Південна частина Пріобского родовища. Геологія Приобского родовища (Пріобка)

Приобское нафтове родовище

§1. Приобское нафтове родовище. ....................................
1.1. Властивості і склад нафти
1.2. Початковий дебіт свердловини
1.3. Типи і розташування свердловин
1.4. Спосіб підйому нафти
1.5.Характеріска колектора
1.6.МУН, КІН
§2.Подготовка нафти до переробки ...........................................
§3.Первічная переробка нафти Приобского родовища ..........
§4. Каталітичний крекінг ...................................................
§5.Каталітіческій риформинг .................................................
Бібліографічний список……………………………………………...

§1.Пріобское нафтове родовище.

Приобское - найбільше родовище Західного Сибіру адміністративно розташовується в Ханти-Мансійському районі на відстані 65 км від Ханти-Мансійська і в 200 км від Нафтоюганська. Розділене річкою Об на дві частини - ліво і правобережне. Освоєння лівого берега почалося в 1988 р, правого - в 1999 р Геологічні запаси оцінюються в 5 млрд. Тонн. Доведені і запаси оцінюються в 2,4 млрд. Тонн. Відкрито в 1982 році. Поклади на глибині 2,3-2,6 км. Щільність нафти 863-868 кг / м3 (тип нафти середній, тому що потрапляє в діапазон 851-885 кг / м 3), помірний вміст парафінів (2,4-2,5%) і вміст сірки 1,2-1 , 3% (відноситься до класу сірчистих, 2 клас нафти, що надходить на НПЗ по ГОСТ 9965-76). За даними на кінець 2005 року, на родовищі налічується 954 видобувних і 376 нагнітальних свердловин. Видобуток нафти на Приобского родовищі в 2007 р - склала 40,2 млн. Тонн, з них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нафта» - 7,43 млн т. Мікроелементний склад нафти - важлива характеристика цього виду сировини і несе в собі різну геохімічну інформацію про вік нафти, умовах формування, походження і шляхи міграції і знаходить найширше застосування для ідентифікації родовищ нафти, оптимізації стратегії пошуку родовищ, поділу продукції спільно експлуатованих свердловин.

Таблиця 1. Діапазон і середнє значення вмісту мікроелементів Приобське нафти (мг / кг)

Початковий дебіт діючих нафтових свердловин складає від 35 т / добу. до 180 т / добу. Розташування свердловин кущова. Коефіцієнт вилучення нафти 0,35.

Кущем свердловин називається таке їх розташування, коли гирла перебувають поблизу один одного на одній технологічній площадці, а забої свердловин - в вузлах сітки розробки поклади.

В даний час більшість експлуатаційних свердловин буриться кущових способом. Це пояснюється тим, що кущова розбурювання родовищ дозволяє значно скоротити розміри площ, займаних буря, а потім експлуатаційними свердловинами, дорогами, лініями електропередач, трубопроводами.

Особливе значення це перевага набуває при будівництві та експлуатації свердловин на родючих землях, в заповідниках, в тундрі, де порушений поверхневий шар землі відновлюється через кілька десятиліть, на болотистих територіях, які ускладнюють і сильно здорожують будівельно-монтажні роботи бурових і експлуатаційних об'єктів. Кущова буріння також необхідно, коли потрібно розкрити поклади нафти під промисловими і цивільними спорудами, під дном річок і озер, під шельфовій зоною з берега і естакад. Особливе місце займає кущова будівництво свердловин на території Тюменської, Томської та інших областей Західного Сибіру, \u200b\u200bщо дозволило в важкодоступному, заболоченому і заселеному регіоні успішно здійснювати на засипних островах будівництво нафтових і газових свердловин.

Розташування свердловин в кущі залежить від умов місцевості і передбачуваних засобів зв'язку куща з базою. Кущі, не пов'язані постійними дорогами з базою, вважаються локальними. У ряді випадків кущі можуть бути базовими, коли вони розташовані на транспортних магістралях. На локальних кущах свердловини, як правило, мають у своєму розпорядженні в формі віяла на всі боки, що дозволяє мати на кущі максимальну кількість свердловин.

Бурове і допоміжне обладнання монтується таким чином, щоб при пересуванні БО від однієї свердловини до іншої бурові насоси, приймальні комори і частина устаткування для очищення, химобработки і приготування промивальної рідини залишалися стаціонарними до моменту закінчення будівництва всіх (або частини) свердловин на даному кущі.

Число свердловин в кущі може коливатися від 2 до 20-30 і більше. Причому, чим більше свердловин в кущі, тим більше відхилення забоїв від усть, збільшується довжина стволів, збільшується довжина стволів, що призводить до зростання витрат на проводку свердловин. Крім того, виникає небезпека зустрічі стовбурів. Тому виникає необхідність розрахунку необхідного числа свердловин в кущі.

Глубіннонасосной способом видобутку нафти називають такий спосіб, при якому підйом рідини з свердловини на поверхню здійснюється за допомогою штангових і безштангової насосних установок різних типів.
На Приобского родовищі використовуються електроцентробежние насоси- безштангової глибинний насос, що складається з розташованих вертикально на загальному валу багатоступінчастого (50-600 ступенів) відцентрового насоса, електромотора (асинхронний електродвигун, заповнений діелектричним маслом) і протектора, що служить для захисту електромотора від попадання в нього рідини. Харчування мотора відбувається по броньованому кабелю, спускаемому разом з насосними трубами. Частота обертання валу електродвигуна близько 3000 об / хв. Насос управляється в поверхні за допомогою станції управління. Продуктивність електроцентробежного насоса змінюється від 10 до 1000 мЗ рідини в добу при ККД 30-50%.

Установка електроцентробежного насоса включає в себе підземне і наземне обладнання.
Установка свердловинного електроцентробежного насоса (УЕЦН) має на поверхні свердловини тільки станцію управління з силовим трансформатором і характеризується наявністю високої напруги в силовому кабелі, що опускається в свердловину разом з насосно-компресорних труб. Установками електроцентробежних насосів експлуатуються високопродуктивні свердловини з високим пластовим тиском.

Родовище віддалене, важкодоступне, 80% території знаходиться в заплаві річки Обь і затоплюється в паводковий період. Родовище відрізняється складною геологічною будовою - складну будову піщаних тіл по площі і розрізу, пласти гидродинамически слабо пов'язані. Для колекторів продуктивних пластів характерні:

Низька проникність;

Низька піщанистого;

Підвищена глинистість;

Висока розчленованість.

Приобское родовище характеризується складним будовою продуктивних горизонтів як по площі, так і по розрізу. Колектора горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивні, а АС12 - до аномально низькопродуктивні. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища вказує на неможливість освоєння родовища без активного впливу на його продуктивні пласти і без використання методів інтенсифікації видобутку. Це підтверджує досвід розробки експлуатаційної дільниці лівобережної частини.

Основними геолого-фізичними характеристиками Приобского родовища для оцінки застосовності різних методів впливу є:

1) глибина продуктивних пластов- 2400-2600 м,

2) поклади литологически екрановані, природний режим - пружний, замкнутий,

3) товщина пластовАС 10, АС 11 і АС 12 відповідно до 20,6, 42,6 і 40,6 м.

4) початковий пластовий тиск-23,5-25 МПа,

5) пластова температура-88-90 ° С,

6) низька проникність колекторів, середні значення за результатами

7) висока латеральна і вертикальна неоднорідність пластів,

8) в'язкість пластової нафти-1,4-1,6 мПа * с,

9) тиск насичення нафти 9-11 МПа,

10) нафту нафтенового ряду, парафінистих і малосмолиста.

Зіставляючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобского родовища можуть бути виключені: теплові методи і полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів з високов'язких нафти і на глибинах до 1500-1700 м. Полімерна заводнення переважно використовувати в пластах проникністю більше 0,1 мкм для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа * с і при температурі до 90 ° С (для більш високих температур застосовуються дорогі, спеціальні по складам полімери).

Досвід розробки вітчизняних і зарубіжних родовищ показує, що заводнення виявляється досить ефективним методом впливу на нізкопроніцаемие колектора при строгому дотриманні необхідних вимог до технології його здійснення. У числі основних причин, що викликають зниження ефективності заводнення нізкопроніцаемих пластів виявляються:

Погіршення фільтраційних властивостей породи за рахунок:

Набухання глинистих складових породи при контакті з закачується водою,

Засмічення колектора мелкодісперснимі механічними домішками, що знаходяться в закачуваної воді,

Випаданням в пористому середовищі колектора опадів солей при хімічній взаємодії нагнітається і пластової води,

Зменшення охоплення пласта заводнением внаслідок утворення навколо нагнітальних свердловин тріщин - розриву і поширення їх в глиб

Значна чутливість до характеру змочуваності порід нагнітається агентом значне зниження проникності колектора за рахунок випадання парафінів.

Прояв всіх цих явищ в низькопроникних колекторах викликає більш суттєві наслідки, ніж в високопроникних породах.

Для усунення впливу на процес заводнення зазначених факторів використовуються відповідні технологічні рішення: оптимальні сітки свердловин і технологічні режими експлуатації свердловин, нагнітання в пласти води необхідного типу і складу, відповідна її механічна, хімічна та біологічна очистка, а також добавка в воду спеціальних компонентів.

Для Приобского родовища заводнення слід розглядати в якості основного методу впливу.

Застосування розчинів ПАР на родовищі було відкинуто, в першу чергу, через низьку ефективність цих реагентів в умовах нізкопроніцаемих колекторів.

Для Приобского родовища і лужну заводнення не може бути рекомендовано з наступних причин:

Основний з них є переважна структурна і шарувата глинистість колекторів. Глинисті агрегати представлені каолинитом, хлоритом і гідрослюд. Взаємодія лугу з глинистим матеріалом може привести не тільки до набухання глин, а й до руйнування породи. Лужний розчин низької концентрації збільшує коефіцієнт набухання глин в 1,1-1,3 рази і знижує проникності породи в 1,5-2 рази в порівнянні з прісною водою, що є критичним для нізкопроніцаемих колекторів Приобского родовища. Застосування розчинів високої концентрації (що знижують набухає глин) активізує процес руйнування породи.

Улюбленою технологією російських нафтовиків залишається гідророзрив пласта: в свердловину закачується рідина під тиском до 650 атм. для утворення тріщин в породі. Тріщини закріплюються штучним піском (проппанта): він не дозволяє їм зімкнутися. Через них нафту просочується в свердловину. За даними ТОВ «СібНІІНП», гідророзрив призводить до збільшення припливу нафти на родовищах Західного Сибіру від 1,8 до 19 разів.

В даний час нафтовидобувні компанії, проводячи геолого-технічні заходи, в основному обмежуються використанням стандартних технологій гідророзриву пласта (ГРП) із застосуванням гелірованного водного розчину на полімерній основі. Дані розчини, як і рідини глушіння, а також бурові розчини викликають значне пошкодження пласта і самої тріщини, що істотно знижує залишкову провідність тріщин, і, як наслідок, видобуток нафти. Особливе значення кольматація пласта і тріщин має на родовищах з поточним пластовим тиском менше 80% початкового.

З технологій, застосовуваних для вирішення даної проблеми, виділяють технології з використанням суміші рідини і газу:

Спінені (наприклад, азотований) рідини з вмістом газу менше 52% загального обсягу суміші;

Пінні ГРП - понад 52% газу.

Розглянувши наявні на російському ринку технології і результати їх впровадження, фахівці ТОВ «Газпромнефть-Хантос» вибрали пінний ГРП і запропонували компанії Schlumberger провести дослідно-промислові роботи (ОПР). За їх результатами було дано оцінку ефективності пінного ГРП на Приобского родовищі. Пінний ГРП, як і звичайний, спрямований на створення тріщини в пласті, висока провідність якої забезпечує приплив вуглеводнів до свердловини. Однак при пінному ГРП за рахунок заміни (в середньому 60% обсягу) частини гелірованного водного розчину на стиснений газ (азот або вуглекислий газ) значно зростають проникність і провідність тріщин, і, як наслідок, ступінь пошкодження пласта мінімальна. У світовій практиці вже була відзначена найбільша ефективність використання пінних рідин для ГРП в свердловинах, де пластової енергії недостатньо для виштовхування відпрацьованої рідини ГРП в стовбур свердловини під час її освоєння. Це відноситься як до нового, так і до діючого фонду свердловин. Наприклад, за обраними свердловинах Приобского родовища пластовий тиск знизився до 50% початкового. При проведенні пінного ГРП стиснений газ, який був закачаний в складі піни, допомагає видавлювати відпрацьований розчин з пласта, що збільшує обсяги відпрацьованою рідини і знижує час

відпрацювання свердловини. Для проведення робіт на Приобского родовищі був обраний азот як найбільш універсальний газ:

Повсюдно використовується при освоєнні свердловин з гнучкими НКТ;

інертний;

Сумісний з рідинами ГРП.

Відпрацювання свердловин після виконання робіт, що є частина «пінного» сервісу, здійснювалася силами компанії Schlumberger. Особливістю проекту стало виконання ОПР не тільки в новому, а й в чинному фонді свердловин, в пластах з уже існуючими тріщинами ГРП від перших робіт, так званий повторний ГРП. Як рідкої фази пінної суміші була обрана зшита полімерна система. Отримана пінна суміш успішно допомагає вирішувати проблеми збереження властивостей пріза-

бійня зони. Концентрація полімеру в системі становить всього 7 кг / т проппанта, для порівняння, в свердловинах найближчого оточення - 11,8 кг / т.

В даний час можна відзначити успішне проведення пінного ГРП з використанням азоту в свердловинах пластів АС10 і АС12 Приобского родовища. Роботам в чинному фонді свердловин приділялася пильна увага, так як повторні ГРП дозволяють залучити до розробку нові пласти і прошарки, не порушені розробкою раніше. Для аналізу ефективності пінних ГРП їх результати порівняли з результатами, отриманими за сусіднім свердловинах, в яких проведені звичайні ГРП. Пласти мали однакову нефтенасищенних товщину. Фактичний дебіт рідини і нафти по свердловинах після пінного ГРП при середньому тиску на прийомі насоса 5 МПа перевищив дебіт сусідніх свердловин відповідно на 20 і 50% .З порівняння середніх показників роботи свердловин нового фонду після звичайного ГРП і пінного слід, що дебіти рідини і нафти рівні , однак робоче забійні тиск до насоса в свердловинах після пінних ГРП становить в середньому 8,9 МПа, в оточуючих свердловинах - 5,9 МПа. Перерахунок потенціалу свердловин на рівнозначне тиск дозволяє оцінити ефект від пінного ГРП.

ОПР з пінним ГРП в п'яти свердловинах Приобского родовища показали ефективність методу як в чинному, так і в новому фонді свердловин. Більш високий тиск на прийомі насоса в свердловинах після застосування пінних сумішей свідчить про утворення тріщин високої провідності в результаті пінних ГРП, що забезпечує додатковий видобуток нафти по свердловинах.

В даний час розробку північній частині родовища веде ТОВ «РН-Юганскнефтегаз», належить компанії «Роснефть», а південну - ТОВ "Газпромнефть - Хантос", що належить компанії «Газпром нафта».

За рішенням Губернатора ХМАО родовищу був привласнений статус «Територія особливого порядку надрокористування», що визначило особливе ставлення нафтовиків до освоєння Приобского родовища. Важкодоступність запасів, крихкість екосистеми родовища, зумовили застосування новітніх природоохоронних технологій. 60% території Приобского родовища розташовані в затоплюваної частини заплави річки Обі, при будівництві кущових майданчиків, напірних нафтопроводів і підводних переходів застосовуються екологічно-безпечні технології.

Майданчикові об'єкти, що знаходяться на території родовища:

· Дожимная насосні станції - 3

· Мультіфазную насосна станція Sulzer - 1

· Кущові насосні станції для закачування робочого агента в пласт - 10

· Плавучі насосні станції - 4

· Цехи підготовки і перекачування нафти - 2

· Вузол сепарації нафти (ССО) - 1

У травні 2001 року на 201-му куща правого берега Приобского родовища проведений монтаж унікальної мультіфазную перекачивающей насосної станція Sulzer. Кожен насос установки здатний перекачувати 3,5 тисячі кубометрів рідини в годину. Комплекс обслуговує один оператор, всі дані і параметри виводяться на монітор комп'ютера. Станція є єдиною в Росії.

Голландська насосна станція «Росскор» обладнана на Приобского родовищі в 2000 році. Вона призначена для внутріпромислових перекачування багатофазної рідини без застосування смолоскипів (щоб уникнути спалювання попутного газу в заплавній частині річки Обь).

Завод з переробки бурових шламів на правому березі Приобского родовища випускає силікатна цегла, який використовується в якості будівельного матеріалу для будівництва доріг, кущових підстав і т.д. Для вирішення проблеми з утилізацією попутного газу, що видобувається на Приобского родовищі, на Прирозломного родовищі побудована перша в ХМАО Газотурбинная електростанція, що забезпечує електроенергією Приобское і Прирозломного родовища.

Не має аналогів побудована через Об лінія електропередачі, проліт якої складає розміром 1020 м, а діаметр проводу, спеціально виготовленого в Великобританії, - 50 мм.

§2.Подготовка нафти до переробки

Витягнута з свердловин сира нафта містить попутні гази (50-100 м 3 / т), пластову воду (200-300 кг / т) і розчинені у воді мінеральні солі (10-15 кг / т), які негативно позначаються на транспортуванні, зберіганні і подальшій переробці її. Тому, підготовка нафти до переробки обов'язково включає наступні операції:

Видалення попутних (розчинених в нафті) газів або стабілізація нафти;

Знесолення нафти;

Зневоднення (дегідратація) нафти.

Стабілізація нафти - сира Приобське нафту містить значну кількість розчинених у ній легких вуглеводнів. При транспортуванні і зберіганні нафти вони можуть виділятися, внаслідок чого склад нафти буде змінюватися. Щоб уникнути втрати газу і разом з ним легких бензинових фракцій і запобігти забрудненню атмосфери, ці продукти повинні бути вилучені з нафти до її переробки. Подібний процес виділення легких вуглеводнів з нафти у вигляді попутного газу називається стабілізацією нафти. Стабілізацію нафти на Приобского родовищі здійснюють методом сепарації безпосередньо в районі її видобутку на вимірювальних установках.

Попутний газ відокремлюють від нафти багатоступінчастої сепарацией в сепараторах-газоотделителя, в яких послідовно знижуються тиск і швидкість потоку нафти. В результаті відбувається десорбція газів, спільно з якими видаляються і потім конденсуються летючі рідкі вуглеводні, утворюючи «газовий конденсат». При сепараційному методі стабілізації в нафти залишається до 2% вуглеводнів.

Знесолення і зневоднення нафти - видалення з нафти солей і води відбувається на промислових установках підготовки нафти і безпосередньо на нафтопереробних заводах (НПЗ).

Розглянемо пристрій електрообессолівающіх установок.

Нафта з сировинного резервуара 1 з добавками деемульгатора і слабкого лужного або содового розчину проходить через теплообмінник 2, підігрівається в підігрівач 3 і надходить у змішувач 4, в якому до нафти додається вода. Новоутворена емульсія послідовно проходить електродегідрататори 5 і 6, в яких від нафти відділяється основна маса води і розчинених в ній солей, внаслідок чого зміст їх знижується в 8-10 разів. Знесолена нафту проходить теплообмінник 2 і після охолодження в холодильнику 7 надходить в збірнику 8. відокремилася в електродегідрататорах вода відстоюється в Нафтовіддільники 9 і направляється на очистку, а відокремилася нафту приєднується до нафти, яка подається в ЕЛОУ.

Процеси знесолення і зневоднення нафти пов'язані з необхідністю руйнування емульсій, які утворює з нафтою вода. При цьому, на промислах руйнуються емульсії природного походження, що утворилися в процесі видобутку нафти, а на заводі - штучні емульсії, отримані при багаторазовій промиванні нафти водою для видалення з неї солей. Після обробки вміст води і хлоридів металів в нафти знижується на першій стадії до 0,5 1,0% і 100-1800 мг / л відповідно, і на другій стадії до 0,05-0,1% і 3-5 мг / л.

Для прискорення процесу руйнування емульсій необхідно піддавати нафту іншим заходам впливу, спрямованим на укрупнення крапель води, підвищення різниці щільності, зниження в'язкості нафти.

У Приобське нафти використовують введення в нафту речовини (деемульгатора) завдяки якому розшарування емульсії полегшується.

А для знесолення нафти використовують промивання нафти свіжої прісною водою, яка не тільки вимиває солі, але і надає гідромеханічне вплив на емульсію.

§3.Первічная переробка нафти Приобского родовища

Нафта являє собою суміш тисяч різних речовин. Повний склад нафт навіть сьогодні, коли є в наявності найвитонченіші засоби аналізу і контролю: хроматографія, ядерно-магнітного резонансу, електронних мікроскопів - далеко не всі ці речовини повністю визначені. Але, не дивлячись на те, що до складу нафти входять практично всі хімічні елементи таблиці Д.І. Менделєєва, її основа все-таки органічна і складається з суміші вуглеводнів різних груп, що відрізняються один від одного своїми хімічними і фізичними властивостями. Незалежно від складності та складу, переробка нафти починається з первинної перегонки. Зазвичай перегонку проводять в два етапи - з невеликим надлишковим тиском, близьким до атмосферного і під вакуумом, при цьому використовуючи для підігріву сировини трубчасті печі. Тому, установки первинної переробки нафти носять назви АВТ - атмосферно-вакуумні трубчатки.

Нафти Пріобского родовища мають потенційно високим вмістом масляних фракцій, отже первинна переробка нафти здійснюється по паливно-масляного балансу і здійснюється в три ступені:

Атмосферна перегонка з отриманням паливних фракцій і мазуту

Вакуумна перегонка мазуту з отриманням вузьких масляних фракцій і гудрону

Вакуумна перегонка суміші мазуту і гудрону з отриманням широкої масляної фракції і утяжеленного залишку, використовуваного для виробництва бітуму.

Перегонка Приобське нафти здійснюється на установках атмосферної трубчатки за схемою з одноразовим випаровуванням, тобто з однієї складної ректифікаційної колоною з бічними отпарную секціями - це енергетично найвигідніше, тому що Приобське нафту повністю задовольняє вимогам при використанні такої установки: щодо невисокий вміст бензину (12-15%) і вихід фракцій до 350 0 С не більше 45%.

Сира нафта, нагріта гарячими потоками в теплообміннику 2, направляється в електродегідратор 3. Звідти обезсолена нафту насосом через теплообмінник 4 подається в піч 5 і потім в колону ректифікації 6, де відбувається її одноразове випаровування і поділ на необхідні фракції. У разі знесоленої нафти електродегідратор в схемах установок відсутня.

При великому вмісті в нафти розчиненого газу і низкокипящих фракцій переробка її за такою схемою одноразового випаровування без попереднього випаровування утруднена, оскільки в живильному насосі і в усіх апаратах, розташованих в схемі до печі, створюється підвищений тиск. Крім того, при цьому підвищується навантаження печі і ректифікаційної колони.

Основне призначення вакуумної перегонки мазуту: отримання широкої фракції (350 - 550 0С і вище) - сировини для каталітичних процесів і дистилятів для виробництва масел і парафінів.

Насосом мазут накачується через систему теплообмінників в трубчасту піч, де нагрівається до 350 ° -375 °, і надходить в ректифікаційної вакуумну колону. Розрідження в колоні створюється пароструминних ежекторами (залишковий тиск 40-50 мм). У нижню частину колони подається водяна пара. Масляні дистиляти відбираються з різних тарілок колони, проходять теплообмінники в і холодильники. З низу колони відводиться залишок - гудрон.

Масляні фракції, виділені з нафти, піддаються очищенню виборчими розчинами - фенолом або фурфурол, щоб видалити частину смолистих речовин, потім проводять депарафінізації за допомогою суміші метилетилкетону або ацетону з толуолом для зниження температури застигання масла. Закінчується обробка масляних фракцій доочищенням отбеливающими глинами. Останні технології отримання масел використовують процеси гідроочищення натомість глин.

Матеріальний баланс атмосферної перегонки Приобське нафти:

§4.Каталітіческій крекінг

Каталітичний крекінг - найважливіший процес нафтопереробки, істотно впливає на ефективність НПЗ в цілому. Сутність процесу полягає в розкладанні вуглеводнів, що входять до складу сировини (вакуумного газойля) під впливом температури в присутності цеолитсодержащие алюмосиликатного каталізатора. Цільовий продукт установки КК - високооктановий компонент бензину з октановим числом 90 пунктів і більше, його вихід становить від 50 до 65% в залежності від використовуваного сировини, застосовуваної технології та режиму. Високе октанове число обумовлено тим, що при каталітичному крекінгу відбувається також ізомеризація. В ході процесу утворюються гази, що містять пропилен і бутилен, що використовуються в якості сировини для нафтохімії та виробництва високооктанових компонентів бензину, легкий газойль - компонент дизельних і пічних палив, і важкий газойль - сировина для виробництва сажі, чи компонент мазутів.
Потужність сучасних установок в середньому - від 1,5 до 2,5 млн тонн, однак на заводах провідних світових компаній існують установки потужністю і 4,0млн.тонн.
Ключовим ділянкою установки є реакторно-регенераторний блок. До складу блоку входить піч нагрівання сировини, реактор, в якому безпосередньо відбуваються реакції крекінгу, і регенератор каталізатора. Призначення регенератора - випалюючи коксу, що утворюється в ході крекінгу і осаждающегося на поверхні каталізатора. Реактор, регенератор і вузол введення сировини пов'язані трубопроводами, по яких циркулює каталізатор.
Потужностей каталітичного крекінгу на російських НПЗ в даний час явно недостатньо, і саме за рахунок введення нових установок вирішується проблема з прогнозованим дефіцитом бензину.

§4.Каталітіческій риформинг

Розвиток виробництва бензинів пов'язано з прагненням поліпшити основне експлуатаційне властивість палива - детонационную стійкість бензину, оцінювану октановим числом.

Риформинг служить для одночасного отримання високооктанового базового компонента автомобільних бензинів, ароматичних вуглеводнів і водневомісний газу.

Для Приобське нафти риформингу піддається фракція, що википає в межах 85-180 0 С, підвищення кінця температури кипіння сприяє коксообразованію і тому небажано.

Підготовка сировини риформінгу - ректифікація для виділення фракцій, гідроочищення для видалення домішок (азот, сірка і т.д.), які отруюють каталізатори процесу.

В процесі риформінгу використовуються платинові каталізатори. Дорожнеча платини визначила мале її зміст в промислових каталізаторах риформінгу і отже необхідність її ефективного використання. Цьому сприяє застосування в якості носія оксиду алюмінію, який давно був відомий як кращий носій для каталізаторів ароматизації.

Важливо було перетворити алюмоплатіновий каталізатор в біфункціональний каталізатор риформінгу, на якому протікав би весь комплекс реакцій. Для цього слід було надати носію необхідні кислотні властивості, що було досягнуто шляхом обробки оксиду алюмінію хлором.

Перевага хлорованого каталізатора - можливість регулювання вмісту хлору в каталізаторах, а отже їх кислотності безпосередньо в умовах експлуатації.

При переході діючих установок риформінгу на поліметалічні каталізатори показники роботи збільшилися, тому що вартість їх нижче, їх висока стабільність дозволяє здійснювати процес при більш низькому тиску не боячись закоксування. При проведенні риформінгу на поліметалічних каталізаторах зміст в сировину наступних елементів не повинно перевищувати сірки не більше 1 мг / кг, нікелю-1,5 мг / кг, води-3 мг / кг. За показником нікелю Приобське нафту не підходить для поліметалічних каталізаторів, тому при риформінгу використовуються алюмоплатіновие каталізатори.

Типовий матеріальний баланс риформінгу фракції 85-180 ° С при тиску 3 МПа.

бібліографічний список

1. Глаголєва О.Ф., Капустін В.М. Первинна переробка нафти (ч1), Колос, М.: 2007

2. Абдулмазітов Р.Д., Геологія і розробка найбільших нафтових і нафтогазових родовищ Росії, ВАТ ВНІІОЕНГ, М.: тисяча дев'ятсот дев'яносто шість

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение - про Приобье в вікіпедії

4. http://minenergo.gov.ru - міністерство енергетики РФ

5. Баннов П.Г., Процеси переробки нафти, ЦНІІТЕнеф-техім, М.: 2001

6. Бойко О.В., Хімія нафти і палив, УлГТУ: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефть, вісник компанії

		© сайт
Країна	Росія
регіон	Ханти-Мансійський автономний округ
місцезнаходження	65 км від міста Ханти-Мансійськ і 200 км від міста Нефтеюганськ, заплава річки Обі
нафтогазоносна провінція	Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція
координати	61 ° 20'00 "пн. ш. 70 ° 18'50 "в. д.
Корисна копалина	нафта
характеристики сировини	Щільність 863 - 868 кг / м 3; Вміст сірки 1,2 - 1,3%; В'язкість 1,4 - 1,6 мПа · с; Зміст парафінів 2,4 - 2,5%
Ранг	унікальне
статус	Розробка
відкриття	1982 р
Введення в промислову експлуатацію	1988 р
Компанія-надрокористувач	Північна частина - ТОВ «РН-Юганскнефтегаз» (ПАТ «НК« Роснефть »); Південна частина - ТОВ «Газпромнефть - Хантос» (ПАТ «Газпром нафта»); Верхньо-Шапшінскій і Середньо-Шапшінскій ліцензійні ділянки - ВАТ «НАК« АКІ отир »(ПАТ НК« Русснефть »)
геологічні запаси	5 млрд тонн нафти

Приобское нафтове родовище - гігантське російське родовище нафти, що розташоване на території Ханти-Мансійського автономного округу. Вважається найбільшим родовищем в Росії за поточними запасами і рівню видобутку нафти.

Загальні відомості

Приобское родовище відноситься до Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції. Рас-покладається на кордоні Салимском і Лямінского нафтогазоносних районів, в 65 км від міста Ханти-Мансійськ і 200 км від міста Нефтеюганськ, і приурочено до однойменної локальної структурі Среднеобского нафтогазоносної області.

Близько 80% площі родовища знаходиться в заплаві річки Обі, яка, перетинаючи ділянку, розділяє його на 2 частини: ліво- і правобережний. Офіційно ділянки лівого і правого берегів Обі називаються Південно і Північно-Приобское родовища відповідно. У період паводків заплава регулярно затоплюється, що поряд зі складною геологічною будовою, дозволяє характеризувати родовище, як важкодоступне.

запаси

Геологічні запаси родовища оцінюються в 5 млрд тонн нафти. Поклади вуглеводнів виявлені на глибині 2,3-2,6 км, товщина пластів досягає від 2 до 40 метрів.

Нафта Приобского родовища малосмолиста, зміст парафінів на рівні 2,4-2,5%. Характеризуються середньою щільністю (863-868 кг / м³), але підвищеним вмістом сірки (1,2-1,3%), що вимагає її додаткового очищення. В'язкість нафти близько 1,4-1,6 мПа * с.

відкриття

Родовище Приобское було відкрито в 1982 році свердловиною №151 «Главтюменьгеологіі».
Експлуатаційна видобуток нафти почався в 1988 році на лівому березі зі свердловини №181-Р фонтанні способом. Правий берег почали освоювати пізніше - в 1999 році.

освоєння

В теперішній момент розробку північній частині Приобского нафтового родовища (СЛТ) виробляє ТОВ «РН-Юганскнефтегаз», що належить компанії «Роснефть», а південній (ЮЛТ) - ТОВ «Газпромнефть - Хантос» (дочірнє товариство компанії ПАТ «Газпром нафта»).

Крім цього на півдні родовища виділяються відносно невеликі Верхньо-Шапшінскій і Середньо-Шапшінскій ліцензійні ділянки, розробку яких з 2008 року веде компанія ВАТ «НАК« АКІ отир », що належить ПАТ НК« Русснефть ».

методи розробки

У зв'язку зі специфічними умовами залягання вуглеводнів і географічним розташуванням покладів, видобуток на Приобского нафтовому родовищі проводиться за допомогою гідророзриву пластів, що значно знижує експлуатаційні витрати і капіталовкладення.

У листопаді 2016 року на родовищі був проведений найбільший в Росії гідророзрив нафтового пласта - в пласт було закачано 864 тонни расклинивающего агента (пропант). Операція проводилася спільно з фахівцями компанії Newco Well Service.

Поточний рівень видобутку

Приобское родовище по праву вважається найбільшим родовищем нафти в Росії за запасами і за обсягами видобутку. До теперішнього моменту на ньому пробурено близько 1000 видобувних і майже 400 нагнітальних свердловин.

У 2016 році родовище забезпечило 5% від усього видобутку нафти в Росії, а за перші п'ять місяців 2017 року на ньому видобуто понад 10 млн тонн нафти.

Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Вступ

1 Геологічна характеристика Приобского родовища

1.1 Загальні відомості про родовище

1.2 літостратіграфічеських розріз

1.3 Тектонічна будова

1.4 нафтоносних

1.5 Характеристика продуктивних пластів

1.6 Характеристика водоносних комплексів

1.7 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

1.8 Оцінка запасів нафти

1.8.1 Запаси нафти

2. Основні техніко-економічні показники розробки Приобского родовища

2.1 Динаміка основних показників розробки Приобского родовища

2.2 Аналіз основних технко- економічних показників розробки

2.3 Особливості розробки, що впливають на експлуатацію свердловин

3. Застосовувані методи збільшення нафтовіддачі пластів

3.1 Вибір методу впливу на нафтову поклад

3.2 Геолого - фізичні критерії застосовності різних методів впливу на Приобского родовищі

3.2.1 Заводнення пластів

3.3 Методи впливу на привибійну зону свердловини для інтенсифікації видобутку нафти

3.3.1 Кислотні обробки

3.3.2 Гідророзрив пласта

3.3.3 Підвищення ефективності перфорації

висновок

Вступ

Нафтова промисловість є однією з найважливіших складових економіки Росії, що безпосередньо впливає на формування бюджету країни і її експорт.

Стан ресурсної бази нафтогазового комплексу є найбільш гострою проблемою на сьогоднішній день. Ресурси нафти поступово виснажуються, велике число родовищ знаходиться в кінцевій стадії розробки і мають великий відсоток обводненості, тому, найбільш актуальною і першочерговим завданням є пошук і введення в експлуатацію молодих і перспективних родовищ, одним з яких є Приобское родовище (за запасами - воно одне з найбільших родовищ Росії).

Балансові запаси нафти, затверджені ДКЗ, по категорії С 1 складають 1827,8 млн.т., які добуваються 565,0 млн.т. при коефіцієнті нефтеизвлечения 0,309 з урахуванням запасів в охоронній зоні під заплавами річок Об і Великий Салим.

Балансові запаси нафти категорії С 2 складають 524 073 тис. Т., Які добуваються - 48970 тис. Т. При коефіцієнті нефтеизвлечения 0,093.

Приобское родовище має ряд характерних особливостей:

велике, многопластового, по запасам нафти унікальне;

важкодоступне, характеризується значною заболоченностью, в весняно-літній період велика частина території затоплюється паводковими водами;

по території родовища протікає річка Об, що розділяє його на правобережну і лівобережну частини.

Родовище характеризується складною будовою продуктивних горизонтів. Промисловий інтерес представляють пласти АС10, АС11, АС12. Колектора горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивні, а АС12 до аномально низькопродуктивні. Експлуатацію пласта АС12 слід виділити в окрему проблему розробки, тому що , Пласт АС12 до того ж є найзначнішим за запасами з усіх пластів. Ця характеристика вказує на неможливість освоєння родовища без активного впливу на його продуктивні пласти.

Одним з напрямків вирішення цієї проблеми є здійснення заходів з інтенсифікації видобутку нафти.

1 . геологічна характеристикаПриобскогомісце народження

1.1 Загальні відомості про родовище

Приобское нафтове родовище в адміністративному відношенні розташоване в Ханти-Мансійському районі Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області.

Район робіт знаходиться на відстані на 65 км на схід від міста Ханти-Мансійська, на 100 км на захід від міста Нефтеюганска.В даний час район відноситься до числа найбільш економічно швидко розвиваються в автономному окрузі, що стало можливим у зв'язку з ростом обсягів геологорозвідувальних робіт і нафтовидобутку .

Найбільші розробляються прилеглі родовища: Салимское, розташоване в 20 км на схід, Приразломное, розташоване в безпосередній близькості, Правдинское - в 57 км на південний схід.

На південний схід від родовища проходять траси газопроводу Уренгой - Челябінськ - Новополоцьк і нафтопроводу Усть-Балик-Омськ.

Приобське площа північній своєю частиною розташована в межах Обської заплави - молодий аллювиальной рівнини з акумуляцією четвертинних відкладень порівняно великої потужності. Абсолютні відмітки рельєфу складають 30-55 м. Південна частина площі тяжіє до плоскої аллювиальной рівнині на рівні другої надзаплавної тераси зі слабо вираженими формами річковий ерозії і акумуляції. Абсолютні позначки тут складають 46-60 м.

Гідрографічна мережа представлена \u200b\u200bпротокою Малий Салим, яка протікає в субширотном напрямку в північній частині площі і на цій ділянці з'єднується дрібними протоками Малої Березовського і Полою з великої і повноводної Обської протокою Великий Салим. Річка Об є основною водною магістраллю Тюменської області. На території району є велика кількість озер, найбільші з яких озеро Олевашкіна, озеро Карасьов, озеро окуневих. Болота непрохідні, замерзають до кінця січня і є головною перешкодою при пересуванні транспорту.

Клімат району різко континентальний з тривалою зимою і коротким теплим літом. Зима морозна і сніжна. Найхолодніший місяць року - січень (середньомісячна температура -19,5 градусів С). Абсолютний мінімум -52 градуси С. Найтеплішим є липень (середньомісячна температура +17 градусів С), абсолютний максимум +33 градуси С. Середньорічна кількість опадів 500-550 мм на рік, причому 75% припадає на теплу пору року. Сніговий покрив встановлюється у другій половині жовтня і триває до початку іюня.Мощность снігового покриву від 0,7 м до 1,5-2 м. Глибина промерзання грунту 1-1,5 м.

Для розглянутого району характерні підзолисті глинисті грунти на порівняно підвищених ділянках і торфянисто-подзолисто-мулові і торфові грунти на заболочених ділянках місцевості. У межах рівнин алювіальні грунти річкових терас в основному піщанисті, місцями глинисті. Рослинний світ різноманітний. Переважає хвойний і змішаний ліс.

Район знаходиться в зоні роз'єднаність залягання приповерхневих і реліктових багаторічномерзлих порід. Приповерхневі мерзлі грунти залягають на вододілах під торфянників. Товщина їх контролюється рівнем грунтових вод і досягає 10-15 м, температура постійна і близька до 0 градусів С.

На суміжних територіях (на Приобского родовищі мерзлі породи не вивчені) ММП залягають на глибинах від 140-180 м (Лянторское родовище). Потужність ММП становить 15-40 м, рідше більше. Мерзлими є частіше нижня, більш глиниста, частина Новомихайлівського і незначна частина атлимской світ.

Найбільш великими населеними пунктами, найближчими до площі робіт, є міста Ханти-Мансійськ, Нефтеюганськ, Сургут і з більш дрібних населених пунктів - селища Селіярово, Ситомино, Лемпіно і інші.

1.2 літостратіграфічеськихрозріз

Геологічний розріз Приобского родовища складний потужною товщею (понад 3000м) теригенних відкладень осадового чохла мезо-кайнозойського віку, що залягають на породах доюрского комплексу, представлених корою вивітрювання.

доюрского освіти (Pz)

У розрізі доюрского товщі виділяється два структурних поверхи. Нижній, приурочений до консолідованої корі, представлений сильно дислокованими графіт-порфіритами, гравеліти і метаморфизованними вапняками. Верхній поверх, що виділяється як проміжний комплекс, складають менше дислоковані еффузівно-осадові відкладення Пермь-тріасового віку товщиною до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена \u200b\u200bвсіма трьома відділами: нижнім, середнім і верхнім.

В її складі виділяються Тюменська (J1 + 2), Абалакской і баженовского свити (J3).

відкладення тюменської свити залягають в підставі осадового чохла на породах кори вивітрювання з кутовим і стратиграфічні незгодою і представлені комплексом теригенних порід глинисто-піщано-алевролітового складу.

Товщина відкладів тюменської свити змінюється від 40 до 450м. У межах родовища вони розкриті на глибинах 2806-2973м. Відкладення тюменської свити згідно перекриваються верхнеюрскими відкладеннями Абалакской і баженовской світ. Абалакской свита складена темно-сірі до чорного кольору, ділянками ізветковістимі, глауконітовими аргиллитами з прошарками алевролітів у верхній частині розрізу. Товщина свити коливається від 17 до 32 м.

відкладення баженовской свити представлені темно-сірими, майже чорними, бітумінозних аргілітами з прошарками слабоалеврітістих аргиллитов і органогенного-глинисто-карбонатних порід. Товщина свити становить 26-38 м.

Крейдова система (K)

Відкладення крейдяний системи розвинені повсюдно представлені верхнім і нижнім відділами.

У складі нижнього відділу знизу вгору виділяються ахская, черкашінская, алимская, Вікуловской і ханти-мансійська свити, а в верхньому ханти-мансійська, Уватским, Кузнецовська, березовська і ганькінская свити.

Нижня частина ахской почту (K1g) представлена \u200b\u200bв основному аргілітами з підпорядкованими малопотужними прошарками алевролітів і пісковиків, об'єднаних в ачимовской товщу.

У верхній частині ахской свити виділяється витримана пачка тонкоотмученних, темно-сірих, що наближаються до сірих пімскіх глин.

Загальна товщина свити змінюється із заходу на схід від 35 до 415м. У розрізах розташованих на схід від до цієї товщі приурочені група пластів БС1-БС12.

розріз черкашінской почту (K1g-br) представлений ритмічним чергуванням сірих глин, алевролітів і алеврітістих пісковиків. Останні, в межах родовища, так само як і пісковики, є промислово нафтоносними і виділяються в пласти АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Товщина свити змінюється від 290 до 600 м.

Вище залягають темно-сірі до чорних глини алимской почту (K1a), у верхній частині з прошарками бітумінозних аргілітів, в нижній - алевролітів і пісковиків. Товщина свити змінюється від 190 до 240м. Глини є регіональною покришкою для покладів вуглеводнів всій Среднеобского нафтогазоносної області.

Вікуловской свита (K1a-al) складається з двох підсів.

Нижня - переважно глиниста, верхня - піщано-глиниста з переважанням пісковиків і алевролітів. Для свити характерно присутність рослинного детриту. Товщина свити коливається від 264 м на заході до 296 м на північному сході.

Ханти-Мансійська свита (K1a-2s) представлена \u200b\u200bнерівномірним переслаиванием піщано-глинистих порід з переважанням перших у верхній частині розрізу. Породи свити характеризуються великою кількістю углистого детриту. Товщина свити варіює від 292 до 306 м.

Уватским свита (K2s) представлена \u200b\u200bнерівномірним переславіваніем пісків, алевролітів, пісковиків. Для свити характерна наявність обвуглених і озалізнений рослинних залишків, углистого детриту, бурштину. Товщина свити 283-301 м.

Берцовская свита (K2k-st-km) підрозділяється на дві підсвіти. Нижню, що складається з глин, сірих монтмореллонітових, прошарками опоковидних товщиною від 45 до 94 м, і верхню, представлену глинами сірими, темно-сірими, кременистими, піщанистих, товщиною 87-133 м.

Ганькінская свита (K2mP1d) складається з глин сірих, зеленувато-сірих переходять в мергелі з зернами глауконіту і конкрециями сідеріта. Її товщина - 55-82м.

Палеогеновая система (P2)

Палеогеновая система включає в себе породи талицкой, люлінворской, атлимской, Новомихайлівського і туртасской світ. Перші три представлені морськими відкладеннями, інші - континентальними.

Талицького свита складена товщею глин темно-сірих, ділянками алеврітістих. Зустрічаються перітізірованние рослинні залишки і лусочки риб. Товщина свити 125-146 м.

Люлінворская свита представлена \u200b\u200bглинами жовтувато-зеленими, в нижній частині розрізу часто опокоідние з прошарками опок. Товщина свити 200-363 м.

Тавдинського свита завершальна розріз морського палеогену виконана глинами сірими, голубувато-сірими з прошарками алевролітів. Товщина свити 160-180 м.

Атлимская свита складена континентальними алювіально-морськими відкладеннями, які з пісків, сірих до білих, переважно кварцовими з прошарками бурого вугілля, глин і алевролітів. Товщина свити 50-60 м.

Новомихайлівська свита - представлена \u200b\u200bнерівномірним переслаиванием пісків, сірих, дрібнозернистих, кварцево-польовошпатовими з глинами і алевролітами сірими і коричнево-сірими з прошарками пісків і бурого вугілля. Товщина свити не перевищує 80 м.

Туртасская свита складається з глин і алевролітів зеленувато-сірих, тонкослоістих з прошарками діятимуть і кварцево-глауконітових пісків. Товщина свити 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Присутній повсюдно і представлена \u200b\u200bв нижній частині чергуванням пісків, глин, суглинками і супісками, у верхній - болотними і озерними фациями - мулами, суглинками і супісками. Загальна товщина складає 70-100 м.

1.3 Тектонічнібудова

Приобське структура розташовується в зоні зчленування Ханти-Мансійської западини, Лямінского мегапрогіба, Салимском і Західно-Лемпінской груп підняттів. Структури першого порядку ускладнені валоподібними і куполовидними поднятиями другого порядку і окремими локальними антиклінальними структурами, які є об'єктами проведення пошукових і розвідувальних робіт на нафту і газ.

Сучасний структурний план доюрского підстави вивчений по відбиває горизонту «А». На структурної карті по відбиває горизонту «А» знаходять відображення всі структурні елементи. У південно-західній частині району - Селіяровское, Західно-Сахалінське, Світле підняття. У північно-західній частині - Східно-Селіяровское, хрестові, Західно-Горшковський, Південно-Горшковський, що ускладнюють східний схил Західно-Лемпінской зони підняття. У центральній частині - Західно-Сахалінський прогин, на схід від його Горшковський і Сахалінське підняття, які ускладнюють відповідно Середньо-Лямінскій вал і Сахалінський структурний ніс.

За відбиває горизонту «Дб», приуроченому до покрівлі Бистрінского пачки простежуються Приобское куполовидної підняття, Західно-Приобское малоамплітуднимі підняття, Західно-Сахалінська, Новообская структури. На заході площі оконтуриваются Ханти-Манійское підняття. На північ від Приобского підняття виділяється Світле локальне підняття. У південній частині родовища в районі скв. 291 умовно виділяється Безіменне підняття. Східно-Селіяровская піднесена зона в досліджуваному районі оконтуриваются не замкнута сейсмоізогіпсой - 2280 м. Поблизу скв.606 простежується малоамплітуднимі ізометрічни структура. Селіяровская площа покрита рідкою мережею сейсмічних профілів, на основі якої можна умовно прогнозувати позитивну структуру. Селіяровское підняття підтверджується структурним планом по відбиває горизонту «Б». У зв'язку зі слабкою вивченістю західній частині площі, сейсморазведкой, на північ від Селіяровской структури, умовно, виділяється куполовидної безіменне підняття.

1.4 нафтоносних

На Приобского родовищі поверх нафтоносності охоплює значні по товщині відкладення осадового чохла від среднеюрского до аптского віку і становить понад 2,5 км.

Непромислові притоки нафти і керн з ознаками вуглеводнів отримані з відкладень тюменської (пласти Ю 1 і Ю 2) і баженовской (пласт Ю 0) свит. Через обмежену кількість наявних геолого-геофізичних матеріалів, будова покладів до теперішнього часу мало обґрунтоване.

Промислова нафтоносність встановлена \u200b\u200bв неокомских пластах групи АС, де зосереджено 90% розвіданих запасів. Основні продуктивні пласти укладені між пімской і Бистрінского пачками глин. Поклади приурочені до Лінзовідно піщаним тіл, що сформувалися в шельфових і кліноформних відкладеннях неокома, продуктивність яких не контролюється сучасним структурним планом і визначається практично тільки наявністю в розрізі продуктивних пластів-колекторів. Відсутність при численних випробуваннях в продуктивній частині розрізу пластової води доводить, що поклади нафти, пов'язані з пластами цих пачок, являють собою замкнуті лінзовідние тіла, повністю заповнені нафтою, а контури покладів для кожного піщаного пласта визначаються межами його поширення. Виняток становить пласт АС 7, де отримані притоки пластової води з піщаних лінз, заповнених водою.

У складі продуктивних неокомских відкладень виділено 9 подсчетних об'єктів: АС 12 3, АС 12 2, АС 11 2-4, АС 11 1, АС 11 0, АС 10 1-2, АС 10 0, АС 9, АС 7. Поклади пластів АС 7, АС 9 промислового інтересу не представляють.

Геологічний профіль представлений на рис.1.1

1.5 Характеристикапродуктивнихпластів

Основні запаси нафти на Приобского родовищі зосереджені в відкладення неокомських віку. Особливістю геологічної будови покладів, пов'язаних з неокомских породами є те, що вони мають мегакосослоістое будова, обумовлене формуванням їх в умовах бічного заповнення досить глибоководного морського басейну (300-400м) за рахунок виносу уламкового теригенно матеріалу зі сходу і південного сходу. Формування неокомських мегакомплекс осадових порід відбувалося в цілій серії палеогеографических умов: котінентального накопичення опадів, прибережно-морського, шельфового і дуже уповільненої осадження опадів у відкритому глибокому морі.

У міру просування зі сходу на захід відбувається нахил (по відношенню до баженовской свиті, що є регіональним репером) як глинистих витриманих пачок (зонального репера), так і містяться між ними піщано-алевролітних порід.

Згідно з визначеннями, виконаним фахівцями ЗапСібНІГНІ по фауні та споропильце, відібраними з глин в інтервалі залягання пімской пачки, вік цих відкладень виявився готерівского. Всі пласти, що знаходяться вище пімской пачки. Проіндексовані як група АС, тому і на Приобского родовищі пласти БС 1-5 були переіндексувати на АС 7-12.

При підрахунку запасів в складі мегакомплекс продуктивних неокомских відкладень виділено 11 продуктивних пластів: АС12 / 3, АС12 / 1-2, АС12 / 0, АС11 / 2-4, АС11 / 1, АС11 / 0, АС10 / 2-3, АС10 / 1, АС10 / 0, АС9, АС7.

Пачка продуктивних пластів АС 12 залягає в підставі мегакомплекс і є найбільш, з точки зору формування, глибоководної частиною. У складі виділено три пласта АС 12/3, АС 12 / 1-2, АС 12/0, які розділяються між собою щодо витриманими на більшій частині площі глинами, потужність яких коливається від 4 до 10 м.

Поклади пласта АС 12/3 приурочені до моноклінального елементу (структурному носі), в межах якого відзначаються малоамплітудні підняття і западини з зонами переходу між ними.

Основна поклад АС12 / 3 розкрита на глибинах 2620-2755м і є литологически екранованої з усіх боків. За площею вона займає центральну терассовідную, найбільш піднесену частина структурного носа і орієнтована з південного заходу на північний схід. Нефтенасищенной товщини змінюються від 12,8м до 1,4м. Дебіти нафти становлять від 1,02 м 3 / сут, Нд \u003d 1239м до 7,5 м 3 / сут при Нд \u003d 1327м. Розміри литологически екранованої поклади становлять 25,5км на 7,5 км, висота 126 м.

Поклад АС 12/3 розкрита на глибинах 2640-2707 м і приурочена до Ханти-Мансійському локальному підняття і зоні його східного занурення. Поклад контролюється з усіх боків зонами заміщення колекторів. Дебіти нафти невеликі і складають при різних динамічних рівнях 0,4-8,5 м 3 / сут. Найбільш висока відмітка в сводовой частини фіксується на -2640 м, а найнижча в (-2716 м). Розміри поклади 18 на 8,5 км, висота 76м. Тип литологически екранований.

Основна поклад АС12 / 1-2 є найбільшою на родовищі. Розкрита на глибинах 2536-2728 м. Приурочена до моноклинали, ускладненої невеликими за амплітудою локальними підняттями з зонами переходу між німі.С трьох сторін структура обмежена литологическими екранами і лише на півдні (до Східно-Фролівській площі) колектора мають тенденцію до розвитку. Нефтенасищенной товщини змінюються в широкому діапазоні від 0,8 до 40,6м, при цьому зона максимальних товщин (більше 12 м) охоплює центральну частину поклади, а також східну. Розміри литологически екранованої поклади 45 км на 25 км, висота 176 м.

У пласті АС 12 / 1-2 розкриті поклади 7,5 на 7 км, висотою 7 м і 11 на 4,5 км, висотою 9 м. Обидві поклади литологически екранованого типу.

Пласт АС 12/0 має меншу за розмірами зону розвитку. Основна поклад АС 12/0 є линзообразная тіло, орієнтоване з південного заходу на північний схід. Розміри її 41 на 14 км, висота 187 м. Дебіти нафти змінюються від перших одиниць м 3 / сут при динамічних рівнях до 48 м 3 / сут.

Покришка горизонту АС 12 утворена потужною (до 60 м) товщею глинистих порід.

Вище по розрізу залягає пачка продуктивних пластів АС 11, до складу якої входять АС 11/0, АС 11/1, АС 11/2, АС 11/3, АС 11/4. Три останніх з'єднані в єдиний подсчетних об'єкт, який має дуже складну будову як по розрізу, так і по площі. У зонах розвитку колекторів, тяжіють до прісводним ділянкам, спостерігаються найбільш значні тлщіни горизонту до тенденції збільшення на північний схід (до 78,6 м). На південному сході цей горизонт представлений лише пластом АС 11/2, в центральній частині - пластом АС 11/3, на півночі - пластом АС 11 / 2-4.

Основна поклад АС11 / 1 є другою за значенням у межах Приобского родовища. Пласт АС11 / 1 розвинений в прісводной частини валообразних підняття субмеридионального простягання, що ускладнює монокліналь. З трьох сторін поклад обмежена зонами глінізаціі, а на півдні межа проведена умовно. Розміри основний поклади 48 на 15 км, висота 112 м. Дебіти нафти змінюються від 2,46 м 3 / сут при динамічному рівні тисячі сто дев'яносто п'ять м до 11,8 м 3 / сут.

Пласт АС 11/0 виявлено у вигляді ізольованих лінзоподібних тел на північному сході і на півдні. Товщина його від 8,6 м до 22,8 м. Перша поклад має розміри 10,8 на 5,5 км, друга 4,7 на 4,1 км. Обидві поклади литологически екранованого типу. Характеризуються притоками нафти від 4 до 14 м 3 / сут при динамічному рівні. Горизонт АС 10 розкрито майже всіма свердловинами і складається з трьох шарів АС 10 / 2-3, АС 10/1, АС 10/0.

Основна поклад АС 10 / 2-3 розкрита на глибинах 2427-2721 м і розташована в південній частині родовища. Тип поклади - литологически екранований, розміри 31 на 11 км, висота до 292 м. Нефтенасищенних товщини коливаються від 15,6 м до 0,8 м.

Основна поклад АС10 / 1 розкрита на глибинах 2374-2492 м. Розміри поклади 38 на 13 км, висота до 120 м. Південна межа проводиться умовно. Нефтенасищенной товщини змінюються від 0,4 до 11,8 м. Безводні притоки нафти склали від 2,9 м 3 / сут при динамічному рівні 1 064 м до 6,4м 3 / сут.

Завершує розріз пачки пластів АС 10 продуктивний пласт АС 10/0, в межах якого виявлено три поклади, розташовані у вигляді ланцюжка субмеридіальному простягання.

Горизонт АС 9 має обмежене поширення і представлений у вигляді окремих фасциальних зон, распологающихся на північно-східному і східному ділянках структури, а також в районі південно-західного занурення.

Завершує неокомских продуктивні відкладення пласт АС 7, який має мозаїчну картину в розміщенні нафтоносних і водоносних полів.

Найбільша за площею Східна поклад розкрита на глибинах 2291-2382 м. Орієнтована з південного заходу на північний схід. Притоки нафти 4,9-6,7 м 3 / сут при динамічних рівнях 1359-875 м. Нефтенасищенних товщини змінюються від 0,8 до 67,8 м. Розміри поклади 46 на 8,5 км, висота 91 м.

Всього в межах родовища відкрито 42 поклади. Максимальну площу має основна поклад в пласті АС 12 / 1-2 (1018 км 2), мінімальну (10 км 2) - поклад в пласті АС 10/1.

Зведена таблиця параметрів продуктивних пластів в межах експлуатаційної дільниці

Таблиця 1.1

глибина, м	Середня товщина	відкрита Пористість. %	Нефтенасищенних ..%	коефіцієнт песчанистости	розчленованого

геологічний видобуток родовище нафтоносність пласт

1.6 Характеристикаводоноснихкомплексів

Приобское родовище є частиною гідродинамічної системи Західно - Сибірського артезіанського басейну. Його особливістю є наявність водотривких глинистих відкладень олигоцен-турона, товщина яких досягає 750м, які поділяють розріз мезо-кайнозою на верхній і нижній гідрогеологічні поверхи.

Верхній поверх об'єднує опади турон-четвертинного віку і характеризується вільним водообменом. У гідродинамічному відношенні поверх являє собою водоносну товщу, грунтові і міжпластові води якої пов'язані між собою.

До складу верхнього гідрогеологічного поверху входить три водоносних горизонти:

1 водоносний горизонт четвертинних відкладень;

2 водоносний горизонт НОВОМИХАЙЛІВСЬКИЙ відкладень;

3 водоносний горизонт атлимскіх відкладень.

Порівняльний аналіз водоносних горизонтів показав, що в якості основного джерела великої централізованої новим кодексом питного водопостачання може бути прийнятий атлимскій водоносний горизонт. Однак внаслідок значного скорочення витрат на експлуатацію може бути рекомендований Новоміхайловській горизонт.

Нижній гідрогеологічний поверх представлений відкладеннями сеноман-юрського віку і обводненими породами верхньої частини доюрского фундаменту. На великих глибинах в обстановці затрудненнго, а місцями і майже застійного режиму, формуються термальні високомінералізовані води, що мають високу газонасиченості і підвищену концентрацію мікроелементів. Нижній поверх відрізняється надійною ізоляцією водоносних горизонтів від поверхневих природно-кліматичних факторів. У його розрізі виділяється чотири водоносних комплексу. Всі комплекси і водоупором простежуються на значній відстані, але в той же час на Приобского родовищі спостерігається глінізація другого комплексу.

Для заводнення нафтових пластів в Середньому Приобье широко використовуються підземні води АПТ-сеноманського комплексу, складеного товщею слабосцементірованних, пухких пісків, пісковиків, алевролітів і глин Уватским, Ханти-Мансійськ і Вікуловской світ, добре витриманих за площею, досить однорідних в межах ділянки. Води відрізняються малою корозійної здатністю через відсутність в них сірководню і кисню.

1.7 Фізико-хімічнівластивостіпластовихфлюїдів

Пластові нафти по продуктивним пластів АС10, АС11 і АС12 не мають значних відмінностей за своїми властивостями. Характер зміни фізичних властивостей нафт є типовим для покладів, які не мають виходу на поверхню і оточених крайової водою. У пластових умовах нафти середньої газонасиченості, тиск насичення в 1,5 -2 рази нижче пластового (висока ступінь стискання).

Експериментальні дані про мінливість нафт по розрізу експлуатаційних об'єктів родовища свідчать про незначну неоднорідності нафти в межах покладів.

Нафти пластів АС10, АС11, і АС12 близькі між собою, легша нафта в пласті АС11, молярна частка метану в ній 24,56%, сумарний вміст вуглеводнів С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нафт всіх пластів характерне переважання нормальних бутану і пентану над ізомерами.

Кількість легких вуглеводнів СН4 - С5Н12, розчинених в разгазірованной нафтах, становить 8,2-9,2%.

Нафтовий газ стандартної сепарації високожирний (коефіцієнт жирності більше 50), молярна частка метану в ньому становить 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Кількість етану набагато менше, ніж пропану, ставлення С2Н6 / С3Н8 дорівнює 0,6, що характерно для газів нафтових покладів. Сумарний вміст бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, важких вуглеводнів С6Н14 + вищі 0,95-1,28%. Кількість діоксиду вуглецю і азоту невелика, близько 1%.

Разгазірованной нафти всіх пластів сірчисті, парафінисті, малосмолисті, середньої щільності.

Нафта пласта АС10 середньої в'язкості, з вмістом фракцій до 350_С більше 55%, нафти пластів АС11 і АС12 в'язкі, з вмістом фракцій до 350_С від 45% до 54,9%.

Технологічний шифр нафт пласта АС10 - II Т1П2, пластів АС11 і АС12- II Т2П2.

Оцінка параметрів, обумовлених індивідуальними характеристиками нафт і газів, виконана відповідно до найбільш ймовірними умовами збору, підготовки і транспорту нафти на родовищі.

Умови сепарації наступні:

1 ступінь - тиск 0,785 МПа, температура 10_С;

2 ступінь - тиск 0,687 МПа, температура 30_С;

3 ступінь - тиск 0,491 МПа, температура 40_С;

4 ступінь - тиск 0,103 МПа, температура 40_С.

Зіставлення середніх значень пористості і проникності колекторівпластів АС10-АС12 по керну і ГІС

Таблиця 1.2


					зразків

1.8 Оцінка запасів нафти

Оцінка запасів нафти Приобского родовища виконана в цілому по пластах без диференціації за покладами. У зв'язку з відсутністю пластових вод в литологически обмежених покладах, запаси розраховувалися по чисто нафтовим зонам.

Балансові запаси нафти Приобского родовища оцінювалися об'ємним методом.

Основою для розрахунку моделей пластів були результати інтерпретації ГІС. При цьому в якості граничних значень колектор-неколлекторов були прийняті наступні оцінки параметрів пластів: До оп 0.145, проникність 0.4 мД. З колекторів і, отже, підрахунку запасів виключалися зони пластів, в яких значення зазначених параметрів були менше кондиційних.

При підрахунку запасів використовувався метод перемноження карт трьох основних подсчетних параметрів: ефективної нефтенасищенной товщини, коефіцієнтів відкритої пористості і нефтенасищенності. Ефективний нефтенасищенной обсяг розраховувався окремо за категоріями запасів.

Виділення категорій запасів виконано відповідно до "Класифікації запасів родовищ ...» (1983 р). Залежно від вивченості покладів Приобского родовища запаси нафти і розчиненого газу в них підраховані за категоріями В, С 1, С 2. Запаси категорії В виділені в межах останніх свердловин експлуатаційних рядів на лівобережному разбуренной ділянці родовища. Запаси категорії С 1 виділялися на ділянках, вивчених розвідувальними свердловинами, в яких були отримані промислові припливи нафти або була позитивна інформація по ГІС. Запаси в невивчених бурінням зонах покладів класифікувалися по категорії С 2. Кордон між категоріями С 1 і С 2 проводилася на відстані подвійного кроку експлуатаційної сітки (500х500 м), як це і передбачено «Класифікацією ...».

Оцінка запасів завершувалася перемножением отриманих обсягів нефтенасищенних колекторів по кожному пласту і в межах виділених категорій на щільність дегазованої при ступінчастою сепарації нафти і перерахункових коефіцієнт. Слід зазначити, що вони дещо відрізняються від прийнятих раніше. Пов'язано це, по-перше з виключенням з розрахунків свердловин, розташованих далеко за межами ліцензійної ділянки, а, по-друге із змінами індексації пластів в окремих розвідувальних свердловинах в результаті нової кореляції продуктивних відкладень.

Прийняті подсчетних параметри і отримані результати підрахунку запасів нафти і наведені нижче.

1.8.1 Запасинафти

Станом на 01.01.98 р на балансі ВГФ запаси нафти числяться в обсязі:

Видобувні 613380 тис.т.

Видобувні 63718 тис.т.

Видобувні 677098 тис.т.

Запаси нафти по пластах

Таблиця 1.3


балансові	балансові	Витягуємо.	балансові	Витягуємо.

За разбуренной ділянці лівобережної частини Приобского родовища була проведена Партією підрахунку запасів АТ «Юганскнефтегаз».

У разбуренной частини зосереджено 109438 тис.т. балансових та 31131 тис.т. видобутих запасів нафти при КІН 0,284.

За разбуренной частини по пластах запаси розподілені наступним чином:

Пласт АС10 балансові 50%

Видобувні 46%

Пласт АС11 балансові 15%

Видобувні 21%

Пласт АС12 балансові 35%

Видобувні 33%

На розглянутій території основний обсяг запасів зосереджений в пластах АС10 і АС12. Дана ділянка містить 5,5% запасів м / р. 19,5% запасів пласта АС10; 2,4% - АС11; 3,9% - АС12.

Приобскоем / р (лівобережначастина)

запасинафтипозоніексплуатації

Таблиця 1.4

		Запаси нафти, тис.т.	КІН частки од.
		балансові	видобувні

*) За частини території категорії С1, з якої здійснюється видобуток нафти

2 . Способи видобутку, яке використовується обладнання

Розробка кожного експлуатаційного об'єкта АС 10, АС 11, АС 12 проводилася при розміщенні свердловин по лінійної трехрядной трикутної схемою з щільністю сітки 25 га / вкв, з бурінням всіх свердловин до пласта АС 12.

У 2007 р СібНІІНП було підготовлено "Доповнення до технологічною схемою дослідно-промислової розробки лівобережній частині Приобского родовища, включаючи заплавний ділянку N4", в якому були дані корективи з розробки лівобережній частині родовища з підключенням в роботу нових кущів N140 і 141 в заплавній частині родовища . У відповідність з цим документом передбачається реалізація блокової трехрядной системи (щільність сітки - 25 га / вкв) з переходом в подальшому на більш пізній стадії розробки на блочно-замкнуту систему.

Динаміка основних техніко-економічних показників розробки представлена \u200b\u200bв таблиці 2.1

2. 1 динамікаосновнихпоказниківрозробкиПриобскогомісце народження

таблиця 2.1

2. 2 аналізосновнихтехніко-економічнихпоказниківрозробки

Динаміка показників розробки на підставі таблиці 2.1 представлена \u200b\u200bна рис. 2.1.

Приобское родовище розробляється з 1988 року .. За 12 років розробки, як видно з таблиці 3., видобуток нафти стає дедалі більше.

Якщо в 1988 році вона становила 2300 тонн нафти, то до 2010 року досягла 1485000 т., Видобуток рідини зросла від 2300 до 1608 тисяч т ..

Таким чином до 2010 року накопичена видобуток нафти склала 8583,3 тис.т. (Таблиця 3.1).

З 1991 року для підтримки пластового тиску в експлуатацію вводяться нагнітальні свердловини і починається закачування води. На кінець 2010 року нагнітальний фонд становить 132 свердловини, а закачування води росла з 100 до +2362 тис.т. до 2010 року. З ростом закачування збільшується середній дебіт діючих свердловин на нафту. До 2010 року дебіт збільшується, що пояснюється правильним вибором кількості закачуваної води.

Також з моменту введення в експлуатацію нагнетательного фонду починається зростання обводнення продукції і до 2010 року вона досягає позначки - 9,8%, перші 5 років обводненість - 0%.

Фонд видобувних свердловин до 2010 року склав 414 свердловини, з них свердловин, які видобувають продукцію механізованим способом - 373 До 2010 року накопичена видобуток нафти склала 8583,3 тис.т. (Таблиця 2.1).

Приобское родовище є одним з наймолодших і перспективних в Західному Сибіру.

2.3 Особливостірозробки,впливаютьнаексплуатаціюсвердловин

Родовище відрізняється низькими дебітом свердловин. Основними проблемами розробки родовища з'явилися низька продуктивність видобувних свердловин, низька природна (без розриву пластів нагнітається водою) прийомистість нагнітальних свердловин, а також погане перерозподіл тиск за покладами при здійсненні ППД (внаслідок слабкої гідродинамічної зв'язку окремих ділянок пластів). В окрему проблему розробки родовища слід виділити експлуатацію пласта АС 12. Через низькі дебітів багато свердловини цього пласта повинні бути зупинені, що може привести до консервації на невизначений термін значних запасів нафти. Одним з напрямків вирішення цієї проблеми по пласту АС 12 є здійснення заходів з інтенсифікації видобутку нафти.

Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища вказує на неможливість освоєння родовища без активного впливу на його продуктивні пласти і без використання методів інтенсифікації видобутку.

Це підтверджує досвід розробки експлуатаційної дільниці лівобережної частини.

3 . Застосовувані методи збільшення нафтовіддачі пластів

3.1 вибірметодувпливунанафтовупоклад

Вибір методу впливу на нафтові поклади визначається рядом факторів, найбільш суттєвими з яких є геолого-фізичні характеристики покладів, технологічні можливості здійснення методу на даному родовищі та економічні критерії. Перераховані вище методи впливу на пласт мають численні модифікації і, в своїй основі, базуються на величезному наборі складів використовуваних робочих агентів. Тому при аналізі існуючих методів впливу має сенс, в першу чергу, використовувати досвід розробки родовищ Західного Сибіру, \u200b\u200bа також родовищ інших регіонів з аналогічними Приобське родовищу властивостями колекторів (в першу чергу низьку проникність колекторів) і пластових флюїдів.

З методів інтенсифікації видобутку нафти впливом на привибійну зону свердловини найбільш широко поширені:

гідророзрив пласта;

кислотні обробки;

фізико-хімічні обробки різними реагентами;

теплофізичні і термо-хімічні обробки;

імпульсно-ударне, виброакустическое і акустичний вплив.

3.2 Геолого-фізичні критерії застосовності різних методів впливу на Приобского родовищі

глибина продуктивних пластов- 2400-2600 м,

поклади литологически екрановані, природний режим - пружний замкнутий,

товщина пластів АС 10, АС 11 і АС 12 відповідно до 20,6, 42,6 і 40,6м.

початковий пластовий тиск-23,5-25 МПа,

пластова температура-88-90 0 С,

низька проникність колекторів, середні значення за результатами дослідження керна - по пластах АС 10, АС 11 і АС 12 відповідно 15,4, 25,8, 2,4 МD,

висока латеральна і вертикальна неоднорідність пластів,

щільність пластової нафти-780-800 кг / м 3,

в'язкість пластової нафти-1,4-1,6 мПа * с,

тиск насичення нафти 9-11 МПа,

нафту нафтенового ряду, парафінистих і малосмолиста.

Зіставляючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобского родовища можуть бути виключені: теплові методи і полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів з високов'язких нафти і на глибинах до 1500-1700 м. Полімерна заводнення переважно використовувати в пластах проникністю більше 0,1 мкм 2 для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа * с і при температурі до 90 0 С ( для більш високих температур застосовуються дорогі, спеціальні по складам полімери).

3.2.1 Заводнення пластів

У числі основних причин, що викликають зниження ефективності заводнення нізкопроніцаемих пластів виявляються:

погіршення фільтраційних властивостей породи за рахунок:

набухання глинистих складових породи при контакті з закачується водою,

засмічення колектора мелкодісперснимі механічними домішками, що знаходяться в закачуваної воді,

випаданням в пористому середовищі колектора опадів солей при хімічній взаємодії нагнітається і пластової води,

зменшення охоплення пласта заводнением внаслідок утворення навколо нагнітальних свердловин тріщин-розриву і поширення їх в глиб пласт (для переривчастих пластів можливо також деяке збільшення охоплення пласта по розрізу),

значна чутливість до характеру змочуваності порід нагнітається агентом значне зниження проникності колектора за рахунок випадання парафінів.

Для Приобского родовища заводнення слід розглядати в якості основного методу впливу.

Для Приобского родовища і лужне заводнення не може бути рекомендовано з наступних причин:

Сильно розвинена неоднорідність пласта і велике число пропластков, що призводять до низького охоплення пласта розчином лугу.

Основною перешкодою до застосування емульсійних систем для впливу на поклади Приобского родовища є низькі фільтраційні характеристики колекторів родовища. Створювані емульсіями фільтраційні опору в низькопроникних колекторах приведуть до різкого зменшення приемистости нагнітальних свердловин і зниження темпів відбору нафти.

3.3 Методи впливу на привибійну зону пласта для інтенсифікації видобутку

3.3.1 Кислотні обробки

Кислотні обробки пластів здійснюються як для збільшення, так і для відновлення проникності колектора привибійної зони свердловини. Більшість цих робіт проведено при перекладі свердловин в нагнітання і подальшого збільшення їх приемистости.

Стандартна кислотна обробка на Приобське родовищі полягає в приготуванні розчину в складі 14% НСl і 5% HF, об'ємом з розрахунку 1,2-1,7 м 3 на 1 метр перфорованої товщини пласта і закачування його в інтервал перфорації. Час реагування становить близько 8 годин.

При розгляді ефективності впливу неорганічних кислот бралися до уваги нагнітальні свердловини з тривалої (більше одного року) закачуванням води до обробки .. Кислотна обробка ПЗC в нагнітальних свердловинах виявляється досить ефективним методом відновлення їх приемистости. Як приклад, в таблиці 3.1 представлені результати обробок по ряду нагнітальних свердловин.

Результати обробок в нагнітальних свердловинах

Таблиця 3.1

дата обробки	Приемистость до обробки (м 3 / добу)	Приемистость після обробки (м 3 / добу)	Тиск закачування (атм)	Тип кислоти

Аналіз проведених обробок показує, що композиція соляної і плавикової кислоти покращує проникність ПЗС Приемистость свердловин збільшувалася від 1,5 до 10 разів, ефект простежується від 3 місяців до 1 року.

Таким чином, на підставі аналізу проведених на родовищі кислотних обробок, можна зробити висновок про доцільність здійснення кислотних обробок привибійну зон нагнітальних свердловин з метою відновлення їх приемистости.

3.3.2 гідророзрив пласта

Гідророзрив пласта (ГРП) є одним з найбільш ефективних методів інтенсифікації видобутку нафти з низькопроникних колекторів і збільшення вироблення запасів нафти. Гідророзрив широко використовується як у вітчизняній, так і зарубіжній практиці нафтовидобутку.

Значний досвід ГРП вже накопичено на Приобского родовищі. Аналіз, виконаних на родовищі ГРП, вказує на високу ефективність для родовища даного виду інтенсифікації видобутку, незважаючи на істотні темпи падіння дебіту після ГРП. Гідророзрив пласта у випадку з Приобське родовищем є не тільки методом інтенсифікації видобутку, але і збільшення нафтовіддачі. По-перше, ГРП дозволяє підключити недреніруемие запаси нафти в переривчастих колекторах родовища. По-друге, даний вид впливу дозволяє відібрати додатковий обсяг нафти з нізкопроніцаемие пласта АС 12 за прийнятний час експлуатації родовища.

оцінкадодатковоївидобуткувідпроведенняГРПнаПриобскогородовищі.

Впровадження методу ГРП на Приобского родовищі почалося в 2006 році, як одного з найбільш рекомендованих методів інтенсифікації в даних умовах розробки.

За період з 2006 по січень 2011 року на родовищі було проведено 263 ГРП (61% фонду). Основна кількість ГРП було вироблено в 2008 році - 126.

На кінець 2008 року додатковий видобуток нафти за рахунок ГРП вже склала близько 48% від всієї видобутої за рік нафти. Причому більша частина додаткового видобутку склала нафту пласта АС-12 - 78,8% від усього видобутку по пласту і 32,4% від видобутку в цілому. За пласту АС11 - 30,8% від усього видобутку по пласту і 4,6% від видобутку в цілому. За пласту АС10 - 40,5% від усього видобутку по пласту і 11,3% від видобутку в цілому.

Як видно, основним об'єктом для проведення ГРП був пласт АС-12 як найбільш низькопродуктивних і містить велику частину запасів нафти по лівобережній зоні родовища

На кінець 2010 року додатковий видобуток нафти за рахунок ГРП склала більше 44% видобутку нафти від всієї видобутої за рік нафти.

Динаміка видобутку нафти по родовищу в цілому, а також додатковий видобуток нафти за рахунок ГРП представлена \u200b\u200bв таблиці 3.2

Таблиця 3.2

Істотне зростання видобутку нафти за рахунок ГРП наявності. Починаючи з 2006 р додатковий видобуток від ГРП склала 4900 т .. З кожним роком приріст видобутку від гідророзриву зростає. Максимальне значення приросту - 2009 рік (701000 т.)., До 2010 року значення додаткового видобутку падає до 606000 т., Що нижче, ніж у 2008 році на 5000 т ..

Таким чином, ГРП слід розглядати основним способом збільшення нафтовіддачі на Приобского родовищі.

3.3.3 Підвищення ефективності перфорації

Додатковим засобом підвищення продуктивності свердловин є вдосконалення перфораційних робіт, а також утворення додаткових фільтраційних каналів при перфорації.

Удосконалення перфорації ПЗС може бути досягнуто за рахунок застосування більш потужних перфораційних зарядів для збільшення глибини перфораційних каналів, збільшення щільності перфорації і використання фазировки.

До методів створення додаткових фільтраційних каналів може бути віднесена, наприклад, технологія створення системи тріщин при вторинному розкритті пласта перфораторами на трубах - система тріщиною перфорації пласта (СТПП).

Вперше ця технологія була застосована фірмою Marathon (штат Техас, США) в 2006 році. Її суть полягає в перфорації продуктивного пласта потужними 85,7 міліметровими перфораторами щільністю близько 20 отворів на метр при репресії на пласт з подальшим закріпленням перфораційних каналів і тріщин розклинюючим агентом - бокситом фракції від 0,42 до 1,19 мм.

подібні документи

Характеристика поточного стану розробки Південно-Приобского родовища. Організаційна структура УБР. Техніка буріння нафтових свердловин. Конструкція свердловин, спуск обсадних колон і кріплення свердловин. Промисловий збір та підготовка нафти і газу.

звіт по практиці, доданий 07.06.2013

Історія розробки та освоєння Приобского родовища. Геологічна характеристика нефтенасищенних пластів. Аналіз ефективності роботи свердловин. Вплив на нафтоносні пласти проведення гідравлічного розриву - основного методу інтенсифікації.

курсова робота, доданий 18.05.2012

Геолого-фізична характеристика об'єкта АС10 південній частині Приобского родовища. Характеристика фонду свердловин і показники їх експлуатації. Розробка технології дослідження многопластових родовищ нафти. Аналіз чутливості проекту до ризику.

дипломна робота, доданий 25.05.2014

Загальні відомості про Приобского родовищі, його геологічна характеристика. Продуктивні пласти в складі мегакомплекс неокомских відкладень. Властивості пластових рідин і газів. Причини забруднення привибійної зони пласта. Види кислотних обробок.

курсова робота, доданий 06.10.2014

Коротка характеристика Приобского нафтового родовища, геологічна будова даного району і опис продуктивних пластів, оцінка запасів нафти і газу. Комплексні геофізичні дослідження: вибір і обгрунтування методів проведення польових робіт.

дипломна робота, доданий 17.12.2012

Будівництво похило-спрямованої свердловини для геологічних умов Приобского родовища. Норми витрати бурових розчинів по інтервалах буріння. Рецептури бурових розчинів. Устаткування в циркуляційної системі. Збір і очищення відходів буріння.

курсова робота, доданий 13.01.2011

Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів і загальні відомості про запаси. Історія освоєння родовища. Аналіз показників роботи фонду свердловин. Основні методи для збільшення нафтовіддачі і залучення в розробку залишкових запасів нафти.

курсова робота, доданий 22.01.2015

Геологічна характеристика Хохряковского родовища. Обгрунтування раціонального способу підйому рідини в свердловинах, гирлового, внутріскважінного обладнання. Стан розробки родовища і фонду cкважін. Контроль за розробкою родовища.

дипломна робота, доданий 03.09.2010

Розробка газових родовищ. Геолого-технічна характеристика родовища. Продуктивні пласти і об'єкти. Склад газу Оренбурзького родовища. Обгрунтування конструкцій фонтанних підйомників. Вибір діаметра і глибини спуску фонтанних труб.

курсова робота, доданий 14.08.2012

Відомості про родовище Амангельди: структура та геологічний розріз, газоносність. Система розробки родовища. Підрахунок запасів газу і конденсату. Оцінка і експлуатація свердловин. Техніко-економічні показники розробки газоносного родовища.

Приобское родовище на мапі ХМАО з'явилося в 1985 році, коли була відкрита її лівобережна частина свердловиною під номером 181. Геологи отримали фонтан нафти обсягом 58 кубометрів на добу. Ще через чотири роки на лівому березі почалося буріння, а промислова експлуатація першої свердловини на правобережжі річки почалася через 10 років.

Приобское родовище характеристики

Приобское родовище залягає поблизу від кордонів нафтогазоносних районів Салимском і Лямінского.

Характеристики нафти Приобского родовища дозволяють віднести її до малосмолисті (парафіни на рівні 2,4-2,5 відсотка), але при цьому з підвищеним вмістом сірки (1,2-1,3 відсотка), що вимагає її додаткового очищення і знижує рентабельність. В'язкість пластової нафти знаходиться на рівні 1,4-1,6 мПа * с, а товщина пластів досягає від 2 до 40 метрів.

Приобское родовище, характеристики якого є унікальними, має в своєму розпорядженні геологічними обгрунтованими запасами в п'ять мільярдів тонн. З них до категорії доведених і витягають відносяться 2,4 мільярда. Станом на 2013-й оцінка видобутих запасів на Приобского родовищі становила понад 820 млн. Тонн.

До 2005 року денна видобуток досяг високих цифр - 60,2 тис. Тонн за добу. У 2007-му було видобуто понад 40 млн тонн.

До теперішнього моменту на родовищі пробурено близько тисячі видобувних і майже 400 нагнітальних свердловин. Пластові поклади Приобского нафтового родовища знаходяться на глибині 2,3,2,6 кілометрів.

У 2007 р річний обсяг видобутку рідких вуглеводнів на Приобского родовищі досяг 33,6 мільйонів тонн (або більше 7% від усього видобутку в Росії).

Приобское нафтове родовище: особливості освоєння

Особливість буріння в тому, що кущі Приобского родовища розташовані по обидва боки річки Обь і їх більша частина знаходиться в заплаві річки. За цією ознакою Приобское родовище ділять на Південно і Північно-Приобское. У весняно-осінній період територію родовище регулярно заливають паводкові води.

Подібне розташування стало причиною того, що у її частин різні власники.

З північного берега річки розробкою займається Юганскнефтегаз (структура, що перейшла до Роснефти після ЮКОСа), а з південного розташовані ділянки, які розробляє компанія «Хантос», структура «Газпромнафти» (крім Приобского, вона займається також Пальяновскім проектом). У південній частині Приобского родовища для «дочки» Русснефти, компанії Акі отир, виділені незначні ліцензійні території під Верхньо-і Середньо Шапшінскій ділянки.

Ці фактори поряд зі складною геологічною будовою (многопластового і низькою продуктивністю) дозволяють характеризувати Приобское родовище як важкодоступне.

але сучасні технології гідророзриву пласта, за допомогою закачування під землю великої кількості водяної суміші, дозволяють подолати ці труднощі. Тому все знову пробурені кущі Приобского родовища починають експлуатуватися тільки з ГРП, що значно знижує витрати по експлуатації і капіталовкладенням.

При цьому одночасно проводиться розрив трьох нафтових пластів. Крім того, основна частина свердловин закладається за допомогою прогресивного кущового способу, коли бічні свердловини спрямовуються під різними кутами. У розрізі це нагадує кущ з гілками, спрямованими вниз. Такий спосіб заощаджує облаштування наземних майданчиків для буріння.

Методика кущового буріння набула широкого поширення, оскільки дозволяє зберігати родючий шар ґрунту і лише в незначній мірі впливає на екологію.

Приобское родовище на мапі

Приобское родовище на мапі ХМАО визначається за допомогою наступних координат:

61 ° 20'00 "північної широти,
70 ° 18'50 "східної довготи.

Приобское нафтове родовище розташовується всього в 65 км від столиці автономного округу - Ханти-Мансійська і в 200-х кілометрах від городаНефтеюганска. В районі освоєння родовища знаходяться ділянки з поселеннями корінних малих народностей:

Ханти (близько половини населення),
ненці,
мансі,
Селькупи.

В районі утворено кілька природних заказників, в тому числі Елізаровскій (республіканського значення), Васпухольскій, Шапшінскій кедровники. З 2008 року в ХМАО - Югра (історична назва місцевості з центром в Самарово) був заснований пам'ятник природи «Луговський мамонти» площею 161,2 га, на ділянці якого неодноразово знаходили викопні останки мамонтів і знаряддя полювання, що датуються від 10 до 15 тис. Років назад.