Jižní část ložiska Priobskoye. Geologie ložiska Priobskoye (Priobka)

Priobskoje ložisko ropy

§jeden. Ropné pole Priobskoye. …………………………………………
1.1. Vlastnosti a složení oleje
1.2. Počáteční rychlost průtoku studnou
1.3. Druhy a umístění studní
1.4. Metoda zvedání oleje
1.5 Charakteristika kolektoru
1.6.MĚSÍC, KIN
§2 Příprava oleje ke zpracování………………………………………….
§3 Primární rafinace ropy na poli Priobskoye……….
§4. Katalytické krakování …………………………………………………
§5. Katalytické reformování……………………………………………….
Bibliografický seznam ………………………………………………………

§1.Priobskoye ropné pole.

Priobskoje- největší pole na západní Sibiři se administrativně nachází v Chanty-Mansijské oblasti ve vzdálenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejugansku. Je rozděleno řekou Ob na dvě části – levý a pravý břeh. Vývoj levého břehu začal v roce 1988, pravého břehu - v roce 1999. Geologické zásoby se odhadují na 5 miliard tun. Prokázané a vytěžitelné zásoby se odhadují na 2,4 miliardy tun. Otevřeno v roce 1982. Ložiska v hloubce 2,3-2,6 km. Hustota oleje je 863-868 kg/m3 (druh oleje je střední, protože se pohybuje v rozmezí 851-885 kg/m 3 ), obsah parafinů je střední (2,4-2,5 %) a obsah síry je 1,2-1,3 % (patří do třídy sirných olejů třídy 2 dodávaných do rafinérie v souladu s GOST 9965-76). Ke konci roku 2005 bylo v terénu 954 těžebních a 376 injektážních vrtů. Produkce ropy na poli Priobskoye v roce 2007 dosáhla 40,2 milionu tun, z toho Rosněft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milionu tun. Mikroprvkové složení ropy je důležitou charakteristikou tohoto typu suroviny a nese různé geochemické informace o stáří ropy, podmínkách vzniku, původu a migračních trasách a je široce používáno pro identifikaci ropných polí, optimalizaci strategie vyhledávání ložisek, oddělování výroba společně provozovaných vrtů.

Stůl 1. Rozsah a průměrná hodnota obsahu mikroprvků oleje Priobskaya (mg/kg)

Počáteční průtok provozních ropných vrtů je od 35 tun/den. až 180 t/den. Umístění studní je seskupené. Faktor výtěžnosti oleje 0,35.

Shluk vrtů je takové uspořádání, kdy jsou ústí blízko sebe na stejném technologickém místě a dna vrtů jsou v uzlech rozvojové mřížky nádrže.

V současné době je většina těžebních vrtů vrtána v klastrech. To je vysvětleno skutečností, že klastrové vrtání polí může výrazně snížit velikost oblastí, které zabírají vrtné a následně těžební vrty, silnice, elektrické vedení a potrubí.

Tato výhoda je zvláště důležitá při výstavbě a provozu studní na úrodných pozemcích, v přírodních rezervacích, v tundře, kde se po několika desetiletích obnovuje narušená povrchová vrstva země, v bažinatých oblastech, což komplikuje a značně zvyšuje náklady stavebních a montážních prací vrtných a provozních zařízení. Padové vrty jsou také nezbytné, když je potřeba otevřít ložiska ropy pod průmyslovými a občanskými stavbami, pod dnem řek a jezer, pod šelfovou zónou od břehu a nadjezdů. Zvláštní místo zaujímá klastrová výstavba vrtů na území Ťumenu, Tomska a dalších regionů západní Sibiře, což umožnilo úspěšně provést výstavbu ropných a plynových vrtů na zásypových ostrovech ve vzdáleném, bažinatém a osídleném kraj.

Umístění vrtů ve studniční podložce závisí na terénních podmínkách a navrženém způsobu komunikace mezi podložkou studny a základnou. Keře, které nejsou spojeny trvalými komunikacemi se základnou, jsou považovány za místní. V některých případech mohou být keře základní, když se nacházejí na dálnicích. Na místních vrtných podložkách jsou zpravidla uspořádány ve tvaru vějíře ve všech směrech, což umožňuje mít na studniční podložce maximální počet jamek.

Vrtání a pomocné vybavení je namontován tak, že při přemisťování vrtné plošiny z jedné studny do druhé zůstávají vrtná čerpadla, jímací jímky a část zařízení pro čištění, chemické ošetření a přípravu proplachovací kapaliny nehybné až do dokončení stavby všech ( nebo část) jamek na této podložce.

Počet jamek v klastru se může lišit od 2 do 20-30 nebo více. Navíc, čím více vrtů v podložce, tím větší je odchylka spodních vrtů od ústí vrtů, délka vrtu se zvětšuje, délka vrtu se zvětšuje, což vede ke zvýšení nákladů na vrtání vrtu. Navíc hrozí nebezpečí setkání s kmeny. Proto je nutné vypočítat požadovaný počet jamek ve shluku.

Hluboký čerpací způsob výroby ropy je způsob, při kterém je kapalina zvedána z vrtu na povrch pomocí různých typů tyčových a bezpístnicových čerpacích jednotek.
Na poli Priobskoye se používají elektrická odstředivá čerpadla - bezpístnicové hlubinné čerpadlo, skládající se z vícestupňového (50-600 stupňů) odstředivého čerpadla umístěného vertikálně na společné hřídeli, elektromotoru (asynchronní elektromotor plněný dielektrikem olej) a chránič, který slouží k ochraně elektromotoru před vniknutím kapaliny do něj. Motor je poháněn pancéřovým kabelem, který je spuštěn spolu s trubkami čerpadla. Frekvence otáčení hřídele motoru je asi 3000 ot./min. Čerpadlo je ovládáno na povrchu pomocí řídicí stanice. Výkon elektrického odstředivého čerpadla se pohybuje od 10 do 1000 m3 kapaliny za den s účinností 30-50%.

Instalace elektrického odstředivého čerpadla zahrnuje podzemní a povrchová zařízení.
Instalace hlubinného elektrického odstředivého čerpadla (ESP) má na povrchu vrtu pouze řídicí stanici s výkonovým transformátorem a vyznačuje se přítomností vysokého napětí v napájecím kabelu spuštěném do vrtu spolu s potrubím. Vysoce produktivní vrty s vysokým tlakem v zásobníku jsou provozovány elektrickými odstředivými čerpacími jednotkami.

Pole je odlehlé, těžko dostupné, 80 % území se nachází v nivě řeky Ob a v období povodní je zatopeno. Pole se vyznačuje složitou geologickou stavbou - složitá struktura pískových těles co do plochy a průřezu, vrstvy jsou hydrodynamicky slabě propojeny. Nádrže produktivních formací se vyznačují:

Nízká propustnost;

Nízká zrnitost;

Zvýšený obsah jílu;

Vysoká pitva.

Pole Priobskoye se vyznačuje složitou strukturou produkčních horizontů jak z hlediska plochy, tak sekcí. Zásobníky horizontů AC10 a AC11 jsou středně a málo produktivní a AC12 jsou anomálně nízko produktivní. Geologické a fyzikální charakteristiky produkčních vrstev pole naznačují nemožnost rozvoje pole bez aktivního ovlivňování jeho produktivních vrstev a bez použití metod intenzifikace produkce. Potvrzují se tak zkušenosti z rozvoje provozního úseku levobřežní části.

Hlavní geologické a fyzikální charakteristiky pole Priobskoye pro posouzení použitelnosti různé metody dopady jsou:

1) hloubka produktivních vrstev - 2400-2600 m,

2) ložiska jsou litologicky odstíněna, přirozený režim je elastický, uzavřený,

3) tloušťka vrstev AC 10, AC 11 a AC 12, v tomto pořadí, až do 20,6, 42,6 a 40,6 m.

4) počáteční tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

5) formovací teplota - 88-90°С,

6) nízká propustnost nádrží, průměrné hodnoty podle výsledků

7) vysoká laterální a vertikální heterogenita útvarů,

8) viskozita oleje v nádrži - 1,4-1,6 mPa*s,

9) saturační tlak oleje 9-11 MPa,

10) olej naftenické řady, parafinický a nízkopryskyřičný.

Srovnáním prezentovaných údajů se známými kritérii pro efektivní využití metod stimulace nádrží lze poznamenat, že i bez podrobné analýzy lze výše uvedené metody pro pole Priobskoye vyloučit z výše uvedených: tepelné metody a zaplavení polymerem (jako způsob vytlačování ropy z nádrží). Tepelné metody se používají pro nádrže s vysokoviskózními oleji a v hloubkách do 1500-1700 m. používají se vyšší teploty, drahé, speciální polymery).

Zkušenosti z vývoje tuzemských i zahraničních oborů ukazují, že zavodnění je poměrně efektivní způsob ovlivnění nízkopropustných nádrží s přísným dodržováním nezbytných požadavků na technologii jeho provádění. Mezi hlavní důvody, které způsobují snížení účinnosti zaplavování nízkopropustných útvarů, patří:

Zhoršení vlastností filtrace hornin v důsledku:

bobtnání jílových složek horniny při kontaktu s vstřikovanou vodou,

Zanesení kolektoru jemnými mechanickými nečistotami ve vstřikované vodě,

Srážení solných usazenin v porézním prostředí kolektoru při chemické interakci vstřikované a formovací vody,

Snížení krytí nádrže zatopením v důsledku tvorby trhlin kolem injektážních vrtů - protržení a jejich šíření do hloubky

Významná citlivost na charakter smáčivosti hornin injektovanou látkou Významné snížení propustnosti nádrže v důsledku srážení parafínu.

Projev všech těchto jevů v nádržích s nízkou propustností způsobuje výraznější důsledky než v horninách s vysokou propustností.

Pro eliminaci vlivu těchto faktorů na proces zatopení se používají vhodná technologická řešení: optimální obrazce studní a technologické režimy provozu studny, vstřikování vody požadovaného druhu a složení do nádrží, její vhodná mechanická, chemická a biologická úprava. stejně jako přidání speciálních složek do vody.

Pro pole Priobskoye by mělo být za hlavní metodu léčby považováno zaplavení.

Použití roztoků povrchově aktivních látek v terénu bylo odmítnuto, především kvůli nízké účinnosti těchto činidel v nádržích s nízkou permeabilitou.

Pro pole Priobskoye nelze doporučit alkalické zaplavení z následujících důvodů:

Hlavním z nich je převládající strukturní a vrstevnatý jílovitý obsah nádrží. Jílové agregáty jsou zastoupeny kaolinitem, chloritem a hydroslídou. Interakce alkálie s jílovým materiálem může vést nejen k bobtnání hlíny, ale také k destrukci horniny. Alkalický roztok nízké koncentrace zvyšuje koeficient bobtnání jílů 1,1-1,3krát a snižuje propustnost horniny 1,5-2krát ve srovnání se sladkou vodou, což je kritické pro nádrže s nízkou propustností v poli Priobskoye. Použití roztoků o vysoké koncentraci (snižující bobtnání jílů) aktivuje proces destrukce horniny.

Oblíbenou technologií ruských naftařů je hydraulické štěpení: kapalina se do vrtu čerpá pod tlakem až 650 atm. tvořit trhliny ve skále. Trhliny jsou fixovány umělým pískem (propant): neumožňuje jejich uzavření. Přes ně prosakuje ropa do vrtu. Podle LLC SibNIINP vede hydraulické štěpení ke zvýšení přítoku ropy na polích západní Sibiře z 1,8 na 19krát.

V současnosti se společnosti produkující ropu, provádějící geologické a technické činnosti, omezují především na používání standardních technologií hydraulického štěpení (HF) využívajících gelový vodný roztok na polymerní báze. Tyto roztoky, stejně jako zabíjející kapaliny, stejně jako vrtné kapaliny, způsobují značné poškození útvaru a samotného zlomu, což výrazně snižuje zbytkovou vodivost zlomů a v důsledku toho produkci ropy. Formace a ucpávání lomů má zvláštní význam v polích s aktuálním formovacím tlakem menším než 80 % původního.

Z technologií používaných k řešení tohoto problému se rozlišují technologie využívající směs kapaliny a plynu:

Pěnové (například nitridované) kapaliny s obsahem plynu menším než 52 % z celkového objemu směsi;

Pěnové hydraulické štěpení – více než 52 % plynu.

Po přezkoumání technologií dostupných na ruském trhu a výsledků jejich implementace si specialisté společnosti Gazpromneft-Khantos LLC vybrali štěpení pěny a nabídli Schlumbergerovi, aby provedl pilotní práci (PW). Na základě jejich výsledků bylo provedeno posouzení účinnosti pěnového hydraulického štěpení na poli Priobskoye. Pěnové štěpení je stejně jako klasické štěpení zaměřeno na vytvoření lomu ve souvrství, jehož vysoká vodivost zajišťuje tok uhlovodíků do vrtu. Při štěpení pěny se však v důsledku náhrady (v průměru 60 % objemu) části zgelovatělého vodného roztoku stlačeným plynem (dusíkem nebo oxidem uhličitým) výrazně zvyšuje propustnost a vodivost lomů. Výsledkem je, že stupeň poškození formace je minimální. Ve světové praxi byla nejvyšší účinnost použití pěnových kapalin pro hydraulické štěpení již zaznamenána u vrtů, kde energie rezervoáru nestačí k vytlačení vyčerpané kapaliny z hydraulického štěpení do vrtu během jeho vývoje. To platí pro nové i stávající zásoby vrtů. Například ve vybraných vrtech na poli Priobskoye poklesl tlak v nádrži na 50 % původní hodnoty. Při provádění štěpení pěny pomáhá stlačený plyn, který byl vstřikován jako součást pěny, vytlačit vyčerpanou tekutinu z formace, což zvyšuje objem spotřebované tekutiny a zkracuje dobu

dobře vývoj. Pro práci na poli Priobskoye byl dusík vybrán jako nejuniverzálnější plyn:

Široce se používá při vývoji studní se stočeným potrubím;

Inertní;

Kompatibilní s kapalinami pro hydraulické štěpení.

Po dokončení prací provedla firma Schlumberger kompletaci studny, která je součástí služby „pěna“. Charakteristickým rysem projektu byla realizace pilotních prací nejen v novém, ale i ve stávajícím zásobním fondu vrtů, v nádržích se stávajícími hydraulickými lomy z prvních zakázek, tzv. refractioning. Jako kapalná fáze pěnové směsi byl zvolen zesíťovaný polymerní systém. Výsledná pěnová směs úspěšně pomáhá řešit problémy se zachováním vlastností ceny

bojová zóna. Koncentrace polymeru v systému je pouze 7 kg/t propantu, pro srovnání ve vrtech nejbližšího prostředí - 11,8 kg/t.

V současné době můžeme zaznamenat úspěšnou realizaci pěnového hydraulického štěpení pomocí dusíku ve vrtech formací AC10 a AC12 v poli Priobskoye. Velká pozornost byla věnována práci ve stávající zásobě vrtů, protože opakované hydraulické štěpení umožňuje zapojit se do vývoje nových vrstev a mezivrstev, které dříve nebyly ovlivněny vývojem. Pro analýzu účinnosti pěnového hydraulického štěpení byly jejich výsledky porovnány s výsledky získanými ze sousedních vrtů, ve kterých bylo prováděno konvenční hydraulické štěpení. Nádrže měly stejnou tloušťku nasycenou olejem. Skutečný průtok kapaliny a oleje ve vrtech po pěnovém hydraulickém štěpení při průměrném sacím tlaku čerpadla 5 MPa převyšoval průtok sousedních vrtů o 20, respektive 50 %. po pěnovém hydraulickém štěpení je v průměru 8,9 MPa, v okolních vrtech - 5,9 MPa. Přepočet potenciálu vrtu pro ekvivalentní tlak umožňuje vyhodnotit účinek pěnového hydraulického štěpení.

Pilotní práce s pěnovým hydraulickým štěpením v pěti vrtech na poli Priobskoye ukázaly účinnost metody jak ve stávající, tak v nové zásobě vrtů. Vyšší sací tlak čerpadla ve vrtech po použití pěnových směsí ukazuje na tvorbu lomů s vysokou vodivostí v důsledku pěnového hydraulického štěpení, které zajišťuje další produkci ropy z vrtů.

V současné době vývoj severní části pole provádí společnost RN-Yuganskneftegaz LLC, ve vlastnictví společnosti Rosněfť a jižní - Gazpromneft-Khantos LLC, vlastněná společností Gazprom Neft.

Rozhodnutím guvernéra pole KhMAO byl přidělen status „Území zvláštního postupu pro použití podloží“, který určoval zvláštní přístup naftařů k rozvoji pole Priobskoye. Nedostupnost rezervací, křehkost ekosystému ložiska vedly k použití nejnovějších ekologických technologií. 60 % území pole Priobskoye se nachází v zatopené části nivy řeky Ob, při výstavbě vrtů, tlakových ropovodů a podvodních přechodů se používají technologie šetrné k životnímu prostředí.

Objekty lokality umístěné na území ložiska:

Přečerpávací stanice - 3

Vícefázová čerpací stanice Sulzer - 1

· Klastrové čerpací stanice pro čerpání pracovní látky do formace - 10

Plovoucí čerpací stanice - 4

Dílny na přípravu a čerpání oleje - 2

Jednotka separace oleje (USN) - 1

V květnu 2001 byla na podložce 201 na pravém břehu pole Priobskoje instalována unikátní vícefázová čerpací stanice Sulzer. Každé čerpadlo instalace je schopno přečerpat 3,5 tisíce metrů krychlových kapaliny za hodinu. Areál obsluhuje jeden operátor, všechna data a parametry se zobrazují na monitoru počítače. Stanice je jediná v Rusku.

Nizozemská čerpací stanice "Rosskor" byla vybavena na poli Priobskoye v roce 2000. Je určen pro vnitropolní čerpání vícefázové kapaliny bez použití světlic (aby se zabránilo souvisejícímu vzplanutí plynu v záplavové oblasti řeky Ob).

Závod na zpracování vrtných řízků na pravém břehu pole Priobskoye vyrábí silikátové cihly, které se používají jako stavební materiál pro stavbu silnic, základové desky atd. K vyřešení problému využití přidruženého plynu vyrobeného na poli Priobskoye byla na poli Prirazlomnoye postavena první elektrárna s plynovou turbínou v autonomním okruhu Chanty-Mansi, která dodává elektřinu do polí Priobskoye a Prirazlomnoye.

Přenosové vedení energie postavené přes Ob nemá obdoby, jehož rozpětí je 1020 ma průměr drátu speciálně vyrobeného ve Velké Británii je 50 mm.

§ 2. Příprava oleje ke zpracování

Ropa těžená z vrtů obsahuje přidružené plyny (50-100 m 3 /t), formační vodu (200-300 kg/t) a minerální soli rozpuštěné ve vodě (10-15 kg/t), které nepříznivě ovlivňují dopravu, skladování a následné zpracování. Příprava oleje ke zpracování proto nutně zahrnuje následující operace:

Odstranění souvisejících (v oleji rozpuštěných) plynů nebo stabilizace oleje;

Odsolování oleje;

Dehydratace (dehydratace) oleje.

Stabilizace oleje - ropa z oblasti Ob obsahuje značné množství rozpuštěných lehkých uhlovodíků. Při přepravě a skladování oleje se mohou uvolnit, v důsledku čehož se změní složení oleje. Aby nedocházelo ke ztrátám plynu as ním i lehkých benzinových frakcí a ke znečišťování ovzduší, musí být tyto produkty z ropy před zpracováním extrahovány. Podobný proces oddělování lehkých uhlovodíků z ropy ve formě přidruženého plynu se nazývá stabilizace olej. Stabilizace ropy na poli Priobskoye se provádí separační metodou přímo v oblasti její produkce na měřicích jednotkách.

Přidružený plyn se od oleje odděluje vícestupňovou separací v odlučovačích plynů, ve kterých se postupně snižuje tlak a průtok oleje. V důsledku toho dochází k desorpci plynů, spolu s nimiž se odstraňují těkavé kapalné uhlovodíky a následně kondenzují, čímž vzniká „plynový kondenzát“. Při separační metodě stabilizace zůstávají v oleji až 2 % uhlovodíků.

Odsolení a dehydratace olej- odstraňování solí a vody z ropy probíhá v polních úpravnách ropy a přímo v ropných rafinériích (rafinériích).

Podívejme se na zařízení elektrosolných instalací.

Olej z napájecí nádrže 1 s přídavkem deemulgátoru a slabého alkalického roztoku nebo roztoku sody prochází výměníkem 2 tepla, je ohříván v ohřívači 3 a vstupuje do směšovače 4, ve kterém se k oleji přidává voda. Vzniklá emulze postupně prochází elektrickými dehydrátory 5 a 6, ve kterých se od oleje oddělí převážná část vody a v ní rozpuštěné soli, čímž se jejich obsah sníží 8-10krát. Odsolený olej prochází tepelným výměníkem 2 a po ochlazení v chladničce 7 vstupuje do sběrače 8. Voda oddělená v elektrických dehydrátorech se usazuje v odlučovači oleje 9 a je posílána k čištění a oddělený olej je přidán do olej dodávaný do CDU.

Procesy odsolování a dehydratace ropy jsou spojeny s nutností rozbít emulze, které tvoří voda s olejem. Na polích se přitom ničí emulze přírodního původu vzniklé v procesu výroby oleje a v závodě se ničí umělé emulze získané opakovaným promýváním oleje vodou, aby se z něj odstranily soli. Po úpravě se obsah vody a chloridů kovů v oleji sníží v prvním stupni na 0,5–1,0 % a 100–1800 mg/l, ve druhém stupni na 0,05–0,1 % a 3–5 mg/l. l.

Pro urychlení procesu lámání emulzí je nutné olej podrobit dalším vlivovým opatřením zaměřeným na zhrubnutí vodních kapiček, zvýšení rozdílu hustoty a snížení viskozity oleje.

V oleji Ob se používá zavádění látky (demulgátoru) do oleje, díky čemuž je usnadněno oddělení emulze.

A pro odsolování oleje se olej promyje čerstvou sladkou vodou, která nejen vyplaví soli, ale také hydromechanicky působí na emulzi.

§ 3 Primární rafinace ropy na poli Priobskoye

Ropa je směs tisíců různých látek. Kompletní složení olejů i dnes, kdy jsou k dispozici nejsofistikovanější prostředky analýzy a kontroly: chromatografie, nukleární magnetická rezonance, elektronové mikroskopy - zdaleka ne všechny tyto látky jsou zcela určeny. Ale navzdory skutečnosti, že složení ropy zahrnuje téměř všechny chemické prvky tabulky D.I. Mendělejev, jeho základ je stále organický a skládá se ze směsi uhlovodíků různých skupin, které se od sebe liší svými chemickými a fyzikálními vlastnostmi. Bez ohledu na složitost a složení začíná rafinace oleje primární destilací. Obvykle se destilace provádí ve dvou stupních - s mírným přetlakem blízkým atmosférickému a ve vakuu, přičemž se k ohřevu surovin používají trubkové pece. Zařízení pro primární rafinaci ropy se proto nazývají AVT - atmosféricko-vakuové trubice.

Oleje z pole Priobskoye mají potenciálně vysoký obsah ropných frakcí, proto se primární rafinace ropy provádí podle bilance palivového oleje a probíhá ve třech fázích:

Atmosférická destilace pro získání palivových frakcí a topného oleje

Vakuová destilace topného oleje pro získání úzkých ropných frakcí a dehtu

Vakuová destilace směsi topného oleje a dehtu za účelem získání široké ropné frakce a těžkého zbytku používaného pro výrobu bitumenu.

Destilace ropy Priobskaya se provádí v atmosférických trubkových jednotkách podle schématu s jediným odpařováním, tj. s jednou komplexní destilační kolonou s bočními stripovacími sekcemi - to je energeticky nejvýhodnější, protože Olej Priobskaya plně splňuje požadavky při použití takové instalace: relativně nízký obsah benzínu (12-15%) a výtěžnost frakcí do 350 0 С není větší než 45%.

Surový olej ohřátý horkými proudy ve výměníku tepla 2 se posílá do elektrického dehydrátoru 3. Odtud je odsolený olej čerpán přes výměník tepla 4 do pece 5 a dále do destilační kolony 6, kde se jednou odpaří a rozdělí na potřebné zlomky. V případě odsoleného oleje není ve schématech instalací žádný elektrický dehydrátor.

Při vysokém obsahu rozpuštěného plynu a nízkovroucích frakcí v oleji je jeho zpracování podle takového schématu jednorázového odpařování bez předběžného odpařování obtížné, protože v napájecím čerpadle a ve všech zařízeních umístěných v okruhu proti proudu vzniká zvýšený tlak. pec. Navíc se tím zvyšuje zatížení pece a destilační kolony.

Hlavním účelem vakuové destilace topného oleje je získat širokou frakci (350 - 550 0С a výše) - suroviny pro katalytické procesy a destiláty pro výrobu olejů a parafinů.

Topný olej je čerpán čerpadlem přes soustavu výměníků tepla do trubkové pece, kde se zahřeje na 350°-375°, a vstupuje do destilační vakuové kolony. Vakuum v koloně je vytvářeno parními tryskovými ejektory (zbytkový tlak 40-50 mm). Vodní pára se přivádí do spodní části kolony. Olejové destiláty jsou odebírány z různých pater kolony, procházejí výměníky tepla a chladiči. Ze dna kolony se vypouští zbytek – dehet.

Olejové frakce izolované z ropy jsou čištěny selektivními roztoky – fenolem nebo furfuralem, aby se odstranily některé pryskyřičné látky, a poté zbaveny vosku pomocí směsi methylethylketonu nebo acetonu s toluenem pro snížení bodu tuhnutí oleje. Zpracování ropných frakcí je ukončeno následnou úpravou bělícími jíly. Nedávné ropné technologie používají hydrorafinační procesy místo jílů.

Materiálová bilance atmosférické destilace ropy Ob:

§4.Katalytické krakování

Katalytické krakování je nejdůležitější proces rafinace ropy, který významně ovlivňuje efektivitu rafinérie jako celku. Podstata procesu spočívá v rozkladu uhlovodíků, které jsou součástí suroviny (vakuový plynový olej), vlivem teploty za přítomnosti hlinitokřemičitanového katalyzátoru obsahujícího zeolit. Cílovým produktem jednotky KK je vysokooktanová složka benzinu s oktanovým číslem 90 bodů a více, její výtěžnost je od 50 do 65 % v závislosti na použitých surovinách, technologii a režimu. Vysoké oktanové číslo je způsobeno tím, že katalytické krakování také způsobuje izomerizaci. Procesem vznikají plyny obsahující propylen a butyleny, které se používají jako suroviny pro petrochemii a výrobu komponentů vysokooktanových benzinů, lehký plynový olej - složka nafty a topných paliv a těžký plynový olej - surovina pro výrobu sazí nebo složky topných olejů.
Průměrná kapacita moderních závodů je od 1,5 do 2,5 mil. tun, nicméně v závodech předních světových společností jsou provozy s kapacitou 4,0 mil. tun.
Klíčovou částí elektrárny je blok reaktor-regenerátor. Součástí jednotky je pec na ohřev surovin, reaktor, ve kterém přímo probíhají krakovací reakce, a regenerátor katalyzátoru. Účelem regenerátoru je vypálit koks vzniklý při krakování a usazený na povrchu katalyzátoru. Reaktor, regenerátor a vstupní jednotka suroviny jsou propojeny potrubím, kterým cirkuluje katalyzátor.
Kapacita katalytického krakování v ruských rafinériích je v současnosti zjevně nedostatečná a právě zprovozňováním nových bloků se řeší problém s předpokládaným nedostatkem benzinu.

§ 4. Katalytické reformování

Rozvoj výroby benzinu je spojen s přáním zlepšit hlavní provozní vlastnost paliva – detonační odolnost benzinu, odhadovanou oktanovým číslem.

Reformování se používá k současnému získání vysokooktanové základní složky motorových benzinů, aromatických uhlovodíků a plynu obsahujícího vodík.

U Priobskojského oleje se reformování provádí na frakci, která se vyvaří v rozmezí 85-180 °C, zvýšení bodu varu podporuje tvorbu koksu a je proto nežádoucí.

Příprava reformingové suroviny - rektifikace na separované frakce, hydrorafinace k odstranění nečistot (dusík, síra, atd.), které otravují procesní katalyzátory.

Proces reformování využívá platinové katalyzátory. Vysoká cena platiny předurčila její nízký obsah v průmyslových reformovacích katalyzátorech a následně potřebu její efektivní využití. To je usnadněno použitím oxidu hlinitého jako nosiče, který je dlouho znám jako nejlepší nosič pro aromatizační katalyzátory.

Důležité bylo přeměnit hlinito-platinový katalyzátor na bifunkční reformovací katalyzátor, na kterém by probíhal celý komplex reakcí. K tomu bylo nutné dodat nosiči potřebné kyselé vlastnosti, čehož bylo dosaženo úpravou oxidu hlinitého chlorem.

Výhodou chlorovaného katalyzátoru je schopnost řídit obsah chloru v katalyzátorech a tím i jejich kyselost přímo za provozních podmínek.

S přechodem stávajících reformátorů na polymetalické katalyzátory se výkonnostní ukazatele zvýšily, protože. jejich cena je nižší, jejich vysoká stabilita umožňuje provádění procesu při nižším tlaku bez obav z koksování. Při reformování na polymetalických katalyzátorech by obsah následujících prvků v surovině neměl překročit 1 mg/kg síry, 1,5 mg/kg niklu a 3 mg/kg vody. Pokud jde o nikl, Priobskaya olej není vhodný pro polymetalické katalyzátory, proto se při reformování používají hliníko-platinové katalyzátory.

Typická materiálová bilance reformovací frakce je 85-180 °C při tlaku 3 MPa.

Bibliografický seznam

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Primární rafinace ropy (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologie a rozvoj největších ropných a ropných a plynových polí v Rusku, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – o Priobye na Wikipedii

4. http://minenergo.gov.ru - Ministerstvo energetiky Ruské federace

5. Bannov P.G., Procesy rafinace ropy, TsNIITEneftekhim, M.: 2001

6. Boyko E.V., Chemie ropy a paliv, UlGTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html – Rosněfť, bulletin společnosti

		©stránka
Země	Rusko
Kraj	Khanty-Mansi autonomní okruh
Umístění	65 km od města Chanty-Mansijsk a 200 km od města Neftejugansk, niva řeky Ob
Provincie ropy a zemního plynu	Západosibiřská provincie ropy a zemního plynu
Souřadnice	61°20′00″ s. sh. 70°18′50″ východní délky d.
Nerostné suroviny	Olej
Charakteristika surovin	Hustota 863 - 868 kg / m 3; Obsah síry 1,2 - 1,3 %; Viskozita 1,4 - 1,6 mPa s; Obsah parafínu 2,4 - 2,5 %
Hodnost	Unikátní
Postavení	Rozvoj
Otevírací	1982
Uvedení do provozu	1988
Společnost uživatelů podloží	Severní část - OOO RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosněft); Jižní část - LLC "Gazpromneft - Khantos" (PJSC "Gazprom Neft"); Licenční oblasti Verkhne-Shapshinskiy a Sredne-Shapshinskiy - OAO NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Geologické zásoby	5 miliard tun ropy

Ropné pole Priobskoye- obří ruské ropné pole nacházející se na území Chanty-Mansijsku autonomní oblasti. Je považováno za největší pole v Rusku z hlediska současných zásob a těžby ropy.

Obecná informace

Pole Priobskoye patří do Západosibiřské provincie ropy a zemního plynu. Nachází se na hranici ropných a plynárenských oblastí Salym a Lyaminsky, 65 km od města Chanty-Mansijsk a 200 km od města Neftejugansk a je omezeno na stejnojmennou místní strukturu v ropném a plynárenském regionu Sredneobskaja. plynárenská oblast.

Asi 80 % plochy pole se nachází v nivě řeky Ob, která ji při protínání lokality rozděluje na 2 části: levobřežní a pravobřežní. Oficiálně se úseky levého a pravého břehu Ob nazývají jižní a severní ložiska Priobskoye. V období povodní je niva pravidelně zaplavována, což spolu se složitou geologickou stavbou umožňuje charakterizovat pole jako těžko přístupné.

Zásoby

Geologické zásoby pole se odhadují na 5 miliard tun ropy. Ložiska uhlovodíků byla nalezena v hloubce 2,3-2,6 km, mocnost vrstev dosahuje od 2 do 40 metrů.

Ropa z pole Priobskoye je nízkopryskyřičná, obsah parafinů je na úrovni 2,4-2,5%. Vyznačují se střední hustotou (863-868 kg/m³), ale vysokým obsahem síry (1,2-1,3 %), což vyžaduje jejich dodatečné čištění. Viskozita oleje je asi 1,4-1,6 mPa*s.

Otevírací

Pole Priobskoye bylo objeveno v roce 1982 studnou č. 151 Glavtyumengeologia.
Provozní těžba ropy byla zahájena v roce 1988 na levém břehu z vrtu č. 181-R průtočnou metodou. Rozvoj pravého břehu začal později, v roce 1999.

Rozvoj

V v současné době severní část ropného pole Priobskoye (SLT) vyvíjí společnost RN-Yuganskneftegaz LLC, vlastněná společností Rosněfť, a jižní část (YULT) vyvíjí společnost Gazpromneft-Khantos LLC (dceřiná společnost Gazprom Neft PJSC).

Kromě toho jsou na jihu pole přiděleny relativně malé licenční oblasti Verkhne-Shapshinskiy a Sredne-Shapshinskiy, které od roku 2008 vyvíjí OAO NAK AKI OTYR, vlastněné PJSC NK RussNeft.

Vývojové metody

Vzhledem ke specifickým podmínkám výskytu uhlovodíků a geografické poloze ložisek je výroba na ropném poli Priobskoye prováděna pomocí hydraulického štěpení, což výrazně snižuje provozní náklady a kapitálové investice.

V listopadu 2016 bylo na poli provedeno největší hydraulické štěpení ropného ložiska v Rusku – do ložiska bylo přečerpáno 864 tun propantu. Operace byla provedena společně se specialisty z Newco Well Service.

Současná úroveň výroby

Pole Priobskoye je právem považováno za největší ropné pole v Rusku z hlediska zásob a objemu produkce. Dodnes na něm bylo vyvrtáno asi 1000 produkčních a téměř 400 injekčních vrtů.

V roce 2016 pole zajišťovalo 5 % veškeré produkce ropy v Rusku a za prvních pět měsíců roku 2017 vyprodukovalo více než 10 milionů tun ropy.

Odeslat svou dobrou práci do znalostní báze je jednoduché. Použijte níže uvedený formulář

Studenti, postgraduální studenti, mladí vědci, kteří využívají znalostní základnu při svém studiu a práci, vám budou velmi vděční.

Hostováno na http://www.allbest.ru/

Úvod

1 Geologická charakteristika pole Priobskoye

1.1 Všeobecné informace o vkladu

1.2 Litostratigrafický řez

1.3 Tektonická struktura

1.4 Obsah oleje

1.5 Charakterizace nádrže

1.6 Charakteristika vodonosných vrstev

1.7 Fyzikální a chemické vlastnosti formovacích kapalin

1.8 Odhad zásob ropy

1.8.1 Zásoby ropy

2. Hlavní technické a ekonomické ukazatele rozvoje oblasti Priobskoye

2.1 Dynamika hlavních ukazatelů rozvoje pole Priobskoye

2.2 Analýza hlavních ukazatelů technického a ekonomického rozvoje

2.3 Vývojové prvky ovlivňující provoz studny

3. Použité metody zvýšené těžby ropy

3.1 Volba způsobu dopadu na zásobník ropy

3.2 Geologická a fyzikální kritéria pro použitelnost různých metod dopadu na pole Priobskoye

3.2.1 Zaplavení vodou

3.3 Způsoby ovlivnění spodní zóny vrtu pro stimulaci produkce ropy

3.3.1 Ošetření kyselinou

3.3.2 Hydraulické štěpení

3.3.3 Zlepšení účinnosti perforace

Závěr

Úvod

Ropný průmysl je jednou z nejdůležitějších součástí ruské ekonomiky, která přímo ovlivňuje tvorbu rozpočtu země a její export.

Stát zdrojová základna ropný a plynárenský komplex je dnes nejnaléhavějším problémem. Zásoby ropy se postupně vyčerpávají, velké množství polí je v konečné fázi rozvoje a má velké procento zářezů vody, proto je nejnaléhavějším a prvořadým úkolem vyhledávat a zprovozňovat mladá a perspektivní naleziště, jedno z což je Priobskoje pole (z hlediska zásob je to jedno z největších nalezišť v Rusku).

Bilanční zásoby ropy schválené Komisí pro státní rezervy pro kategorii C 1 činí 1827,8 mil. tun, vytěžitelných 565,0 mil. tun. s faktorem obnovy ropy 0,309, s přihlédnutím k zásobám v nárazníkové zóně pod záplavovými oblastmi řek Ob a Bolšoj Salym.

Bilanční zásoby ropy kategorie C 2 jsou 524 073 tis. tun, vytěžitelné - 48 970 tis. tun, s faktorem výtěžnosti ropy 0,093.

Pole Priobskoye má řadu charakteristických rysů:

velké, vícevrstvé, jedinečné z hlediska zásob ropy;

nepřístupný, vyznačuje se výraznou bažinou, na jaře a v létě je většina území zatopena záplavovými vodami;

Pole protéká řeka Ob, která je rozděluje na pravobřežní a levobřežní část.

Obor se vyznačuje složitou strukturou produktivních horizontů. Formace AC10, AC11, AC12 jsou průmyslově zajímavé. Zásobníky horizontů AC10 a AC11 jsou středně a málo produktivní a AC12 jsou anomálně nízko produktivní. Využití formace AC12 by mělo být označeno jako samostatný vývojový problém, protože , nádrž AC12 je také z hlediska zásob nejvýznamnější ze všech nádrží. Tato charakteristika ukazuje na nemožnost rozvoje oboru bez aktivního ovlivňování jeho produktivních vrstev.

Jednou z cest, jak tento problém vyřešit, je realizace opatření k intenzifikaci těžby ropy.

1 . Geologická charakteristikaPřiobskýMísto narození

1.1 Všeobecné informace o vkladu

Ropné pole Priobskoye se administrativně nachází v Chanty-Mansijské oblasti v Chanty-Mansijském autonomním okruhu Ťumeňské oblasti.

Oblast práce se nachází 65 km východně od města Chanty-Mansijsk, 100 km západně od města Neftejugansk. V současné době je tato oblast jednou z ekonomicky nejrozvinutějších v autonomním okruhu, což bylo možné díky růst objemu geologického průzkumu a těžby ropy.

Největší rozvíjená blízká pole jsou: Salymskoye, které se nachází 20 km na východ, Prirazlomnoye, které se nachází v bezprostřední blízkosti, Pravdinskoye, 57 km na jihovýchod.

Jihovýchodně od pole prochází plynovod Urengoj – Čeljabinsk – Novopolotsk a ropovod Usť-Balyk-Omsk.

Severní část oblasti Priobskaja se nachází v nivě Ob - mladé aluviální rovině s akumulací poměrně velkých kvartérních usazenin. Absolutní reliéfní značky jsou 30-55 m. Jižní část území gravituje k rovinaté aluviální nivě na úrovni druhé nivní terasy se slabě vyjádřenými formami říční eroze a akumulace. Absolutní známky jsou zde 46-60 m.

Hydrografickou síť představuje kanál Maly Salym, který teče v subšířkovém směru v severní části oblasti a v této oblasti je propojen malými kanály Malaya Berezovskaya a Pola s velkým a plně tekoucím Ob kanálem Bolshoi Salym. Řeka Ob je hlavní vodní cestou regionu Ťumeň. Na území regionu se nachází velké množství jezer, z nichž největší jsou jezero Olevashkina, jezero Karasye, jezero Okunevoye. Bažiny jsou neprůjezdné, do konce ledna zamrzají a jsou hlavní překážkou pro pohyb vozidel.

Klima regionu je ostře kontinentální s dlouhými zimami a krátkými teplými léty. Zima je mrazivá a zasněžená. Nejchladnějším měsícem v roce je leden (průměrná měsíční teplota je -19,5 stupňů C). Absolutní minimum je -52 stupňů C. Nejteplejší je červenec (průměrná měsíční teplota +17 stupňů C), absolutní maximum je +33 stupňů C. Průměrný roční úhrn srážek je 500-550 mm za rok, přičemž 75 % spadne v teplé sezóně. Sněhová pokrývka vzniká v druhé polovině října a trvá až do začátku června.Tloušťka sněhové pokrývky je od 0,7 m do 1,5-2 m. Hloubka promrznutí půdy je 1-1,5 m.

Uvažované území je charakterizováno podzolovými jílovitými půdami v relativně vyvýšených oblastech a rašelinno-podzolo-bahnitými a rašelinnými půdami v mokřadech. V rovinách jsou aluviální půdy říčních teras převážně písčité, místy jílovité. Svět rostlin je rozmanitý. Převažuje jehličnatý a smíšený les.

Území se nachází v zóně disjunktního výskytu přízemních a reliktních permafrostových hornin. Připovrchově zmrzlé půdy leží na povodích pod rašeliništi. Jejich mocnost je řízena hladinou podzemní vody a dosahuje 10-15 m, teplota je konstantní a blízká 0 stupňům C.

V přilehlých územích (zmrzlé horniny nebyly studovány na poli Priobskoye) se permafrost vyskytuje v hloubkách 140-180 m (pole Lyantorskoye). Mocnost permafrostu je 15-40 m, zřídka více. Zmrzlé jsou častěji spodní, více hlinité, část Novomikhajlovskaja a nevýznamná část Atlymských apartmá.

Největší osady nejblíže k pracovní oblasti jsou města Chanty-Mansijsk, Neftejugansk, Surgut a z menších osad - vesnice Seliyarovo, Sytomino, Lempino a další.

1.2 Litostratigrafickéřez

Geologická část ložiska Priobskoye je složena z mocné vrstvy (více než 3000 m) terigenních usazenin sedimentárního pokryvu druho-cenozoického stáří, překrývajících horniny předjurského komplexu, reprezentovaného zvětrávací kůrou.

Předjurský vzdělání (Pz)

V úseku předjurského sledu se rozlišují dva strukturální stupně. Spodní, vázanou na zpevněnou kůru, představují silně dislokované grafitoporfyrity, štěrkopísky a metamorfované vápence. Svrchní stupeň, označený jako intermediární komplex, sestává z méně dislokovaných efuzně-sedimentárních uloženin permsko-triasového stáří až 650 m mocných.

Jurský systém (J)

Jurský systém je reprezentován všemi třemi divizemi: spodní, střední a horní.

Zahrnuje formace Ťumeň (J1+2), Abalak a Baženov (J3).

vklady Ťumeň suity leží na bázi sedimentárního pokryvu na horninách zvětralinové kůry s úhlovou a stratigrafickou nekonformitou a jsou reprezentovány komplexem terigenních hornin jílovito-písčito-siltovcového složení.

Tloušťka nánosů Ťumeňského apartmá se pohybuje od 40 do 450 m. V rámci ložiska jsou objeveny v hloubkách 2806-2973m. Ložiska Ťumeňského souvrství jsou konformně překryta svrchně jurskými ložisky souvrství Abalak a Bazhenov. Abalakskaya suita je složena z tmavě šedých až černých, místně vápnitých, glaukonitových kalů s vložkami prachovců v horní části řezu. Tloušťka soupravy se pohybuje od 17 do 32 m.

vklady Baženov souvrství reprezentují tmavě šedé, téměř černé, živičné opuky s vložkami slabě prachovitých opuků a organicko-hlinito-karbonátových hornin. Tloušťka suity je 26-38 m.

Křídový systém (K)

Ložiska křídového systému jsou vyvinuta všude a jsou zastoupena horním a dolním úsekem.

Apartmá Akh, Čerkašin, Alym, Vikulov a Chanty-Mansi se rozlišují odspodu nahoru a apartmá Chanty-Mansi, Uvat, Kuzněcov, Berezov a Gankin v horní části.

Spodní část akhskoy Souvrství (K1g) je zastoupeno především slínovci s podřízenými tenkými mezivrstvami prachovců a pískovců, sdruženými v achimovském sledu.

V horní části souvrství Akh vyniká letitý člen jemně vymývaných, tmavě šedých, blížících se šedých jílů Pim.

Celková mocnost souvrství se pohybuje od západu k východu od 35 do 415 m. V úsecích na východě je na tuto vrstvu omezena skupina vrstev BS1-BS12.

Řez Čerkašin suita (K1g-br) je zastoupena rytmickým střídáním šedých jílů, prachovců a prachových pískovců. Posledně jmenované v rámci pole, stejně jako pískovce, jsou obchodně ropné a vynikají ve vrstvách AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Tloušťka soupravy se pohybuje od 290 do 600 m.

Nahoře jsou tmavě šedé až černé jíly. alym suity (K1a), v horní části s mezivrstvami živičných slínovců, ve spodní části - prachovce a pískovce. Tloušťka soupravy se pohybuje od 190 do 240 m. Jíly jsou regionálním krytem ložisek uhlovodíků v celé ropné a plynárenské oblasti Sredneobskaja.

Vikulovská Suite (K1a-al) se skládá ze dvou podformací.

Spodní je převážně jílovitý, svrchní písčito-jílovitý s převahou pískovců a prachovců. Formace je charakterizována přítomností rostlinného detritu. Tloušťka suity se pohybuje od 264 m na západě do 296 m na severovýchodě.

Chanty-Mansijsk suita (K1a-2s) je reprezentována nerovnoměrným prolínáním písčito-hlinitých hornin s převahou prvních v horní části úseku. Skály této suity se vyznačují množstvím uhlíkatého detritu. Tloušťka soupravy se pohybuje od 292 do 306 m.

Uvatskaja suita (K2s) je reprezentována nerovnoměrným zasypáním písků, prachovců a pískovců. Útvar je charakterizován přítomností zuhelnatělých a železitých rostlinných zbytků, uhlíkatého detritu a jantaru. Mocnost souvrství je 283-301 m.

Bertsovská formace (K2k-st-km) se dělí na dvě podformace. Spodní, skládající se z jílů, šedý montmorellonit, s opokovitými mezivrstvami, mocnost 45 až 94 m, a svrchní, reprezentovaná šedými, tmavě šedými, křemičitými, písčitými jíly, mocnými 87-133 m.

Gankinská soupravu (K2mP1d) tvoří šedé, zelenošedé jíly přecházející v opuky se zrny glaukonitu a konkrecemi sideritu. Jeho tloušťka je 55-82m.

paleogenní systém (P2)

Paleogenní systém zahrnuje horniny formací Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky a Turtas. První tři jsou mořská ložiska, zbytek jsou kontinentální.

Talitská souvrství je tvořeno vrstvou tmavě šedých jílů, v některých oblastech prachovitých. Jsou zde peritizované zbytky rostlin a rybí šupiny. Mocnost souvrství je 125-146 m.

Ljulinvorskaja suitu představují žlutozelené jíly, ve spodní části řezu často opokoidní s mezivrstvami baněk. Mocnost souvrství je 200-363 m.

Tavdinskaja Suita, která završuje úsek mořského paleogénu, je tvořena šedými, modrošedými jíly s prachovcovými vložkami. Tloušťka suity je 160-180 m.

Atlymská souvrství je tvořeno kontinentálními aluviálně-mořskými uloženinami, tvořenými písky, šedými až bílými, převážně křemeny s mezivrstvami hnědého uhlí, jílů a prachovců. Tloušťka soupravy je 50-60 m.

Novomikhajlovskaja suita - reprezentovaná nerovnoměrným proložením šedých, jemnozrnných, křemenno-živcových písků s šedými a hnědošedými jíly a prachovci s mezivrstvami písků a hnědých uhlí. Mocnost souvrství nepřesahuje 80 m.

Turtaská soupravu tvoří zelenošedé jíly a prachovce, tence podložené mezivrstvami diatomitů a křemenných glaukonitových písků. Tloušťka soupravy je 40-70 m.

Kvartérní systém (Q)

Je přítomen všude a je zastoupen ve spodní části střídáním písků, jílů, hlín a písčitých hlín, v horní části - bažinnými a jezerními faciemi - slíny, hlíny a písčité hlíny. Celková mocnost je 70-100 m.

1.3 Tektonickéstruktura

Struktura Ob se nachází ve spojovací zóně prohlubně Chanty-Mansi, Ljaminského megažlabu a zdvihových skupin Salym a West Lempa. Struktury prvního řádu jsou komplikované bobtnatými a kupolovitými vyvýšeninami druhého řádu a samostatnými lokálními antiklinálními strukturami, které jsou předmětem vyhledávání a průzkumu ropy a plynu.

Novodobý strukturní plán předjurského suterénu byl studován z reflexního horizontu "A". Na strukturální mapě jsou podél odrážejícího horizontu "A" zobrazeny všechny konstrukční prvky. V jihozápadní části regionu - Seliyarovskoe, West Sachalinskoe, Světloje. V severozápadní části - East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, což komplikuje východní svah zóny západního Lempinskaya. V centrální části - Západosachalinský žlab, na východ od něj Gorškovova a Sachalinská vyvýšenina, komplikující Sredne-Ljaminskou vlnu, respektive sachalinský strukturální nos.

Na odrážejícím horizontu "Db", omezeném na vrchol členu Bystrinskaya, jsou vysledovány struktury Priobskoe kupolovitého tvaru, západní Priobskoe s nízkou amplitudou, západní Sachalinskaja, Novoobskaja. Na západě oblasti se rýsuje zdvih Chanty-Mani. Severně od Priobského vyvýšeniny vyniká lokální vyvýšenina Light. V jižní části pole v areálu studny. 291 Bezejmenné pozdvižení se podmíněně rozlišuje. Východní Seliyarovská vyvýšená zóna ve studované oblasti je vymezena otevřenou seismickou izohypsou - 2280 m. V blízkosti vrtu 606 lze vysledovat izometrickou strukturu s nízkou amplitudou. Oblast Seliyarovskaya je pokryta řídkou sítí seismických profilů, na jejichž základě lze podmíněně předpovídat pozitivní strukturu. Selyarovskoe zdvih je potvrzen strukturním plánem podél reflexního horizontu "B". Kvůli špatnému studiu západní části oblasti, seismickému průzkumu, na sever od struktury Seliyarovskaya se běžně rozlišuje kupolovitý bezejmenný výtah.

1.4 Obsah oleje

Na poli Priobskoye zahrnuje ropný stupeň ložiska sedimentárního pokryvu značné mocnosti od střední jury do aptského stáří a je více než 2,5 km.

Neprůmyslové přítoky ropy a jádro se známkami uhlovodíků byly získány z ložisek souvrství Ťumeň (formace Yu 1 a Yu 2) a Bazhenov (formace Yu 0). Vzhledem k omezenému počtu dostupných geologických a geofyzikálních materiálů není dodnes struktura ložisek dostatečně doložena.

Komerční ropná kapacita byla zřízena v neokomských formacích skupiny AS, kde je soustředěno 90 % prozkoumaných zásob. Hlavní produktivní vrstvy jsou uzavřeny mezi jílovými jednotkami Pimskaja a Bystrinskaja. Ložiska jsou omezena na čočkovitá písčitá tělesa vytvořená v šelfových a klinoformních ložiskách neokomu, jejichž produktivita není řízena moderním strukturním plánem a je dána prakticky pouze přítomností produktivních rezervoárových vrstev v úseku. Absence formační vody v produktivní části úseku během četných testů dokazuje, že ropné usazeniny spojené s vrstvami těchto obalů jsou uzavřená čočkovitá tělesa zcela naplněná olejem a obrysy usazenin pro každou písčitou vrstvu jsou určeny hranice jeho distribuce. Výjimkou je formace AC 7, kde byly přítoky vody z formace získávány z pískových čoček naplněných vodou.

V rámci produktivních neokomických ložisek bylo identifikováno 9 odhadovaných objektů: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS. 7. Ložiska vrstev AC 7, AC 9 nejsou průmyslově zajímavá.

Geologický profil je znázorněn na obrázku 1.1

1.5 Charakterizacevýrobnívrstvy

Hlavní zásoby ropy na poli Priobskoye jsou soustředěny v neokomských ložiskách. Charakteristickým rysem geologické stavby ložisek souvisejících s neokomickými horninami je to, že mají mega-křížově vrstvenou strukturu v důsledku jejich vzniku v podmínkách bočního naplnění poměrně hluboké mořské pánve (300-400 m) v důsledku odstraňování detritů. teritoriální materiál z východu a jihovýchodu. Ke vzniku neokomického megakomplexu sedimentárních hornin došlo v celé řadě paleogeografických podmínek: kontinentální sedimentace, pobřežně-mořská, šelfová a velmi pomalá sedimentace v otevřeném hlubokém moři.

Při pohybu z východu na západ je zde svah (ve vztahu k útvaru Bazhenov, který je regionálním měřítkem) jak jílovitých kořeněných balvanů (zonální měřítko), tak písčito-prašných hornin mezi nimi.

Podle stanovení specialistů ze ZapSibNIGNI na faunu a pyl spor, vybraných z jílů v intervalu výskytu Pimského člena, se stáří těchto ložisek ukázalo jako hauterivské. Všechny vrstvy, které jsou nad členem Pimsk. Proto byly formace BS 1-5 indexovány jako skupina AS na poli Priobskoye na AS 7-12.

Při výpočtu zásob v megakomplexu produktivních neokomických ložisek bylo identifikováno 11 produktivních vrstev: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/ 2-3, AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Úložná jednotka AS 12 leží na základně megakomplexu a je formací nejhlubší částí. Ve složení jsou identifikovány tři vrstvy AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, které jsou na většině plochy od sebe odděleny relativně konzistentními jíly, jejichž mocnost se pohybuje od 4 do 10 m .

Ložiska formace AS 12/3 jsou omezena na monoklinální prvek (strukturální nos), ve kterém jsou zaznamenány nízkoamplitudové zdvihy a deprese s přechodovými zónami mezi nimi.

Hlavní ložisko AS12/3 bylo objeveno v hloubkách 2620-2755m a je litologicky stíněno ze všech stran. Plošně zaujímá centrální terasovitou, nejvyvýšenější část nosu konstrukce a je orientován od jihozápadu k severovýchodu. Tloušťka nasycené olejem se pohybuje od 12,8 m do 1,4 m. Průtoky ropy se pohybují od 1,02 m 3 /den, Hd=1239 m do 7,5 m 3 /den při Hd=1327m. Rozměry litologicky screenovaného ložiska jsou 25,5 km x 7,5 km, výška je 126 m.

Ložisko AS 12/3 bylo objeveno v hloubkách 2640-2707 m a je omezeno na místní výzdvih Chanty-Mansijsk a zónu jeho východního poklesu. Nádrž je ovládána ze všech stran zónami výměny nádrží. Produkce ropy je nízká a činí 0,4-8,5 m 3 /den při různých dynamických úrovních. Nejvyšší značka v oblouku je pevně stanovena na -2640 m a nejnižší na (-2716 m). Velikost ložiska je 18 x 8,5 km, výška 76m. Typ je litologicky stíněný.

Hlavní ložisko AS12/1-2 je největší v oboru. Odhaleno v hloubkách 2536-2728 m. Je omezeno na monoklinu komplikovanou lokálními zdvihy malé amplitudy s přechodovými zónami mezi nimi. Na třech stranách je struktura omezena litologickými clonami a pouze na jihu (do Vostochno-Frolovskaja oblast) mají nádrže tendenci se rozvíjet. Mocnosti nasycené ropou se pohybují v širokém rozmezí od 0,8 do 40,6 m, přičemž pásmo maximálních mocností (více než 12 m) pokrývá střední část nádrže i východní část. Rozměry litologicky prověřeného ložiska jsou 45 km x 25 km, výška 176 m.

V souvrství AS 12/1-2 byla objevena ložiska 7,5 x 7 km vysoká 7 m a 11 x 4,5 km vysoká 9 m. Obě ložiska jsou litologicky stíněného typu.

Formace AC 12/0 má menší vývojovou zónu. Hlavní ložisko AS 12/0 je čočkovité těleso orientované od jihozápadu k severovýchodu. Jeho rozměry jsou 41 x 14 km, výška je 187 m. Spotřeba ropy se pohybuje od několika m 3 /den při dynamických hladinách až po 48 m 3 /den.

Čepice horizontu AS 12 je tvořena mocným (až 60 m) souvrstvím jílovitých hornin.

Nad sekcí je jednotka produktivních vrstev AS 11, která zahrnuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Poslední tři jsou spojeny do jednoho počitatelného objektu, který má velmi složitou strukturu jak z hlediska řezu, tak plochy. V zónách rozvoje nádrží, gravitujících k přímořským oblastem, jsou pozorovány nejvýraznější mocnosti horizontu s tendencí zvětšovat se k severovýchodu (až 78,6 m). Na jihovýchodě je tento horizont zastoupen pouze souvrstvím AS 11/2, ve střední části - souvrstvím AS 11/3, na severu - souvrstvím AS 11/2-4.

Hlavní ložisko AS11/1 je druhým největším ložiskem v poli Priobskoye. Vrstva AC11/1 je vyvinuta v blízkém meridionálním vzdouvání, což komplikuje monoklinu. Na třech stranách je ložisko omezeno jílovými zónami a na jihu je hranice nakreslena podmíněně. Velikost hlavního ložiska je 48 x 15 km, výška 112 m. Rychlosti ropy se pohybují od 2,46 m 3 /den při dynamické hladině 1195 m až 11,8 m 3 /den.

Nádrž AS 11/0 byla identifikována jako izolovaná čočkovitá tělesa na severovýchodě a jihu. Jeho mocnost je od 8,6 m do 22,8 m. První ložisko má rozměry 10,8 x 5,5 km, druhé 4,7 x 4,1 km. Obě ložiska jsou litologicky stíněného typu. Vyznačují se přítokem ropy od 4 do 14 m 3 /den na dynamické úrovni. Horizont AC 10 byl objeven téměř všemi vrty a skládá se ze tří vrstev AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Hlavní ložisko AS 10/2-3 bylo objeveno v hloubkách 2427-2721 m a nachází se v jižní části ložiska. Ložiskový typ je litologicky stíněný, rozměry 31 x 11 km, výška do 292 m. Motosti nasycení ropou se pohybují od 15,6 m do 0,8 m.

Hlavní ložisko AS10/1 bylo objeveno v hloubkách 2374-2492 m. Velikost ložiska je 38 x 13 km, výška až 120 m. Jižní hranice je zakreslena podmíněně. Tloušťka nasycené ropou se pohybuje od 0,4 do 11,8 m. Přítoky bezvodé ropy se pohybovaly od 2,9 m 3 /den při dynamické úrovni 1064 m až 6,4 m 3 /den.

Úsek formace AS 10 je doplněn produktivní formací AS 10/0, v rámci které byla identifikována tři ložiska umístěná ve formě řetězce submeridiálního úderu.

Horizont AC 9 má omezenou distribuci a je prezentován ve formě samostatných fasciálních zón umístěných na severovýchodní a východní části struktur, stejně jako v oblasti jihozápadního ponoru.

Neokomianská produktivní ložiska jsou doplněna vrstvou AC 7, která má mozaikový vzor v rozložení ropných a vodních polí.

Východní ložisko, rozlohou největší, bylo objeveno v hloubkách 2291-2382 m. Je orientováno od jihozápadu k severovýchodu. Přítoky ropy jsou 4,9-6,7 m 3 /den při dynamických hladinách 1359-875 m. Mocnost ropou se pohybuje od 0,8 do 67,8 m. Velikost ložiska je 46 x 8,5 km, výška 91 m.

Na poli bylo objeveno celkem 42 ložisek. Hlavní ložisko ve souvrství AS 12/1-2 (1018 km 2) má maximální plochu, minimum (10 km 2) je ložisko ve souvrství AS 10/1.

Souhrnná tabulka parametrů nádrže v rámci výrobní oblasti

Tabulka 1.1

hloubka, m	Průměrná tloušťka	otevřeno Pórovitost. %	Nasycení olejem..%	Součinitel drsnost	rozdělení

geologické těžební pole ložisko ropy

1.6 Charakterizacevodonosné vrstvykomplexy

Pole Priobskoye je součástí hydrodynamického systému západosibiřské artéské pánve. Jeho zvláštností je přítomnost voděodolných jílových ložisek oligocénu-turonu, jejichž mocnost dosahuje 750 m, rozdělujících mezo-cenozoický úsek na svrchní a spodní hydrogeologická patra.

Horní patro kombinuje turonsko-kvartérní sedimenty a vyznačuje se volnou výměnou vody. Z hydrodynamického hlediska je podlaha vodonosná vrstva, jejíž podzemní a mezivrstvové vody jsou vzájemně propojeny.

Složení horního hydrogeologického stupně zahrnuje tři zvodně:

1- Kvartérní vodonosná vrstva;

2 - zvodněná vrstva Novomikhajlovských ložisek;

3 - vodonosná vrstva ložisek Atlym.

Srovnávací analýza vodonosných vrstev ukázala, že zvodněnou vrstvu Atlymsky lze považovat za hlavní zdroj velkého centralizovaného zásobování domácností a pitnou vodou. Vzhledem k výraznému snížení provozních nákladů lze však Novomichajlovského horizont doporučit.

Spodní hydrogeologický stupeň představují cenomansko-jurské uloženiny a zaplavené horniny svrchní části předjurského podloží. Na velké hloubky v prostředí obtížných, místy téměř stojatých podmínek, vznikají termální vysoce mineralizované vody, které mají vysokou plynnatost a zvýšenou koncentraci stopových prvků. Spodní patro se vyznačuje spolehlivou izolací vodonosných vrstev od povrchových přírodních a klimatických faktorů. V jeho řezu se rozlišují čtyři vodonosné komplexy. Všechny komplexy a aquicludy lze vysledovat na značnou vzdálenost, ale současně je na poli Priobskoye pozorováno jílování druhého komplexu.

Podzemní voda aptsko-cenomanského komplexu se široce využívá k zaplavování ropných nádrží v oblasti Středního Ob. Vody se vyznačují nízkou žíravostí díky absenci sirovodíku a kyslíku v nich.

1.7 Fyzikální a chemickévlastnostinádržtekutiny

Zásobníkové oleje v produktivních formacích AC10, AC11 a AC12 nemají významné rozdíly ve svých vlastnostech. Povaha změny fyzikální vlastnosti ropa je typická pro ložiska, která nemají přístup k povrchu a jsou obklopena okrajovou vodou. V podmínkách ložiska ropy středního nasycení plynem je saturační tlak 1,5-2krát nižší než tlak v zásobníku (vysoký stupeň křížového sevření).

Experimentální údaje o variabilitě rop podél úseku těžebních zařízení pole ukazují na mírnou heterogenitu ropy v rámci ložisek.

Oleje nádrží AC10, AC11 a AC12 jsou blízko sebe, lehčí olej v nádrži AC11, molární frakce metanu v ní je 24,56%, celkový obsah uhlovodíků С2Н6 -С5Н12 je 19,85%. Oleje všech formací se vyznačují převahou normálního butanu a pentanu nad izomery.

Množství lehkých uhlovodíků CH4 - C5H12 rozpuštěných v odplyněných olejích je 8,2-9,2%.

Ropný plyn standardní separace je vysokotučný (obsah tuku více než 50), molární podíl metanu v něm je 56,19 (vrstva AS10) - 64,29 (vrstva AS12). Množství etanu je mnohem menší než u propanu, poměr C2H6/C3H8 je 0,6, což je typické pro plyny ropných ložisek. Celkový obsah butanů je 8,1-9,6%, pentanů 2,7-3,2%, těžkých uhlovodíků С6Н14 + vyšší 0,95-1,28%. Množství oxidu uhličitého a dusíku je malé, asi 1 %.

Odplyněné oleje všech formací jsou sirné, parafinické, nízkopryskyřičné, střední hustoty.

Olej zásobníku AC10 je střední viskozity, s obsahem frakcí do 350_C více než 55 %, oleje zásobníků AC11 a AC12 jsou viskózní, s obsahem frakcí do 350_C od 45 % do 54,9 %.

Technologický kód pro oleje formace AS10-II T1P2, AS11 a AS12-II formace T2P2.

Odhad parametrů stanovených jednotlivými charakteristikami olejů a plynů byl proveden v souladu s nejpravděpodobnějšími podmínkami pro sběr, úpravu a přepravu ropy na poli.

Podmínky separace jsou následující:

1 stupeň - tlak 0,785 MPa, teplota 10_C;

2 stupeň - tlak 0,687 MPa, teplota 30_C;

3 stupeň - tlak 0,491 MPa, teplota 40_C;

4. stupeň - tlak 0,103 MPa, teplota 40_C.

Porovnání průměrných hodnot pórovitosti a propustnosti nádrževrstvy AC10-AC12 podle jádra a logování

Tabulka 1.2


					Vzorky

1.8 Odhad zásob ropy

Odhad zásob ropy na poli Priobskoye byl proveden jako celek pro nádrže bez rozlišení podle ložisek. Vzhledem k absenci formačních vod na litologicky omezených ložiskách byly zásoby kalkulovány pro čistě ropné zóny.

Bilanční zásoby ropy na poli Priobskoye byly odhadnuty volumetrickou metodou.

Základem pro výpočet modelů nádrží byly výsledky interpretace těžby dřeva. Současně byly brány jako hraniční hodnoty nádrž-nenádrž následující odhady parametrů nádrže: K op 0,145, propustnost 0,4 mD. Z nádrží a následně i z výpočtu zásob byly vyloučeny zóny nádrží, ve kterých byly hodnoty těchto parametrů nižší než standardní.

Při výpočtu zásob byla použita metoda násobení map tří hlavních výpočtových parametrů: efektivní tloušťka platové vrstvy ropy, koeficienty otevřené pórovitosti a saturace ropy. Efektivní nasycený objem ropy byl vypočítán samostatně pro kategorie zásob.

Přidělování kategorií zásob bylo provedeno v souladu s „Klasifikace zásob ložisek...“ (1983) . V závislosti na stupni znalosti ložisek pole Priobskoye se zásoby ropy a rozpuštěného plynu v nich počítají v kategoriích B, C 1 , C 2 . Zásoby kategorie B byly identifikovány v posledních vrtech produkčních řad na levobřežní vrtané části pole. Zásoby kategorie C 1 byly identifikovány v oblastech studovaných průzkumnými vrty, ve kterých byly získávány komerční přítoky ropy nebo byly pozitivní informace z těžby vrtů. Zásoby v neprozkoumaných zónách ložisek byly zařazeny do kategorie C 2 . Hranice mezi kategoriemi C 1 a C 2 byla nakreslena ve vzdálenosti dvojitého stupně provozní sítě (500x500 m), jak je stanoveno v „Klasifikace ...“.

Odhad zásob byl dokončen vynásobením získaných objemů ložisek nasycených ropou pro každou vrstvu a ve vybraných kategoriích hustotou ropy odplyněné při stupňovité separaci ropy a konverzním faktorem. Je třeba poznamenat, že se poněkud liší od dříve přijatých. To je způsobeno jednak vyloučením vrtů nacházejících se daleko mimo licencovanou oblast z výpočtů, jednak změnami indexace nádrží v jednotlivých průzkumných vrtech v důsledku nové korelace produkčních ložisek.

Přijaté parametry výpočtu a získané výsledky výpočtu zásob ropy a jsou uvedeny níže.

1.8.1 Zásobyolej

K 01.01.98 jsou zásoby ropy VGF uvedeny ve výši:

Vytěžitelných 613 380 tisíc tun.

Vytěžitelných 63718 tisíc tun.

Vytěžitelných 677098 tisíc tun.

Zásoby ropy podle nádrží

Tabulka 1.3


rozvahy	rozvahy	Výpis.	Rozvaha	Výpis.

Na vrtané části levobřežní části pole Priobskoye se uskutečnila Strana výpočtu rezerv Yuganskneftegaz JSC.

Ve vrtané části je soustředěno 109438 tisíc tun. bilance a 31131 tisíc tun. vytěžitelné zásoby ropy při faktoru obnovy ropy 0,284.

U vrtané části jsou zásoby rozděleny po vrstvách takto:

Zůstatek vrstvy AC10 50 %

Obnovitelné 46 %

Plast AS11 zůstatek 15%

Obnovitelných 21 %

Zůstatek vrstvy AC12 35 %

Obnovitelných 33 %

V uvažovaném území je hlavní objem zásob soustředěn ve vrstvách AS10 a AS12. Tato oblast obsahuje 5,5 % zásob ropy. 19,5 % zásob formace AC10; 2,4 % - AC11; 3,9 % - AC12.

Priobskojem / r (levý břehčást)

Zásobyolejnazónavykořisťování

Tabulka 1.4

		Zásoby ropy, tisíce tun	CIN akcie jednotek.
		rozvahy	obnovitelné

*) Pro část území kategorie C1, ze které se vyrábí ropa

2 . Způsoby těžby, používané vybavení

Vývoj každého výrobního zařízení AS 10 , AS 11 , AS 12 byl prováděn s umístěním vrtů podle lineárního třířadého trojúhelníkového vzoru s hustotou mřížky 25 ha/vrt, s vrtáním všech vrtů až po AS. 12 formace.

V roce 2007 SibNIINP zpracoval „Dodatek k technologickému schématu pro pilotní rozvoj levobřežní části pole Priobskoye, včetně záplavového úseku N4“, ve kterém byly provedeny úpravy pro rozvoj levobřežní části pole. pole s návazností na práci nových shluků N140 a 141 v záplavové části pole . V souladu s tímto dokumentem je plánována realizace třířadého blokového systému (hustota sítě - 25 ha / vrt) s přechodem na blokově uzavřený systém v pozdější fázi vývoje.

Dynamiku hlavních technicko-ekonomických ukazatelů vývoje uvádí tabulka 2.1

2. 1 Dynamikahlavní, důležitýindikátoryrozvojPřiobskýMísto narození

tabulka 2.1

2. 2 Analýzahlavní, důležitýtechnické a ekonomickéindikátoryrozvoj

Dynamika vývojových indikátorů na základě tabulky 2.1 je znázorněna na Obr. 2.1.

Pole Priobskoye se rozvíjí od roku 1988. Během 12 let vývoje, jak je vidět z tabulky 3, produkce ropy neustále roste.

Jestliže v roce 1988 to bylo 2300 tun ropy, tak do roku 2010 dosáhla 1485000 tun, produkce kapaliny vzrostla z 2300 na 1608000 tun.

Kumulativní produkce ropy tak do roku 2010 činila 8583,3 tis. tun. (tabulka 3.1).

Od roku 1991 byly pro udržení tlaku v nádrži uvedeny do provozu injektážní vrty a zahájeno vstřikování vody. Ke konci roku 2010 činila zásoba injektážních vrtů 132 vrtů a injektáž vody vzrostla ze 100 na 2362 tisíc tun. do roku 2010. Se zvýšením injektáže se zvyšuje průměrný průtok provozních vrtů pro ropu. Do roku 2010 se průtok zvyšuje, což se vysvětluje tím správná volba množství vstřikované vody.

Rovněž od zprovoznění vstřikovacího fondu začíná růst snížení vody ve výrobě a do roku 2010 dosahuje 9,8 %, prvních 5 let je snížení vody 0 %.

K roku 2010 činila zásoba těžebních vrtů 414 vrtů, z toho 373 vrtů produkujících produkty mechanizovaným způsobem Do roku 2010 činila kumulativní produkce ropy 8583,3 tis. tun. (tabulka 2.1).

Pole Priobskoye je jedním z nejmladších a nejslibnějších v západní Sibiři.

2.3 Zvláštnostirozvoj,ovlivňovánínavykořisťovánístudny

Pole se vyznačuje nízkými průtoky studny. Hlavními problémy rozvoje pole byla nízká produktivita těžebních vrtů, nízká přirozená (bez rozrušení útvarů injektovanou vodou) injektivita injektážních vrtů, jakož i špatná redistribuce tlaku nad ložisky při udržování tlaku v nádrži (kvůli slabé hydrodynamické propojení jednotlivých sekcí nádrží). Využití formace AS 12 je třeba vyzdvihnout jako samostatný problém rozvoje pole. Kvůli nízkým průtokům musí být mnoho vrtů v této formaci uzavřeno, což může vést k zachování významných zásob ropy na dobu neurčitou. Jedním ze směrů řešení tohoto problému v sestavě AS 12 je realizace opatření k intenzifikaci těžby ropy.

Pole Priobskoye se vyznačuje složitou strukturou produkčních horizontů jak z hlediska plochy, tak sekcí. Nádrže horizontů AS 10 a AS 11 jsou středně a málo produktivní a AS 12 jsou abnormálně nízko produktivní.

Geologické a fyzikální charakteristiky produkčních vrstev pole naznačují nemožnost rozvoje pole bez aktivního ovlivňování jeho produktivních vrstev a bez použití metod intenzifikace produkce.

Potvrzují se tak zkušenosti z rozvoje provozního úseku levobřežní části.

3 . Aplikované metody zvýšené regenerace ropy

3.1 Výběrmetodadopadnaolejvklad

Výběr metody ovlivnění ložisek ropy je dán řadou faktorů, z nichž nejvýznamnější jsou geologické a fyzikální vlastnosti ložisek, technologické možnosti provedení metody v daném oboru a ekonomická kritéria. Výše uvedené způsoby stimulace tvorby mají četné modifikace a ve svém jádru jsou založeny na obrovském souboru složení použitých pracovních činidel. Proto při analýze stávající metody Vlivem dopadu je v prvé řadě smysluplné využít zkušenosti z rozvoje polí v západní Sibiři, jakož i polí v jiných regionech s vlastnostmi nádrže podobnými poli Priobskoye (primárně nízkou propustností nádrže) a formovacími tekutinami.

Z metod intenzifikace těžby ropy ovlivněním spodní zóny vrtu jsou nejpoužívanější:

hydraulické štěpení;

ošetření kyselinou;

fyzikální a chemické ošetření různými činidly;

termofyzikální a termochemické úpravy;

pulzní náraz, vibroakustický a akustický dopad.

3.2 Geologická a fyzikální kritéria pro použitelnost různých stimulačních metod v poli Priobskoye

Hlavní geologické a fyzikální charakteristiky pole Priobskoye pro posouzení použitelnosti různých metod dopadu jsou:

hloubka produktivních vrstev - 2400-2600 m,

ložiska jsou litologicky screenována, přirozený režim je elasticky uzavřen,

tloušťka spojů AS 10, AS 11 a AS 12 je až 20,6, 42,6 a 40,6 m, resp.

počáteční tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

teplota nádrže - 88-90 0 С,

nízká propustnost nádrže, průměrné hodnoty podle výsledků jádrové studie - pro vrstvy AC 10, AC 11 a AC 12, respektive 15,4, 25,8, 2,4 mD,

vysoká laterální a vertikální heterogenita nádrže,

hustota oleje v nádrži - 780-800 kg / m 3,

viskozita formačního oleje - 1,4-1,6 mPa*s,

tlak nasycení oleje 9-11 MPa,

olej naftenické řady, parafinický a nízkopryskyřičný.

Srovnáním prezentovaných údajů se známými kritérii pro efektivní využití metod stimulace nádrží lze poznamenat, že i bez podrobné analýzy lze výše uvedené metody pro pole Priobskoye vyloučit z výše uvedených: tepelné metody a zaplavení polymerem (jako způsob vytlačování ropy z nádrží). Tepelné metody se používají pro nádrže s vysokoviskózními oleji a v hloubkách do 1500-1700 m. Zaplavení polymerem se s výhodou používá v nádržích s propustností větší než 0,1 μm 2 k vytlačení ropy o viskozitě 10 až 100 mPa * s a při teplotách do 90 0 С (pro vyšší teploty se používají drahé speciální polymery).

3.2.1 Zaplavení vodou

Mezi hlavní důvody, které způsobují snížení účinnosti zaplavování nízkopropustných útvarů, patří:

zhoršení filtračních vlastností horniny v důsledku:

bobtnání jílových složek horniny při kontaktu s injektovanou vodou,

zanesení kolektoru jemnými mechanickými nečistotami ve vstřikované vodě,

srážení solných usazenin v porézním prostředí nádrže při chemické interakci vstřikované a formovací vody,

snížení krytí nádrže zatopením v důsledku tvorby puklin kolem injekčních vrtů a jejich šíření do hloubky nádrže (u nespojitých nádrží je možné i určité zvýšení krytí nádrže podél úseku),

Významná citlivost na charakter smáčivosti horniny injektovaným činidlem Významné snížení propustnosti nádrže v důsledku srážení parafínu.

Projev všech těchto jevů v nádržích s nízkou propustností způsobuje výraznější důsledky než v horninách s vysokou propustností.

Pro pole Priobskoye by mělo být za hlavní metodu léčby považováno zaplavení.

Použití roztoků povrchově aktivních látek na poli byl zamítnut, především kvůli nízké účinnosti těchto činidel v nádržích s nízkou permeabilitou.

Pro pole Priobskoye a alkalické zaplavení nelze doporučit z následujících důvodů:

Silně vyvinutá heterogenita formace a velký počet mezivrstev, což vede k nízkému pokrytí formace alkalickým roztokem.

Hlavní překážka použití emulzní systémy pro dopad na ložiska pole Priobskoye jsou nízké filtrační charakteristiky nádrží pole. Filtrační odpor vytvářený emulzemi v nádržích s nízkou propustností povede k prudkému poklesu injektivity injektážních vrtů a snížení rychlosti těžby ropy.

3.3 Způsoby ovlivnění zóny tvorby dna pro stimulaci produkce

3.3.1 Ošetření kyselinou

Kyselé ošetření útvarů se provádí jak pro zvýšení, tak pro obnovení propustnosti nádrže spodní zóny vrtu. Většina těchto prací byla provedena při převodu vrtů na injektáž a následném zvýšení jejich injektivity.

Standardní kyselé zpracování na poli Priobskoye spočívá v přípravě roztoku sestávajícího ze 14% HCl a 5% HF o objemu 1,2-1,7 m 3 na 1 metr tloušťky perforovaného útvaru a jeho čerpání do perforačního intervalu. Doba odezvy je cca 8 hodin.

Při zvažování účinnosti dopadu anorganických kyselin byly zohledněny injektážní vrty s dlouhodobým (více než ročním) vstřikováním vody před úpravou. Jako příklad tabulka 3.1 uvádí výsledky ošetření pro řadu injekčních jamek.

Výsledkem léčby jsou injekční jamky

Tabulka 3.1

datum zpracování	Injektivita před zpracováním (m 3 / den)	Injekce po léčbě (m 3 / den)	Vstřikovací tlak (atm)	Kyselý typ

Analýza provedených úprav ukazuje, že složení kyseliny chlorovodíkové a fluorovodíkové zlepšuje propustnost zóny blízkého vrtu Injektivita vrtů se zvýšila z 1,5 na 10krát, účinek lze vysledovat od 3 měsíců do 1 roku.

Na základě analýzy kyselých úprav prováděných na poli lze tedy učinit závěr, že je účelné provádět kyselinové úpravy spodních zón injekčních vrtů, aby se obnovila jejich injektivita.

3.3.2 Hydraulické štěpení

Hydraulické štěpení (HF) je jedním z nejvíce efektivní metody zintenzivnění těžby ropy z nízkopropustných zásobníků a zvýšení produkce zásob ropy. Hydraulické štěpení je široce používáno jak v tuzemské, tak v zahraniční praxi těžby ropy.

Na poli Priobskoye již byly nashromážděny významné zkušenosti s hydraulickým štěpením. Analýza provedená na poli hydraulického štěpení ukazuje na vysokou účinnost tohoto typu stimulace výroby pro pole, a to i přes významnou míru poklesu produkce po hydraulickém štěpení. Hydraulické štěpení v případě pole Priobskoye není jen metodou zintenzivnění produkce, ale také zvýšením těžby ropy. Za prvé, hydraulické štěpení umožňuje připojit nevypuštěné zásoby ropy v přerušovaných zásobnících pole. Za druhé, tento druh náraz umožňuje vybrat další objem oleje z nízkopermeabilní formace AS 12 pro přijatelnou dobu provozu na poli.

Školní známkadalšíkořistzpodílhydraulické štěpenínaPřiobskýpole.

Zavedení metody hydraulického štěpení na poli Priobskoye začalo v roce 2006 jako jedna z nejvíce doporučovaných metod stimulace v těchto podmínkách rozvoje.

V období od roku 2006 do ledna 2011 bylo na poli provedeno 263 operací hydraulického štěpení (61 % fondu). Hlavní počet hydraulického štěpení byl proveden v roce 2008 - 126.

Na konci roku 2008 činila dodatečná produkce ropy v důsledku hydraulického štěpení již asi 48 % veškeré ropy vyrobené během roku. Navíc většinu dodatečné produkce tvořila ropa z ložiska AS-12 – 78,8 % z celkové produkce z ložiska a 32,4 % z produkce jako celku. Pro nádrž AC11 - 30,8 % celkové produkce pro nádrž a 4,6 % produkce obecně. Pro nádrž AC10 - 40,5 % celkové produkce pro nádrž a 11,3 % produkce obecně.

Jak je vidět, hlavním cílem hydraulického štěpení byla formace AS-12 jako nejméně produktivní a obsahující většinu zásob ropy v levobřežní zóně pole.

Na konci roku 2010 činila dodatečná produkce ropy v důsledku hydraulického štěpení více než 44 % produkce ropy z veškeré ropy vyrobené během roku.

Dynamika těžby ropy pro pole jako celek, stejně jako další produkce ropy v důsledku hydraulického štěpení, je uvedena v tabulce 3.2.

Tabulka 3.2

Je evidentní výrazný nárůst produkce ropy v důsledku hydraulického štěpení. Od roku 2006 přibyla výroba z hydraulického štěpení 4 900 t. Každoročně narůstá nárůst výroby z hydraulického štěpení. Maximální hodnota růstu je 2009 (701 000 tun), do roku 2010 hodnota dodatečné produkce klesá na 606 000 tun, což je o 5 000 tun méně než v roce 2008.

Hydraulické štěpení by tedy mělo být považováno za hlavní způsob, jak zvýšit těžbu ropy na poli Priobskoye.

3.3.3 Zlepšení účinnosti perforace

Dodatečným prostředkem pro zvýšení produktivity vrtů je zlepšení perforačních operací, jakož i vytvoření dalších filtračních kanálů během perforace.

Zlepšení perforace CCD lze dosáhnout použitím výkonnějších perforačních náplní pro zvýšení hloubky perforace, zvýšení hustoty perforace a použití fázování.

Mezi způsoby vytváření dalších filtračních kanálů lze zařadit např. technologii vytváření systému trhlin při sekundárním otevírání jímky s perforátory na potrubí - systém lomové perforace jímky (FSPP).

Tuto technologii poprvé použil Marathon (Texas, USA) v roce 2006. Její podstata spočívá v perforaci produktivní formace výkonnými perforátory 85,7 mm s hustotou cca 20 otvorů na metr při represi na formaci s následným zafixováním perforačních kanálků a trhlin propant - bauxitovou frakcí od 0,42 do 1,19 mm.

Podobné dokumenty

Popis současného stavu rozvoje oblasti Južno-Priobskoye. Organizační struktura UBR. Technika těžby ropy. Konstrukce studny, chod pouzdra a pouzdro studny. Terénní sběr a příprava ropy a plynu.

zpráva z praxe, přidáno 06.07.2013

Historie vývoje a vývoje ložiska Priobskoye. Geologická charakteristika ropou nasycených nádrží. Analýza výkonu dobře. Vliv hydraulického štěpení na ložiska ropy - hlavní metoda intenzifikace.

semestrální práce, přidáno 18.05.2012

Geologické a fyzikální charakteristiky objektu AC10 v jižní části Priobskoje pole. Charakteristika zásob vrtů a ukazatele jejich provozu. Vývoj technologie výzkumu pro vícevrstvá ropná pole. Analýza citlivosti na riziko projektu.

práce, přidáno 25.05.2014

Obecné informace o ložisku Priobskoye, jeho geologických charakteristikách. Produktivní formace v rámci megakomplexu neokomických ložisek. Vlastnosti zásobních kapalin a plynů. Příčiny znečištění zóny tvorby dna. Druhy kyselých úprav.

semestrální práce, přidáno 10.6.2014

Stručný popis ropného pole Priobskoye, geologická stavba oblasti a popis produktivních vrstev, zhodnocení zásob ropy a plynu. Integrovaný geofyzikální výzkum: výběr a zdůvodnění metod provádění terénních prací.

práce, přidáno 17.12.2012

Výstavba směrového vrtu pro geologické podmínky pole Priobskoye. Míry spotřeby vrtných kapalin podle intervalů vrtů. Formulace vrtné kapaliny. Zařízení v oběhovém systému. Sběr a úprava vrtného odpadu.

semestrální práce, přidáno 13.01.2011

Geologické a fyzikální charakteristiky produkčních vrstev a obecné informace o zásobách. Historie vývoje oboru. Analýza ukazatelů výkonnosti zásob studny. Hlavní metody pro zvýšení těžby ropy a zapojení do rozvoje zbytkových zásob ropy.

semestrální práce, přidáno 22.01.2015

Geologické charakteristiky oblasti Khokhryakovskoye. Zdůvodnění racionálního způsobu zvedání kapaliny ve vrtech, ústí vrtu, spádovém zařízení. Stav rozvoje pole a zásob studní. Řízení rozvoje terénu.

práce, přidáno 03.09.2010

Rozvoj nalezišť plynu. Geologická a technická charakteristika ložiska. Produktivní vrstvy a objekty. Složení plynu na poli Orenburg. Odůvodnění návrhů fontánových výtahů. Volba průměru a hloubky sestupu fontánových trubek.

semestrální práce, přidáno 14.08.2012

Informace o ložisku Amangeldy: struktura a geologický úsek, obsah plynu. Systém rozvoje terénu. Výpočet zásob plynu a kondenzátu. Hodnocení a provoz studní. Technické a ekonomické ukazatele rozvoje plynoložného pole.

Pole Priobskoje se na mapě Chanty-Mansijského autonomního okruhu objevilo v roce 1985, kdy jeho levobřežní část objevil vrt číslo 181. Geologové dostali ropnou fontánu o objemu 58 metrů krychlových za den. O čtyři roky později se začalo s vrtáním na levém břehu a komerční provoz prvního vrtu na pravém břehu řeky byl zahájen o 10 let později.

Charakteristika Priobskoye pole

Pole Priobskoye leží blízko hranic oblastí ropy a zemního plynu Salym a Lyaminsky.

Vlastnosti ropy z naleziště Priobskoye umožňují klasifikovat ji jako nízkopryskyřičnou (parafíny na úrovni 2,4-2,5 procenta), ale zároveň s vysokým obsahem síry (1,2-1,3 procenta), což vyžaduje další čištění a snižuje ziskovost. Viskozita ložiskového oleje je na úrovni 1,4-1,6 mPa*s a tloušťka zásobníků dosahuje od 2 do 40 metrů.

Pole Priobskoye, jehož vlastnosti jsou jedinečné, má geologicky oprávněné zásoby ve výši pěti miliard tun. Z toho je 2,4 miliardy prokázaných a vymahatelných. V roce 2013 byl odhad vytěžitelných zásob na poli Priobskoye více než 820 milionů tun.

Do roku 2005 dosahovala denní produkce vysokých čísel – 60,2 tisíc tun za den. V roce 2007 bylo vytěženo přes 40 milionů tun.

Dodnes byla v terénu vyvrtána asi tisícovka těžebních a téměř 400 injekčních vrtů. Nádrže ropného pole Priobskoye se nacházejí v hloubce 2,3,2,6 kilometru.

V roce 2007 dosáhl roční objem výroby kapalných uhlovodíků na poli Priobskoye 33,6 milionů tun (nebo více než 7 % celkové produkce v Rusku).

Ropné pole Priobskoye: rysy vývoje

Zvláštností vrtání je, že keře pole Priobskoye se nacházejí na obou stranách řeky Ob a většina z nich se nachází v nivě řeky. Na tomto základě je Priobskoje rozděleno na jižní a severní Priobskoje. V období jaro-podzim je území ložiska pravidelně zaplavováno povodňovou vodou.

Toto uspořádání bylo důvodem, že jeho části mají různé vlastníky.

Ze severního břehu řeky se rozvíjí Juganskněftegaz (struktura, která po Jukosu přešla do Rosněfti) a z jihu jsou oblasti, které rozvíjí společnost Khantos, struktura Gazpromněft (kromě Priobskoje se zabývá i s projektem Palyanovsky). V jižní části pole Priobskoye byly dceřiné společnosti Russněftu, společnosti Aki Otyr, přiděleny nevýznamné licenční oblasti pro bloky Verkhne- a Sredne Shapshinskiy.

Tyto faktory spolu se složitou geologickou stavbou (mnohonásobné nádrže a nízká produktivita) umožňují charakterizovat pole Priobskoye jako obtížně přístupné.

Ale moderní technologie hydraulické štěpení, čerpáním velkého množství vodní směsi pod zem, může překonat tento problém. Všechny nově vyvrtané podložky pole Priobskoye jsou proto provozovány pouze s hydraulickým štěpením, což výrazně snižuje náklady na provoz a kapitálové investice.

Zároveň dochází k rozbití tří ropných zásobníků. Převážná část vrtů je navíc pokládána metodou progresivního shluku, kdy jsou boční vrty nasměrovány pod různými úhly. Na průřezu připomíná keř s větvemi směřujícími dolů. Tato metoda šetří uspořádání pozemků pro vrtání.

Technika clusterového vrtání se rozšířila, protože umožňuje zachovat úrodnou vrstvu půdy a jen mírně ovlivňuje životní prostředí.

Priobskoye pole na mapě

Pole Priobskoye na mapě Khanty-Mansijského autonomního okruhu je určeno pomocí následujících souřadnic:

61°20′00″ severní šířky,
70°18′50″ východní délky.

Ropné pole Priobskoye se nachází pouhých 65 km od hlavního města autonomního okruhu - Chanty-Mansijsk a 200 km od města Neftejugansk. V oblasti rozvoje ložiska se nacházejí oblasti s osadami domorodých malých národností:

Chanty (asi polovina populace),
Něnci,
mansi,
Selkupy.

V regionu bylo vytvořeno několik přírodních rezervací, včetně Elizarovskiy (republikového významu), Vaspuholskiy, Shapshinskiy cedrový les. Od roku 2008 je v Chanty-Mansijském autonomním okruhu - Jugra (historický název oblasti s centrem v Samarově) zřízena přírodní památka "Lugovskie mamuti" o rozloze 161,2 ha, na jejímž místě se nacházejí fosilní opakovaně byly nalezeny pozůstatky mamutů a loveckých nástrojů z doby 10 až 15 tisíc let.