Inainte de a intra in unitatea tehnologica a instalatiei, aceasta trebuie ventilata.

Instalația funcționează după cum urmează - uleiul din puțuri este alimentat la un comutator cu mai multe treceri, care, conform unui program dat, conectează una dintre puțuri pentru contorizare. Într-un separator de măsurare cu două capacități, gazul separat intră într-un colector comun, iar lichidul se acumulează în recipientul inferior. Pe măsură ce se acumulează, plutitorul, printr-un sistem de pârghii, închide conducta de gaz cu o supapă și presiunea în separator crește. Această presiune în exces forțează lichidul din separator prin debitmetru în colectorul comun.

Rezultatele măsurătorilor sunt înregistrate în unitatea de comandă și transmise prin intermediul sistemului de telemecanic către panoul de control de teren. De la instalația Sputnik, producția de puțuri este furnizată pentru stațiile de pompare de rapel. La stațiile de rapel și în separatoarele de petrol și gaze, gazele și petrolul sunt separate.

Principiul de funcționare al unui astfel de dispozitiv este următorul: înainte de a intra în separator, gazul liber din conductă este deviat în partea de gaz a separatorului. Lichidul se răspândește peste rafturi, unde separarea finală a gazului are loc într-un strat subțire. Prin eliminatoarele de picături, gazul intră în colectorul de colectare a gazului, iar apoi intră în separatoarele de recepție ale stațiilor de compresoare de gaz, unde este uscat din condens.

Unitățile de compresoare ale stației pompează gazul către instalațiile de procesare a gazelor. Fiind o materie primă valoroasă de hidrocarburi, gazele asociate trebuie colectate integral pentru a fi utilizate în economia națională. Uleiul din separatoarele de petrol și gaze se acumulează în rezervoarele tampon și de aici în mod automat pompat în depozitele de mărfuri. Totodată, la stațiile de rapel se ține evidența producției de petrol de către echipaje, iar la depozitul de mărfuri se ia în considerare producția pentru câmp în ansamblu.

Pregătirea petrolului pe câmp.

Pe lângă gaz, petrolul este însoțit de apă și săruri dizolvate. Iar uleiul în sine conține fracții ușoare care se pot evapora. Pentru a reduce pierderile de petrol în timpul transportului și depozitării, și pentru a reduce costurile de transport, uleiul este preparat în câmp, la locul de producere. După a doua etapă de separare la parcurile de mărfuri, produsele pescărești intră în rezervoare tehnologice pentru deshidratare parțială.

Să luăm în considerare funcționarea unui astfel de rezervor. Amestecul apă-ulei intră în partea inferioară a rezervorului printr-un distribuitor. Uleiul plutește în partea de sus, iar apa se acumulează dedesubt și este apoi trimisă la unitățile de tratare. Uleiul parțial deshidratat curge din rezervoarele de proces în rezervoare-tampon, de unde este furnizat la stațiile complexe de tratare a uleiului. În aceste instalații, uleiul este încălzit în schimbătoare de căldură și introdus în rezervoarele de decantare pentru deshidratare. Din rezervoarele de decantare, uleiul este introdus în deshidratoare - bile sau orizontale. Aici, într-un câmp electric de înaltă tensiune, uleiul este complet curățat de săruri și apă.

Uleiul desarat este stabilizat, adică o parte largă de hidrocarburi ușoare este îndepărtată din el. Pentru a face acest lucru, uleiul este încălzit suplimentar în cuptoare până la o stare de vapori-lichid și introdus într-o coloană de stabilizare. Ca urmare a proceselor fizice complexe, hidrocarburile ușoare sunt separate în coloană, care sunt preluate din partea superioară a instalației. După răcire și condensare, fracția largă este separată în separatoare de gaze în faze lichide și gazoase. Gazul este folosit în câmpuri ca combustibil, iar fracția lichidă este trimisă la uzinele petrochimice.

Uleiul stabil din partea inferioară a coloanei trece prin schimbătoare de căldură unde este răcit, eliberând excesul de căldură către țițeiul care intră în tratament. În sfârșit, prin unitățile de contabilitate comercială pentru flotele de mărfuri, petrolul stabil este predat departamentelor de conducte petroliere.

Apa separată în timpul preparării uleiului merge către instalațiile de tratare. Acestea sunt de obicei rezervoare cu un filtru hidrofug. Apa netratată este introdusă în partea superioară a rezervorului, direct în filtru, care servește drept strat de ulei. Picăturile de ulei și impuritățile mecanice sunt reținute în strat. Pe măsură ce se acumulează, uleiul este returnat la tratament.

Apa purificată este pompată prin unități de contorizare către stațiile de pompare în grup. Aici, cu pompe presiune ridicata apa este pompată prin puţuri de injecţieîn formațiunea productivă pentru a reumple energia rezervorului.

Instalațiile de producție de petrol și gaze sunt numeroase, complexe din punct de vedere tehnic și dispersate geografic. Acestea funcționează în moduri continue. Gestionarea procesului de producție de petrol și gaze necesită monitorizare constantă și adoptarea rapidă a unei varietăți de decizii. Numai sisteme automatizate controalele fac posibilă coordonarea activității tuturor legăturilor tehnologice din pescuit.

Petrol, gaze și câmp ape uzate capabile să polueze activ mediu inconjurator. Măsurile de protecție a naturii sunt prevăzute la proiectare și implementate în timpul construcției și dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Respectarea strictă a acestor măsuri asigură o protecție fiabilă mediul natural de influente nocive.

Eternitatea miroase a ulei.

Salutare, băieți! Astăzi vă voi povesti cum, în condiții Vestul Siberiei extrage ulei. Același aur negru, în jurul căruia fierb pasiuni serioase, pe care stă economia țării noastre, „umbla” în dolar și euro. Pentru a vedea procesul de minerit (cum îl numesc oamenii din „subiect”), am mers la Câmpul Yuzhno-Priobskoye ulei și, folosind exemplul lui, vă voi spune cum a fost. Merge!

1. Îmbuteliere demonstrativă a uleiului.

Totul începe cu faptul că o companie producătoare de petrol folosește echipamente speciale și solicită ajutorul geologilor pentru a descoperi un câmp. Atunci trebuie să înțelegeți cât de mult petrol este ascuns în straturile pământului și, în general, este rentabil din punct de vedere economic să îl extrageți? Se efectuează studii de sol, se realizează un număr mare de fântâni „explorative”, iar dacă se găsește un depozit și este benefic, atunci încep multe lucrări de dezvoltare. Pentru a face acest lucru, ei creează un „cluster” - o platformă care combină multe puțuri forate. Fundul puțului intră în pământ într-un unghi și ajunge la câțiva kilometri; în prezent forează în unghi, iar fundul forat poate fi la un kilometru distanță de tufiș.

Priobskoe depozit de ulei situat în Khanty-Mansiysk Okrug autonom, lângă Khanty-Mansiysk. A fost descoperit încă din 1982, dar dezvoltarea a început recent, deoarece anterior nu era doar neprofitabilă din punct de vedere economic, dar nu existau nici tehnologii care să asigure eficiența domeniului. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. De exemplu, în această zonă, zăcămintele de petrol sunt situate la o adâncime de 2,3-2,6 km.

2. Bush nr. 933. Pentru a ajunge aici, a trebuit să dau în avans toate detaliile pașaportului, să iau un permis, să mă îmbrăc cu haine speciale, fără de care nu am voie nicăieri, să conduc printr-un cordon de securitate pe teritoriul câmpului și, de asemenea, să ascult siguranța. instrucțiuni de două ori de la mai mulți manageri. Totul este extrem de strict și nu poți face un pas în plus în lateral.

3. Briefing pentru toți oaspeții de la compania contractantă implicată în forarea puțurilor. Apropo, compania Gazpromneft-Khantos nu se forează singură; acest lucru este făcut de antreprenori care câștigă licitația și ulterior lucrează la șantier.

4. În dreapta este o instalație de foraj, deasupra căreia este suspendat un troliu cu un cârlig imens, care este deplasat în sus și în jos de un motor electric. Acest design se numește „top drive”.

Primul lucru care trebuie coborât în ​​fântâna săpată este puțin - un gol cu ​​trei capete rotative cu vârfuri, care forează în pământ. Acest burghiu este filetat pe gulerele de foraj, care la rândul lor sunt înșurubate pe țevi de foraj obișnuite. Și aceste „lumânări” asamblate sunt înșurubate împreună 2-4 bucăți. Toată această structură uriașă, numită șir de foraj, este înșurubat pe un motor electric în partea de sus, suspendată de același cârlig în partea de sus.
Când se forează o sondă, „unitatea de sus” rotește întreaga structură și coboară în jos, transferând greutatea șnurului pe burtă. Greutatea coardei de foraj, atârnată de un cârlig de sus, coboară în puț și este de aproximativ 130 de tone. Coarda de foraj este coborâtă și ridicată de multe ori, așa că burghiul trebuie înlocuit cu unul nou. Fluidul de foraj este pompat în țevi la o presiune de ~100 atmosfere. Acest fluid trece în interiorul întregii structuri și iese prin bit, răcindu-l, apoi revine în sus prin spațiul dintre pereții coloanei și pereții puțului, aducând cu el tăieturi - roca forată - la suprafață. Apropo, la acest domeniu este folosit tehnologie nouă- găurire orizontală, adică bitul merge nu numai în jos, ci și în lateral.

5. Deoarece puțurile pot fi forate în prezent nu strict vertical, ci la orice unghi dat, aceste numere înseamnă exact direcția bitului.

6. Soluția ridicată în vârf este curățată, iar nămolul este aruncat într-o groapă specială, care este recuperată după forare. Apoi vegetația este plantată deasupra solului.

7. „Lumânările” sunt dezasamblate, dar în curând le va veni rândul să intre adânc în subteran.

8. Un specialist ia regulat o mostră de ulei pentru a-i verifica compoziția. Vizibil mai jos sticle de sticlăîn care se toarnă.

9. Jurnaliştii şi bloggerii, ca şi copiii, se uită la o sticlă ciudată cu lichid cald. Miroase a sulf și ulei, un fel de amestec cu un miros ușor, dar.

10. Lichidul rezultat care conține ulei este murdar, de culoare pământoasă cu bule și conține nisip.

11. fotomanya fericit =)

12. Aurul negru arată ca o apă murdară obișnuită. Din acest nămol datorită complexului proces tehnologic eliberează ulei, apă și gaz petrolier asociat.

13. O structură numită „arborele de masă”, sub care se află o pompă electrică centrifugă coborâtă pe fundul puțului, care pompează lichid în diferite stații de curățare pentru a produce ulterior ulei curat. După cum puteți vedea, aici nu există „mașini de pompare” tradiționale, deoarece acestea sunt ineficiente și nu sunt profitabile; aproximativ vorbind, ele aparțin trecutului.

14. După ce puțul este gata, instalația de foraj este transportată pe șine în continuare pentru a începe procesul de forare a unei noi sonde.

15. În prim-plan, au loc reparații planificate la puțuri. Mai mult, astfel de reparații sunt necesare pentru fiecare dintre puțurile prin anumită perioadă timp.

16. Oameni cu o profesie eroică, nu mai puțin. Repară instalația în condiții de frig și, judecând după fețe, le place!

18. Orașul muncitorilor petrolieri este situat la distanță de locul de foraj, ei au propria lor mică viață acolo. Aici chiar și internetul 3G a funcționat și puteai posta fotografii!

19. Lăsăm puțul Nr. 933 și ajungem la locurile de producție cu unități de tratare a uleiului și un atelier de pregătire pentru pomparea uleiului. Şantierul este situat la câţiva kilometri de locul de foraj, iar petrolul este furnizat aici prin conducte.

19. Stația de tratare a petrolului este proiectată pentru a primi producția de puțuri de petrol, separarea preliminară a acesteia în petrol, gaz petrolier asociat și apă produsă și prepararea ulterioară a petrolului la calitate comercială. În plus, instalația de tratare a petrolului înregistrează petrolul comercial, înregistrează și utilizează gazul asociat și pompează petrol comercial în conductă.

20. O mulțime de țevi, structuri complexe, unde uleiul este prelucrat pentru utilizarea ulterioară.

21. UPN include un număr mare de elemente, de exemplu: separatoare, unități de pompare, rezervoare de drenaj, încălzitoare pe șenileși alte dispozitive. Cea mai tare diagramă a modului în care funcționează totul. Personal, nu înțeleg totul, poate unul dintre voi este un expert)

22. Unul dintre rezervoarele uriașe de apă necesare rafinarii petrolului.

23. Evgeny arată: - ESTE ULEI ACOLO! Da, aceste rezervoare stochează ulei gata de utilizare.

24. Uzina de procesare a gazelor Yuzhno-Priobsky (GPP), la deschiderea căreia (prin teleconferință) în urmă cu un an a fost prezent Dmitri Medvedev.

25. Capacitatea de procesare a uzinei de procesare a gazelor va fi de 900 de milioane de metri cubi de gaz petrolier asociat pe an. Rata de utilizare a APG este de 96%, ceea ce îndeplinește cerințele lumii moderne.

29. O centrală uriașă automatizată care este întreținută o suma mica angajati.

27. CEO„Uzina de prelucrare a gazelor Yuzhno-Priobsky” Kopotilov Yuri Viktorovich.

29. Conform legii, o companie producătoare de petrol are dreptul la 5% din arderea gazelor asociate dizolvate în petrol. Lanterna este aprinsă pentru eliberarea de urgență și arderea gazului în caz de situații de urgență.

30. Centru de control al plantelor. Fabrica este cât se poate de automatizată; sunt necesare doar câteva zeci de oameni pentru a gestiona producția uriașă de 20 de hectare. Controlul se efectuează non-stop, 365 de zile pe an.

31. Sunt foarte mulți tineri, ceea ce este încurajator, dar pe lângă ei mai sunt și angajați cu experiență.

32. După fabrică, mergem la sediul central al Gazpromneft-Khantos, situat în Khanty-Mansiysk.

33. Pe ecranul monitorului arată același model 3D de tufiș pe care specialiștii îl dezvoltă aici, precum și în Sankt Petersburg.

34. Reprezentantul domnul N arată cum coboară fântâna, cum la un moment dat merge strict orizontal. Pe măsură ce sapi, uleiul va curge. De asemenea, pe aceste ecrane puteți vedea starea tuturor instalațiilor de foraj, care pompează ulei în ce moment, unde au loc reparații și alte lucruri utile. Totul este conectat la computere și o persoană nu trebuie să se afle într-un câmp rece lângă o instalație de foraj, ci să stea cu ceai într-o remorcă la orice distanță de sondă și să controleze procesul de foraj și producție în timp real.

35. Clădirea a fost construită în urmă cu câțiva ani și arată ca majoritatea clădirilor de birouri moderne.

36. Curte-fântână a secolului XXI.

Mulțumesc companiei pentru invitația la locul de foraj