Južni dio ležišta Priobskoye. Geologija ležišta Priobskoye (Priobka)

Priobskoye nalazište nafte

§jedan. Priobskoye naftno polje. ……………………………………………
1.1. Svojstva i sastav ulja
1.2. Početni protok bušotine
1.3. Vrste i položaj bunara
1.4. Metoda podizanja ulja
1.5 Karakteristike kolektora
1.6.MJESEC, KIN
§ 2. Priprema ulja za preradu……………………………………………….
§ 3. Primarna rafinacija nafte Priobskog polja……….
§4. Katalitičko pucanje………………………………………………………
§5.Katalitički reforming…………………………………………………….
Bibliografski popis…………………………………………………………

§1.Priobskoye naftno polje.

Priobskoye- najveće polje u zapadnom Sibiru administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk na udaljenosti od 65 km od Hanti-Mansijska i 200 km od Neftejuganska. Rijeka Ob dijeli ga na dva dijela - lijevu i desnu obalu. Razvoj lijeve obale započeo je 1988. godine, desne obale - 1999. godine. Geološke rezerve procjenjuju se na 5 milijardi tona. Dokazane i nadoknadive rezerve procjenjuju se na 2,4 milijarde tona. Otvoren 1982. Naslage na dubini od 2,3-2,6 km. Gustoća ulja je 863-868 kg/m3 (vrsta ulja je srednja, jer se nalazi u rasponu od 851-885 kg/m 3 ), sadržaj parafina je umjeren (2,4-2,5%) i sadržaj sumpora je 1,2-1,3% (pripada klasi sumpornih ulja klase 2 koje se isporučuju u rafineriju prema GOST 9965-76). Do kraja 2005. godine na terenu je bilo 954 proizvodne i 376 injekcionih bušotina. Proizvodnja nafte na polju Priobskoye u 2007. iznosila je 40,2 milijuna tona, od čega Rosneft - 32,77, a Gazprom Neft - 7,43 milijuna tona. Mikroelementni sastav nafte važna je karakteristika ove vrste sirovina i nosi različite geokemijske informacije o starosti nafte, uvjetima formiranja, porijeklu i putovima migracije te se naširoko koristi za identifikaciju naftnih polja, optimizaciju strategije pretraživanja ležišta, odvajanje proizvodnja zajedničkih bušotina.

Stol 1. Raspon i prosječna vrijednost sadržaja mikroelemenata u ulju Priobskaya (mg/kg)

Početni protok operativnih naftnih bušotina je od 35 tona / dan. do 180 t/dan. Položaj bunara je grupiran. Faktor povrata ulja 0,35.

Grozd bušotina je takav raspored kada su ušća međusobno blizu na istom tehnološkom mjestu, a dna bušotina su u čvorovima razradne mreže ležišta.

Trenutno se većina proizvodnih bušotina buši u klasterima. To se objašnjava činjenicom da klaster bušenje polja može značajno smanjiti veličinu površina koje zauzimaju bušenje, a zatim i proizvodne bušotine, ceste, dalekovodi i cjevovodi.

Ova prednost je od posebne važnosti u izgradnji i radu bunara na plodnim zemljištima, u prirodnim rezervatima, u tundri, gdje se nakon nekoliko desetljeća obnavlja poremećeni površinski sloj zemlje, u močvarnim područjima, što komplicira i uvelike povećava troškove građevinskih i instalacijskih radova bušaćih i pogonskih objekata. Bušenje je potrebno i kada je potrebno otvoriti naftna ležišta ispod industrijskih i civilnih objekata, ispod dna rijeka i jezera, ispod pojasne zone s obale i nadvožnjaka. Posebno mjesto zauzima klasterska izgradnja bušotina na području Tjumenske, Tomske i drugih regija Zapadnog Sibira, što je omogućilo uspješnu izgradnju naftnih i plinskih bušotina na otocima zasipanja u udaljenim, močvarnim i naseljenim područjima. regija.

Položaj bušotina u bušotini ovisi o uvjetima terena i predloženom komunikacijskom sredstvu između jastučića i baze. Grmlje koje nije povezano stalnim cestama s bazom smatra se lokalnim. U nekim slučajevima grmovi mogu biti osnovni kada se nalaze na autocestama. Na lokalnim bunarima u pravilu su raspoređeni u obliku lepeze u svim smjerovima, što omogućuje maksimalan broj bušotina na jastučiću.

Bušenje i pomoćna oprema montira se na način da prilikom premještanja platforme s jedne bušotine na drugu, bušaće pumpe, prihvatne jame i dio opreme za čišćenje, kemijsku obradu i pripremu tekućine za ispiranje ostaju nepomični do završetka izgradnje svih ( ili dio) bunara na ovom jastučiću.

Broj bušotina u klasteru može varirati od 2 do 20-30 ili više. Štoviše, što je više bušotina u jastučiću, to je veće odstupanje dna bušotine od bušotina, povećava se duljina bušotine, povećava se duljina bušotine, što dovodi do povećanja troškova bušenja bušotine. Osim toga, postoji opasnost od susreta s debla. Stoga je potrebno izračunati potreban broj bušotina u klasteru.

Metoda proizvodnje nafte s dubokim crpljenjem je metoda u kojoj se tekućina diže iz bušotine na površinu pomoću različitih tipova pumpnih jedinica bez šipke.
Na polju Priobskoye koriste se električne centrifugalne pumpe - pumpa za duboke bunare bez šipke, koja se sastoji od višestupanjske (50-600 stupnjeva) centrifugalne pumpe smještene okomito na zajedničkoj osovini, elektromotora (asinkroni elektromotor ispunjen dielektrikom). ulje) i zaštitnik koji služi za zaštitu elektromotora od ulaska tekućine u njega. Motor se napaja oklopnim kabelom, koji se spušta zajedno s cijevima pumpe. Frekvencija rotacije osovine motora je oko 3000 o/min. Crpka se kontrolira na površini pomoću upravljačke stanice. Učinak električne centrifugalne pumpe varira od 10 do 1000 m3 tekućine dnevno s učinkovitošću od 30-50%.

Ugradnja električne centrifugalne crpke uključuje podzemnu i površinsku opremu.
Instalacija dubinske električne centrifugalne pumpe (ESP) ima samo upravljačku stanicu s energetskim transformatorom na površini bušotine i karakterizira je prisutnost visokog napona u strujnom kabelu spuštenom u bušotinu zajedno s cijevima. Visoko produktivne bušotine s visokim ležišnim tlakom upravljaju električnim centrifugalnim pumpnim jedinicama.

Polje je udaljeno, teško dostupno, 80% teritorija nalazi se u poplavnoj ravnici rijeke Ob i poplavljeno je tijekom poplavnog razdoblja. Polje karakterizira složena geološka građa - složena struktura pješčanih tijela po površini i presjeku, slojevi su hidrodinamički slabo povezani. Rezervoari proizvodnih formacija karakteriziraju:

Niska propusnost;

Niska zrnatost;

Povećan sadržaj gline;

Visoka disekcija.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonta iu pogledu površine i presjeka. Ležišta horizonta AC10 i AC11 su srednje i nisko produktivna, a AC12 su anomalno niska. Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih slojeva polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve i bez primjene metoda intenziviranja proizvodnje. To potvrđuje iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja Priobskoye za ocjenu primjenjivosti razne metode utjecaji su:

1) dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

2) naslage su litološki zaštićene, prirodni režim je elastičan, zatvoren,

3) debljina slojeva AC 10, AC 11 i AC 12 do 20,6, 42,6 i 40,6 m.

4) početni tlak u rezervoaru - 23,5-25 MPa,

5) temperatura formiranja - 88-90°S,

6) niska propusnost akumulacija, prosječne vrijednosti prema rezultatima

7) visoka lateralna i vertikalna heterogenost formacija,

8) viskoznost ulja u ležištu - 1,4-1,6 mPa*s,

9) tlak zasićenja ulja 9-11 MPa,

10) ulje naftenske serije, parafinsko i nisko smolasto.

Uspoređujući prikazane podatke s poznatim kriterijima za učinkovitu primjenu metoda stimulacije ležišta, može se primijetiti da se, čak i bez detaljne analize, gore navedene metode za polje Priobskoye mogu isključiti iz navedenog: toplinske metode i polimerno plavljenje (npr. metoda istiskivanja nafte iz ležišta). Toplinske metode se koriste za ležišta s visokoviskoznim uljima i na dubinama do 1500-1700 m. na višim temperaturama koriste se skupi, specijalni polimeri).

Iskustvo u razvoju domaćih i stranih područja pokazuje da je plavljenje prilično učinkovita metoda utjecaja na akumulacije niske propusnosti uz strogo poštivanje potrebnih zahtjeva za tehnologiju njegove provedbe. Među glavnim razlozima koji uzrokuju smanjenje učinkovitosti plavljenja niskopropusnih formacija su:

Pogoršanje svojstava filtracije stijena zbog:

Bubrenje glinenih komponenti stijene u kontaktu s ubrizganom vodom,

Začepljenje kolektora finim mehaničkim nečistoćama u injektiranoj vodi,

Taloženje naslaga soli u poroznom mediju kolektora tijekom kemijske interakcije injektirane i formacijske vode,

Smanjenje pokrivenosti ležišta plavljenjem zbog stvaranja pukotina oko injektnih bušotina - rupture i njihovo širenje u dubinu

Značajna osjetljivost na prirodu vlaženja stijena ubrizganim agensom Značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog parafinske precipitacije.

Manifestacija svih ovih pojava u niskopropusnim ležištima uzrokuje značajnije posljedice nego u visokopropusnim stijenama.

Za otklanjanje utjecaja ovih čimbenika na proces plavljenja koriste se odgovarajuća tehnološka rješenja: optimalni modeli bušotina i tehnološki načini rada bušotine, utiskivanje vode traženog tipa i sastava u ležišta, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanjem posebnih komponenti u vodu.

Za polje Priobskoye, poplavu treba smatrati glavnom metodom obrade.

Primjena otopina tenzida na terenu je odbijena, prvenstveno zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u niskopropusnim ležištima.

Za polje Priobskoye alkalna poplava se ne može preporučiti iz sljedećih razloga:

Glavni je prevladavajući strukturni i slojeviti sadržaj gline u ležištima. Glinene agregate predstavljaju kaolinit, klorit i hidromica. Interakcija lužine s glinenim materijalom može dovesti ne samo do bubrenja gline, već i do uništenja stijene. Alkalna otopina niske koncentracije povećava koeficijent bubrenja gline za 1,1-1,3 puta i smanjuje propusnost stijene za 1,5-2 puta u usporedbi sa slatkom vodom, što je kritično za niskopropusna ležišta polja Priobskoye. Korištenje otopina visoke koncentracije (smanjenje bubrenja glina) aktivira proces uništavanja stijene.

Omiljena tehnologija ruskih naftaša je hidrauličko frakturiranje: tekućina se pumpa u bušotinu pod pritiskom do 650 atm. za stvaranje pukotina u stijeni. Pukotine su fiksirane umjetnim pijeskom (propantom): ne dopušta im da se zatvore. Kroz njih ulje curi u bunar. Prema LLC SibNIINP, hidrauličko frakturiranje dovodi do povećanja priljeva nafte na poljima Zapadnog Sibira s 1,8 na 19 puta.

Trenutačno su tvrtke za proizvodnju nafte, koje obavljaju geološke i tehničke djelatnosti, uglavnom ograničene na korištenje standardnih tehnologija hidrauličkog frakturiranja (HF) korištenjem gelirane vodene otopine na polimerna baza. Ove otopine, kao i tekućine za ubijanje, kao i tekućine za bušenje, uzrokuju značajna oštećenja formacije i samog loma, što značajno smanjuje zaostalu vodljivost loma, a posljedično i proizvodnju nafte. Začepljenje formacije i loma od posebne je važnosti na poljima s trenutnim tlakom stvaranja manjim od 80% početnog.

Od tehnologija koje se koriste za rješavanje ovog problema razlikuju se tehnologije koje koriste mješavinu tekućine i plina:

Pjenaste (na primjer, nitrirane) tekućine sa sadržajem plina manjim od 52% ukupnog volumena smjese;

Hidrauličko frakturiranje pjene - više od 52% plina.

Nakon pregleda tehnologija dostupnih na ruskom tržištu i rezultata njihove implementacije, stručnjaci Gazpromneft-Khantos LLC odabrali su frakturiranje pjene i ponudili Schlumbergeru da provede pilot rad (PW). Na temelju njihovih rezultata napravljena je procjena učinkovitosti pjenastog hidrauličkog frakturiranja na polju Priobskoye. Punjenje pjenom, kao i konvencionalno frakturiranje, ima za cilj stvaranje loma u formaciji, čija visoka vodljivost osigurava protok ugljikovodika u bušotinu. Međutim, tijekom lomljenja pjene, zbog zamjene (u prosjeku 60% volumena) dijela gelirane vodene otopine komprimiranim plinom (dušikom ili ugljičnim dioksidom), propusnost i vodljivost fraktura značajno se povećavaju, a kao rezultat, stupanj oštećenja formacije je minimalan. U svjetskoj praksi najveća učinkovitost korištenja pjenastih tekućina za hidrauličko frakturiranje već je zabilježena u bušotinama gdje energija ležišta nije dovoljna za potiskivanje istrošene tekućine za hidrauličko frakturiranje u bušotinu tijekom njenog razvoja. To se odnosi i na nove i na postojeće bušotine. Na primjer, u odabranim bušotinama polja Priobskoye, ležišni tlak se smanjio na 50% izvornog. Prilikom lomljenja pjene, komprimirani plin koji je ubrizgan kao dio pjene pomaže istiskivanju istrošenog fluida iz formacije, što povećava volumen istrošenog fluida i skraćuje vrijeme

razvoj bušotine. Za rad na polju Priobskoye, dušik je odabran kao najsvestraniji plin:

Široko se koristi u razvoju bušotina sa spiralnim cijevima;

Inertan;

Kompatibilan s tekućinama za hidrauličko frakturiranje.

Nakon završetka radova, dovršetak bušotine, koji je dio usluge "pjene", izvršio je Schlumberger. Značajka projekta bila je izvedba pilot radova ne samo u novom, već iu postojećem fondu bušotina, u ležištima s postojećim hidrauličkim lomovima iz prvih radova, tzv. refrakturiranjem. Kao tekuća faza smjese pjene odabran je umreženi polimerni sustav. Dobivena smjesa pjene uspješno pomaže u rješavanju problema očuvanja svojstava nagrade

zona ratnih operacija. Koncentracija polimera u sustavu je samo 7 kg/t propanta, za usporedbu, u bušotinama najbližeg okruženja - 11,8 kg/t.

Trenutno možemo primijetiti uspješnu provedbu pjenastog hidrauličkog frakturiranja pomoću dušika u bušotinama formacija AC10 i AC12 polja Priobskoye. Posebna pozornost posvećena je radu u postojećem fondu bušotina, budući da ponovljeno hidrauličko frakturiranje omogućuje uključivanje novih slojeva i međuslojeva u razvoj koji nisu bili zahvaćeni ranijim razvojem. Za analizu učinkovitosti pjenastog hidrauličkog frakturiranja, njihovi su rezultati uspoređeni s rezultatima dobivenim iz susjednih bušotina u kojima je izvedeno konvencionalno hidrauličko frakturiranje. Ležišta su imala istu debljinu zasićene naftom. Stvarni protok tekućine i nafte u bušotinama nakon pjenastog hidrauličkog frakturiranja pri prosječnom ulaznom tlaku pumpe od 5 MPa premašio je brzinu protoka susjednih bušotina za 20 odnosno 50%, međutim radni tlak u dnu rupe prije pumpe u bušotinama nakon hidrauličkog lomljenja pjene u prosjeku je 8,9 MPa, u okolnim bušotinama - 5,9 MPa. Ponovno izračunavanje potencijala bušotine za ekvivalentni tlak omogućuje procjenu učinka pjenastog hidrauličkog frakturiranja.

Pilot rad s pjenastim hidrauličkim frakturiranjem u pet bušotina polja Priobskoye pokazao je učinkovitost metode kako u postojećem tako i u novom fondu bušotina. Veći ulazni tlak pumpe u bušotinama nakon upotrebe pjenastih smjesa ukazuje na stvaranje pukotina visoke vodljivosti kao posljedica hidrauličkog lomljenja pjene, što omogućuje dodatnu proizvodnju nafte iz bušotina.

Trenutno razvoj sjevernog dijela polja provodi RN-Yuganskneftegaz LLC, u vlasništvu tvrtke Rosneft, a južni - Gazpromneft-Khantos LLC, u vlasništvu Gazprom Nefta.

Odlukom guvernera polje KhMAO je dodijeljen status "Teritorija posebnog postupka za korištenje podzemlja", što je odredilo poseban stav naftaša prema razvoju polja Priobskoye. Nedostupnost rezervi, krhkost ekosustava ležišta dovela je do korištenja najnovijih ekoloških tehnologija. 60% teritorija polja Priobskoye nalazi se u poplavljenom dijelu poplavnog područja rijeke Ob; ekološki prihvatljive tehnologije koriste se u izgradnji jastučića za bušotine, tlačnih naftovoda i podvodnih prijelaza.

Objekti stranice koji se nalaze na području depozita:

Dodirne crpne stanice - 3

Višefazna crpna stanica Sulzer - 1

· Klasterne crpne stanice za pumpanje radnog sredstva u formaciju - 10

Plutajuće crpne stanice - 4

Radionice pripreme i pumpanja ulja - 2

Jedinica za odvajanje ulja (USN) - 1

U svibnju 2001. Sulzerova jedinstvena višefazna crpna stanica postavljena je na jastu 201 na desnoj obali polja Priobskoye. Svaka pumpa instalacije može pumpati 3,5 tisuća kubičnih metara tekućine na sat. Kompleks opslužuje jedan operater, svi podaci i parametri prikazani su na monitoru računala. Stanica je jedina u Rusiji.

Nizozemska crpna stanica "Rosskor" opremljena je na polju Priobskoye 2000. godine. Namijenjen je za unutarnje crpljenje višefazne tekućine bez upotrebe baklji (kako bi se izbjeglo spaljivanje povezanog plina u poplavnoj ravnici rijeke Ob).

Pogon za preradu bušaćih usjeva na desnoj obali polja Priobskoye proizvodi silikatnu ciglu, koja se koristi kao građevinski materijal za izgradnju cesta, temelja itd. Kako bi se riješio problem iskorištavanja povezanog plina proizvedenog na polju Priobskoye, na polju Prirazlomnoye izgrađena je prva plinska turbina u autonomnom okrugu Hanty-Mansi, koja opskrbljuje električnom energijom polja Priobskoye i Prirazlomnoye.

Dalekovod izgrađen preko Obi nema analoga, čiji je raspon 1020 m, a promjer žice posebno izrađene u Velikoj Britaniji je 50 mm.

§ 2. Priprema ulja za preradu

Sirova nafta izvađena iz bušotina sadrži prateće plinove (50-100 m 3 /t), formacijske vode (200-300 kg/t) i mineralne soli otopljene u vodi (10-15 kg/t), koji negativno utječu na transport, skladištenje i naknadna obrada. Stoga priprema ulja za preradu nužno uključuje sljedeće radnje:

Uklanjanje pridruženih (otopljenih u ulju) plinova ili stabilizacija ulja;

Desalinizacija nafte;

Dehidracija (dehidracija) ulja.

Stabilizacija ulja - sirova nafta iz regije Ob sadrži značajnu količinu lakih ugljikovodika otopljenih u njoj. Tijekom transporta i skladištenja ulja mogu se osloboditi, zbog čega će se promijeniti sastav ulja. Kako bi se izbjegao gubitak plina, a time i lakih frakcija benzina, te kako bi se spriječilo onečišćenje zraka, ovi proizvodi se moraju ekstrahirati iz nafte prije prerade. Sličan proces odvajanja lakih ugljikovodika iz nafte u obliku povezanog plina naziva se stabilizacija ulje. Stabilizacija nafte na polju Priobskoye provodi se metodom separacije izravno u području njezine proizvodnje na mjernim jedinicama.

Povezani plin se odvaja od nafte višestupanjskim odvajanjem u plinskim separatorima, u kojima se sukcesivno smanjuju tlak i protok ulja. Kao rezultat, dolazi do desorpcije plinova, zajedno s kojom se uklanjaju hlapljivi tekući ugljikovodici i zatim kondenziraju, tvoreći "plinski kondenzat". Separacijskim metodom stabilizacije u ulju ostaje do 2% ugljikovodika.

Odsoljavanje i dehidracija ulje- uklanjanje soli i vode iz nafte vrši se u poljskim postrojenjima za pročišćavanje nafte i izravno u rafinerijama (rafinerijama) nafte.

Razmotrimo uređaj instalacija za elektrodesaliranje.

Ulje iz napojnog spremnika 1 s dodatkom demulgatora i slabe alkalne ili sode otopine prolazi kroz izmjenjivač topline 2, zagrijava se u grijaču 3 i ulazi u mješalicu 4, u kojoj se ulju dodaje voda. Dobivena emulzija sukcesivno prolazi kroz električne dehidratore 5 i 6, u kojima se glavnina vode i soli otopljenih u njoj odvaja od ulja, zbog čega se njihov sadržaj smanjuje za 8-10 puta. Desalinizirano ulje prolazi kroz izmjenjivač topline 2 i nakon hlađenja u hladnjaku 7 ulazi u kolektor 8. Voda izdvojena u električnim dehidratorima taloži se u separatoru ulja 9 i šalje se na pročišćavanje, a izdvojeno ulje se dodaje u ulje isporučeno CDU-u.

Procesi desalinizacije i dehidracije nafte povezani su s potrebom razbijanja emulzija koje voda stvara s uljem. Istodobno se na poljima uništavaju emulzije prirodnog podrijetla koje nastaju u procesu proizvodnje ulja, a u pogonu se uništavaju umjetne emulzije dobivene ponovnim ispiranjem ulja vodom radi uklanjanja soli iz njega. Nakon obrade, sadržaj vode i metalnih klorida u ulju se smanjuje u prvoj fazi na 0,5-1,0% odnosno 100-1800 mg/l, au drugoj fazi na 0,05-0,1% i 3-5 mg/l l.

Kako bi se ubrzao proces razbijanja emulzija, potrebno je ulje podvrgnuti drugim mjerama utjecaja koje imaju za cilj grubljenje kapljica vode, povećanje razlike gustoće i smanjenje viskoznosti ulja.

U ulju Ob koristi se uvođenje tvari (demulgatora) u ulje, zbog čega se olakšava odvajanje emulzije.

A za desalinizaciju ulja, ulje se ispire slatkom slatkom vodom, koja ne samo da ispire soli, već ima i hidromehanički učinak na emulziju.

§ 3. Primarna prerada nafte polja Priobskoye

Ulje je mješavina tisuća različitih tvari. Kompletan sastav ulja i danas, kada su dostupna najsofisticiranija sredstva analize i kontrole: kromatografija, nuklearna magnetska rezonancija, elektronski mikroskopi - daleko od toga da su sve te tvari potpuno određene. No, unatoč činjenici da sastav ulja uključuje gotovo sve kemijske elemente tablice D.I. Mendelejeva, njegova je osnova još uvijek organska i sastoji se od mješavine ugljikovodika različitih skupina koje se međusobno razlikuju po svojim kemijskim i fizikalnim svojstvima. Bez obzira na složenost i sastav, prerada nafte počinje primarnom destilacijom. Obično se destilacija provodi u dvije faze - uz blagi višak tlaka blizu atmosferskog i pod vakuumom, dok se za zagrijavanje sirovina koriste cijevne peći. Stoga se postrojenja za primarnu rafinaciju nafte nazivaju AVT - atmosfersko-vakuumske cijevi.

Ulja polja Priobskoye imaju potencijalno visok sadržaj frakcija nafte, stoga se primarna rafinacija nafte provodi prema bilanci loživog ulja i provodi se u tri faze:

Atmosferska destilacija za dobivanje frakcija goriva i loživog ulja

Vakuumska destilacija loživog ulja za dobivanje uskih frakcija ulja i katrana

Vakuumska destilacija mješavine loživog ulja i katrana za dobivanje široke uljne frakcije i teškog ostatka koji se koristi za proizvodnju bitumena.

Destilacija ulja Priobskaya provodi se na atmosferskim cijevnim jedinicama prema shemi s jednim isparavanjem, t.j. s jednom složenom destilacijskom kolonom s bočnim odjeljcima za skidanje - to je energetski najpovoljnije, jer Priobskaya ulje u potpunosti ispunjava zahtjeve pri korištenju takve instalacije: relativno nizak sadržaj benzina (12-15%) i prinos frakcija do 350 0 C nije veći od 45%.

Sirova nafta, zagrijana vrućim tokovima u izmjenjivaču topline 2, šalje se u električni dehidrator 3. Odatle se osoljeno ulje pumpa kroz izmjenjivač topline 4 u peć 5, a zatim u destilacijski stup 6, gdje se jednokratno isparava i odvaja u potrebne razlomci. U slučaju odslanog ulja u shemama instalacija nema električnog dehidratora.

S visokim udjelom otopljenog plina i frakcija niskog vrenja u ulju, njegova je obrada prema takvoj shemi jednokratnog isparavanja bez prethodnog isparavanja otežana, jer se u napojnoj pumpi i svim uređajima koji se nalaze u krugu uzvodno stvara povećani tlak. peći. Osim toga, to povećava opterećenje peći i destilacijske kolone.

Glavna svrha vakuumske destilacije loživog ulja je dobivanje široke frakcije (350 - 550 0S i više) - sirovina za katalitičke procese i destilata za proizvodnju ulja i parafina.

Ulje se pumpom pumpa kroz sustav izmjenjivača topline u cijevnu peć, gdje se zagrijava na 350°-375°, te ulazi u destilacijski vakuumski stup. Vakuum u koloni stvaraju parni mlazni ejektori (zaostali tlak 40-50 mm). Vodena para se dovodi u dno kolone. Uljni destilati uzimaju se iz različitih ploča kolone, prolaze kroz izmjenjivače topline i hladnjake. S dna kolone se ispušta ostatak - katran.

Uljne frakcije izolirane iz ulja pročišćavaju se selektivnim otopinama - fenolom ili furfurolom kako bi se uklonile neke od smolastih supstanci, zatim deparatiziraju mješavinom metil etil ketona ili acetona s toluenom kako bi se snizila točka tečenja ulja. Obrada uljanih frakcija završava se naknadnom obradom glinama za izbjeljivanje. Novije tehnologije nafte koriste postupke hidrotretiranja umjesto gline.

Materijalna bilanca atmosferske destilacije nafte Ob:

§4.Katalitičko pucanje

Katalitički kreking najvažniji je proces prerade nafte, koji značajno utječe na učinkovitost rafinerije u cjelini. Bit procesa leži u razgradnji ugljikovodika koji su dio sirovine (vakuumsko plinsko ulje) pod utjecajem temperature u prisutnosti aluminosilikatnog katalizatora koji sadrži zeolit. Ciljni proizvod KK agregata je visokooktanska komponenta benzina s oktanskim brojem od 90 bodova ili više, prinos mu je od 50 do 65%, ovisno o korištenim sirovinama, tehnologiji i režimu. Visok oktanski broj posljedica je činjenice da katalitičko krekiranje također uzrokuje izomerizaciju. Procesom nastaju plinovi koji sadrže propilen i butilene, koji se koriste kao sirovine za petrokemijske proizvode i proizvodnju visokooktanskih benzinskih komponenti, lako plinsko ulje - sastavni dio dizela i goriva za grijanje, te teško plinsko ulje - sirovina za proizvodnju čađe ili komponente loživog ulja.
Prosječni kapacitet modernih postrojenja je od 1,5 do 2,5 milijuna tona, međutim, postoje postrojenja kapaciteta 4,0 milijuna tona u pogonima vodećih svjetskih tvrtki.
Ključni dio postrojenja je blok reaktor-regenerator. Jedinica uključuje peć za zagrijavanje sirovina, reaktor u kojem se izravno odvijaju reakcije krekiranja i regenerator katalizatora. Svrha regeneratora je izgorjeti koks nastao tijekom krekiranja i taložen na površini katalizatora. Reaktor, regenerator i ulazna jedinica za sirovinu povezani su cjevovodima kroz koje cirkulira katalizator.
Kapacitet katalitičkog krekiranja u ruskim rafinerijama trenutno je očito nedovoljan, a upravo se puštanjem u pogon novih jedinica rješava problem predviđenog nedostatka benzina.

§ 4. Katalitičko reformiranje

Razvoj proizvodnje benzina povezan je sa željom da se poboljša glavno operativno svojstvo goriva - otpornost benzina na detonaciju, procijenjena oktanskim brojem.

Reformiranje se koristi za istovremeno dobivanje visokooktanske osnovne komponente motornih benzina, aromatskih ugljikovodika i plina koji sadrži vodik.

Za ulje Priobskoy reformiranje se provodi na frakciji koja vrije u rasponu od 85-180 0 C; povećanje na kraju vrelišta potiče stvaranje koksa i stoga je nepoželjno.

Priprema sirovine za reforming - rektifikacija do odvojenih frakcija, hidroobrada za uklanjanje nečistoća (dušik, sumpor, itd.) koje truju katalizatore procesa.

Proces reformiranja koristi platinaste katalizatore. Visoka cijena platine unaprijed je odredila njezin nizak sadržaj u katalizatorima industrijskog reformiranja i, posljedično, potrebu za njegovim učinkovito korištenje. To je olakšano korištenjem glinice kao nosača, koji je dugo bio poznat kao najbolji nosač za katalizatore aromatizacije.

Bilo je važno pretvoriti aluminij-platinski katalizator u bifunkcionalni reforming katalizator, na kojem bi se odvijao cijeli kompleks reakcija. Da bi se to učinilo, bilo je potrebno podlogu dati potrebna kisela svojstva, što je postignuto obradom glinice s klorom.

Prednost kloriranog katalizatora je sposobnost kontroliranja sadržaja klora u katalizatorima, a time i njihove kiselosti, izravno u radnim uvjetima.

S prijelazom postojećih reformatora na polimetalne katalizatore, pokazatelji učinka su se povećali, jer. njihova cijena je niža, njihova visoka stabilnost omogućuje izvođenje procesa pri nižem tlaku bez straha od koksanja. Kod reformiranja na polimetalnim katalizatorima, sadržaj sljedećih elemenata u sirovini ne smije biti veći od 1 mg/kg sumpora, 1,5 mg/kg nikla i 3 mg/kg vode. Što se tiče nikla, ulje Priobskaya nije prikladno za polimetalne katalizatore, stoga se u reformiranju koriste aluminij-platinasti katalizatori.

Tipična materijalna ravnoteža frakcije reforminga je 85-180 °C pri tlaku od 3 MPa.

Bibliografski popis

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Primarna rafinacija nafte (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologija i razvoj najvećih naftnih i naftnih i plinskih polja u Rusiji, JSC VNIIOENG, M.: 1996.

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - o Priobyeu u Wikipediji

4. http://minenergo.gov.ru - Ministarstvo energetike Ruske Federacije

5. Bannov P.G., Procesi rafiniranja nafte, TsNIITEneftekhim, M.: 2001.

6. Boyko E.V., Kemija nafte i goriva, UlGTU: 2007.

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft, bilten tvrtke

		©stranica
Zemlja	Rusija
Regija	Khanty-Mansi autonomni okrug
Mjesto	65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, poplavno područje rijeke Ob
Pokrajina nafte i plina	Zapadnosibirska provincija nafte i plina
Koordinate	61°20′00″ s. sh. 70°18′50″ E d.
Mineralni resursi	Ulje
Karakteristike sirovina	Gustoća 863 - 868 kg / m 3; Sadržaj sumpora 1,2 - 1,3%; Viskoznost 1,4 - 1,6 mPa s; Sadržaj parafina 2,4 - 2,5%
Rang	Jedinstveno
Status	Razvoj
Otvor	1982
Puštanje u pogon	1988
Poduzeće korisnika podzemlja	Sjeverni dio - OOO RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Južni dio - LLC "Gazpromneft - Khantos" (PJSC "Gazprom Neft"); Licencna područja Verkhne-Shapshinskiy i Sredne-Shapshinskiy - OAO NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Geološke rezerve	5 milijardi tona nafte

Priobskoye naftno polje- divovsko rusko naftno polje koje se nalazi na teritoriju Hanty-Mansiyska autonomna regija. Smatra se najvećim poljem u Rusiji u smislu trenutnih rezervi i proizvodnje nafte.

Opće informacije

Polje Priobskoye pripada zapadnosibirskoj naftnoj i plinskoj provinciji. Nalazi se na granici naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky, 65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, i ograničen je na istoimenu lokalnu strukturu u Sredneobskaya nafte i plinsko područje.

Oko 80% površine polja nalazi se u poplavnoj ravnici rijeke Ob, koja ga, prelazeći mjesto, dijeli na 2 dijela: lijevu i desnu obalu. Službeno, dijelovi lijeve i desne obale Oba nazivaju se južno i sjeverno Priobskoye ležište. U razdoblju poplava poplavno područje je redovito plavljeno, što uz složenu geološku građu omogućuje okarakterizirati polje kao teško pristupačno.

Dionice

Geološke rezerve polja procjenjuju se na 5 milijardi tona nafte. Naslage ugljikovodika pronađene su na dubini od 2,3-2,6 km, debljina slojeva doseže od 2 do 40 metara.

Nafta polja Priobskoye je nisko smolasta, sadržaj parafina je na razini od 2,4-2,5%. Odlikuju se srednjom gustoćom (863-868 kg/m³), ali visokim udjelom sumpora (1,2-1,3%), što zahtijeva njegovo dodatno pročišćavanje. Viskoznost ulja je oko 1,4-1,6 mPa*s.

Otvor

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. bušotinom br. 151 Glavtyumengeologiya.
Operativna proizvodnja nafte započela je 1988. godine na lijevoj obali iz bušotine br. 181-R protočnom metodom. Razvoj desne obale započeo je kasnije, 1999. godine.

Razvoj

U trenutno Sjeverni dio naftnog polja Priobskoye (SLT) razvija RN-Yuganskneftegaz LLC, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio (YULT) razvija Gazpromneft-Khantos LLC (podružnica Gazprom Neft PJSC).

Osim toga, na jugu polja dodijeljena su relativno mala licencna područja Verkhne-Shapshinskiy i Sredne-Shapshinskiy, koje je od 2008. razvio OAO NAK AKI OTYR, u vlasništvu PJSC NK RussNeft.

Metode razvoja

Zbog specifičnih uvjeta pojave ugljikovodika i geografskog položaja ležišta, proizvodnja na naftnom polju Priobskoye odvija se hidrauličkim frakturiranjem, što značajno smanjuje operativne troškove i kapitalna ulaganja.

U studenom 2016. godine na polju je izvedeno najveće hidrauličko frakturiranje naftnog ležišta u Rusiji – u ležište je ispumpano 864 tone propanta. Operacija je provedena u suradnji sa stručnjacima iz Newco Well Servicea.

Trenutna razina proizvodnje

Polje Priobskoye s pravom se smatra najvećim naftnim poljem u Rusiji u smislu rezervi i obujma proizvodnje. Do danas je na njemu izbušeno oko 1000 proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina.

Polje je 2016. godine osiguravalo 5% ukupne proizvodnje nafte u Rusiji, a u prvih pet mjeseci 2017. proizvelo je više od 10 milijuna tona nafte.

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Upotrijebite obrazac u nastavku

Studenti, diplomski studenti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u svom studiju i radu bit će vam jako zahvalni.

Hostirano na http://www.allbest.ru/

Uvod

1 Geološke karakteristike polja Priobskoye

1.1 Opći podaci o depozitu

1.2 Litostratigrafski presjek

1.3 Tektonska struktura

1.4 Sadržaj ulja

1.5 Karakterizacija ležišta

1.6 Karakteristike vodonosnika

1.7 Fizička i kemijska svojstva formacijskih fluida

1.8 Procjena rezervi nafte

1.8.1 Rezerve nafte

2. Glavni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja polja Priobskoye

2.1 Dinamika glavnih pokazatelja razvoja polja Priobskoye

2.2. Analiza glavnih tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja

2.3 Značajke razvoja koje utječu na rad bušotine

3. Primijenjene metode pojačanog povrata nafte

3.1 Izbor metode utjecaja na naftno ležište

3.2 Geološki i fizički kriteriji za primjenjivost različitih metoda utjecaja na polje Priobskoye

3.2.1 Zalivanje vodom

3.3 Metode utjecaja na zonu dna bušotine radi poticanja proizvodnje nafte

3.3.1 Tretmani kiselinom

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Zaključak

Uvod

Naftna industrija jedna je od najvažnijih komponenti ruskog gospodarstva, koja izravno utječe na formiranje proračuna zemlje i njezin izvoz.

država resursna baza naftni i plinski kompleks najakutniji je problem današnjice. Naftni resursi se postupno iscrpljuju, veliki broj polja je u završnoj fazi razvoja i ima veliki postotak zatopljenosti, stoga je najhitniji i najvažniji zadatak tražiti i pustiti u rad mlada i perspektivna polja, jedno od što je polje Priobskoye (u smislu rezervi, jedno je od najvećih ležišta u Rusiji).

Bilansne rezerve nafte koje je odobrila Državna komisija za rezerve za kategoriju C 1 iznose 1827,8 milijuna tona, a nadoknadive 565,0 milijuna tona. s faktorom povrata nafte od 0,309, uzimajući u obzir rezerve u tampon zoni ispod poplavnih ravnica rijeka Ob i Boljšoj Salym.

Bilansne rezerve nafte kategorije C 2 su 524.073 tisuće tona, nadoknadive - 48.970 tisuća tona, s faktorom iskorištenja nafte 0,093.

Polje Priobskoye ima niz karakterističnih značajki:

velika, višeslojna, jedinstvena po rezervama nafte;

nepristupačan, karakteriziran značajnom močvarnošću, u proljeće i ljeto većina teritorija je poplavljena poplavnim vodama;

Kroz polje teče rijeka Ob, dijeleći ga na desnoobalni i lijevoobalni dio.

Polje karakterizira složena struktura produktivnih horizonata. Formacije AC10, AC11, AC12 su od industrijskog interesa. Ležišta horizonta AC10 i AC11 su srednje i nisko produktivna, a AC12 su anomalno niska. Kao poseban razvojni problem treba izdvojiti eksploataciju formacije AC12, budući da , akumulacija AC12 također je po rezervama najznačajnija od svih ležišta. Ova karakteristika ukazuje na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve.

Jedan od načina rješavanja ovog problema je provođenje mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

1 . Geološka karakteristikaPriobskyMjesto rođenja

1.1 Opći podaci o terenu

Naftno polje Priobskoye administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu Tjumenske regije.

Područje rada nalazi se 65 km istočno od grada Khanty-Mansiysk, 100 km zapadno od grada Nefteyugansk. Trenutno je ovo područje jedno od ekonomski najrazvijenijih u Autonomnom okrugu, što je postalo moguće zahvaljujući rast obujma geoloških istraživanja i proizvodnje nafte .

Najveća obližnja polja koja se razvijaju su: Salymskoye, koje se nalazi 20 km istočno, Prirazlomnoye, koje se nalazi u neposrednoj blizini, Pravdinskoye, 57 km jugoistočno.

Jugoistočno od polja prolaze plinovod Urengoj - Čeljabinsk - Novopolotsk i naftovod Ust-Balyk-Omsk.

Sjeverni dio područja Priobskaya nalazi se unutar poplavne ravnice Ob - mlade aluvijalne ravnice s akumulacijom relativno velikih kvartarnih naslaga. Apsolutne oznake reljefa su 30-55 m. Južni dio područja gravitira ravnoj aluvijalnoj ravni u razini druge nadplavne terase sa slabo izraženim oblicima riječne erozije i akumulacije. Ovdje su apsolutne ocjene 46-60 m.

Hidrografsku mrežu predstavlja kanal Mali Salym, koji teče u subtitudinalnom smjeru u sjevernom dijelu područja i na ovom području je povezan malim kanalima Malaja Berezovskaya i Pola s velikim i punim Obskim kanalom Bolshoi Salym. Rijeka Ob je glavni plovni put Tjumenske regije. Na području regije postoji veliki broj jezera, od kojih su najveća Olevashkina jezero, Karasye jezero, Okunevoe jezero. Močvare su neprohodne, smrzavaju se do kraja siječnja i glavna su prepreka kretanju vozila.

Klima regije je oštro kontinentalna s dugim zimama i kratkim toplim ljetima. Zima je mrazna i snježna. Najhladniji mjesec u godini je siječanj (prosječna mjesečna temperatura je -19,5 stupnjeva C). Apsolutni minimum je -52 stupnja C. Najtopliji je srpanj (srednja mjesečna temperatura je +17 stupnjeva C), apsolutni maksimum je +33 stupnja C. Prosječna godišnja količina padalina je 500-550 mm godišnje, s 75% pada u toploj sezoni. Snježni pokrivač se uspostavlja u drugoj polovici listopada i traje do početka lipnja.Debljina snježnog pokrivača je od 0,7 m do 1,5-2 m. Dubina smrzavanja tla je 1-1,5 m.

Za područje koje se razmatra karakteriziraju podzolasta glinena tla na relativno povišenim područjima te tresetno-podzolisto-muljna i tresetna tla u močvarnim područjima. Unutar ravnice aluvijalna tla riječnih terasa uglavnom su pjeskovita, ponegdje ilovasta. Biljni svijet je raznolik. Prevladava crnogorična i mješovita šuma.

Područje se nalazi u zoni disjunktne pojave prizemnih i reliktnih stijena permafrosta. Smrznuta tla blizu površine leže na slivovima ispod tresetišta. Njihova debljina je kontrolirana razinom podzemne vode i doseže 10-15 m, temperatura je stalna i blizu 0 stupnjeva C.

Na susjednim područjima (smrznute stijene nisu proučavane na polju Priobskoye), permafrost se javlja na dubinama od 140-180 m (Lyantorskoye polje). Debljina permafrosta je 15-40 m, rijetko više. Zaleđeni su češće niži, više glinoviti, dio Novomihajlovske i neznatan dio apartmana Atlymskaya.

Najveća naselja najbliža području rada su gradovi Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut i od manjih naselja - sela Seliyarovo, Sytomino, Lempino i druga.

1.2 Litostratigrafskirez

Geološki dio ležišta Priobskoye sastoji se od debelog sloja (više od 3000 m) terigenih naslaga sedimentnog pokrivača mezo-kenozojske starosti, koji prekrivaju stijene predjurskog kompleksa, predstavljene korom trošenja.

Predjurski obrazovanje (Pz)

U dijelu predjurske sekvence razlikuju se dva strukturna stadija. Donju, ograničenu na konsolidiranu koru, predstavljaju snažno dislocirani grafit-porfiriti, šljunaci i metamorfizirani vapnenci. Gornji stupanj, identificiran kao srednji kompleks, sastoji se od manje dislociranih efuzivno-sedimentnih naslaga permsko-trijaskog doba debljine do 650 m.

Jurski sustav (J)

Jurski sustav predstavljen je sa sve tri divizije: donji, srednji i gornji.

Uključuje formacije Tjumen (J1+2), Abalak i Baženov (J3).

depoziti Tyumen formacije se javljaju u podnožju sedimentnog pokrova na stijenama kore trošenja s kutnim i stratigrafskim nesukladnostima i predstavljene su kompleksom terigenih stijena glinovito-pjeskovito-alevritnog sastava.

Debljina naslaga Tjumenske svite varira od 40 do 450 m. Unutar ležišta otkriveni su na dubinama od 2806-2973m. Naslage Tjumenske formacije sukladno se preklapaju s gornjojurskim naslagama formacija Abalak i Bazhenov. Abalakskaya svita je sastavljena od tamnosivih do crnih, lokalno vapnenastih, glaukonitnih muljnjaka s interkalacijama aleveta u gornjem dijelu presjeka. Debljina svite kreće se od 17 do 32 m.

depoziti Bazhenov formacije su predstavljene tamno sivim, gotovo crnim bitumenskim argilitima s interkalacijama slabo muljevitih argilita i organsko-gljično-karbonatnih stijena. Debljina apartmana je 26-38 m.

Sustav krede (K)

Naslage sustava krede razvijene su posvuda i predstavljene su gornjim i donjim dijelovima.

Odozdo prema gore izdvajaju se apartmani Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov i Hanty-Mansi, a u gornjem dijelu izdvajaju se apartmani Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov i Gankin.

Donji dio akhskoy Formacija (K1g) je uglavnom predstavljena muljicima s podređenim tankim međuslojevima alevrita i pješčenjaka, ujedinjenih u Achimovskom nizu.

U gornjem dijelu formacije Akh ističe se ostarjeli član fino elutriranih, tamno sivih, približavajućih se sivih Pim glina.

Ukupna debljina formacije varira od zapada prema istoku od 35 do 415 m. U dijelovima koji se nalaze na istoku, grupa slojeva BS1-BS12 ograničena je na ovaj sloj.

Rez Čerkašina svita (K1g-br) predstavljena je ritmičnom izmjenom sivih glina, alevkata i muljevitih pješčenjaka. Potonji su unutar polja, kao i pješčenici, komercijalno naftonosni i ističu se u slojevima AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Debljina svite varira od 290 do 600 m.

Iznad su tamnosive do crne gline. alym svite (K1a), u gornjem dijelu s međuslojevima bitumenskih muljnjaka, u donjem dijelu - alevritima i pješčenicima. Debljina svite varira od 190 do 240 m. Gline su regionalni pokrov za ležišta ugljikovodika u cijeloj regiji Sredneobskaya nafte i plina.

Vikulovskaya svita (K1a-al) sastoji se od dvije podformacije.

Donja je pretežno glinovita, a gornja pjeskovito-ilovasta s prevlastom pješčenjaka i alevrita. Formaciju karakterizira prisutnost biljnog detritusa. Debljina svite kreće se od 264 m na zapadu do 296 m na sjeveroistoku.

Hanti-Mansijsk svita (K1a-2s) predstavljena je neravnomjernim prožimanjem pjeskovito-glinovitih stijena s prevlašću prvih u gornjem dijelu presjeka. Stijene svite karakteriziraju obilje karbonatnog detritusa. Debljina svite varira od 292 do 306 m.

Uvatskaya svita (K2s) je predstavljena neravnomjernim naoblačenjem pijeska, alevrita i pješčenjaka. Formaciju karakterizira prisutnost ugljenisanih i željeznih biljnih ostataka, karbonatnog detritusa i jantara. Debljina formacije je 283-301 m.

Bertsovskaya formacija (K2k-st-km) se dijeli na dvije podformacije. Donja, koju čine gline, sivi montmorelonit, sa međuslojevima nalik opoki, debljine od 45 do 94 m, a gornja predstavljena sivim, tamno sivim, silikatnim, pjeskovitim glinama, debljine 87-133 m.

Gankinskaya svita (K2mP1d) sastoji se od sivih, zelenkasto-sivih glina koje prelaze u lapor sa zrncima glaukonita i konkrecijama siderita. Debljina mu je 55-82m.

Paleogenski sustav (P2)

Paleogenski sustav uključuje stijene formacija Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky i Turtas. Prva tri su morska ležišta, ostala su kontinentalna.

Talitskaya formacija je sastavljena od sloja tamnosive gline, na pojedinim područjima muljevitih. Postoje peritizirani biljni ostaci i riblje ljuske. Debljina formacije je 125-146 m.

Lyulinvorskaya svita je predstavljena žućkastozelenim glinama, u donjem dijelu presjeka, često opokoidnim s međuslojevima tikvica. Debljina formacije je 200-363 m.

Tavdinskaya svita koja zaokružuje dio morskog paleogena sačinjena je od sivih, plavičasto-sivih glina s prosjecima alevrita. Debljina apartmana je 160-180 m.

Atlymskaya formacija je sastavljena od kontinentalnih aluvijalno-morskih naslaga, koje se sastoje od pijeska, sivog do bijelog, pretežno kvarca s međuslojevima smeđeg ugljena, gline i aleveta. Debljina apartmana je 50-60 m.

Novomihajlovskaja svita - predstavljena je neravnomjernom prožimanjem sivih, sitnozrnih, kvarc-feldspat pijesaka sa sivim i smeđe-sivim glinama i alevritom s naslagama pijeska i mrkog ugljena. Debljina formacije ne prelazi 80 m.

Turtasskaya svita se sastoji od zelenkasto-sivih glina i aleveta, tanko naslojenih međuslojevima dijatomita i kvarc-glaukonitnih pijeska. Debljina apartmana je 40-70 m.

kvartarni sustav (Q)

Prisutan je posvuda i u donjem dijelu zastupljen je izmjenom pijeska, glina, ilovača i pjeskovitih ilovača, u gornjem dijelu - močvarnim i jezerskim facijama - muljevima, ilovača i pjeskovitih ilovača. Ukupna debljina je 70-100 m.

1.3 Tektonskistruktura

Struktura Ob nalazi se u zoni spoja Hanti-Mansijske depresije, Ljaminski megatrough i grupa izdizanja Salym i West Lempa. Građevine prvog reda kompliciraju nabujala i kupolasta izdizanja drugog reda i zasebne lokalne antiklinalne strukture koje su objekti istraživanja i istraživanja nafte i plina.

Iz reflektirajućeg horizonta "A" proučavan je suvremeni strukturni plan predjurskog podruma. Na strukturnoj karti, uz reflektirajući horizont "A", prikazani su svi strukturni elementi. U jugozapadnom dijelu regije - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uzvišenja. U sjeverozapadnom dijelu - East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, komplicirajući istočnu padinu zone izdizanja West Lempinskaya. U središnjem dijelu - Zapadno-Sahalinsko korito, istočno od njega Gorškovsko i Sahalinsko uzdizanje, komplicirajući Srednjo-Ljaminski otok i Sahalinski strukturni nos, respektivno.

Na reflektirajućem horizontu "Db", ograničenom na vrh člana Bystrinskaya, prate se izdizanje u obliku kupole Priobskoe, izdizanje niske amplitude West Priobskoe, strukture West Sakhalinskaya, Novoobskaya. Na zapadu područja ocrtava se uzdizanje Khanty-Mani. Sjeverno od Priobskog uzvišenja ističe se Lako lokalno uzdizanje. U južnom dijelu polja u predjelu bunara. 291 Uvjetno se izdvaja bezimeno uzdizanje. Uzdignuta zona East Seliyarovskaya u području istraživanja ocrtana je otvorenom seizmičkom izohipsom - 2280 m. U blizini bušotine 606 može se pratiti izometrijska struktura niske amplitude. Područje Seliyarovskaya prekriveno je rijetkom mrežom seizmičkih profila, na temelju kojih se uvjetno može predvidjeti pozitivna struktura. Seljarovsko izdizanje potvrđuje strukturni plan uz reflektirajući horizont "B". Zbog slabog proučavanja zapadnog dijela područja, seizmičkih istraživanja, sjeverno od strukture Seliyarovskaya, konvencionalno se izdvaja kupolasto bezimeno izdizanje.

1.4 Sadržaj ulja

Na polju Priobskoye, naftonosni stadij pokriva naslage sedimentnog pokrivača znatne debljine od srednje jure do apta i iznosi više od 2,5 km.

Neindustrijski dotoci nafte i jezgra sa znakovima ugljikovodika dobiveni su iz naslaga Tjumenske (formacije Yu 1 i Yu 2) i Bazhenov (formacije Yu 0) formacije. Zbog ograničenog broja raspoloživih geoloških i geofizičkih materijala, struktura ležišta do danas nije dovoljno potkrijepljena.

Komercijalni naftonosni kapacitet uspostavljen je u neokomskim formacijama AS grupe, gdje je koncentrirano 90% istraženih rezervi. Glavni produktivni slojevi zatvoreni su između glinenih jedinica Pimskaya i Bystrinskaya. Naslage su ograničene na lećasta pješčana tijela nastala u šelfskim i klinoformnim naslagama neokoma, čija produktivnost nije kontrolirana suvremenim strukturnim planom i određena je praktički samo prisutnošću produktivnih slojeva ležišta u presjeku. Odsutnost formacijske vode u produktivnom dijelu dionice tijekom brojnih ispitivanja dokazuje da su naslage nafte povezane sa slojevima ovih paketa zatvorena lećasta tijela potpuno ispunjena uljem, a konture naslaga za svaki pješčani sloj određene su granice njegove distribucije. Iznimka je ležište AC 7, gdje su dotoci formacijske vode dobiveni iz pješčanih leća napunjenih vodom.

U sklopu produktivnih neokomskih naslaga identificirano je 9 procijenjenih objekata: 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. Naslage slojeva AC 7, AC 9 nisu od industrijskog interesa.

Geološki profil prikazan je na slici 1.1

1.5 Karakterizacijaproduktivanslojeva

Glavne rezerve nafte na polju Priobskoye koncentrirane su u neokomskim naslagama. Značajka geološke strukture naslaga povezanih s neokomskim stijenama je da imaju megapoprečno slojevitu strukturu, zbog nastajanja u uvjetima bočnog punjenja prilično dubokog morskog bazena (300-400 m) zbog uklanjanja detrita. terigenski materijal s istoka i jugoistoka. Nastanak neokomskog megakompleksa sedimentnih stijena odvijao se u nizu paleogeografskih uvjeta: kontinentalna sedimentacija, obalno-morska, šelfska i vrlo spora sedimentacija na otvorenom moru.

Kako se pomiče od istoka prema zapadu, postoji nagib (u odnosu na formaciju Bazhenov, koja je regionalna mjerilo) kako glinovitih začinjenih paketa (zonski mjerilo) tako i pjeskovito-alevritnih stijena koje se nalaze između njih.

Prema određenjima stručnjaka iz ZapSibNIGNI-a o fauni i peludi spora, odabranim iz glina u intervalu pojavljivanja pimskog člana, pokazalo se da je starost ovih naslaga hauterivijanska. Svi slojevi koji su iznad člana Pimsk. Indeksirane kao grupa AS, dakle, na polju Priobskoye, formacije BS 1-5 ponovno su indeksirane na AS 7-12.

Pri obračunu rezervi u megakompleksu produktivnih neokomskih ležišta identificirano je 11 produktivnih slojeva: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Rezervoar AS 12 leži u osnovi mega-kompleksa i najdublji je dio u smislu formacije. U sastavu su identificirana tri sloja AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, koji su na većem dijelu površine međusobno odvojeni relativno konzistentnim glinama čija debljina varira od 4 do 10 m. .

Naslage formacije AS 12/3 ograničene su na monoklinski element (konstruktivni nos), unutar kojeg se bilježe niskoamplituda uzdizanja i depresije s prijelaznim zonama između njih.

Glavno ležište AS12/3 otkriveno je na dubinama od 2620-2755m i litološki je zaštićeno sa svih strana. Po površini zauzima središnji terasasti, najizdignutiji dio strukturnog nosa i orijentiran je od jugozapada prema sjeveroistoku. Debljina zasićene uljem varira od 12,8m do 1,4m. Protoci nafte kreću se od 1,02 m 3 /dan, Hd=1239m do 7,5 m 3 /dan pri Hd=1327m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 25,5 km x 7,5 km, visina je 126 m.

Nalazište AS 12/3 otkriveno je na dubinama od 2640-2707 m i ograničeno je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansijsk i zonu njegovog istočnog slijeganja. Spremnik se kontrolira sa svih strana pomoću zona zamjene rezervoara. Stope proizvodnje nafte su niske i iznose 0,4-8,5 m 3 /dan na različitim dinamičkim razinama. Najviša ocjena u luku je fiksirana na -2640 m, a najniža na (-2716 m). Veličina ležišta je 18 puta 8,5 km, visina je 76 m. Tip je litološki oklopljen.

Glavno ležište AS12/1-2 najveće je na terenu. Otkriven na dubinama od 2536-2728 m. Ograničen je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdizanjima male amplitude s prijelaznim zonama između njih. S tri strane struktura je ograničena litološkim zaslonima i samo na jugu (do Vostočno-Frolovske područje) imaju li akumulacije tendenciju razvoja. Debljine zasićene naftom variraju u širokom rasponu od 0,8 do 40,6 m, dok zona maksimalnih debljina (više od 12 m) pokriva središnji dio ležišta, kao i istočni. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 45 km x 25 km, visina je 176 m.

U formaciji AS 12/1-2 otkrivene su naslage dimenzija 7,5 x 7 km, visine 7 m i 11 x 4,5 km, visine 9 m. Oba ležišta su litološki zaštićenog tipa.

Formacija AC 12/0 ima manju razvojnu zonu. Glavno ležište AS 12/0 je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Njegove dimenzije su 41 puta 14 km, visina je 187 m. Potrošnja nafte varira od nekoliko m 3 /dan na dinamičkim razinama do 48 m 3 /dan.

Kapu horizonta AS 12 čini debeo (do 60 m) sloj glinovitih stijena.

Iznad presjeka se nalazi jedinica produktivnih slojeva AS 11, koja uključuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posljednja tri su spojena u jedan brojivi objekt, koji ima vrlo složenu strukturu i u smislu presjeka i površine. U zonama razvoja akumulacija, koje gravitiraju uzvodnim područjima, uočavaju se najznačajnije debljine horizonta s tendencijom povećanja prema sjeveroistoku (do 78,6 m). Na jugoistoku je ovaj horizont predstavljen samo formacijom AS 11/2, u središnjem dijelu - formacijom AS 11/3, na sjeveru - formacijom AS 11/2-4.

Glavno ležište AS11/1 drugo je najveće ležište unutar polja Priobskoye. Sloj AC11/1 razvijen je u uzdizanju gotovo meridijanskom nabujalu, što komplicira monoklinalu. S tri strane ležište je ograničeno glinovitim zonama, a na jugu granica je povučena uvjetno. Veličina glavnog ležišta je 48 puta 15 km, visina je 112 m. Stope nafte variraju od 2,46 m 3 /dan na dinamičkoj razini od 1195 m do 11,8 m 3 /dan.

Ležište AS 11/0 identificirano je kao izolirana lećasta tijela na sjeveroistoku i jugu. Debljina mu je od 8,6 m do 22,8 m. Prvo ležište ima dimenzije 10,8 x 5,5 km, drugo 4,7 x 4,1 km. Oba ležišta su litološki oklopljenog tipa. Karakteriziraju ih dotoci nafte od 4 do 14 m 3 /dan na dinamičkoj razini. Horizont AC 10 otkriven je gotovo svim bušotinama i sastoji se od tri sloja AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Glavno ležište AS 10/2-3 otkriveno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu ležišta. Tip ležišta je litološki prosijan, dimenzija 31 puta 11 km, visine do 292 m. Debljine zasićene naftom kreću se od 15,6 m do 0,8 m.

Glavno ležište AS10/1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Veličina ležišta je 38 puta 13 km, visina do 120 m. Južna granica je povučena uvjetno. Debljina zasićenosti naftom varira od 0,4 do 11,8 m. Dotoci bezvodne nafte kretali su se od 2,9 m 3 /dan na dinamičkoj razini od 1064 m do 6,4 m 3 /dan.

Odsjek formacije AS 10 upotpunjuje produktivna formacija AS 10/0 unutar koje su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijalnog prostiranja.

Horizont AC 9 ima ograničenu distribuciju i predstavljen je u obliku zasebnih fascijalnih zona smještenih na sjeveroistoku i istočni dijelovi strukture, kao i u području jugozapadnog uranjanja.

Neokomske produktivne naslage upotpunjuje sloj AC 7, koji ima mozaični uzorak u distribuciji naftnih i vodenih polja.

Istočno ležište, najveće po površini, otkriveno je na dubinama od 2291-2382 m. Orijentirano je od jugozapada prema sjeveroistoku. Dotoci nafte iznose 4,9-6,7 m 3 /dan na dinamičkim razinama od 1359-875 m. Debljina zasićenosti naftom varira od 0,8 do 67,8 m. Veličina ležišta je 46 puta 8,5 km, visina je 91 m.

Na terenu su otkrivena ukupno 42 ležišta. Glavno ležište u formaciji AS 12/1-2 (1018 km 2) ima maksimalnu površinu, minimalno (10 km 2) je ležište u formaciji AS 10/1.

Zbirna tablica parametara ležišta unutar proizvodnog područja

Tablica 1.1

dubina, m	Prosječna debljina	otvorena Poroznost. %	Zasićenost uljem..%	Koeficijent zrnastost	komadanje

geološko proizvodno polje naftno ležište

1.6 Karakterizacijavodonosnicikompleksi

Polje Priobskoye dio je hidrodinamičkog sustava zapadnosibirskog arteškog bazena. Njegova je osobitost prisutnost vodootpornih naslaga gline oligocena-turona, čija debljina doseže 750 m, dijeleći mezokenozojski dio na gornju i donju hidrogeološku etažu.

Gornji kat kombinira turonsko-kvartarne sedimente i karakterizira ga slobodna izmjena vode. U hidrodinamičkom smislu, pod je vodonosnik čije su podzemne i međuslojne vode međusobno povezane.

Sastav gornjeg hidrogeološkog stupnja uključuje tri vodonosnika:

1- Kvartarni vodonosnik;

2 - vodonosnik Novomikhailovsky depozita;

3 - vodonosnik naslaga Atlym.

Komparativna analiza vodonosnika pokazala je da se vodonosnik Atlymsky može uzeti kao glavni izvor velike centralizirane opskrbe kućanstvom i pitkom vodom. Međutim, zbog značajnog smanjenja operativnih troškova, novomikhailovsky horizont se može preporučiti.

Niži hidrogeološki stupanj predstavljaju senomansko-jurske naslage i plavljene stijene gornjeg dijela predjurskog podruma. Na velike dubine u okruženju teških, a ponegdje gotovo stajaćih uvjeta nastaju termalne visoko mineralizirane vode koje imaju visoku zasićenost plinovima i povećanu koncentraciju elemenata u tragovima. Donji kat odlikuje se pouzdanom izolacijom vodonosnika od površinskih prirodnih i klimatskih čimbenika. U svom dijelu izdvajaju se četiri vodonosna kompleksa. Svi kompleksi i akvikludi mogu se pratiti na znatnoj udaljenosti, ali istovremeno se na Priobskom polju uočava glinovitost drugog kompleksa.

Podzemne vode aptisko-cenomanskog kompleksa naširoko se koriste za plavljenje naftnih ležišta u regiji Srednjeg Ob. Vode karakterizira niska korozivnost zbog odsutnosti sumporovodika i kisika u njima.

1.7 Fizikalna i kemijskaSvojstvarezervoartekućine

Ležišna ulja u proizvodnim formacijama AC10, AC11 i AC12 nemaju značajne razlike u svojim svojstvima. Priroda promjene fizikalna svojstva nafta je tipična za ležišta koja nemaju pristup površini i okružena su rubnom vodom. U ležišnim uvjetima nafte srednje zasićenosti plinom tlak zasićenja je 1,5-2 puta niži od ležišnog tlaka (visok stupanj križnog stezanja).

Eksperimentalni podaci o varijabilnosti ulja duž dijela proizvodnih pogona polja ukazuju na blagu heterogenost nafte unutar ležišta.

Ulja ležišta AC10, AC11 i AC12 su blizu jedna drugoj, lakša nafta u ležištu AC11, molarni udio metana u njemu je 24,56%, ukupan sadržaj ugljikovodika S2N6 -S5N12 je 19,85%. Ulja svih formacija karakteriziraju prevlast normalnog butana i pentana nad izomerima.

Količina lakih ugljikovodika CH4 - C5H12 otopljenih u otplinjenim uljima iznosi 8,2-9,2%.

Naftni plin standardnog odvajanja je s visokim sadržajem masti (sadržaj masti veći od 50), molski udio metana u njemu je 56,19 (sloj AS10) - 64,29 (sloj AS12). Količina etana je znatno manja od količine propana, omjer C2H6/C3H8 je 0,6, što je tipično za plinove naftnih nalazišta. Ukupni sadržaj butana je 8,1-9,6%, pentana 2,7-3,2%, teških ugljikovodika S6N14 + viši 0,95-1,28%. Količina ugljičnog dioksida i dušika je mala, oko 1%.

Degazirana ulja svih formacija su sumporna, parafinska, nisko smolasta, srednje gustoće.

Ulje ležišta AC10 je srednje viskoznosti, sa sadržajem frakcija do 350_C više od 55%, ulja ležišta AC11 i AC12 su viskozna, sa sadržajem frakcija do 350_C od 45% do 54,9%.

Tehnološki kod za ulja formacije AS10-II T1P2, AS11 i AS12-II T2P2 formacije.

Procjena parametara određenih individualnim karakteristikama ulja i plinova izvršena je u skladu s najvjerojatnijim uvjetima prikupljanja, pripreme i transporta nafte u polju.

Uvjeti razdvajanja su sljedeći:

1 stupanj - tlak 0,785 MPa, temperatura 10_C;

2 stupanj - tlak 0,687 MPa, temperatura 30_C;

3 stupanj - tlak 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Stupanj 4 - tlak 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Usporedba prosječnih vrijednosti poroznosti i propusnosti ležištaslojevi AC10-AC12 prema jezgri i logiranju

Tablica 1.2


					uzorci

1.8 Procjena rezervi nafte

Procjena rezervi nafte Priobskog polja provedena je u cjelini za ležišta bez diferencijacije po ležištima. Zbog nepostojanja formacijskih voda u litološki ograničenim naslagama, rezerve su izračunate za čisto naftne zone.

Bilančne rezerve nafte polja Priobskoye procijenjene su volumetrijskom metodom.

Osnova za izračun modela ležišta bili su rezultati interpretacije karotaže. Istodobno, sljedeće procjene parametara ležišta uzete su kao granične vrijednosti ležište-neležište: K op 0,145, propusnost 0,4 mD. Iz akumulacija i, posljedično, iz izračuna rezervi, isključene su zone akumulacija u kojima su vrijednosti ovih parametara bile manje od standardnih.

Pri izračunu rezervi korištena je metoda množenja karata tri glavna proračunska parametra: efektivne debljine ulja, koeficijenata otvorene poroznosti i zasićenosti uljem. Efektivni volumen zasićenja naftom izračunat je posebno za kategorije rezervi.

Raspodjela kategorija pričuva izvršena je prema "Klasifikaciji rezervi depozita..." (1983.). Ovisno o stupnju poznavanja ležišta polja Priobskoye, rezerve nafte i otopljenog plina u njima izračunavaju se u kategorijama B, C 1 , C 2 . Rezerve B kategorije identificirane su unutar zadnjih bušotina proizvodnih redova na lijevoj obali izbušenog dijela polja. Rezerve kategorije C 1 identificirane su u područjima koja su proučavana istražnim bušotinama, u kojima su dobiveni komercijalni priljevi nafte ili su bili dostupni pozitivni podaci o karotaži. Zalihe u neistraženim zonama ležišta svrstane su u kategoriju C 2 . Granica između kategorija C 1 i C 2 povučena je na udaljenosti dvostrukog koraka operativne mreže (500x500 m), kako je predviđeno "Klasifikacija ...".

Procjena rezervi završena je množenjem dobivenih volumena naftom zasićenih ležišta za svaki sloj i unutar odabranih kategorija s gustoćom nafte koja je otplinjena tijekom postupnog odvajanja nafte i faktorom konverzije. Valja napomenuti da se oni ponešto razlikuju od onih koji su prethodno prihvaćeni. To je, prvo, zbog isključenja iz proračuna bušotina koje se nalaze daleko izvan licenciranog područja, i, drugo, zbog promjena indeksacije ležišta u pojedinim istražnim bušotinama kao rezultat nove korelacije proizvodnih ležišta.

Prihvaćeni proračunski parametri i dobiveni rezultati proračuna rezervi nafte i dati su u nastavku.

1.8.1 Dioniceulje

Od 01.01.98., VGF rezerve nafte navedene su u iznosu od:

Nadoknadivo 613380 tisuća tona.

Nadoknadivo 63718 tisuća tona.

Nadoknadivo 677098 tisuća tona.

Rezerve nafte po ležištima

Tablica 1.3


bilanca stanja	bilanca stanja	Ekstrakt.	Bilanca stanja	Ekstrakt.

Na izbušenom dijelu lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, provedena je Partija izračunavanja rezervi Yuganskneftegaz JSC.

U izbušenom dijelu koncentrirano je 109438 tisuća tona. bilance i 31131 tisuća tona. povratne rezerve nafte uz faktor iskorištenja nafte od 0,284.

Za izbušeni dio rezerve su raspoređene po slojevima kako slijedi:

Stanje sloja AC10 50%

Povratno 46%

Plast AS11 saldo 15%

Povratno 21%

Stanje sloja AC12 35%

Nadoknadivo 33%

Na području koje se razmatra, glavni volumen rezervi koncentriran je u slojevima AS10 i AS12. Ovo područje sadrži 5,5% rezervi nafte. 19,5% pričuva formacije AC10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoyem / r (lijeva obaladio)

Dioniceuljenazonaeksploatacije

Tablica 1.4

		Rezerve nafte, tisuće tona	CIN dijeli udjele.
		bilanca stanja	nadoknadivo

*) Za dio teritorija kategorije C1, s kojeg se proizvodi ulje

2 . Metode rudarenja, korištena oprema

Razvoj svakog proizvodnog pogona AS 10 , AS 11 , AS 12 izveden je postavljanjem bušotina po linearnom trorednom trokutastom uzorku s gustoćom mreže 25 ha/bušotinu, uz bušenje svih bušotina do AS. 12 formacija.

U 2007. godini SibNIINP je pripremio "Dodatak tehnološkoj shemi za pilot razvoj lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, uključujući poplavni dio N4", u kojem su izvršene prilagodbe za razvoj lijevoobalnog dijela polja. polje s priključkom na rad novih klastera N140 i 141 u poplavnom dijelu terena . Sukladno ovom dokumentu planira se implementacija trorednog blok sustava (gustoća mreže - 25 ha/bušotina) s prijelazom na blok-zatvoreni sustav u kasnijoj fazi razvoja.

Dinamika glavnih tehničko-ekonomskih pokazatelja razvoja prikazana je u tablici 2.1

2. 1 DinamikamajorpokazateljirazvojPriobskyMjesto rođenja

tablica 2.1

2. 2 Analizamajortehnički i ekonomskipokazateljirazvoj

Dinamika pokazatelja razvoja temeljena na tablici 2.1 prikazana je na sl. 2.1.

Polje Priobskoye razvija se od 1988. godine. Tijekom 12 godina razvoja, kao što je vidljivo iz Tablice 3, proizvodnja nafte konstantno raste.

Ako je 1988. bilo 2300 tona nafte, onda je do 2010. doseglo 1485000 tona, tekuća proizvodnja porasla je s 2300 na 1608000 tona.

Tako je do 2010. kumulativna proizvodnja nafte iznosila 8583,3 tisuće tona. (tablica 3.1) .

Od 1991. godine, radi održavanja ležišnog tlaka, puštene su u rad injekcione bušotine i počelo se injektiranje vode. Na kraju 2010. godine fond injektnih bušotina iznosio je 132 bušotine, a utiskivanje vode povećano je sa 100 na 2362 tisuće tona. do 2010. godine. S povećanjem ubrizgavanja, povećava se prosječni protok nafte u operativnim bušotinama. Do 2010. godine protok se povećava, što se objašnjava pravi izbor količina ubrizgane vode.

Također, od trenutka puštanja u rad injektorskog fonda počinje rast vodotoka u proizvodnji i do 2010. godine dostiže razinu od -9,8%, prvih 5 godina isječak je 0%.

Do 2010. godine fond proizvodnih bušotina iznosio je 414 bušotina, od čega 373 bušotine koje proizvode proizvode mehaniziranom metodom. Do 2010. godine kumulativna proizvodnja nafte iznosila je 8583,3 tisuće tona. (tablica 2.1) .

Polje Priobskoye jedno je od najmlađih i najperspektivnijih u Zapadnom Sibiru.

2.3 Osobitostirazvoj,utječućinaeksploatacijebunari

Polje se odlikuje niskim protokom bušotine. Glavni problemi u razvoju polja bili su niska produktivnost proizvodnih bušotina, niska prirodna (bez lomljenja formacija injektiranom vodom) injektivnost injektnih bušotina, kao i loša preraspodjela tlaka na naslage tijekom održavanja ležišnog tlaka (zbog slaba hidrodinamička povezanost pojedinih dijelova ležišta). Kao poseban problem razvoja polja treba izdvojiti eksploataciju formacije AS 12. Zbog niske proizvodnje, mnoge bušotine u ovoj formaciji moraju biti zatvorene, što može dovesti do očuvanja značajnih rezervi nafte na neodređeno vrijeme. Jedan od smjerova rješavanja ovog problema u formaciji AS 12 je provedba mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonta iu pogledu površine i presjeka. Ležišta horizonta AS 10 i AS 11 su srednje i nisko produktivna, a AS 12 su abnormalno niska.

Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih slojeva polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve i bez primjene metoda intenziviranja proizvodnje.

To potvrđuje iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

3 . Primijenjene metode poboljšanog povrata nafte

3.1 Izbormetodaudaracnauljedepozit

Odabir metode utjecaja na naftna ležišta određen je nizom čimbenika od kojih su najznačajniji geološke i fizičke karakteristike ležišta, tehnološke mogućnosti primjene metode u određenom području te ekonomski kriteriji. Gore navedene metode stimulacije formacije imaju brojne modifikacije i, u svojoj osnovi, temelje se na velikom skupu sastava korištenih radnih sredstava. Stoga pri analizi postojeće metode utjecaja, ima smisla, prije svega, koristiti iskustvo razvoja polja u Zapadnom Sibiru, kao i polja u drugim regijama sa svojstvima ležišta sličnim polju Priobskoye (prvenstveno niska propusnost ležišta) i formacijskim fluidima.

Od metoda intenziviranja proizvodnje nafte utjecajem na zonu dna bušotine, najčešće se koriste:

hidrauličko frakturiranje;

tretmani kiselinom;

fizikalne i kemijske obrade raznim reagensima;

termofizičke i termo-kemijske obrade;

pulsno-udarni, vibroakustički i akustični utjecaj.

3.2 Geološki i fizikalni kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije u polju Priobskoye

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja Priobskoye za procjenu primjenjivosti različitih metoda utjecaja su:

dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

ležišta su litološki prosijana, prirodni režim je elastično zatvoren,

debljina šavova AS 10, AS 11 i AS 12 je do 20,6, 42,6 i 40,6 m.

početni tlak u rezervoaru - 23,5-25 MPa,

temperatura rezervoara - 88-90 0 C,

niska propusnost ležišta, prosječne vrijednosti prema rezultatima studije jezgre - za slojeve AC 10, AC 11 i AC 12, redom, 15,4, 25,8, 2,4 mD,

visoka lateralna i vertikalna heterogenost ležišta,

gustoća ulja u ležištu - 780-800 kg / m 3,

viskoznost nafte u formaciji - 1,4-1,6 mPa*s,

tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

ulje naftenske serije, parafinsko i nisko smolasto.

Uspoređujući prikazane podatke s poznatim kriterijima za učinkovitu primjenu metoda stimulacije ležišta, može se primijetiti da se, čak i bez detaljne analize, gore navedene metode za polje Priobskoye mogu isključiti iz navedenog: toplinske metode i polimerno plavljenje (npr. metoda istiskivanja nafte iz ležišta). Toplinske metode koriste se za ležišta s visokoviskoznim uljima i na dubinama do 1500-1700 m. Polimerno plavljenje se poželjno koristi u ležištima s propusnošću većom od 0,1 μm 2 za istiskivanje nafte viskoznosti od 10 do 100 mPa * s i na temperaturama do 90 0 C (za više temperature koriste se skupi, posebni polimeri).

3.2.1 Zalivanje vodom

Među glavnim razlozima koji uzrokuju smanjenje učinkovitosti plavljenja niskopropusnih formacija su:

pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

bubrenje glinenih komponenti stijene u kontaktu s ubrizganom vodom,

začepljenje kolektora finim mehaničkim nečistoćama u injektiranoj vodi,

taloženje naslaga soli u poroznom mediju ležišta tijekom kemijske interakcije injektirane i formacijske vode,

smanjenje pokrivenosti ležišta plavljenjem zbog stvaranja pukotina oko injektnih bušotina i njihovog širenja u dubinu ležišta (kod diskontinuiranih ležišta moguće je i povećanje pokrivenosti ležišta duž dionice),

Značajna osjetljivost na prirodu vlaženja stijene ubrizganim agensom Značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog parafinske precipitacije.

Manifestacija svih ovih pojava u niskopropusnim ležištima uzrokuje značajnije posljedice nego u visokopropusnim stijenama.

Za polje Priobskoye, poplavu treba smatrati glavnom metodom obrade.

Korištenje otopina surfaktanata na terenu je odbijen, prvenstveno zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u niskopropusnim ležištima.

Za polje Priobskoye i alkalna poplava ne može se preporučiti iz sljedećih razloga:

Snažno razvijena heterogenost formacije i veliki broj međuslojeva, što dovodi do niske pokrivenosti formacije alkalnom otopinom.

Glavna prepreka za korištenje emulzijski sustavi za utjecaj na naslage polja Priobskoye su niske filtracijske karakteristike ležišta polja. Otpor filtracije stvoren emulzijama u niskopropusnim ležištima dovest će do naglog smanjenja injektivnosti injektnih bušotina i smanjenja brzine povrata nafte.

3.3 Metode utjecanja na zonu formiranja u dnu rupe radi poticanja proizvodnje

3.3.1 Tretmani kiselinom

Kiselinska obrada formacija provodi se kako bi se povećala i obnovila propusnost ležišta u zoni dna bušotine. Većina ovih radova izvedena je tijekom prijenosa bušotina na injektiranje i naknadnog povećanja njihove injektivnosti.

Standardna obrada kiselinom na polju Priobskoye sastoji se od pripreme otopine koja se sastoji od 14% HCl i 5% HF, s volumenom od 1,2-1,7 m 3 po 1 metar debljine perforirane formacije i upumpavanja u interval perforacije. Vrijeme odgovora je oko 8 sati.

Pri razmatranju učinkovitosti utjecaja anorganskih kiselina uzete su u obzir injekcione bušotine s dugotrajnim (više od jedne godine) utiskivanjem vode prije tretmana. Kao primjer, u tablici 3.1 prikazani su rezultati tretmana za niz injekcionih bušotina.

Liječenje rezultira injekcijskim bušotinama

Tablica 3.1

datum obrade	Injektivnost prije obrade (m 3 / dan)	Injektivnost nakon tretmana (m 3 / dan)	Tlak ubrizgavanja (atm)	Vrsta kiseline

Analiza provedenih tretmana pokazuje da sastav klorovodične i fluorovodične kiseline poboljšava propusnost zone uz bušotinu, injektivnost bušotina povećana je od 1,5 do 10 puta, a učinak se može pratiti od 3 mjeseca do 1 godine.

Dakle, na temelju analize kiselih tretmana provedenih na terenu, može se zaključiti da je svrsishodno provesti kiselinske obrade donjih zona injektnih bušotina kako bi se obnovila njihova injektivnost.

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

Hidrauličko frakturiranje (HF) jedno je od najčešćih učinkovite metode intenziviranje proizvodnje nafte iz niskopropusnih ležišta i povećanje proizvodnje rezervi nafte. Hidrauličko frakturiranje ima široku primjenu u domaćoj i inozemnoj proizvodnoj praksi.

Na polju Priobskoye već je akumulirano značajno iskustvo hidrauličkog frakturiranja. Analiza provedena na polju hidrauličkog lomljenja ukazuje na visoku učinkovitost ove vrste stimulacije proizvodnje za polje, unatoč značajnoj stopi pada proizvodnje nakon hidrauličkog frakturiranja. Hidrauličko frakturiranje u slučaju polja Priobskoye nije samo metoda intenziviranja proizvodnje, već i povećanje iskorištenja nafte. Prvo, hidrauličko frakturiranje omogućuje vam da povežete nedrenirane rezerve nafte u povremene rezervoare polja. Drugo, ovu vrstu udar omogućuje odabir dodatne količine nafte iz niskopropusne formacije AS 12 za prihvatljivo vrijeme rada na terenu.

Razreddodatniplijenizdržanjehidrauličko frakturiranjenaPriobskypolje.

Uvođenje metode hidrauličkog frakturiranja na polju Priobskoye započelo je 2006. godine, kao jedne od najpreporučljivijih metoda stimulacije u ovim razvojnim uvjetima.

U razdoblju od 2006. do siječnja 2011. na polju su izvedene 263 operacije hidrauličkog frakturiranja (61% fonda). Glavni broj hidrauličkog frakturiranja izveden je 2008. godine - 126.

Na kraju 2008. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja već je iznosila oko 48% ukupne nafte proizvedene tijekom godine. Štoviše, najveći dio dodatne proizvodnje činila je nafta iz ležišta AS-12 - 78,8% ukupne proizvodnje iz ležišta i 32,4% ukupne proizvodnje. Za ležište AC11 - 30,8% ukupne proizvodnje za ležište i 4,6% proizvodnje općenito. Za ležište AC10 - 40,5% ukupne proizvodnje za ležište i 11,3% proizvodnje općenito.

Kao što se može vidjeti, glavni cilj za hidrauličko frakturiranje bila je formacija AS-12 kao najniskoproduktivnija i koja sadrži većinu rezervi nafte u lijevoj obali polja

Na kraju 2010. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja iznosila je više od 44% proizvodnje nafte iz cjelokupne nafte proizvedene tijekom godine.

Dinamika proizvodnje nafte za polje u cjelini, kao i dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja, prikazana je u tablici 3.2.

Tablica 3.2

Evidentan je značajan porast proizvodnje nafte zbog hidrauličkog frakturiranja. Od 2006. dodatna proizvodnja iz hidrauličkog frakturiranja iznosi 4900 tona, a svake godine raste povećanje proizvodnje iz hidrauličkog frakturiranja. Maksimalna vrijednost rasta je 2009. (701.000 tona), a do 2010. vrijednost dodatne proizvodnje pada na 606.000 tona, što je za 5.000 tona manje nego u 2008. godini.

Stoga se hidrauličko frakturiranje treba smatrati glavnim načinom povećanja iskorištenja nafte na polju Priobskoye.

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Dodatni način povećanja produktivnosti bušotina je poboljšanje operacija perforacije, kao i stvaranje dodatnih filtracijskih kanala tijekom perforacije.

Poboljšanje u CCD perforaciji može se postići korištenjem snažnijih perforacijskih punjenja za povećanje dubine perforacije, povećanje gustoće perforacije i korištenje faza.

Metode izrade dodatnih filtracijskih kanala mogu uključivati, na primjer, tehnologiju stvaranja sustava pukotina tijekom sekundarnog otvaranja ležišta s perforatorima na cijevima - sustav frakturirane perforacije ležišta (FSPP).

Ovu tehnologiju prvi je upotrijebio Marathon (Texas, SAD) 2006. godine. Njegova bit leži u perforaciji produktivne formacije snažnim perforatorima od 85,7 mm s gustoćom od oko 20 rupa po metru tijekom potiskivanja na formaciju, nakon čega slijedi fiksiranje perforacijskih kanala i pukotina propantom - frakcijom boksita od 0,42 do 1,19 mm.

Slični dokumenti

Opis trenutnog stanja razvoja Južno-Priobskog polja. Organizacijska struktura UBR. Tehnika bušenja nafte. Konstrukcija bušotine, rad čaura i obrada bušotine. Terensko prikupljanje i priprema nafte i plina.

izvješće o praksi, dodano 07.06.2013

Povijest razvoja i razvoja ležišta Priobskoye. Geološke karakteristike naftom zasićenih ležišta. Analiza učinka bušotine. Utjecaj na naftonosne formacije hidrauličkog frakturiranja - glavna metoda intenziviranja.

seminarski rad, dodan 18.05.2012

Geološke i fizičke karakteristike objekta AC10 u južnom dijelu polja Priobskoye. Karakteristike fonda bušotina i pokazatelji njihovog rada. Razvoj tehnologije istraživanja za višeslojna naftna polja. Analiza osjetljivosti projekta na rizik.

rad, dodan 25.05.2014

Opće informacije o ležištu Priobskoye, njegovim geološkim karakteristikama. Produktivne formacije unutar mega-kompleksa neokomskih naslaga. Svojstva ležišnih tekućina i plinova. Uzroci onečišćenja zone formiranja u dnu rupe. Vrste tretmana kiselinom.

seminarski rad, dodan 06.10.2014

Kratak opis naftnog polja Priobskoye, geološka građa područja i opis proizvodnih slojeva, procjena rezervi nafte i plina. Integrirana geofizička istraživanja: izbor i opravdanost metoda za provođenje terenskog rada.

rad, dodan 17.12.2012

Izgradnja usmjerene bušotine za geološke uvjete polja Priobskoye. Stope potrošnje tekućina za bušenje prema intervalima bušenja. Formulacije tekućine za bušenje. Oprema u cirkulacijskom sustavu. Prikupljanje i obrada otpada od bušenja.

seminarski rad, dodan 13.01.2011

Geološke i fizikalne karakteristike proizvodnih slojeva i opći podaci o rezervama. Povijest razvoja ležišta. Analiza pokazatelja uspješnosti zaliha bušotina. Glavne metode za povećanje iskorištenja nafte i sudjelovanje u razvoju zaostalih rezervi nafte.

seminarski rad, dodan 22.01.2015

Geološke karakteristike polja Khokhryakovskoye. Obrazloženje racionalnog načina dizanja tekućine u bušotinama, ušću bušotine, bušotinskoj opremi. Status razvoja polja i bušotine. Kontrola razvoja polja.

rad, dodan 03.09.2010

Razvoj plinskih polja. Geološke i tehničke karakteristike ležišta. Produktivni slojevi i objekti. Sastav plina Orenburškog polja. Opravdanje dizajna fontana liftova. Izbor promjera i dubine spuštanja fontane cijevi.

seminarski rad, dodan 14.08.2012

Podaci o ležištu Amangeldy: struktura i geološki presjek, sadržaj plina. Sustav razvoja terena. Proračun rezervi plina i kondenzata. Procjena i rad bušotina. Tehničko-ekonomski pokazatelji razvoja plinonosnog polja.

Polje Priobskoye pojavilo se na karti Khanty-Mansiysk autonomnog okruga 1985. godine, kada je njegov dio s lijeve obale otkriven bušotinom broj 181. Geolozi su dobili fontanu za ulje s volumenom od 58 kubičnih metara dnevno. Četiri godine kasnije počelo je bušenje na lijevoj obali, a komercijalni rad prve bušotine na desnoj obali rijeke počeo je 10 godina kasnije.

Karakteristike polja Priobskoye

Polje Priobskoye nalazi se blizu granica naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky.

Karakteristike nafte iz polja Priobskoye omogućuju da je svrstane u nisko smolastu (parafin na razini 2,4-2,5 posto), ali u isto vrijeme s visokim udjelom sumpora (1,2-1,3 posto), što zahtijeva dodatne pročišćavanje i smanjuje profitabilnost. Viskoznost ležišne nafte je na razini 1,4-1,6 mPa*s, a debljina ležišta doseže od 2 do 40 metara.

Polje Priobskoye, čije su karakteristike jedinstvene, ima geološki opravdane rezerve od pet milijardi tona. Od toga je 2,4 milijarde dokazano i nadoknadivo. Od 2013., procjena nadoknadivih rezervi na polju Priobskoye iznosila je preko 820 milijuna tona.

Do 2005. dnevna proizvodnja dostigla je visoke brojke - 60,2 tisuće tona dnevno. U 2007. godini otkopano je preko 40 milijuna tona.

Do danas je na terenu izbušeno oko tisuću proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina. Ležišne naslage naftnog polja Priobskoye nalaze se na dubini od 2.3.2.6 kilometara.

Godine 2007. godišnji obujam proizvodnje tekućih ugljikovodika na polju Priobskoye dosegao je 33,6 milijuna tona (ili više od 7% ukupne proizvodnje u Rusiji).

Naftno polje Priobskoye: značajke razvoja

Posebnost bušenja je da se grmlje polja Priobskoye nalazi s obje strane rijeke Ob, a većina ih se nalazi u poplavnom području rijeke. Na temelju toga, polje Priobskoye podijeljeno je na južno i sjeverno Priobskoye. U proljetno-jesenskom razdoblju teritorij ležišta redovito je poplavljen poplavnim vodama.

Ovakav raspored bio je razlog što njegovi dijelovi imaju različite vlasnike.

Sa sjeverne obale rijeke razvija se Yuganskneftegaz (struktura koja je nakon Yukosa prešla u Rosneft), a s južne su područja koja razvija kompanija Khantos, struktura Gazpromnjefta (osim Priobskog, bavi se i s projektom Palyanovsky). U južnom dijelu polja Priobskoye, podružnici Russnefta, tvrtki Aki Otyr, dodijeljena su beznačajna licencna područja za blokove Verkhne- i Sredne Shapshinskiy.

Ovi čimbenici, zajedno sa složenom geološkom strukturom (više akumulacija i niska produktivnost), omogućuju da se polje Priobskoye okarakterizira kao teško dostupno.

Ali moderne tehnologije hidrauličko frakturiranje, pumpanjem velike količine vodene mješavine pod zemlju, može prevladati ovu poteškoću. Stoga se svi novoizbušeni jastučići polja Priobskoye eksploatiraju samo s hidrauličkim frakturiranjem, što značajno smanjuje troškove rada i kapitalna ulaganja.

Istovremeno se lome tri naftna ležišta. Osim toga, većina bušotina se postavlja metodom progresivnog klastera, kada su bočne bušotine usmjerene pod različitim kutovima. U presjeku podsjeća na grm s granama okrenutim prema dolje. Ova metoda štedi uređenje zemljišta za bušenje.

Tehnika klaster bušenja postala je raširena, jer vam omogućuje očuvanje plodnog sloja tla i samo neznatno utječe na okoliš.

Priobskoye polje na karti

Polje Priobskoye na karti Khanty-Mansiysk autonomnog okruga određuje se pomoću sljedećih koordinata:

61°20′00″ sjeverne zemljopisne širine,
70°18′50″ istočno.

Naftno polje Priobskoye nalazi se samo 65 km od glavnog grada Autonomnog okruga - Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk. U području razvoja ležišta nalaze se područja s naseljima autohtonih malih narodnosti:

Khanty (oko polovice stanovništva),
Neneti,
mansi,
Selkupi.

U regiji je formirano nekoliko rezervata prirode, uključujući Elizarovskiy (od republičkog značaja), Vaspuholskiy, Shapshinskiy cedrovu šumu. Od 2008. godine u Khanty-Mansiysk autonomnom okrugu - Yugra (povijesno ime područja sa središtem u Samarovu) uspostavljen je spomenik prirode "Lugovskie mamuti" površine 161,2 hektara, na čijem je mjestu fosil ostaci mamuta i lovačkog oruđa koji datiraju od 10 do 15 tisuća godina više puta su pronađeni.