1) Așa cum a fost prevăzut

1. Sonde de producție – reprezintă cea mai mare parte a fondului. Proiectat pentru producția de petrol, gaze și componente asociate

2. Puțuri de injecție - concepute pentru a injecta agenți speciali în formațiune în formațiune pentru a asigura dezvoltarea eficientă a depozitului

3. Fântâni speciale - concepute pentru a efectua diverse tipuri de cercetări în vederea studierii parametrilor și stării zăcămintelor în timpul pregătirii lor pentru dezvoltare și în timpul procesului de dezvoltare\

3.1. Estimare – utilizată pentru a evalua saturația petrolului și alți parametri ai formațiunilor în scopul cercetării geofizice.

3.2. Sonde de monitorizare – concepute pentru a monitoriza procesele care au loc în formațiuni în timpul dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze

4. Puturi auxiliare

4.1. Prize de apă - concepute pentru a extrage apa în scopul injectării acesteia în formațiuni productive

4.2. Fântâni de absorbție - utilizate pentru eliminarea apelor asociate, precum și a altor ape produse în cazul în care nu pot fi utilizate pentru formațiuni de inundare a apei

2) La momentul punerii în funcțiune

1. Sonde vechi - sonde înscrise în fond înainte de începerea perioadei de raportare

2. Puțuri noi – adăugate la fond în perioada de raportare

3) De la data raportării. La clasificarea sondelor după acest criteriu se ia în considerare de obicei stocul de exploatare. Fond de exploatare - partea principală a fondului care include sonde de producție în exploatare și inactive, precum și puțuri în curs de dezvoltare sau în așteptare de dezvoltare după foraj pentru extragerea produselor din acestea, precum și alte sonde

1. Stoc de exploatare – include sondele care au produs producție în ultima lună a perioadei de raportare, inclusiv:

1.1. Puțuri producând producție la sfârșit ultima zi perioadă de raportare.

1.2. Puțuri care în ultima lună au produs producție chiar și în cantitate mica dar au fost închise luna aceasta și așteaptă reparații.

2. Fond inactiv - sonde care au fost exploatate anterior pentru petrol și gaze, dar nu au produs producție în ultima lună a perioadei de raportare, inclusiv:

2.1. Cei care s-au retras din activitate în anul de raportare, adică s-au oprit în cursul anului curent sau în luna precedentă perioadă de raportare anul trecut.

2.2. Puțuri care nu au mai fost active în anii anteriori (închise înainte de 1 decembrie a anului trecut)

3. Puțuri în curs de dezvoltare sau în așteptare după forare

4. Alte puţuri

4.1. Fântânile aflate în conservare sunt fântâni care nu pot fi utilizate în niciun scop pentru o anumită perioadă de timp și pentru care a fost eliberat un permis de conservare pentru anumită perioadă. În această perioadă nu se percepe nicio amortizare. După încheierea perioadei de conservare, fântâna este lichidată sau transferată în partea corespunzătoare a stocului

4.2. Fântâni în așteptare de abandonare - fântâni în care se efectuează lucrări de abandonare, acestea au fost cimentate, dar nu s-au primit documente privind abandonarea din cauza neefectuării reabilitării terenurilor.

4.3. Fântâni abandonate – fântâni al căror abandon este înregistrat în în modul prescrisȘi munca de lichidare deja finalizat

La analiza stocului de sondă operațională în timp, se folosesc următorii indicatori:

1) Rata de utilizare a stocurilor

K și = T f eff / T k eff

T f ef – timpul real de funcționare

T la ef - timpul calendaristic de funcționare a fondului de operare

Pentru a calcula timpul calendaristic, este necesar să înmulțiți stocul puțului cu durata calendarului în ore (365*24= 8660)

Timpul calendaristic pentru sondele închise în stocul curent nu este calculat. \

2) Raportul de exploatare a puțului

K e = T f ef / T k df

T la df - timpul calendaristic de funcționare a stocului de sondă existent

Fe = 120 godeuri

F -Functionare = 115 sonde

T f ef= 926808 ore

Ki = 926808/(365*24*120) = 0,28

Ke = 926808/(365*24*115) = 0,92

III. Calcul program de producție pentru întreprinderile din industria GN

La elaborarea unui program de producție pentru producția de petrol (gaze), se folosesc următorii indicatori:

1) Stoc bine

2) Producția medie zilnică de puțuri (un puț sau un grup de puțuri) - cantitatea medie de petrol produsă pe zi de funcționare continuă a unei sonde, care este determinată de raportul dintre volumul total de petrol produs pentru o anumită perioadă de timp până la indicatorul stocului de sondă pentru aceeași perioadă

3) Raportul de exploatare a puțului

La calcularea volumelor de producție de petrol sau gaze, stocul de sondă este clasificat în funcție de momentul punerii în funcțiune

1. Calculul volumelor de producție de petrol sau gaze poate fi exprimat ca suma volumelor de producție din puțuri vechi și noi

D n = D n st + D n nou

Dn nou - volumul producţiei din puţuri noi

D n st - volumul producției de petrol din puțuri vechi

2. Volumul producției de petrol din puțurile vechi se calculează folosind formula

D n st = F st *q st *n*K e *K măsură

F st - fond de fântână veche

q st – debitul mediu zilnic al unui puț vechi

n – durata perioadei calendaristice (număr de zile

K e - raportul de exploatare a puţului

a ism - coeficientul de modificare a producției de petrol datorită scăderii naturale a debitului

3. Volumul producției de petrol din puțuri noi

D n nou = F nou *q nou *D

F nou– fond de fântâni noi

q nou– debitul mediu zilnic al unui puț nou

D– numărul de zile de funcționare a unui puț nou

Stocul de puțuri noi se calculează din puțuri puse în funcțiune în perioada de raportare din exploatare și foraj exploratoriu, și include și dezvoltarea puțurilor după forarea din anii precedenți

F nou = F nou eb + F nou rb + F nou osv

F nou eb – stoc de puţuri puse în funcţiune din foraj de producţie

F nou rb – stoc puţ pus în funcţiune din foraj exploratoriu

F nou osv – puţuri dezvoltate după forare

Stocul de sonde puse în funcțiune din foraj de producție și explorare poate fi calculat în funcție de volumul total al lucrărilor de foraj și adâncimea medie a sondei

F nou eb = B e /G fe

F nou RB = B r /G fr

Fi; B r– volumul producției și forajelor de explorare pentru petrol și gaze

G fe; G fr– adâncimea medie a puțurilor exploatate pentru petrol și gaze

Se calculează numărul mediu de zile de funcționare a unui puț nou

D=(n/2)*K e nou

K e nou– rata de funcționare a puțurilor noi

n– numărul de zile dintr-o anumită perioadă calendaristică

IV. Calculul programului de producție de gaz asociat

Gazul asociat este o parte integrantă a fluidului produs în timpul funcționării pe teren

Atunci când se calculează programul de producție pentru producția de gaz asociată, valorile factorului de gaz sunt utilizate ca bază

Factorul de gaz reflectă concentrația de gaz asociat în lichidul produs.

ÎN conditii moderne management în interiorul sisteme tehnologice pentru producția de petrol și gaze, utilizarea (combustia) gazului asociat este practic eliminată. Gazul asociat este colectat în rezervoare speciale și poate fi trimis printr-un sistem de conducte de gaze:

1) Satisfacerea nevoilor consumatorilor (vânzări externalizate)

2) Utilizarea gazelor asociate în scopuri pe teren (încălzire)

Volumele de producție de gaz asociate pot fi calculate folosind formula

D pg = P g * G (1-K g)

R g – lichid (petrol) corespunzător resurselor de gaz asociate

G – factor de gaz care reflectă concentrația gazului asociat în lichidul produs

Kg - rata de utilizare a gazului asociată în scopuri în câmp

Organizarea productiei in domeniul curentului si reviziei sondelor

I. Concepte de reparare a sondei curente (TRS). Întocmirea unui program de producție.

TRS este înțeles ca un complex de aspecte tehnologice și evenimente tehnice, care vizează restabilirea productivității puțului atunci când afectează zona de formare a fundului și echipamentele de fund.

TRS include următoarele tipuri de muncă:

1. Schimbarea pompei și a pieselor acesteia la operarea ECM

2. Eliminarea ruperii sau deșurubarii tijelor pompei în timpul funcționării CGM.

3. Spălarea pompei.

4. Inlocuirea conductelor pompa-compresor (MPT) si a tijelor, eliminarea scurgerilor in conductele de ridicare.

5. Schimbarea imersiei în lichid a șirului țevii de ridicare

6. Curățarea conductelor de ridicare de parafină și alte depuneri

7. Verificarea dispozitivelor de pornire, coborârea sau ridicarea pompei centrale

8. Executarea sau înlocuirea unei torțe exploatând simultan formația separat

9. Tratarea zonei de fund a formațiunii și alte măsuri geologice și tehnice legate de ridicarea și coborârea echipamentelor subterane și care vizează îmbunătățirea modului de funcționare tehnologic pentru creșterea producției de sondă.

Se disting următoarele tipuri de TRS:

1. TRS preventiv programat - efectuat în scopul inspecției preventive, identificării și eliminării abaterilor individuale în exploatarea puțului care încă nu s-au declarat.

2. TRS de restaurare – realizată cu scopul de a elimina o defecțiune în funcționarea unei sonde din cauza tehnologiei imperfecte și a fiabilității scăzute a echipamentului utilizat.

Aceste tipuri de reparații sunt numite și reparații de urgență. În condițiile economice moderne, cu companiile petroliere care se străduiesc să minimizeze costurile de operare, întreținerea preventivă programată își pierde relevanța și practic nu este efectuată.

Indicatorii întreprinderilor care furnizează servicii TRS includ:

1. Numărul de brigăzi TRS

2. Timpul calendaristic de lucru al echipelor TRS se determină prin înmulțirea numărului de echipe cu durata calendaristică a perioadei corespunzătoare.

3. Coeficientul timpului de lucru productiv al echipelor TRS este determinat de raportul dintre timpul efectiv de lucru al echipei TRS și timpul calendaristic.

KPV=Tf trs/Tk trs

Tf foarte - timpul efectiv de lucru al echipei TRS

Tk foarte - Programul de lucru calendaristic al echipei TRS

4. Coeficient de funcționare puț.

Fiecare sondă de funcționare trebuie oprită pentru TRS, ceea ce provoacă întreruperi în funcționarea sondei, de exemplu. timpul de nefuncţionare curent are loc în exploatarea sondei. Durata acestor opriri este luată în considerare de coeficientul de funcționare a sondei.

Ke=Totr/Tk

Totr – timp de funcționare bine.

Tk – timpul calendaristic al funcționării puțului.

5. Perioada inter-reparații (MRP) este timpul mediu dintre două reparații consecutive în curs de desfășurare în perioada de raportare.

MRP=Totr/R

R - numărul de reparații TRS

TRS are o durată relativ scurtă (în medie aproximativ 72 de ore) și include următoarele operațiuni:

1. Operațiuni de transport pentru livrarea echipamentelor pentru TRS la platforma puțului. În cadrul balanței de timp TPC, aceste operațiuni ocupă o perioadă de timp de 40-50%.

2. Operațiuni pregătitoare. Datorită faptului că reparațiile curente sunt asociate cu depresurizarea sondei, în această etapă este necesar să se excludă cazurile de posibilă curgere a puțului la începutul sau la sfârșitul lucrărilor. Acest lucru poate fi eliminat prin uciderea sondei (injectarea de lichid cu o anumită densitate în formațiune și puț, asigurând crearea unei anumite presiuni în fundul puțului, depășirea presiunii de formare) și utilizarea diferitelor dispozitive (cut-off). supape care blochează fundul puțului la ridicarea tubulaturii).

3. Operațiuni de ridicare (HLO) – ocupă o pondere semnificativă în durata totală a TRS. Proces tehnologic SPO constă în înșurubarea sau deșurubarea alternativă a tuburilor, care acționează ca un mijloc de suspendare a echipamentului, un canal de alimentare cu fluide de proces, unelte, pentru blocare, curățare și alte tipuri de lucrări.

4. Operațiuni de curățare a puțului, înlocuire echipamente pentru eliminarea accidentelor minore.

5. Operațiuni finale – presupun demontarea echipamentului și pregătirea acestuia pentru transport.

366 de zile, pentru că 2012 este un an bisect

Ke=((366*24)-247)/366*24=0,97(0,3 a mers la TRS)

MCI=((366*24)-247)/3=2845,7

II. Conceptul de revizuire a puțului (renovare). Intocmirea programelor de productie.

Bovine– acesta este un set de lucrări pentru a restabili performanța sondei și a crește recuperarea petrolului. Workover-ul include lucrări legate de eliminarea accidentelor complexe, lucrări pentru transferul unui puț de la o instalație de exploatare la alta, precum și lucrări pentru limitarea sau eliminarea afluxului de apă și deviația. În conformitate cu aceasta, reparația se caracterizează printr-o intensitate mai mare a muncii și o durată mai mare a reparațiilor (comparativ cu TRS).

Workover-ul include următoarele tipuri de muncă:

1. Recuperare caracteristici tehnice carcasă, inel de ciment și interval de perforare.

2. Restabilirea funcționalității unei puțuri pierdute în urma unui accident.

3. Impactul asupra formării productive prin metode fizico-chimice (fracturare hidraulică (fracturare), tratare cu acid clorhidric (HAT) etc.).

4. Sidetracking, forarea secțiunilor orizontale în formațiunea productivă.

5. Transferul unei sonde dintr-o parte a stocului în alta (schimbarea scopului).

6. Păi abandon.

În cadrul CRS se disting următorii indicatori:

1. Volumele de încărcătură pentru reparații. Datorită faptului că lucrările de reparații necesită destul de mult timp, reparațiile se pot trece de la o perioadă de raportare la alta, creând volume semnificative de lucru în curs.

25.12 10.02 20.05

01.01 01.02 01.03

Ora de începere a reparației să fie 25 decembrie 2011, iar sfârșitul reparației să fie 10 februarie 2012. În consecință, la analiza acestei reparații în anul de raportare 2012, durata efectivă a reparației (din 25.12.11 – 10.02.12) va depăși timpul calendaristic de reparare (din 01.01.12 – 02.10/2012). 12) în perioada de raportare. Această diferență este volumele reportate și este calculată folosind următoarea formulă.

O= Tp rem-Tk mp

Tp rem – durata reparației

Tk skv– ora calendaristică a bovinelor

2. Numărul de revizii la puțuri finalizate. Acest indicator datorită prezenței lucrărilor în curs (work in progress) în timpul workover-ului. În acest sens, pot exista puțuri cu reparații majore neterminate. În acest caz, numărul de godeuri poate să nu fie un întreg, adică Pentru un puț individual, pot apărea volume reportate pentru următoarea perioadă de raportare (lucrări în curs de ieșire).

S= (Tpr sq –O)/Tpr sq

Tpr mp– timp productiv pentru revizia puțului.

Organizarea producției la întreprinderile de prelucrare a petrolului și gazelor.

La întreprinderile de prelucrare a petrolului și gazelor, baza pentru planificarea volumelor de vânzări în cost și unități fizice este programul de producție.

Program de fabricație este un plan cuprinzător pentru producția și vânzarea produselor, care caracterizează volumul, nomenclatura, calitatea și momentul lansării produsului în conformitate cu cerințele pieței.

Baza de bază a programului de producție sunt contractele cu clienții.

La dezvoltarea unui program de producție este necesar:

1. Justificarea utilizării capacității de producție, precum și a resurselor materiale, forței de muncă și financiare.

2. Actualizarea sistematică a nomenclaturii și gamei de produse și îmbunătățirea calității acestora.

3. Creșterea continuă a producției, dacă există o cerere suficientă pentru aceasta.

La actualizarea gamei de produse, este necesar să se analizeze profitabilitatea tipurilor individuale de produse. Dacă rentabilitatea producției anumitor tipuri de produse este negativă, atunci aceste tipuri de produse trebuie sechestrate (eliminate) din programul de producție.

Programul de producţie este determinat din punct de vedere al costului şi în natură, ceea ce face posibilă coordonarea volumelor de ieșire tipuri specifice produse în conformitate cu nevoile pieței și capacitățile de producție ale întreprinderii.

La elaborarea unui program de producție pentru întreprinderile de prelucrare a petrolului și gazelor, se calculează de obicei următorii indicatori:

1. Produse comerciale (TP) este volumul de ieșire produse terminateîn termeni valorici pentru a fi vândute.

Compoziția produselor comerciale poate include și semiproduse destinate vânzărilor externe

TP= GPosn+GPvsp

GP principal, GPvsp– produse finite pentru a fi comercializate în industriile principale și auxiliare.

2. Producția brută (GP)- acesta este costul tuturor produselor produse și al lucrărilor efectuate, ținând cont de soldurile lucrărilor în curs.

VP=TP+(NZPk-NZPn)

NZPk, NZPn– volumele de lucru în curs la sfârșitul și începutul perioadei de raportare.

3. Produse vândute(RP) este volumul vânzărilor în termeni valorici, luând în considerare modificările soldului produselor finite din depozite.

RP=TP+(GPn-GPk)

GPn, GPk – volumele de produse finite expediate, dar neplatite de către cumpărător la începutul și sfârșitul perioadei de raportare (conturi de creanță).

Nume	Rafinaria de petrol tn	GPn tn	TP	rafinarie de ulei	GPK
Benzina AI 98
AI 95
AI 92
DT
TOTAL

TP = 6000 t. rub.

VP = 6000+(1370-1000)=6370 t. frec.

RP = 6000+(1800-1050)=6750 t. frec.

Organizarea aprovizionării cu energie a întreprinderii.

Scopul principal al sectorului energetic al întreprinderii– aceasta este o furnizare neîntreruptă a producției cu toate tipurile de energie cu respectarea normelor de siguranță, precum și îndeplinirea cerințelor de calitate și economisire a resurselor energetice. În industria petrolului principalele tipuri de energie sunt: ​​energia electrică; energia termică și chimică a combustibililor solizi, lichizi și gazoși; energie termală cuplu şi apa fierbinte; energie mecanică. Alegerea tipurilor de energie și resurse energetice este determinată de etapă proces de producțieȘi afilierea industrieiîntreprinderilor.

Selectarea celor mai economice resurse de energie se realizează prin compararea ratelor de consum de combustibil de proces și energie în diferite etape ale procesului de producție. În consecință, resursele energetice consumate de o întreprindere pot fi achiziționate din exterior sau produse economic (cu resurse proprii).

Organizare rațională managementul energiei depinde într-o anumită măsură de planificarea, reglementarea și contabilizarea corectă a consumului de energie. Determinarea nevoilor unei întreprinderi de resurse energetice și contabilizarea consumului acestora se bazează pe compilarea bilanțurilor energetice și de combustibil. Metoda echilibrului face posibilă calcularea necesarului întreprinderii de energie și combustibil de diferite tipuri pe baza volumelor de producție la întreprindere și a ratelor progresive de consum, precum și determinarea celor mai raționale surse de energie din exterior sau producție proprie la întreprindere.

Bilanțele energetice sunt clasificate după următoarele criterii:

1. După scop: prospectiv, actual, de raportare.

2. După tipul de purtător de energie: privat (de anumite specii purtător de energie), total (pe baza sumei tuturor tipurilor de combustibil).

3. După natura utilizării prevăzute a energiei: primar, auxiliar, de service.

La compilarea bilanțului de combustibil și energie, necesitatea de tipuri variate energie și combustibil și numai după aceea se colectează sursele de aprovizionare. Situația optimă apare atunci când volumul cererii coincide cu sursele de aprovizionare.

Când capacitatea de producție și natura procesului de producție se modifică, balanța combustibilului și a energiei este ajustată.

La planificarea necesarului de energie pentru întreprindere petrolieră Pot fi utilizați următorii indicatori:

1. Nevoia de energie electrica, pentru nevoi tehnologice.

Vine=Ziua*Nr

Ziua – volumul producției de petrol

nr – rata consumului de energie electrică pe tonă

2. Nevoia de energie motorie.

Pd = Nch*Zp*p

LF - rata orară a consumului de ulei de către o unitate de echipament.

n – numărul de unități de echipamente

3. Necesarul de combustibil pentru nevoile tehnologice.

P căldură = URt*A

URt– consumul specific de combustibil standard pe unitate de lucru

A– cantitatea de muncă utilă

Organizarea transportului de petrol si produse petroliere

În cadrul practicii mondiale, cel mai mare gravitație specificăÎn structura transportului petrolului și produselor petroliere, transportul maritim și prin conducte ocupă. Cu toate acestea, atunci când furnizează divizii individuale ale întreprinderii cu produse petroliere, cea mai mare pondere revine transportului rutier.

La întocmirea unui program de producție pentru o întreprindere care transportă produse petroliere, se iau în considerare următoarele:

1. Nomenclatura planificată și volumele de aprovizionare pe grupe de produse petroliere.

2. Fluxurile de marfă în cadrul întreprinderii între punctele de încărcare și descărcare a produselor petroliere.

3. Nevoia de vehicule pentru transportul produselor petroliere.

4. Volumul operațiunilor de încărcare și descărcare a produselor petroliere, defalcate manual și mecanizat

La planificarea volumului de petrol pompat prin transportul prin conductă, este alocat procentul mediu de balast pentru un anumit sortiment de petrol prin conductă. În consecință, ei disting:

1. Volum de pompare, net

2. Volumul de pompare a uleiului, brut – care se calculează pe baza volumului net de pompare și a procentului mediu de balast

Qb = Qn+((Qn*B)/100), Unde

Qn– Volumul NET de pompare a uleiului

B– procentul mediu de balast

La planificarea producției de produse petroliere în cadrul unei întreprinderi (nu la nivel de domeniu), pot fi utilizate metode și modele economice și matematice. Soluția acestei probleme presupune determinarea unui sistem de restricții (volume de mărfuri transportate de la furnizor la consumator) și a unui criteriu de optimitate (de exemplu, minimizarea costurilor de transport, apoi funcția problemei se reduce la următoarele)

F=С11*Х11+Сmn*Xmn min

Сmn – costul transportului unei tone de produs petrolier la consumator

Xmn – volumul mărfurilor transportate

De exemplu: Trebuie să se determine cea mai buna varianta livrarea de combustibili și lubrifianți către întreprinderile de foraj (UBR). Date inițiale:

numărul de UBR (m)=4

numărul de baze de combustibil și lubrifianți (n)=3

Cantitatea de combustibili și lubrifianți disponibilă la bază

Volumul consumului de combustibil și lubrifianți de către UBR:

Tabelul 1 oferă informații despre costul transportului de la bază la UBR

În conformitate cu Tabelul 2, costul total al transportului va fi

2500*2+500*4+2000*1+3000*2+1000*1+2000*3=22000

Wells reprezinta componenta principală a sistemului de dezvoltare depozite deoarece servesc:

canale pentru ridicarea hidrocarburilor și a componentelor asociate din subsol,

pentru a obține informații despre depozite,

pentru a controla procesele de drenaj al formațiunilor.

Bun stoc pe teren (facilitate operațională) este împărțit în grupuri în funcție de diferite criterii -

- cu programare,

- prin ordin de foraj,

- prin metode de operare,

- de la data raportării,

- prin momentul punerii în funcţiune etc. -

Modificările cantitative și calitative ale stocului de sonde în timp pentru obiecte și câmpuri la sfârșitul fiecărui trimestru sunt reflectate în documentele speciale de raportare ale serviciului geologic de teren, pe baza cărora direcția planificare și economică întocmește un raport privind funcționarea puțurile întreprinderii producătoare de petrol și gaze în ansamblu.

Mai jos este o scurtă descriere a bun stoc, împărțindu-l în grupuri în funcție de principalele caracteristici.

Wells facilitate operațională (domeniu, întreprindere în ansamblu) conform scopului său sunt împărțite în următoarele grupe principale:

- minerit,

- injectare,

- special,

- auxiliar .

Puțuri de producție - concepute pentru producerea de petrol, gaze și componente asociate . Pentru majoritatea unităților de producție, acestea reprezintă cea mai mare parte a stocului de puțuri

Puțuri de injecție destinat pentru injectarea diverșilor agenți în formațiuni pentru a asigura dezvoltarea eficientă a depozitelor. În funcție de agentul de injecție (apă, abur, gaz etc.), se numesc puțuri de injecție injecție de apă, injecție de abur, injecție de gaz etc.La introducerea procesului de ardere in situ, sondele de injecție îndeplinesc simultan funcțiile de puțuri incendiare. Injectarea de aer în ele este precedată de inițierea arderii în zona de fund a formațiunii.

Special fântâni destinat să efectueze diverse tipuri de cercetări pentru a studia parametrii și starea zăcămintelor în timpul pregătirii lor pentru dezvoltare și în timpul procesului de dezvoltare. Acest grup de puțuri este împărțit în două subgrupe:

Estimată

Sonde de monitorizare.

Sonde de evaluare sunt folosite pentru a evalua saturația de petrol și gaze și alți parametri ai rezervorului . Sunt forate folosind tehnologie specială la diferite etape dezvoltarea și dezvoltarea domeniului cu selecția de bază din formațiunile productive și realizarea unui set rațional de studii geofizice pentru a evalua saturația inițială, curentă și reziduală de petrol și gaze.

Sonde de monitorizare concepute pentru a monitoriza procesele care au loc în formațiuni în timpul dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze . Acest subgrup de puțuri include:

- piezometric şi

- puţuri de observare.

Sonde piezometrice servi pentru a monitoriza schimbările în acestea presiunea rezervorului prin înregistrarea nivelului fluidului din sondă, măsurarea directă a presiunii de formare cu un manometru în fundul puțului sau măsurarea presiunii la capul sondei . Sondele piezometrice sunt de obicei situate dincolo de conturul purtător de petrol, adică în partea acviferă a formațiunii; Pe baza datelor privind comportamentul presiunii rezervorului în acestea, este compilată o caracteristică a zonei acviferului. ÎN anul trecutîn industria petrolului, puțurile care au fost oprite în interiorul rezervorului pentru a monitoriza modificările presiunii din rezervor au fost, de asemenea, clasificate drept piezometrice.

Puțuri de observare destinat pentru a monitoriza natura deplasării petrolului din formațiuni - mișcarea condensatului apă-ulei, a condensatului gaz-apă, a condensatului gaz-apă, contactul petrolului cu agenții injectați în formațiune, modificările saturației cu petrol și apă gazoasă a formațiunilor. Aceste puțuri sunt forate în interiorul rezervorului. În industria gazelor, puțurile de observare sunt, de asemenea, utilizate pentru măsurători precise ale presiunii din rezervor. Proiectarea puțurilor se alege în funcție de obiective și posibile metode de cercetare. Astfel, în câmpurile petroliere, este utilizat pe scară largă un design cu o carcasă de producție imperforată, ceea ce face posibilă utilizarea metodelor neutronice pentru studiul saturației cu petrol și gaze a formațiunilor cu eficiență ridicată.

Alături de puțurile speciale, acestea sunt utilizate pe scară largă pentru studiul proceselor care au loc în formațiuni. control și operațional fântâni. Posibilitățile de includere a unor astfel de puțuri într-o rețea de puțuri speciale sunt deosebit de largi la dezvoltarea câmpurilor multistrat. Pentru utilizare ca puțuri de control și operaționale, sunt selectate puțuri de producție și injecție, în care doar o parte din straturile productive ale secțiunii sunt perforate. Mai mult, fiecare put indeplineste rolul Control th pentru straturi neperforate in si producție sau injecție -pentru perforat. La dezvoltarea câmpurilor de gaze de control și operațional includ și puțuri, în care perioadele de funcționare alternează cu opriri lungi pentru a efectua cercetări asupra obiectului în curs de dezvoltare, caracteristice puțurilor de observare.

Fondul de fântâni speciale este creat parțial prin

forajul lor vizat,

puțuri care și-au îndeplinit deja sarcinile atribuite anterior.

Da, la număr piezometric Sunt transferate puțurile de explorare care se găsesc în afara limitelor zăcământului, precum și puțurile de producție care sunt udate ca urmare a deplasării petrolului sau gazelor din rezervor de către apă. Estimată puţuri şi o parte semnificativă atent Ei forează intenționat. De asemenea, este posibil să transferați puțuri speciale dintr-un subgrup în altul. De exemplu, după ce metodele neutronice au depistat faptul udării complete a formațiunilor într-un puț de observație, pentru a verifica rezultatele obținute, aceasta din urmă perforează formațiunile studiate și le testează pentru aflux. După confirmarea datelor privind tăierea de apă a formațiunilor, puțul poate fi folosit ca puț piezometric.

La număr auxiliar puțurile din câmp includ:

aportul de apă și

puțuri de absorbție .

Aportul de apă -Acestea sunt puțuri concepute pentru a extrage apa dintr-un orizont sub presiunea apei cu scopul de a o injecta în formațiuni productive și de a o folosi pentru alte nevoi în timpul dezvoltării câmpului. .

Absorbant (descărcare) puțuri utilizate, acolo unde este necesar, pentru evacuarea apelor asociate și a altor ape produse în acvifere de adâncime, dacă aceste ape nu pot fi incluse în sistemul de inundare a rezervorului .

La fel de auxiliar, precum și special, sunt utilizate puțuri care au fost forate intenționat sau transferate din alte grupuri.

Puțuri cu diferite secvențe de foraj

Prima etapă a puțurilor asupra zăcămintelor de petrol și gazul consta din sonde de explorare, care la finalizarea explorării sunt transferate în principal în producție și parțial în injecție.

Depozite mici de petrol poate fi pus în exploatare experimentală (de probă) timp de 1-2 ani pentru a obține date suplimentare necesare pentru a justifica sistemul și indicatorii de dezvoltare. În această etapă, este permis să forați un număr mic de puțuri de producție în diferite părți ale zăcământului, care vor fi ulterior incluse în grila de producție și puţuri de injecţie. Se numesc astfel de fântâni puțuri de producție avansată . Exploatarea puțurilor de explorare și avans, dezvoltarea a două sau trei puțuri pentru injectarea apei fac posibilă clarificarea ideilor despre regimul rezervorului, productivitatea și injectivitatea puțurilor, stabilitatea straturilor de rezervor împotriva distrugerii, natura inundării apei de fântâni etc.

Dacă suprafața obiectului petrolier este mare, atunci când exploatarea experimentală a zăcământului în ansamblu este practic imposibilă și impracticabilă din cauza amplorii lucrărilor de dezvoltare a teritoriului, exploatarea industrială pilot a celei mai reprezentative secțiuni. a depozitului se efectuează. În zona selectată, puțurile avansate de producție și injecție sunt forate și exploatate conform unei rețele utilizate de obicei atunci când se dezvoltă în condiții geologice similare. În acest fel, se creează un fragment din viitorul sistem de dezvoltare pentru unitatea de producție a petrolului în ansamblu. Puțurile de vârf sunt forate pe baza unor proiecte de producție pilot sau pilot.

Forarea ulterioară se efectuează în conformitate cu schema tehnologica iar apoi cu proiectul de dezvoltare. Documentul de proiect de dezvoltare prevede puțurile principale și de rezervă. În primul rând ei forează puțurile stocului principal , adică puțuri situate de-a lungul unei rețele uniforme sau uniform variabile în limitele stabilite ale zonei în care sunt amplasate puțurile de proiectare. Mai departeîn zonele slab dezvoltate Buryat fântâni de rezervă , în urma căruia amplasarea puțurilor devine neuniformă, corespunzătoare naturii eterogenității unității de producție.

Cu mezo- și macroeterogeneitate ascuțită, transformându-se în discontinuitate a straturilor de rezervor cu o configurație complexă a zonelor de distribuție a acestora pe zonă, precum și cu complexitatea structurii obiectului din cauza numeroaselor perturbări tectonice, foraj continuu a sitului cu forarea în rând a tuturor puțurilor de proiectare ale stocului principal poate duce la un număr semnificativ de puțuri neproductive, care se încadrează în zonele de absență a rezervoarelor sau în zonele limită ale straturilor din blocuri tectonice. Pentru a preveni acest lucru în aceste condiții, forarea puțurilor din stocul principal se efectuează conform principiului „cunoscut până la necunoscut”. În același timp, înaintea frontului principal al operațiunilor de foraj, deplasându-se într-o anumită direcție, se forează selectiv un puț separat (cu omiterea mai multor puncte de stoc) și, pe baza rezultatelor obținute, se pune problema fezabilității forării. se decide fântânile învecinate. Dacă există o formațiune productivă în această sondă, instalațiile de foraj sunt de asemenea transferate către punctele de sondă de proiectare adiacente; dacă nu există formație, forarea punctelor de sondă de proiectare învecinate este anulată. Cu această procedură de foraj, numărul puțurilor neproductive este redus la minimum. Într-un câmp cu mai multe straturi, puțurile „uscate” sunt transferate către alte unități de producție. Dacă există un singur obiect pe teren, acestea sunt eliminate în conformitate cu cerințele Gosgortekhnadzor, fără a scădea șirurile de producție.

Forarea câmpului de gaze efectuate într-o ordine puțin diferită. Prima etapă a puțurilor de producție constă în puțuri de explorare. Pentru instalațiile mici, cantitatea acestora este uneori suficientă pentru a asigura nivelul maxim stabilit de producție de gaze. Conform mediei şi depozite mariÎn urma celor de explorare, se forează prima etapă a puțurilor de producție, care sunt necesare pentru atingerea nivelului maxim de producție. Apoi, în timpul celei de-a doua etape de dezvoltare, sunt forate puțuri suplimentare pentru a menține nivelul maxim de producție atins, care este necesar din cauza scăderii debitului și a opririi puțurilor forate anterior care s-au îmbogățit.

Contabilizarea modificărilor stocului de sondă

Stocul de puțuri al fiecărei unități de producție existente, câmp și întreprindere în ansamblu este în continuă mișcare. Numărul total de puțuri de producție se modifică: de obicei la etapele 1 și 2 de dezvoltare crește treptat, la etapele 3 și 4 scade. Numărul puțurilor de injecție crește pe măsură ce se dezvoltă sistemul de inundare. Wells se poate muta de la un grup la altul. Astfel, la introducerea apei intra-circuite, la început unele puțuri de injecție pot fi folosite ca puțuri de producție. La tăierea depozitelor cu rânduri de puțuri de injecție, practica este de a dezvolta puțuri de injecție în prima etapă pentru injectare printr-una, iar puțurile de injecție intermediare sunt utilizate temporar ca puțuri de producție. Producția forțată de ulei din acesta din urmă favorizează mișcarea apei care intră în rezervor de-a lungul liniei de tăiere. După udare, puțurile intermediare sunt de asemenea dezvoltate pentru injectarea apei, adică sunt transferate în grupul de injecție. Pentru a dezvolta treptat sistemul de inundare cu apă pentru a îmbunătăți impactul asupra zonelor zăcământului care nu sunt suficient implicate în dezvoltare, se practică transferul unei părți din puțurile de producție inundate cu apă în puțuri de injecție.

Starea fântânilor se modifică. Practic, ar trebui să fie în funcțiune, dar pot fi și în reparație sau inactiv din diverse motive.

Pentru a înregistra mișcarea stocului puțului la sfârșitul fiecărui trimestru (an) pentru unitatea de producție și câmpul în ansamblu, se întocmește un raport „Stocul sondei” (Tabelul 3). Raportul reflectă întregul stoc de sonde listate la unitatea de producție (zăcământ, întreprindere de producție de petrol și gaze) la sfârșitul trimestrului (anului). Raportul de la sfârşitul trimestrului al patrulea caracterizează fondul la sfârşitul anului de raportare. Rapoartele sunt întocmite separat pentru puțurile de petrol și gaze.

În stocul de sonde, raportul identifică stocul de exploatare și alte grupuri de sonde.

Fond de operare -partea principală a fondului, inclusiv sonde de producție în exploatare și inactive, precum și sonde în curs de dezvoltare sau în așteptare de dezvoltare după forarea pentru producție din acestea .

Tabelul 3. Formular de raportare „Stocul puțului”

	Compoziția fondului	Număr fântâni
	Fond de operare
	Oferirea de petrol (gaz)
	Cei s-au oprit în ultima lună a trimestrului de raportare din cei care au produs producție în această lună -
	Total activ (1+2)
	Cei care s-au pensionat dintre cei care operează în anul de raportare -
	Cei care s-au pensionat din cei activi în anii anteriori -
	Inclusiv cei aflati in reparatii -
	Total inactiv (5+6)
	Dezvoltat și în așteptarea dezvoltării după forare
	Inclusiv cei aflati in lucrari de dezvoltare -
	Stoc total de puțuri de exploatare (4+8+9)
	Alte grupuri de puțuri
	Presiune
	Inclusiv pe cele existente -
	Special (evaluare de control)
	Aportul de apă și alimentarea cu iod-brom și apă industrială
	Absorbant pentru dumping Ape uzate si altii -
	conservat -
	În așteptarea lichidării -
	Se lichidează după utilizare -
	Lichidată după foraj

Sondele de exploatare includ sondele care au produs producție în ultima lună a perioadei de raportare, inclusiv:

sonde producătoare de petrol (gaz), c.t. producerea producției la sfârșitul ultimei zile a trimestrului de raportare (inclusiv puțurile care sunt umplute cu lichid în timpul funcționării periodice);

puţuri care au produs chiar producţie în ultima lună a trimestrului. în număr mic, dar s-au oprit luna aceasta și sunt în reparații sau opriri din orice motiv.

LA inactiv , includ sondele care au fost exploatate anterior pentru petrol (gaz), dar nu au produs producție în ultima lună a perioadei de raportare , inclusiv:

cei pensionați din cei care funcționează în anul de raportare, adică cei opriți în anul curent și în luna decembrie a anului trecut (acestea din urmă erau listate în stocul de sonde în exploatare de la 1 ianuarie a anului de raportare);

cei care s-au pensionat din cei care funcționează în anii anteriori, i.e. oprit înainte de 1 decembrie a anului precedent.

LA fântâni, stăpânit sau așteaptă stăpânire după forare, cuprind puțurile acceptate după foraj pentru exploatarea ulterioară pentru petrol (gaz), precum și puțurile transformate în acest scop din injecție, speciale, cu naftalină etc., dacă nu au mai produs niciodată producție.

Celelalte grupe de sonde indicate în raport corespund grupelor de sonde prezentate în acest capitol care nu sunt destinate și nu sunt utilizate pentru producția de petrol sau gaze. Totodată, grupele de puțuri de injecție, speciale, auxiliare (aport de apă, absorbție) includ toate puțurile: active, cele care au căzut în uzanță în anii de raportare și anteriori, cele în curs de dezvoltare și în așteptare de dezvoltare. În grupa puțurilor de injecție sunt identificate separat puțurile de exploatare, care sunt determinate după același principiu ca puțurile de producție în exploatare (adică sunt în funcțiune la sfârșitul ultimei zile a trimestrului de raportare), cu diferența că funcționarea este asociată cu injectarea de apă sau alt agent de lucru.

Alte grupuri de sonde includ, de asemenea, puțuri care sunt blocate, așteaptă abandonarea, abandonate după exploatare și abandonate după forare.

Conservat -Sunt fântâni care pentru o anumită perioadă nu pot fi folosite în niciun scop și pentru care, în legătură cu aceasta, s-a eliberat autorizație de conservare pentru o anumită perioadă. Acest grup include toate fântânile cu naftalină, indiferent de scopul și motivele acestora. După încheierea perioadei de conservare, fântâna, dacă nu este supusă lichidării, este transferată în partea corespunzătoare a stocului.

În așteptarea lichidării -Acestea sunt fântâni în care se efectuează lucrări de lichidare sau fântâni pentru care au fost trimise autorităților competente documente pentru lichidare.

Lichidată -Acestea sunt puțuri, a căror lichidare a fost oficializată în conformitate cu procedura stabilită și lucrările de lichidare la care au fost deja finalizate . Abandonate după exploatare - sonde care, după finalizarea exploatării, nu au putut fi utilizate în alte scopuri: abandonate după forare - sonde care sunt improprii utilizării din diverse motive: foraj oprit din motive tehnice sau geologice, având îndeplinit scopul geologic, neproductive, etc.

Fondul inactiv (IF) este format din sonde care nu au produs producție în ultima lună a perioadei de raportare. Sondele aflate în curs de dezvoltare și care așteaptă dezvoltarea după foraj includ puțurile care au fost acceptate în bilanţul întreprinderilor miniere după finalizarea construcţiei acestora şi nu au produs producţie în ultima lună a perioadei de raportare.

BF include puțurile care nu funcționează mai mult de o lună calendaristică. Astfel de fântâni pot fi închise în anul curent sau pot fi dezactivate în anii anteriori.

BF include sondele care nu au produs producție (nu au fost sub injecție) în ultima lună a perioadei contabile. Fondul inactiv ia în considerare separat puțurile care au fost oprite în anul curent și înainte de începutul anului.

Prezența unui BF mare se explică prin întârzierea conductei și a conectării puțurilor noi.

Fântâna intră în inactivitate în 1 zi a lunii următoare dacă nu a funcționat nicio zi în luna curentă.

Motivele opririi și transferului sondelor din exploatare în BF sunt: ​​1. pregătirea transferului în alte categorii: menținerea presiunii, piezometrul, conservarea, lichidarea; 2. defecțiunea sau absența echipamentului necesar de pompare în foră (DPE); 3. echipamentul căzut la fund; 4. identificarea încălcărilor CE - deplasări, sifonări, intervale de scurgere etc.; 5. identificarea circulației în spatele carcasei și a fluxurilor interstrat; 6. neprofitabilitatea operațiunii ulterioare din cauza ratei scăzute de producție sau a conținutului ridicat de apă al produsului; 7. lipsa fluxului de fluid industrial din formare sau lipsa de injectivitate; 8. realizarea măsurilor geologice și tehnice; 9. așteptarea finalizării măsurilor geologice și tehnice la fântânile învecinate; 10. reglementarea retragerilor sau reglarea injectării; 11. cercetarea puţurilor; 12. prezența presiunii între carcasă peste valorile admise; 13. manifestări gazoase; 14. lipsa circulatiei; 15. lipsa infrastructurii terestre; 16. opriri sezoniere: on perioada de iarna, în timpul inundațiilor etc.; 17. altele, inclusiv circumstanțe de forță majoră.

Pentru reducerea fondului inactiv se desfășoară următoarele activități, în conformitate cu principalele motive de eliminare menționate mai sus: - punerea în funcțiune a sondei fără instalarea unei echipe PKRS după finalizarea cercetărilor, finalizarea măsurilor geologice și tehnice la nivelul vecinătății. puțuri, construcție, întreținere programată a echipamentelor de suprafață, re-conducte colectoare și alte instalații de la sol. Acest articol include și lansări după inundații sezoniere, eliminare Situații de urgențăși consecințele acestora etc.; – punerea în funcțiune a sondei după schimbarea echipamentului de pompare a gazelor; – lansarea unei fântâni după ce s-au efectuat măsuri geologice și tehnice asupra acesteia; – trecerea unei sonde in alta categorie dupa efectuarea masurilor geologice si tehnice corespunzatoare, cercetarea si intocmirea documentatiei necesare. Cu o examinare detaliată a ultimei grupe de activități legate de scoaterea puțurilor din stocul de exploatare, și cele mai puțin costisitoare, la prima vedere, din punct de vedere economic și tehnologic, apar următoarele caracteristici care trebuie luate în considerare atunci când lucrând cu BF.

La proiectarea și selectarea unui sistem de dezvoltare rațională campuri petroliere Este imperativ să se țină cont de eliminarea de urgență a puțurilor. Din motive obiective și subiective, ratele scăzute de extracție a rezervelor de petrol recuperabile sunt proiectate în porțiunea deja forată și exploatată a câmpurilor petroliere, dar nu țin cont de durabilitatea limitată a sondelor și de natura haotică a depozitării lor de urgență în zonă. a câmpurilor petroliere. Pe baza ecuațiilor de producție de petrol binecunoscute, se propune un algoritm pentru luarea în considerare a unei astfel de eliminare la alegerea unui sistem de dezvoltare rațional și sunt prezentate rezultatele utilizării produsului software dezvoltat.

Retragerea sondelor de urgență, sistem de dezvoltare rațional, reducerea durabilității, rata relativă a producției de petrol, rata de retragere, rezervele recuperabile, timpul mediu de funcționare a sondei, rezervele recuperabile de petrol, sondele de rezervă. La proiectarea și alegerea unui sistem rațional pentru dezvoltarea câmpurilor petroliere, este imperativ să se țină cont de eliminarea de urgență a puțurilor. Dintr-unul sau altul din motive obiective și subiective, ei proiectează rate scăzute de extracție a rezervelor de petrol recuperabile în porțiunea deja forată și exploatată a câmpurilor petroliere, dar nu iau în considerare durata de viață limitată reală a sondelor - durabilitatea lor limitată și natura haotică. eliminarea de urgență a puțurilor din zona câmpurilor petroliere. Un alt motiv pentru scăderea bruscă a longevității (de la 30 la 10–20 de ani) a sondelor care exploatează rezervoare de petrol foarte productive poate fi utilizarea unei rețele prea dense, ceea ce duce la un exces de productivitate uriaș și asigură timp de mulți ani producția de petrol planificată de o mică parte din puțurile forate. În consecință, restul, o parte semnificativă a puțurilor, nu sunt utilizate și nu se acordă suficientă atenție reparațiilor lor curente și majore și, ca urmare, are loc eliminarea lor de urgență prematură.

Motive pentru pierderea EC:

1. alimentarea cu apă de-a lungul orizontului productiv; 2. circulatie inelara datorita distrugerii pietrei de ciment din spatele coloanei; 3. încălcarea etanșeității carcasei de producție (CE) sau a elementelor puțului (poduri de ciment, packere de explozie etc.).

Pentru a face reparații mari la puț. Unde trebuie pus virgula?

Specialiștii companiilor de petrol și gaze au răspuns la întrebările adresate de editorii revistei cu privire la problema acută și gravă a închiderii puțurilor în Rusia.

Numeroase publicații în presa scrisă și electronică, discuțiile la conferințe indică relevanța problemelor asociate cu revizuirea puțurilor.

Din cauza epuizării câmpurilor existente și a inevitabila, în viitorul apropiat, a reducerii producției de petrol, problema unui stoc excesiv de mare de sonde inactive va atrage o atenție tot mai mare. Readucerea puțurilor inactive în producție are mare importanță pentru a obține petrol suplimentar și, prin urmare, venituri suplimentare pentru bugetele federale și locale, pentru a crea noi locuri de muncă, a revitaliza viața economică a anumitor zone, a plasa comenzi pentru industria autohtona etc.

Într-adevăr, situația cu fondul puțuri de petrol din decembrie 2009 pare deprimant (tabel).

În practică, se dovedește că aproape fiecare al șaselea puț din țară nu funcționează. Și în TNK-BP aproape o treime. Situația este cea mai bună la Surgutneftegaz. Cele trei departamente create pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului și a sondelor de revizie își fac treaba: procentul de sonde inactiv aici este minim.

Fondul sondelor de petrol decembrie 2009 (număr)

Se pare că numărul mare de puțuri inactiv nu interesează cu adevărat conducerea industriei și a companiilor petroliere. Dintre motivele acestei atitudini se pot presupune următoarele: eventualele creșteri ale producției nu sunt atât de mari încât să intereseze marile companii petroliere; sunt necesare costuri considerabile pentru munca la vite; există riscuri mari asociate cu faptul că costurile nu vor fi recuperate; marile companii acordă mai multă atenție îmbunătățirii metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului (EOR) și creșterii factorului de recuperare a petrolului (ORF) în stocul de sondă de producție.

Cu toate acestea, depozitele sunt udate treptat, altele noi, cum ar fi regiunea Siberiei de Vest, nu apar, mutarea în regiuni îndepărtate nelocuite, nedezvoltate necesită mari investitii financiare, prin urmare, viața va împinge din ce în ce mai mult pentru o revizuire majoră a stocului de puțuri inactive. Poate că acest lucru va fi facilitat și de prețul petrolului de pe piața mondială, tehnologii inovatoareîn geofizică, geonavigație, apariția de noi tehnologii și echipamente care pot reduce costurile de workover; poate un mic şi afaceri medii, pentru care lucrul cu acest fond va fi profitabil.

Am decis să aflăm opinia experților cu privire la această problemă.

Întrebări „BiN”

1. Ce trebuie făcut, în opinia dumneavoastră, pentru a reduce stocul de puțuri inactive din țară?
2. În opinia dumneavoastră, întreprinderile mici și mijlocii vor putea contribui la reducerea stocului de puțuri inactive? Care sunt condițiile de acces al acestor companii la sondele inactiv: transfer gratuit, vânzare la licitație, cu o oarecare cotă a statului, companii petroliere sau fără? Care ar putea fi procedurile legale, funciare, economice pentru acest proces?
3. Care este economia vitelor? Cu cât este mai profitabil să reparați puțuri vechi decât să forați puțuri noi?
4. Ce procent din lucrările de prelucrare sunt efectuate de antreprenori străini? Cât de eficiente și de economice sunt?
5. Care este raportul preț-calitate al echipamentelor pentru bovine autohtone și importate?
6. Ce procent de puțuri inactiv se pierde iremediabil, adică investiția cu siguranță nu va da roade? Ce să faci cu ele în acest caz: să le păstrezi, să le lichidezi?
7. Ce tipuri de reparații sunt de preferat în aceleași condiții miniere, geologice și hidrodinamice? Care sunt cele mai costisitoare și mai eficiente?

MONITORIZAREA VA DETERMINA SORTEA FANȚIILOR INTERIOARE

V.B. OBIDNOV
dr., adjunct director general pentru producerea SA NPO Burenie
[email protected]

NU POȚI FI COLONIZATORI INDIFERENȚI ÎN ȚARA TA

F. AGZAMOV
Doctor în Științe Tehnice, Profesor al Departamentului de Foraj, Universitatea Petrolieră de Stat Ufa
[email protected]

Nu mă consider un expert în problema revizuirii puțurilor, dar aș dori să-mi exprim câteva gânduri. Este posibil să nu se încadreze în conceptele tradiționale, așa că luați în considerare acest punct de vedere al unui străin.

AFACEREA CON BOVINE SE POATE ÎNCHEIA ÎNAINTE DE A ÎNCEPE

S.L. SIMONIANI
Doctor în științe tehnice, academician al Academiei Ruse de Științe Naturale, profesor al Departamentului de foraj de puțuri de petrol și gaze, Universitatea de stat rusă de petrol și gaze numită după. LOR. Gubkina
[email protected]

1. Pentru a reduce stocul de puțuri inactive, este necesară creșterea utilizării tehnologiilor pentru forarea trunchiurilor noi (laterale). Aceste lucrări sunt realizate cu succes de întreprinderi mici și mijlocii companii de servicii. Ei trebuie să creeze toate condițiile pentru dezvoltare, inclusiv reduceri fiscale, împrumuturi ieftine și leasing simplificat de echipamente.
2. Sondele inactive ar trebui transferate întreprinderilor mici și mijlocii pentru concesiune cu impozitare preferențială. Condițiile de acces la obiecte ar trebui să fie cele mai simplificate. De asemenea, este necesar să se intereseze companii de servicii in investitii in tehnologie nouă. De exemplu, este posibil să se lege transferul puțurilor în concesiune cu condiția utilizării obligatorii a noilor tehnologii de reparare casnică asupra acestora.
3. Nu am cercetat temeinic această problemă, dar, după părerea mea, costul unei abateri este în medie de 2 ori mai mic decât forarea unui puț nou. Cred ca eficiență economică Workover-ul va depinde în mare măsură de prețul de vânzare al hidrocarburilor obținute din puțul reparat. Și acest preț va fi cel mai probabil determinat de mare companiile petroliere, având „acces la conductă”. Prin urmare, dacă problema prețului echitabil pentru firmele mici și mijlocii nu este rezolvată, afacerea cu bovine se poate termina înainte de a începe.
4. Nu știu sigur. Eu cred că antreprenorii străini trebuie să fie economici și eficienți, altfel de ce sunt aici?
5. Raportul pret/calitate este aproximativ acelasi. Ținând cont de specificul efectuării lucrărilor de reparații la o fântână, cred că se va acorda preferință celor mai ieftine, deși de calitate inferioară echipamente tehnologice.
6. Nu stiu.
7. Nu pot spune exact.

PROCENTUL DE FUNȚII INACTIVE NU TREBUIE SĂ DEPAȘEȘTE PROIECTAREA

A.P. FEDOSEIEV
sef Departamentul Tehnic Gazprom Podzemremont Urengoy LLC
[email protected]

1. Următoarele măsuri pot duce la o reducere a stocului de puțuri inactive:
   • asigurarea calității construcției puțurilor pentru a preveni ca puțurile să devină inactiv din motive tehnice;
   • selecţia individuală şi modul optim exploatarea fiecărei puțuri;
   • selectarea diametrului optim al tubului de ridicare pentru a asigura eliminarea apei de formare din puțuri (prevenirea „auto-zdrobirii” puțurilor);
   • selectarea ratei de producție a puțurilor pentru a preveni udarea prematură (locală) a puțurilor;
   • repararea în timp util a puțurilor, eliminarea puțurilor din oprirea curentă, pentru care ar trebui:
     • efectuează, cu ajutorul institutelor de proiectare, cercetare sau alte institute de specialitate, monitorizarea stocului de puțuri inactiv pentru a determina perspectivele de realizare a lucrărilor de scoatere din inactivitate a acestor puțuri;
     • determina, dacă puțul este promițător în viitor, metode și tehnologii de reabilitare;
     • în acest caz, obligați institutele să ofere asistență de serviciu pentru lucrătorii care utilizează tehnologiile dezvoltate de ei înșiși, împărțind riscurile în cazul unui rezultat final negativ;
     • în cazul unui feedback negativ cu privire la perspectivele de lucru pentru scoaterea puțurilor din inactivitate, recomandăm ca întreprinderile de dezvoltare a subsolului să lichideze activele fixe (puțurile) cu o durată lungă de viață (timp de nefuncționare) sau să efectueze blocarea pe termen lung a acestui fond până la apariția tehnologii de reparare care să le permită să fie scoase din inactivitate.
2. Întreprinderile mici și mijlocii pot contribui la reducerea stocului de puțuri inactive. În multe companii producătoare de petrol și gaze, decizia de a opera sau de a pune puțuri cu randament redus în stocul inactiv se ia în funcție de costul materiilor prime de hidrocarburi care predomină pe piață. Transferul (vânzarea) sondelor către întreprinderile mici și mijlocii poate ajuta la realizarea funcționării lor continue cu un debit optim și oferă condiții favorabile, mai degrabă decât medii, pentru puțurile cu parametri diferiți ai capului de sondă care funcționează „într-o singură conductă” pentru selectarea produsului. Necesar O abordare complexă să rezolve problema transferului (vânzării) puțurilor, sub rezerva unei reduceri a cotelor de impozitare și a costului închirierii terenurilor pe care se află acestea. Transferul sondelor producătoare de hidrocarburi lichide este relativ fără probleme în cazul puţuri de gaze este necesar să se asigure accesul acestor întreprinderi la conductele de gaz companii mari.
3. În ceea ce privește forarea puțurilor noi, este necesară clarificarea: ​​dacă despre care vorbim despre fântânile tradiționale, putem spune că economia va fi de partea reparațiilor din următoarele motive:
   • formare productivă epuizată cu nivel inalt GWK (GNK) va duce în curând la noua fântână să atingă nivelul celei vechi;
   • costurile de construcție și conducte de puțuri noi sunt cu un ordin de mărime mai mari decât repararea celor vechi;
   • Fiecare sondă forată trebuie abandonată mai devreme sau mai târziu, iar construcția de noi puțuri crește costul abandonării stocului.
   În ceea ce privește economia puțurilor cu terminații orizontale și suborizontale:
   • pe de o parte, productivitatea unor astfel de puțuri este mult mai mare decât a celor tradiționale;
   • pe de altă parte, costurile de construcție sunt semnificativ mai mari, iar reparabilitatea este limitată. Exista riscul deschiderii fara succes a formatiei productive.
   O alternativă la construcția de noi puțuri este să forați trunchiuri laterale orizontale în puțuri care nu sunt promițătoare din punct de vedere al producției. În același timp, se observă toate avantajele construcției de puțuri noi și se păstrează avantajele celor vechi.
4. Nu există date.
5. O comparație directă a prețului/calității echipamentelor străine este dificil de realizat din cauza absenței aproape completă a echipamentelor străine la întreprindere, cu toate acestea, există experiență în lucrul cu instrumente de frezat de producție străină (Baker Hughes și Bowen) și autohtonă. Pe baza rezultatelor obținute, putem concluziona că același set de lucrări (forarea unui ambalator staționar) poate fi efectuat cu o unealtă străină scumpă cu un ordin de mărime mai rapid și ținând cont de costul muncii echipajului de reparare, o unealtă străină scumpă. este mai profitabil decât unul casnic ieftin. Pentru un instrument străin (Boven) din categoria de preț mediu, câștigul nu mai este evident, deoarece cu un cost mai mare în ceea ce privește timpul de finalizare a lucrărilor și durabilitatea armei, Bowen este comparabil cu cele autohtone.

   În prezent, întreprinderea operează unități de compresoare cu azot produse pe plan intern. Este greu de comparat cu analogii străini (nu-i avem), dar dat fiind faptul că dacă toate aceste echipamente scumpe sunt reparate în 70% din timp, echipamentele străine vor avea indicatori preț/calitate mai buni pe acest fond (desigur , ținând cont de timpul de oprire forțat al echipajelor bovine).

6. Această întrebare este pentru societatea producătoare de petrol și gaze. În numele nostru, putem adăuga că procentul puțurilor inactive nu trebuie să depășească cel stabilit prin deciziile de proiectare pentru dezvoltarea (dezvoltarea suplimentară) a unor zăcăminte specifice. Deciziile ulterioare privind suspendarea sau abandonarea puțurilor nepromițătoare intră în domeniul de aplicare al activităților organizațiilor care operează.
7. Este imposibil să răspundem fără echivoc la întrebarea despre tipurile preferate de vite. Servicii geologice ale companiilor producatoare de gaze, bazate pe echipamentele existente ale echipelor de workover si geologice stare tehnica puțuri, selectați setul optim de lucrări, individual pentru fiecare sondă, folosind metode geofizice pentru studierea stării tehnice a puțurilor și a capacităților lor de producție. Selectarea unui set de lucrări de reparații și restaurare și a echipamentelor necesare se efectuează pe baza obiectivelor finale stabilite pentru fiecare operațiune individuală de sondă și a cerinței de a minimiza costul de bani și timp pentru a obține rezultatul.

Autori: Kofanova Diana Marsovna, Vlasov Artem Ghenadievici
Denumirea funcției: elevi
Instituție educațională: Universitatea Industrială Tyumen
Localitate: Tyumen
Denumirea materialului: articol de cercetare
Subiect:„Reducerea stocului de puțuri inactive la câmpul Priobskoye”
Data publicării: 29.09.2018
Capitol: educatie inalta

Articolul descrie starea actuală a unei minări inactive și

fonduri de injectare a câmpului Priobskoye. Motive evidențiate

opriri si transfer de sonde in stoc inactiv. Analizat

metoda fracturării hidraulice ca metodă principală de intensificare a producției la Priobskoye

camp.

Câmpul Priobskoye este caracterizat de debite scăzute ale sondei.

Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost scăzute

productivitatea puțurilor de producție, naturală scăzută (fără fracturare

formaţiuni cu apă injectată) injectivitate puţurilor de injecţie, precum şi

redistribuirea slabă a presiunii între depozite în timpul menținerii presiunii din rezervor

(datorită conexiunii hidrodinamice slabe a secțiunilor individuale ale formațiunilor).

Trebuie subliniată o problemă separată a dezvoltării terenului

exploatarea rezervorului AS12. Datorită debitelor scăzute, multe puțuri în aceasta

trebuie oprită formarea, ceea ce poate duce la conservare la

perioadă nedeterminată de rezerve semnificative de petrol. Una dintre direcții

Soluția la această problemă pentru formația AC12 este implementarea

măsuri de intensificare a producţiei de petrol. Din metode

intensificarea producției de petrol prin influențarea zonei de fund

sondele sunt cele mai răspândite:

Fracturare hidraulica;

Tratamente cu acizi;

Tratamente fizico-chimice cu diverși reactivi;

Tratamente termofizice și termochimice;

Efecte de șoc puls, vibroacustice și acustice.

Fracturarea hidraulică (fracturarea) este una dintre cele mai eficiente

metode de intensificare a producţiei de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută şi

creşterea producţiei de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă ca

în practica internă și străină de producție de petrol. Semnificativ

experiența în fracturarea hidraulică a fost deja acumulată în Câmpul Priobskoye. Analiză

fracturarea hidraulică efectuată pe teren indică randament ridicat

pentru un domeniu de acest tip de intensificare a producţiei, în ciuda

rata semnificativă de scădere a ratei de producție după fracturarea hidraulică. Fracturarea hidraulica in

cazul cu câmpul Priobskoye nu este doar o metodă

intensificarea producției, dar și creșterea recuperării petrolului. În primul rând, fracturarea hidraulică

vă permite să conectați în mod intermitent rezervele de ulei nedrenate

rezervoarele câmpului. În al doilea rând, acest tip impactul permite

pentru a extrage volum suplimentar de ulei din formațiunea slab permeabilă AC12

într-o perioadă acceptabilă de exploatare pe teren. Astfel, fracturarea hidraulică

ar trebui considerată principala metodă de intensificare a producţiei la

Câmpul Priobskoye.

Fântâna intră în inactivitate pe 1 a lunii următoare,

dacă nu a lucrat nicio zi în luna curentă. Motive

oprirea si trecerea sondelor de la stocul de exploatare la cel inactiv

sunt:

1. pregatire pentru transfer in alte categorii: PPD, piezometru, conservare,

lichidare;

2. defectarea sau absența pompei necesare la puțuri adânci

echipamente (GNO);

3. echipamentul căzut la fund;

4. identificarea încălcărilor CE - deplasări, mototoliri, intervale

scurgeri etc.;

5. identificarea circulației în spatele carcasei și a fluxurilor interstrat;

6. neprofitabilitatea operațiunii ulterioare din cauza productivității scăzute sau

conținut ridicat de apă al produselor;

7. absența fluxului de fluid industrial din formare sau absența

ridica;

8. realizarea măsurilor geologice și tehnice;

9. așteptarea finalizării măsurilor geologice și tehnice la fântânile învecinate;

10. reglementarea retragerilor sau reglarea injectării;

11. cercetarea puţurilor;

12. prezența presiunii între carcasă peste valorile admise;

13. manifestări gazoase;

14. lipsa circulatiei;

15. lipsa infrastructurii terestre;

16. opriri sezoniere: pentru iarnă, în timpul inundațiilor etc.;

17. altele, inclusiv circumstanțe de forță majoră.

Zona de licență Priobsky are o formă neregulată

poligon cu o suprafață de aproximativ 3353,45 metri pătrați. km. Imediat

apropierea de câmpul Priobskoye sunt mari, situate

zăcăminte în exploatare: Prirazlomnoye (în sud-est), Salymskoye

(20 km spre est) și Pravdinskoye (57 km spre sud-est). Partea centrală

Situl este situat în zona inundabilă a râului. Obi. Teritoriul depozitului este condiționat

este împărțit în două zone: malul drept și malul stâng. Frontieră

între ele trece de-a lungul canalului principal al râului. Ob.

În prezent, domeniul se dezvoltă conform „Tehnologic

schema de dezvoltare a câmpului Priobskoye, 2001.” aprobat de Comitetul Central

Ministerul Combustibilului și Energiei (protocolul nr. 2769 din 15 noiembrie 2001). Prin rezerve

zăcământul este clasificat ca mare și, în funcție de structura sa geologică -

extrem de greu de stăpânit. Trăsături distinctive

Locul nașterii:

Suprafață mare lagăr ulei;

Multi-stratificat;

Proiectarea în mai multe etape și dezvoltarea sistemului de dezvoltare și

dezvoltarea terenului;

Statutul teritoriului de ordin special de utilizare a subsolului.

Conținutul de petrol industrial a fost stabilit în zăcămintele neocomiene

(orizonturile AC7, AC8, AC9, AC10, AC11 și AC12). La industrial

dezvoltarea implică trei orizonturi: AC10, AC11 și AC12, unde sunt concentrate

96,9% din rezervele dovedite, cu 54,9% concentrate în orizontul AC12

dintre ei. La câmpul Priobskoye, de la 1 ianuarie 2010, fondul

puțuri de la începutul dezvoltării este de 1167 puțuri, inclusiv

producând 836, injecție 331.

Câmpul este multistratificat. Operațional

obiectele sunt formațiunea AS10, formațiunea AS11 și formațiunea AS12. Camp

caracterizat printr-un ritm ridicat de punere în funcţiune a puţurilor noi. Cea mai mare parte

fond pentru acest moment are o reducere a apei de 9,5 - 25,1% (apă tăiată

pentru domeniu în ansamblu – 22,1%).

Producția cumulativă de petrol de la 01.01.2010 pentru formațiunea AC12 a fost

11210 mii tone, stocul de puțuri de producție din rezervor a fost de 571 puțuri din

496 dintre acestea sunt puțuri în exploatare, echipamente de injecție în exploatare

sonde - 210, dintre care 172 sonde sunt operaționale. Pentru formarea AC11 de la început

În timpul dezvoltării, au fost selectate 43.633 mii tone de petrol.

La 1 ianuarie 2010, stocul de sonde de producție se ridica la 610,

inclusiv: operare - 523, stoc puț de injecție - 219, incl.

activ - 206. Pentru formația AC10 au fost selectate 11.778 de la începutul dezvoltării

mii de tone de ulei. De la 01.01.2010, fondul de sonde producătoare

a însumat 482, inclusiv: în exploatare – 423, fond pompă de injecție

sonde – 176, dintre care 157 active.

Fracturarea hidraulică începe cu determinarea relației

injectivitatea puțului de la presiunea de injectare a fluidului. Pentru aceasta

printr-o unitate de pompare la prima sau a doua viteză

lucru pompează fluidul de fracturare în puț până se stabilizează

presiune la nivelul gurii (de obicei 10 – 15 min). Măsurați debitul de fluid și

presiune. Apoi se mărește viteza de injecție, se măsoară din nou debitul și

presiune, etc. se consideră că se formează fisuri în formaţie dacă

coeficientul de injectivitate (raportul debitului fluidului la presiune) at

pomparea lichidului la debitul maxim crește cu cel puțin 3

– de 4 ori comparativ cu coeficientul de preluare la minim

mod de descărcare. Dacă ruptura formației nu este detectată, atunci procesul se repetă

folosind fluid cu vâscozitate mare. După stabilirea faptului

fracturarea formațiunii în acest scop dezvoltare ulterioară fisuri și ușurință de inserare

vâscozitate crescută. Apoi lichidul cu nisip este pompat volumetric

viteza nu mai mica decat cea la care s-a inregistrat ruptura formatiei.

Fluidul de deplasare este pompat direct în spatele lichidului de nisip

amestec fără a reduce viteza de pompare. După terminarea perforarii

amestec nisip-lichid în crăpătură, puțul este închis și lăsat înăuntru

odihnește-te până când presiunea de la gură se stabilizează (restaurează). Apoi de la

Godeurile sunt îndepărtate din ambalaj, spălate până la fund și dezvoltate.

Creștere semnificativă a productivității sondei după fracturarea hidraulică

apare din cauza unui complex de factori, cum ar fi o creștere a efectivului

raza sondei, implicarea în dezvoltarea întregului ulei saturat

grosimea formațiunii, pătrunderea adâncă în formațiune, ceea ce va permite

pentru exploatare numărul maxim de straturi productive şi

obiecte rezervor izolate hidrodinamic care nu sunt

produs fără fracturare hidraulică.

La câmpul Priobskoye este necesar să se lucreze la

fracturare hidraulica AC12. Aceste lucrări vor permite implicarea în

exploatarea rezervelor reziduale de petrol care nu ar fi ramas fara fracturare hidraulica

extrase. Acest lucru va permite nu numai obținerea producției de petrol, ci și

crește semnificativ. Ca rezultat, obțineți suplimentar