Prezantim me temën gazi i naftës. Prodhimi dhe transporti i gazit natyror Gazrat natyrorë nxirren nga puset e vendburimeve të gazit të pastër, si dhe nga vendburimet e naftës së bashku me naftën dhe

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Prodhimi i naftës

Prodhimi i naftës është një degë e ekonomisë e angazhuar në nxjerrjen e mineraleve natyrore - naftës. Prodhimi i naftës është një proces kompleks prodhimi që përfshin eksplorimin gjeologjik, shpimin dhe riparimin e puseve, pastrimin e naftës së nxjerrë nga uji, squfuri, parafina dhe shumë më tepër.

Rusia ka një nga burimet më të mëdha potenciale të karburantit dhe energjisë në botë. Rreth 13% e rezervave të provuara të naftës në botë janë të përqendruara në 13% të territorit të Tokës, në një vend ku jeton më pak se 3% e popullsisë së botës. Meqenëse Rusia është e pasur me rezerva nafte, ekzistojnë mekanizma të caktuar për prodhimin, rafinimin dhe transportin e naftës.

Metodat e prodhimit të vajit: shatërvan (lëngu lirohet për shkak të ndryshimit të presionit). instalimi i ashensorit të gazit të një pompe centrifugale elektrike (ECP). Instalimi EVN i një pompe me vidë elektrike (ESVN) SRP (pompa me shufër). tjera.

Metoda rrjedhëse e prodhimit të naftës: Prodhimi i rrjedhshëm i puseve, siç u përmend më lart, është një nga metodat më efektive të prodhimit të naftës, veçanërisht në zonat e reja.

Përparësitë e prodhimit të naftës rrjedhëse: - thjeshtësia e pajisjeve të puseve; -mungesa e furnizimit me energji të pusit nga sipërfaqja; - aftësia për të rregulluar mënyrën e funksionimit të pusit brenda një gamë të gjerë; -komoditeti i kryerjes së studimeve të puseve dhe rezervuarëve duke përdorur pothuajse të gjitha metodat moderne; -mundësia e kontrollit të pusit në distancë; - Kohëzgjatja e konsiderueshme e periudhës së riparimit të pusit (MRP), etj. Diagrami i një derdhje vaji: 1 - paketues (vulë vaji); 2 - pajisje shatërvani; 3 - tubacion për rrjedhjen e naftës në depo; 4 - zorrë sipërfaqësore (përçues); 5 - çimento; 6 - zorrë e ndërmjetme (teknike); 7 - zorrë prodhimi; 8 - varg pompë-kompresor; 9 - lëng i nxjerrshëm.

Prodhimi i naftës me gaz: Me metodën e funksionimit me ngritës me gaz, energjia që mungon furnizohet nga sipërfaqja në formën e energjisë së gazit të ngjeshur përmes një kanali të veçantë. Ashensori i gazit ndahet në dy lloje: kompresor dhe jokompresor. Me ngritësin e gazit kompresor, kompresorët përdoren për të kompresuar gazin shoqërues, dhe me ngritësin e gazit jokompresor, përdoret gaz nga një fushë gazi nën presion ose nga burime të tjera.

Përparësitë e prodhimit të naftës me gaz: thjeshtësia e pajisjeve të pusit dhe lehtësia e mirëmbajtjes; -funksionimi efikas i puseve me devijime të mëdha të puseve; -funksionimi i puseve në formacione me temperaturë të lartë dhe me faktor të lartë gazi pa komplikime; - aftësia për të kryer të gjithë gamën e punës kërkimore për të monitoruar funksionimin e pusit dhe zhvillimin e terrenit; -automatizimi dhe telemekanizimi i plotë i proceseve të prodhimit të naftës; - periudha të gjata ndërmjet riparimeve të funksionimit të pusit në sfondin e besueshmërisë së lartë të pajisjeve dhe të gjithë sistemit në tërësi; - mundësia e shfrytëzimit të njëkohshëm dhe të veçuar të dy ose më shumë shtresave me kontroll të besueshëm mbi procesin; - lehtësia e luftimit të depozitimit të parafinës, kripërave dhe proceseve të korrozionit; - Thjeshtësia e punës për mirëmbajtjen nëntokësore të një pusi, rivendosja e funksionalitetit të pajisjeve nëntokësore për ngritjen e prodhimit të puseve Natyra e prodhimit të naftës së ashensorit të gazit: Skema e ngritjes së gazit

ESP (Pompë centrifugale elektrike) është aparati më i përdorur për prodhimin e mekanizuar të naftës në Rusi. ESP - pompë centrifugale, zhytëse. Nevoja për të përdorur një ESP në një pus imponon kufizime në diametrin e pompës. Shumica e pompave centrifugale të përdorura për prodhimin e naftës nuk i kalojnë 103 mm (madhësia e pompës 5A). Në të njëjtën kohë, gjatësia e montimit të ESP mund të arrijë 50 m. Parametrat kryesorë që përcaktojnë karakteristikat e funksionimit të pompës janë: shpejtësia nominale e rrjedhës ose produktiviteti (m3/ditë) presioni i zhvilluar në shpejtësinë nominale të rrjedhës (m) pompë shpejtësia e rrotullimit (rpm)

Pompat me shufra të thella (DSP) janë lloji më i zakonshëm i pompave të dizajnuara për ngritjen e lëngjeve nga puset e naftës. Karakteristikat e projektimit Pompat përbëhen nga një cilindër i ngurtë i fiksuar me zgjatime, një piston i lëvizshëm, valvola shkarkimi dhe thithjeje dhe një bllokues. Zgjatjet vidhosen në cilindër, një në secilën anë. Prania e zgjatimeve lejon që pistoni të tërhiqet nga cilindri gjatë funksionimit të pompës, gjë që parandalon depozitimet në sipërfaqen e brendshme të cilindrit, gjë që eliminon bllokimin e pistonit dhe krijon kushte të favorshme gjatë riparimeve. Pjesët e pompës së gjallë janë bërë prej çeliku dhe lidhjeve me aliazh të lartë, gjë që siguron funksionimin afatgjatë pa probleme të pompave. Ngushtësia e përshtatjes së pompave, lidhjet e filetuara dhe ndërrimi i plotë i të gjitha pjesëve të pompës sigurohen nga saktësia e lartë e prodhimit të tyre. Për sa i përket dimensioneve dhe filetave të lidhjes, të gjitha pompat janë modifikuar për pajisjet shtëpiake të gropave.

Sipas analistëve në Amoco, shtetet e Gjirit Persik përmbajnë dy të tretat e rezervave botërore të naftës. Shtetet e Gjirit Persik siguruan 22.8% të të gjithë importeve të naftës në Shtetet e Bashkuara në 2001. Fushat e naftës janë eksploruar në Irak, që përmbajnë 112.5 miliardë fuçi naftë. Sipas Rishikimit Statistikor të Energjisë Botërore B P, Iraku ka rezervat e dyta më të mëdha të naftës në botë, i dyti vetëm pas Arabisë Saudite (261.8 miliardë fuçi). Rezervat e Kuvajtit vlerësohen në 98.6 miliardë fuçi, Irani - 89.7, Rusia - 48.6. Në të njëjtën kohë, kostoja e naftës irakiane dhe saudite është më e ulëta në botë.

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