Северо Обское поле. Геология на Приобското поле (Приобка)

Изпратете добрата си работа в базата от знания е лесно. Използвайте формуляра по-долу

Студенти, специализанти, млади учени, които използват базата от знания в своето обучение и работа, ще Ви бъдат много благодарни.

Публикувано на http://www.allbest.ru/

Въведение

1 Геоложки характеристики на Приобското поле

1.1 Обща информация за депозита

1.2 Литостратиграфски разрез

1.3 Тектонска структура

1.4 Съдържание на масло

1.5 Характеристика на продуктивните формирования

1.6 Характеристики на водоносните хоризонти

1.7 Физикохимични свойства на пластовите флуиди

1.8 Оценка на петролните запаси

1.8.1 Нефтени запаси

2. Основните технико-икономически показатели за развитието на Приобското находище

2.1 Динамика на основните показатели за развитие на Приобското находище

2.2 Анализ на основните технико-икономически показатели за развитие

2.3 Характеристики на развитие, влияещи върху работата на сондажа

3. Приложни методи за повишено извличане на нефт

3.1 Избор на метода на въздействие върху нефтения резервоар

3.2 Геоложки и физични критерии за приложимостта на различни методи за стимулиране в Приобското находище

3.2.1 Наводняване

3.3 Методи за въздействие върху дънната зона на сондажа за стимулиране на добива на нефт

3.3.1 Киселинни обработки

3.3.2 Хидравлично разбиване

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорация

Заключение

Въведение

Нефтената индустрия е един от най-важните компоненти на руската икономика, пряко влияещ върху формирането на бюджета на страната и нейния износ.

Състоянието на ресурсната база на нефтено-газовия комплекс е най-остър проблем днес. Нефтените ресурси постепенно се изчерпват, голям брой находища са в последна фаза на разработка и имат голям процент на обезводняване, следователно най-неотложната и първостепенна задача е търсенето и въвеждането в експлоатация на млади и перспективни находища, едно от които е Приобското находище (по отношение на запасите е едно от най-големите находища в Русия).

Балансовите запаси от нефт, одобрени от Държавния комитет по резервите, в категория С 1 са 1827,8 млн. тона, възстановими 565,0 млн. тона. с коефициент на добив на петрол 0,309, като се вземат предвид запасите в буферната зона под заливните низини на реките Об и Болшой Салим.

Балансовите запаси на нефт от категория С 2 са 524073 хил. тона, извличащи се - 48970 хил. тона с коефициент на извличане на нефт 0,093.

Приобското поле има редица характерни особености:

голям, многопластов, уникален по отношение на нефтените запаси;

труднодостъпни, характеризиращи се със значителна заблатеност, през пролетно-летния период по-голямата част от територията е залята от наводнени води;

река Об протича през находището, разделяйки го на дясно и ляво брегови части.

Областта се характеризира със сложна структура на продуктивните хоризонти. Промишлен интерес представляват образуванията AC10, AC11, AC12. Колекторите на хоризонтите АС10 и АС11 се класифицират като средно и нископродуктивни, а АС12 са необичайно нископродуктивни. Работата на формирането AS12 трябва да се отдели като отделен проблем за развитие, т.к , резервоарът AC12 е и най-значимият по отношение на запасите от всички резервоари. Тази характеристика показва невъзможността за разработване на находището без активно въздействие върху продуктивните му пластове.

Един от начините за решаване на този проблем е прилагането на мерки за интензифициране на добива на петрол.

1 . Геоложка характеристикаПриобскиМясто на раждане

1.1 Обща информация за депозита

Приобското нефтено находище се намира административно в Ханти-Мансийския окръг на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област.

Работната зона се намира на 65 км източно от град Ханти-Мансийск, на 100 км западно от град Нефтеюганск. В момента районът е един от най-бързо развиващите се икономически в автономния окръг, което стана възможно поради увеличаването на обем на геоложки проучвания и добив на нефт...

Най-големите разработени близки полета: Салимское, разположено на 20 км на изток, Приразломное, разположено в непосредствена близост, Правдинское - на 57 км на югоизток.

Газопроводът Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтопроводът Уст-Балик-Омск минават на югоизток от находището.

Районът Приобская в северната му част се намира в рамките на заливната низина на Об - млада алувиална равнина с натрупване на кватернерни отлагания с относително голяма дебелина. Абсолютните белези на релефа са 30-55 м. Южната част на района клони към равна алувиална равнина на нивото на втората надзаливна тераса със слабо изразени форми на речна ерозия и акумулация. Абсолютните оценки тук са 46-60 м.

Хидрографската мрежа е представена от канала Малий Салим, който тече в субширочна посока в северната част на района и в тази област е свързан с малки канали Малая Березовская и Полая с големия и дълбок Обский канал Болшой Салим. Река Об е основният воден път на Тюменска област. В района има голям брой езера, най-големите от които са езерото Олевашкина, езерото Карасье, езерото Окуневое. Блатата са непроходими, замръзват до края на януари и са основната пречка за движението на МПС.

Климатът на района е рязко континентален с дълга зима и кратко топло лято. Зимата е мразовита и снежна. Най-студеният месец в годината е януари (средна месечна температура -19,5 градуса по Целзий). Абсолютният минимум е -52 градуса С. Най-топъл е юли (средната месечна температура е +17 градуса С), абсолютният максимум е +33 градуса С. Средните годишни валежи са 500-550 мм годишно, като 75% падат през топлия сезон. Снежната покривка се установява през втората половина на октомври и се задържа до началото на юни.Дебелината на снежната покривка е от 0,7 м до 1,5-2 м. Дълбочината на замръзване на почвата е 1-1,5 m.

Разглежданата територия се характеризира с подзолисти глинести почви в относително високи територии и торфено-подзолисто-тилеви и торфени почви в блатисти райони на района. В границите на равнините алувиалните почви на речните тераси са предимно песъчливи, на места глинести. Флората е разнообразна. Преобладават иглолистни и смесени гори.

Районът е разположен в зона на изолирано залягане на приповърхностни и реликтни вечно замръзнали скали. Близко повърхностните замръзнали почви лежат на водосбори под торфени блата. Дебелината им се контролира от нивото на подпочвените води и достига 10-15 m, температурата е постоянна и близка до 0 градуса по Целзий.

В съседни територии (при Приобското поле замръзналите скали не са проучени) вечната замръзнала земя се среща на дълбочини 140-180 m (Лянторское поле). Дебелината на вечната замръзване е 15-40 m, рядко повече. Замръзнали са по-често долните, по-глинисти, част от Новохайловската и незначителна част от Атлимските формации.

Най-големите населени места най-близо до работната зона са градовете Ханти-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и от по-малките населени места - селата Селиярово, Ситомино, Лемпино и др.

1.2 Литостратиграфскиразрез

Геоложкият разрез на Приобското поле е изграден от дебел слой (повече от 3000 m) от теригенни седименти от седиментната покривка от мезокайнозойската епоха, срещащи се върху скалите от предюрския комплекс, представен от кората на изветряне.

Предюрски образование (Pz)

В разреза на предюрските пластове се разграничават две структурни нива. Долната, ограничена до консолидираната кора, е представена от силно дислокирани графит-порфирити, чакълисти и метаморфозирани варовици. Горният етаж, идентифициран като междинен комплекс, е изграден от по-малко разместени ефузивно-седиментни отлагания от пермско-триаската епоха с дебелина до 650 m.

юрска система (J)

Юрската система е представена и от трите подразделения: долна, средна и горна.

Включва формациите Тюмен (J1 + 2), Абалак и Баженов (J3).

Депозити ТюменОбразуванията залягат в основата на седиментната покривка върху скалите на кората на изветряването с ъглови и стратиграфски несъответствия и са представени от комплекс от теригенни скали с глинисто-песъчливо-алевролитиен състав.

Дебелината на отлаганията на Тюменската свита варира от 40 до 450 m. В границите на находището са разкрити на дълбочини 2806-2973m. Отложенията на Тюменската свита последователно се припокриват от горноюрските отлагания на Абалакската и Баженовската свита. АбалакскаяФормацията е изградена от тъмносиви до черни, разклонени, глауконитни калъпи с прослойки алевролити в горната част на разреза. Дебелината на апартамента варира от 17 до 32 m.

Депозити БаженовОбразуванията са представени от тъмносиви, почти черни, битуминозни калъпи с прослойки от слабо тинести калнисти и органично-глинесто-карбонатни скали. Формацията е с дебелина 26-38 m.

Кредна система (K)

Отлаганията на системата Креда са разработени навсякъде, представени от горния и долния дял.

В долната част отдолу нагоре се разграничават формациите Ахская, Черкашинская, Алимская, Викуловская и Ханти-Мансийск, а в горната - Ханти-Мансийска, Уватска, Кузнецовская, Березовская и Ганкинская формации.

Долна част ahskoyСвитата (K1g) е представена основно от калнисти с подчинени тънки пластове алевролити и пясъчници, обединени в ачимовската поредица.

В горната част на свитата Akh има зрял член от фино елутриран, тъмносив, приближаващ се до сиви пимски глини.

Общата дебелина на свитата варира от запад на изток от 35 до 415 m. В участъците, разположени на изток, група от пластове BS1-BS12 са ограничени до този пласт.

Разрез ЧеркашинФормата (K1g-br) е представена от ритмично редуване на сиви глини, алевролити и алевити пясъчници. Последните, в границите на находището, както и пясъчниците, са промишлено нефтоносни и се разпределят в свити АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Дебелината на пласта варира от 290 до 600 m.

По-горе са тъмносиви до черни глини алимФормации (К1а), в горната част с прослойки от битуминозни калъпи, в долната - алевролити и пясъчници. Дебелината на свитата варира от 190 до 240 m. Глините са регионално уплътнение за въглеводородни находища в района на Среднеобская петрол и газ.

Викуловскаясвита (K1a-al) се състои от две подформации.

Долната е предимно глинеста, горната е песъчливо-глинеста с преобладаване на пясъчници и алевролити. Образуването се характеризира с наличието на растителен детрит. Дебелината на формацията варира от 264 m на запад до 296 m на североизток.

Ханти-МансийскФормата (K1a-2s) е представена от неравномерно наслояване на пясъчно-глинести скали с преобладаване на първите в горната част на разреза. Скалите на формацията се характеризират с изобилие от въглероден детрит. Дебелината на формацията варира от 292 до 306 m.

UvatОбразуването (K2s) е представено от неравномерно повторно топене на пясъци, алевролити, пясъчници. Формацията се характеризира с наличието на овъглени и железни растителни остатъци, въглероден детрит и кехлибар. Дебелината на апартамента е 283-301 m.

БерцовскаяСвитата (K2k-st-km) е подразделена на две подформации. Долната, състояща се от сиви монтморелонитни глини, с опоковидни прослойки с дебелина от 45 до 94 m, и горната, представена от сиви, тъмносиви, силициеви, песъчливи глини, с дебелина 87-133 m.

ГанкинскаяФормацията (K2mP1d) се състои от сиви, зеленикаво-сиви глини, преминаващи в мергели с глауконитни зърна и сидеритни възли. Дебелината му е 55-82м.

Палеогенна система (P2)

Палеогеновата система включва скали от Талицка, Люлинворская, Атлимска, Новихайловская и Туртаска формации. Първите три са представени от морски седименти, останалите са континентални.

Талицкаяформацията е изградена от пласт от тъмносиви глини, в участъци от тиня. Има перитизирани растителни остатъци и рибни люспи. Дебелината на апартамента е 125-146 m.

Люлинворскаяобразуванието е представено от жълтеникавозелени глини, в долната част на разреза често са опокоидни с прослойки от опоки. Дебелината на апартамента е 200-363 m.

Тавдинскаяформацията, завършваща участъка на морския палеоген, е изградена от сиви, синкаво-сиви глини с прослойки алевролити. Дебелината на апартамента е 160-180 m.

АтлимскаяФормацията е изградена от континентални алувиално-морски седименти, състоящи се от сиви до бели пясъци, предимно кварцови с междинни слоеве от кафяви въглища, глини и алевролити. Дебелината на апартамента е 50-60 m.

НовомихайловскаяФормация - представена от неравномерно прослоени пясъци, сиви, дребнозърнести, кварц-фелдшпат със сиви и кафеникаво-сиви глини и алевролити с прослойки от пясък и кафяви въглища. Дебелината на апартамента не надвишава 80 m.

ТуртаскаФормата се състои от зеленикаво-сива глина и алевролити, тънкосласти с прослойки диатомити и кварц-глауконитни пясъци. Дебелината на апартамента е 40-70 m.

кватернерна система (Q)

Присъства навсякъде и в долната част е представена от редуващи се пясъци, глини, глинести и песъчливи глини, в горната част - от блатен и езерен фациоз - тинове, глини и песъчливи глини. Общата дебелина е 70-100 m.

1.3 Тектонскиструктура

Структурата Приобская се намира в зоната на кръстовището на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегафолд, Салимската и Западно-Лемпинската групи на издигания. Структурите от първи ред са усложнени от бухнали и куполовидни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обекти на търсене и проучване за нефт и газ.

Съвременният конструктивен план на предюрската основа е проучен по рефлективния хоризонт "А". Всички структурни елементи са показани на структурната карта по протежение на отразяващия хоризонт "А". В югозападната част на региона - Селияровско, Западно-Сахалинско, Светлое възвишения. В северозападната част - Източно-Селияровское, Крестово, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, което усложнява източния склон на Западно-Лемпинското повдигане. В централната част се намира Западно-Сахалинското корито, на изток от неговите Горшковско и Сахалинско издигане, което усложнява съответно Средно-Ляминския вълни и Сахалинския структурен лък.

Приобското куполообразно издигане, Западно Приобское издигане с ниска амплитуда, Западно Сахалин, Новообская структури могат да бъдат проследени по отразяващия хоризонт "DB", ограничен до върха на члена Bystrinskaya. В западната част на площада се очертава Ханти-Манийското издигане. На север от Приобското издигане се откроява местното издигане Светлое. В южната част на полето в района на кладенец. 291 условно се обособява Безименното издигане. Източноселияровската повдигната зона в района на изследването е очертана от открит сеизмичен изогипс - 2280 м. В близост до кладенец 606 се проследява изометрична структура с ниска амплитуда. Районът Seliyarovskaya е покрит с рядка мрежа от сеизмични линии, въз основа на които може да се предвиди положителна структура. Селияровското издигане се потвърждава от устройствения план на отразяващия хоризонт "В". Поради лошото познаване на западната част на района, сеизмично проучване, на север от Селияровската структура, условно се разграничава куполообразно безименно издигане.

1.4 Съдържание на масло

В Приобското находище нефтоносното дъно покрива значителни дебели отлагания от седиментна покривка от средната юра до аптската епоха и е повече от 2,5 km.

От находищата на тюменските (Ю 1 и Ю 2) и Баженовските (Ю 0) свити са добити нетърговски нефтени потоци и ядки с признаци на въглеводороди. Поради ограничения брой налични геоложки и геофизични материали, структурата на находищата до момента не е достатъчно обоснована.

Търговски нефтоносен капацитет е изграден в неокомските формации от групата AS, където са съсредоточени 90% от доказаните запаси. Основните продуктивни пластове са затворени между глинестите звена Пимская и Бистринская. Отлаганията са ограничени до лещовидни пясъчни тела, образувани в шелфовите и клиноформни отлагания на неокома, чиято продуктивност не се контролира от съвременния устройствен план и се определя практически само от наличието на продуктивни резервоари в разреза. Отсъствието на пластова вода при многобройни изпитвания в продуктивната част на участъка доказва, че нефтените отлагания, свързани с пластовете на тези пакети, са затворени лещовидни тела, изцяло запълнени с масло, а контурите на отлаганията за всеки пясъчен слой се определят от граници на разпространението му. Изключение прави пласт АС 7, където притоците на пластова вода са получени от пясъчни лещи, пълни с вода.

Като част от продуктивните неокомски седименти са идентифицирани 9 изчислителни обекта: 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, КАТО 7. Находките на формациите АС 7, АС 9 не представляват промишлен интерес.

Геоложкият профил е показан на фигура 1.1.

1.5 Характеристикапродуктивнислоеве

Основните нефтени запаси в Приобското находище са съсредоточени в седименти от неокомската епоха. Характерна особеност на геоложкия строеж на отлаганията, свързани с неокомските скали, е, че те имат мегаслоеста структура, поради образуването им при условия на странично запълване на достатъчно дълбок морски басейн (300-400 m) поради отстраняването на кластични теригенни материал от изток и югоизток. Образуването на неокомския мегакомплекс от седиментни скали се осъществява при цяла поредица от палеогеографски условия: континентална седиментация, крайбрежно-морска, шелфова и много бавна седиментация в открито дълбоко море.

При движение от изток на запад се наблюдава наклон (по отношение на баженовата свита, която е регионален еталон) както на остарели глинести членове (зонален репер), така и на пясъчно-алевролитни скали, съдържащи се между тях.

Според определения, направени от специалисти на ZapSibNIGNI за фауната и споровия прашец, взети от глини в интервала на срещане на члена Пимская, възрастта на тези отлагания се оказва хотеривианска. Всички слоеве, които се намират над члена Pimskaya. Те бяха индексирани като AS група, следователно, в находището Priobskoye, слоевете BS 1-5 бяха преиндексирани към AS 7-12.

При изчисляване на запасите са идентифицирани 11 продуктивни формации като част от мегакомплекса продуктивни неокомски находища: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Резервоарната единица AS 12 лежи в основата на мегакомплекса и е най-дълбоководната част от гледна точка на образуване. Съставът включва три слоя AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, които са разделени от относително зрели глини в по-голямата част от площта, чиято дебелина варира от 4 до 10 m.

Отлаганията на пласта AS 12/3 са ограничени до моноклиналния елемент (структурен нос), в рамките на който има нискоамплитудни издигания и депресии с преходни зони между тях.

Основното находище AS12/3 е открито на дълбочини 2620-2755 m и е литологично екранирано от всички страни. По площ заема централната терасовидна, най-издигната част на структурния нос и е ориентирана от югозапад на североизток. Дебелините на наситените с нефти варират от 12,8 m до 1,4 m. Дебитът на маслото варира от 1,02 m 3 / ден, Нд = 1239m до 7,5 m3 / ден с Нд = 1327m. Размерите на литологично екранираното находище са 25,5 км на 7,5 км, а височината е 126 m.

Находището AS 12/3 е открито на дълбочина 2640-2707 m и е ограничено до местното издигане на Ханти-Мансийск и зоната на източното му потъване. Резервоарът се контролира от всички страни чрез зони за подмяна на резервоара. Дебитите на маслото са малки и възлизат на 0,4-8,5 m 3 / ден при различни динамични нива. Най-високата кота в сводестата част е фиксирана на -2640 m, а най-ниската на (-2716 m). Размерите на находището са 18 на 8,5 км, височината е 76 м. Типът е литологично пресиран.

Основният резервоар AC12 / 1-2 е най-големият в областта. Възстановена е на дълбочини 2536-2728 м. Ограничена е към моноклинал, усложнен от малоамплитудни локални издигания с преходни зони между тях. От три страни структурата е ограничена от литоложки екрани, а само на юг (до Восточно-Фроловска област) водохранилищата имат тенденция да се развиват. Дебелините на наситените с нефт варират в широк диапазон от 0,8 до 40,6 m, докато зоната на максимални дебелини (повече от 12 m) обхваща централната част на находището, както и източната. Размерите на литологично екранираното находище са 45 км на 25 км, височината е 176 m.

В язовир АС 12/1-2 са разкрити наноси с размери 7,5 на 7 км, височина 7 м и 11 на 4,5 км и височина 9 м. И двете находища са от литологично екраниран тип.

Резервоарът AS 12/0 е с по-малка зона за развитие. Основното находище АС 12/0 е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Размерите му са 41 на 14 км, височината е 187 м. Дебитът на маслото варира от първите единици m3 / ден при динамични нива до 48 m3 / ден.

Покритието на хоризонт AS 12 е образувано от дебел (до 60 m) слой глинести скали.

Над участъка има заплащане AS 11, което включва AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Последните три са свързани в един бройен обект, който има много сложна структура както в разрез, така и като площ. В зоните на развитие на язовира, гравитиращи към близките участъци, се наблюдава най-значителна дебелина на хоризонта с тенденция към увеличаване на североизток (до 78,6 m). На югоизток този хоризонт е представен само от пласта AS 11/2, в централната част - от пласта AS 11/3, на север - от пласта AS 11 / 2-4.

Основното находище AC11 / 1 е второто по големина в Приобското находище. Слоят АС11 / 1 е развит във водещата част на надутообразното издигане на субмеридионалното простягане, което усложнява моноклинала. От три страни находището е ограничено от глинести зони, а на юг границата е очертана условно. Размерът на главния резервоар е 48 на 15 км, височината е 112 м. Дебитът на нефт варира от 2,46 m 3 / ден при динамично ниво от 1195 m до 11,8 m 3 / ден.

Слой AC 11/0 е идентифициран като изолирани лещовидни тела на североизток и на юг. Дебелината му е от 8,6 м до 22,8 м. Първото находище е с размери 10,8 на 5,5 км, второто 4,7 на 4,1 км. И двете находища са от литологично екраниран тип. Характеризират се с приток на нефт от 4 до 14 m 3 / ден на динамично ниво. Хоризонтът AC 10 е проникнат от почти всички кладенци и се състои от три слоя AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Основното находище АС 10/2-3 е открито на дълбочини 2427-2721 m и се намира в южната част на находището. Видът на резервоара е литологично екраниран, с размери 31 на 11 км, височина до 292 м. Дебелините на нефтонаситените са от 15,6 m до 0,8 m.

Основното находище АС10/1 е открито на дълбочини 2374-2492 м. Размерът на находището е 38 на 13 км, височината е до 120 м. Южната граница е очертана условно. Дебелините на наситените с нефт варират от 0,4 до 11,8 м. Притокът на безводен нефт варира от 2,9 m 3 / ден при динамично ниво от 1064 m до 6,4 m 3 / ден.

Разрезът на блока AS 10 е завършен от продуктивния пласт AS 10/0, в рамките на който са идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиално простягане.

Horizon AC 9 има ограничено разпространение и е представен под формата на отделни фасциални зони, разположени в североизточната и източната част на структурата, както и в района на югозападното потапяне.

Неокомските продуктивни седименти са завършени от слоя AS 7, който има мозаечен модел в местоположението на нефтоносни и водоносни находища.

Най-голямото по площ находище Восточная е открито на дълбочини 2291-2382 м. Ориентирано е от югозапад на североизток. Приток на петрол 4,9-6,7 m

В рамките на находището са открити общо 42 находища. Максималната площ има основният резервоар в резервоара AS 12 / 1-2 (1018 km 2), минималната (10 km 2) - резервоарът в резервоара AS 10/1.

Обобщена таблица на параметрите на резервоара в рамките на производствената зона

Таблица 1.1

геоложко производствено поле нефтоносна формация

1.6 Характеристикаводоносни хоризонтикомплекси

Приобското находище е част от хидродинамичната система на Западносибирския артезиански басейн. Неговата особеност е наличието на водоустойчиви глинести отлагания от олигоцен-турон, чиято дебелина достига 750 m, разделяйки мезокайнозойския участък на горно и долно хидрогеоложко ниво.

Горният етаж обединява седименти от турон-кватернерната възраст и се характеризира със свободен водообмен. В хидродинамичен план подът е водоносен хоризонт, чиито подземни и междупластови води са взаимосвързани.

Горното хидрогеоложко ниво включва три водоносни хоризонта:

1- водоносен хоризонт от кватернерни отлагания;

2 - водоносен хоризонт на новите находища Михайловски;

3- водоносен хоризонт на находищата Атлим.

Сравнителен анализ на водоносните хоризонти показа, че водоносният хоризонт Атлим може да се приеме като основен източник на голямо централизирано водоснабдяване с питейна вода. Въпреки това, поради значително намаляване на оперативните разходи, новият хоризонт на Михайловски може да бъде препоръчан.

Долното хидрогеоложко ниво е представено от седименти от сеноманско-юрската възраст и наводнени скали от горната част на предюрската основа. На големи дълбочини, в среда на трудни, а на места почти застояли се образуват термални високоминерализирани води, които имат висока газонаситеност и повишена концентрация на микроелементи. Долният етаж се отличава с надеждна изолация на водоносните хоризонти от повърхностните природни и климатични фактори. В неговия разрез се разграничават четири водоносни хоризонта. Всички комплекси и аквиклюзи могат да бъдат проследени на значително разстояние, но в същото време се наблюдава глинеста форма на втория комплекс в Приобското поле.

За наводняване на нефтени резервоари в района на Средния Об широко се използват подземните води на Апти-сеноманския комплекс, съставен от пласт от слабо циментирани, рохки пясъци, пясъчници, алевролити и глини от образуванията Уватска, Ханти-Мансийска и Викуловская, добре поддържана по площ, доста хомогенна в рамките на обекта. Водите се характеризират с ниска корозивност поради липсата на сероводород и кислород в тях.

1.7 ФизикохимичниИмотирезервоартечности

Резервоарните масла за продуктивни пластове AC10, AC11 и AC12 нямат съществени разлики в своите свойства. Характерът на промяната във физичните свойства на маслата е типичен за отлагания, които нямат изход към повърхността и са заобиколени от крайна вода. В резервоарни условия на нефт със средна газонаситеност, налягането на насищане е 1,5-2 пъти по-ниско от налягането в резервоара (висока степен на компресия).

Експерименталните данни за променливостта на нефтите по участъка от производствените мощности на находището показват незначителна хетерогенност на нефтите в находищата.

Маслата от формациите АС10, АС11 и АС12 са близки едно до друго, по-лекото масло във формацията АС11, моларната фракция на метана в него е 24,56%, общото съдържание на въглеводороди С2Н6-С5Н12 е 19,85%. За маслата от всички резервоари е характерно преобладаването на нормалния бутан и пентан над изомерите.

Количеството леки CH4 - C5H12 въглеводороди, разтворени в дегазирани масла, е 8,2-9,2%.

Нефтен газ със стандартно разделяне е с високо съдържание на мазнини (коефициент на мазнини над 50), моларната фракция на метана в него е 56,19 (образуване AC10) - 64,29 (образуване AC12). Количеството етан е много по-малко от това на пропана, съотношението C2H6 / C3H8 е 0,6, което е типично за газове от нефтени находища. Общото съдържание на бутани 8,1-9,6%, пентани 2,7-3,2%, тежки въглеводороди С6Н14 + по-високо 0,95-1,28%. Количеството въглероден диоксид и азот е малко, около 1%.

Дегазираните масла от всички слоеве са сярни, парафинови, слабо смолисти, със средна плътност.

Маслото от формацията AS10 е със среден вискозитет, със съдържание на фракции до 350_C повече от 55%, маслата от формации AC11 и AC12 са вискозни, със съдържание на фракции до 350_C от 45% до 54,9%.

Технологичен код на маслата от резервоарите AS10-II T1P2, AS11 и AS12-II T2P2.

Оценката на параметрите, дължащи се на индивидуалните характеристики на нефтите и газовете, е извършена в съответствие с най-вероятните условия за събиране, обработка и транспортиране на нефт в находището.

Условията за разделяне са както следва:

Етап 1 - налягане 0,785 MPa, температура 10_C;

Етап 2 - налягане 0,687 MPa, температура 30_C;

Етап 3 - налягане 0,491 MPa, температура 40_C;

Етап 4 - налягане 0,103 MPa, температура 40_C.

Сравнение на средните стойности на порьозност и пропускливост на резервоаритепластове АС10-АС12 чрез ядро ​​и каротаж

Таблица 1.2

1.8 Оценка на петролните запаси

Нефтените запаси на Приобското находище са оценени като цяло за формациите без диференциране по находища. Поради липсата на пластови води в литологично ограничените находища, запасите са изчислени за чисто нефтени зони.

Балансовите нефтени запаси на Приобското находище са оценени по обемен метод.

Основата за изчисляване на моделите на резервоарите са резултатите от интерпретацията на каротажа. В този случай следните оценки на параметрите на резервоара бяха взети като гранични стойности на резервоар-не-резервоар: K op 0,145, пропускливост 0,4 mD. От резервоарите и следователно от изчисляването на запасите бяха изключени зони от слоеве, в които стойностите на тези параметри бяха по-малки от стандартните.

При изчисляване на запасите е използван методът за умножаване на карти на три основни изчислителни параметъра: ефективна нефтенанаситена дебелина, открита порьозност и коефициенти на насищане с нефт. Нетното заплащане на петрола беше изчислено отделно по категория резерви.

Разпределението на категориите резерви се извършва в съответствие с "Класификацията на резервите на депозитите ..." (1983 г.). В зависимост от нивото на проучване на находищата на Приобското находище, запасите от нефт и разтворен газ в тях се изчисляват в категории B, C 1, C 2. Запаси от категория В са идентифицирани в рамките на последните кладенци на производствени линии в левобрежната пробита зона на находището. Запасите от категория C 1 са разпределени в области, изследвани от проучвателни кладенци, в които са получени търговски нефтени потоци или е имало положителна информация за дърводобив. Запасите в непроучени участъци от находища са класифицирани в категория C 2. Границата между категории C1 и C2 е начертана на разстояние от двойна стъпка от оперативната мрежа (500x500 m), както е предвидено в „Класификация...“.

Оценката на запасите беше завършена чрез умножаване на получените обеми нефтонаситени резервоари за всеки резервоар и в рамките на идентифицираните категории по плътността на нефта, дегазирана при стъпаловидно отделяне, и коефициента на преобразуване. Трябва да се отбележи, че те са малко по-различни от приетите по-рано. Това се дължи, първо, на изключване от изчисленията на кладенци, разположени далеч извън лицензионната зона, и, второ, на промени в индексирането на слоевете в отделните проучвателни кладенци в резултат на нова корелация на продуктивните находища.

Приетите изчислителни параметри и получените резултати от изчисляването на петролните запаси са дадени по-долу.

1.8.1 Инвентарни запасимасло

Към 01.01.98 г. в баланса на VGF петролните резерви са посочени в размер на:

Възстановими 613 380 хил. тона

Възстановими 63 718 хил. тона

Възстановими 677098 хил. тона

Нефтени запаси по пласт

Таблица 1.3

На пробития участък от лявата част на Приобското находище беше извършена оценка на запасите на Партията на Юганскнефтегаз.

Пробитата част съдържа 109 438 хил. тона. баланс и 31 131 хил.т. възстановими нефтени запаси при коефициент на извличане на нефт 0,284.

За пробитата част резервите се разпределят в шевовете, както следва:

Баланс на слоя AC10 50%

Възстановими 46%

AS11 баланс на резервоара 15%

Възстановими 21%

AS12 баланс на резервоара 35%

Възстановими 33%

В разглежданата зона по-голямата част от запасите е съсредоточена във формациите AC10 и AC12. Тази зона съдържа 5,5% от m / r резервите. 19,5% от резервите на формацията AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Приобскоеm / r (ляв брягчаст)

ЗапасимаслоНазонаексплоатация

Таблица 1.4

*) За частта от територията от категория С1, от която се извършва добив на петрол

2 . Методи за добив, използвано оборудване

Разработването на всяко производствено съоръжение АС 10, АС 11, АС 12 беше извършено с поставяне на кладенци по линейна триредова триъгълна схема с плътност на мрежата 25 хектара/кладенец, с пробиване на всички кладенци до пласта АС 12.

През 2007 г. SibNIINP изготви Допълнение към Схемата на процеса за пилотно разработване на лявата част на Приобското находище, включително заливна зона N4, в която бяха направени корекции за разработването на левобережната част на находището с свързване на нови подложки N140 и 141 в заливната част на полето ... В съответствие с този документ се предвижда внедряване на триредова блокова система (плътност на мрежата - 25 хектара/кладенец) с по-нататъшен преход на по-късен етап на развитие към блоково затворена система.

Динамиката на основните технико-икономически показатели на развитие е представена в таблица 2.1

2. 1 ДинамикамайориндикаториразвитиеПриобскиМясто на раждане

таблица 2.1

2. 2 Анализмайортехнически и икономическииндикаториразвитие

Динамиката на показателите за развитие на базата на таблица 2.1 е показана на фиг. 2.1.

Приобското находище се разработва от 1988 г. За 12 години развитие, както се вижда от таблица 3., добивът на нефт непрекъснато нараства.

Ако през 1988 г. беше 2300 тона петрол, то до 2010 г. достигна 1485000 тона, производството на течност се увеличи от 2300 на 1608000 тона.

Така до 2010 г. кумулативният добив на петрол възлиза на 8583,3 хил. тона. (таблица 3.1).

От 1991 г. за поддържане на налягането в резервоара са пуснати в експлоатация инжекционни кладенци и започва инжектиране на вода. В края на 2010 г. имаше 132 инжекционни кладенеца, а нагнетяването на вода се увеличи от 100 на 2362 хил. тона. до 2010г. С увеличаване на инжектирането средният дебит на нефт на работещите кладенци се увеличава. До 2010 г. дебитът нараства, което се обяснява с правилния избор на количеството инжектирана вода.

Също така след пускането в експлоатация на инжекционния фонд, намаляването на водата от производството започва да расте и към 2010 г. достига ниво от 9,8%, първите 5 години намаляването на водата е 0%.

Запасът от добивни кладенци към 2010 г. възлиза на 414 сондажа, от които 373 кладенеца произвеждат продукти по механизиран метод.Към 2010 г. кумулативният добив на нефт възлиза на 8583,3 хил. тона. (таблица 2.1).

Приобското находище е едно от най-младите и перспективни в Западен Сибир.

2.3 Особеностиразвитие,влияещинаексплоатациякладенци

Областта се характеризира с ниски дебити на кладенеца. Основните проблеми при разработването на находището са ниската производителност на производствените кладенци, ниската естествена (без раздробяване на пластовете от инжектирана вода) инжекционност на инжекционните кладенци, както и лошото преразпределение на налягането между резервоарите по време на поддържане на налягането в резервоара (поради слаба хидродинамична връзка на отделни участъци от водоемите). Като отделен проблем за разработване на находище трябва да се отдели работата на формацията AS 12. Поради ниските дебити, много кладенци в тази формация трябва да бъдат затворени, което може да доведе до спиране на значителни нефтени запаси за неопределен период от време. Един от начините за решаване на този проблем за резервоара AS 12 е прилагането на мерки за стимулиране на добива на нефт.

Приобското поле се характеризира със сложна структура на продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Колекторите на хоризонтите AS 10 и AS 11 се класифицират като средно и нископродуктивни, а AS 12 са необичайно нископродуктивни.

Геоложките и физичните характеристики на продуктивните образувания на находището показват невъзможността за разработване на находището без активно въздействие върху продуктивните му формации и без използване на методи за интензификация на добива.

Това се потвърждава от опита от разработването на оперативния участък от левобережната част.

3 . Приложени методи за подобрено възстановяване на маслото

3.1 Изборметодвъздействиенамаслодепозит

Изборът на метод за въздействие върху нефтените находища се определя от редица фактори, най-значими от които са геоложките и физичните характеристики на находищата, технологичните възможности за прилагане на метода в дадено поле и икономически критерии. Изброените по-горе методи за стимулиране на резервоара имат множество модификации и в основата си се основават на огромен набор от състави от използвани работни агенти. Ето защо, когато се анализират съществуващите методи за стимулиране, има смисъл преди всичко да се използва опитът от разработването на находища в Западен Сибир, както и находища в други региони със свойства на резервоара, подобни на Приобското поле (предимно ниска пропускливост на резервоара) и резервоар течности.

От методите за стимулиране на добива на нефт чрез въздействие върху дънната зона на кладенеца, най-разпространените са:

хидравлично разбиване;

киселинни обработки;

физични и химични обработки с различни реактиви;

термофизични и термохимични обработки;

импулсно-шокови, виброакустични и акустични ефекти.

3.2 Геоложки и физични критерии за приложимостта на различни методи за стимулиране в Приобското находище

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското находище за оценка на приложимостта на различни методи за стимулиране са:

дълбочина на продуктивните слоеве - 2400-2600 m,

отлаганията са литологично екранирани, естествен режим - еластично затворен,

дебелината на шевовете AC 10, AC 11 и AC 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

първоначално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

температура на резервоара - 88-90 0 С,

ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите от керничните проучвания - за формации АС 10, АС 11 и АС 12, съответно 15,4, 25,8, 2,4 mD,

висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

плътност на нефтената формация - 780-800 kg / m 3,

вискозитет на образуваното масло - 1,4-1,6 mPa * s,

налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

нафтеново масло, парафиново и леко смолисти.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно прилагане на методите за стимулиране на резервоарите, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за Приобското находище могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно наводняване ( като метод за изместване на нефт от пластовете). Термичните методи се използват за резервоари с високовискозни масла и на дълбочини до 1500-1700 m. Полимерното заливане за предпочитане се използва в резервоари с пропускливост над 0,1 μm 2 за изместване на нефт с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 0 С (за по-високи температури се използват скъпи, специални полимери).

3.2.1 Наводняване

Опитът от разработването на местни и чуждестранни находища показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху водоемите с ниска пропускливост при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото изпълнение.

Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на заливането на нископропускливи образувания, са:

влошаване на филтриращите свойства на скалата поради:

набъбване на глинестите компоненти на скалата при контакт с инжектираната вода,

запушване на резервоара с фини механични примеси във впръскваната вода,

утаяване на солни утайки в порестата среда на резервоара по време на химичното взаимодействие на инжектирана и добивана вода,

намаляване на покритието на резервоара чрез наводняване поради образуването на пукнатини-пукнатини около инжекционните кладенци и тяхното разпространение дълбоко в резервоара (за прекъснати резервоари е възможно също леко увеличаване на размаха на резервоара по участъка),

значителна чувствителност към характера на омокряемост на скалата от инжектирания агент, значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради отлагане на парафин.

Проявата на всички тези явления в нископропускливи резервоари води до по-значими последствия, отколкото във високопропускливите скали.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на наводняване, се използват подходящи технологични решения: оптимални решетки на кладенеца и технологични режими на работа на кладенеца, впръскване на вода с необходимия вид и състав във водоемите, съответното й механично, химично и биологично третиране, както и добавяне на специални компоненти към водата.

За находището Priobskoye заливането с вода трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Приложение на разтвори на повърхностноактивни веществав полето беше отхвърлен, главно поради ниската ефективност на тези реагенти в нископропускливи резервоари.

За Приобското поле и алкално наводнениене може да се препоръча поради следните причини:

Основното е преобладаващото структурно и пластово глинесто съдържание на водоемите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюда. Взаимодействието на алкали с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалата. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е от решаващо значение за нископропускливите резервоари на Приобското поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на набъбването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите. В допълнение, силно йонообменните глини могат да повлияят неблагоприятно на ръба на алкалния разтвор, като заменят натрия с водород.

Силно развита хетерогенност на формацията и голям брой междинни слоеве, което води до ниско покритие на формацията с алкален разтвор.

Основната пречка пред приложението емулсионни системиза влияние върху находищата на Приобското находище, има ниски филтрационни характеристики на резервоарите на находището. Съпротивлението на филтриране, създадено от емулсии в резервоари с ниска пропускливост, ще доведе до рязко намаляване на инжекционността на инжекционните кладенци и намаляване на скоростта на добив на нефт.

3.3 Методи за въздействие върху дънната пластова зона за стимулиране на добива

3.3.1 Киселинни обработки

Киселинната обработка на резервоарите се извършва както за увеличаване, така и за възстановяване на пропускливостта на резервоара на долната зона на кладенеца. Повечето от тези работи са извършени по време на прехвърлянето на кладенци към инжектиране и последващото повишаване на тяхната инжекционност.

Стандартното подкисляване на находището Приобское се състои в приготвяне на разтвор, съдържащ 14% HCl и 5% HF, с обем 1,2-1,7 m 3 на 1 метър дебелина на перфорираната формация и изпомпването му в перфорирания интервал. Времето за реакция е около 8 часа.

При разглеждане на ефективността на въздействието на неорганичните киселини се вземат предвид инжекционните кладенци с дългосрочно (повече от една година) инжектиране на вода преди третиране. Киселинното третиране на близкопробивни структури в инжекционни кладенци се оказва доста ефективен метод за възстановяване на тяхната инъективност. Като пример, Таблица 3.1 показва резултатите от третирането на редица инжекционни кладенци.

Резултати от третиране в инжекционни кладенци

Таблица 3.1

Анализът на извършените обработки показва, че съставът на солна и флуороводородна киселина подобрява пропускливостта на зоната около сондажа.Нагнетателността на кладенците се увеличава от 1,5 до 10 пъти, ефектът може да се проследи от 3 месеца до 1 година.

По този начин, на базата на анализа на киселинните обработки, извършени на находището, може да се заключи, че е препоръчително да се извършват киселинни обработки на долните зони на инжекционните кладенци, за да се възстанови тяхната инжекционност.

3.3.2 Хидравлично разбиване

Хидравличното разбиване (хидравлично разбиване) е един от най-ефективните методи за стимулиране на добива на нефт от нископропускливи резервоари и увеличаване на производството на нефтени запаси. Хидравличното разбиване се използва широко както в местната, така и в чуждестранната нефтодобивна практика.

В Приобското находище вече е натрупан значителен опит в хидравличното разбиване. Анализът, извършен на находището за хидравлично разбиване, показва високата ефективност на този вид стимулиране на производството за находището, въпреки значителния темп на спад в дебита след хидравлично разбиване. Хидравличното разбиване в случай на Приобское находище е не само метод за стимулиране на производството, но и за увеличаване на добива на нефт. Първо, хидравличното разбиване прави възможно свързването на недренирани нефтени запаси в прекъснати резервоари на находището. На второ място, този тип удар дава възможност за изтегляне на допълнителен обем нефт от нископроницаемата формация AS 12 в рамките на приемливо време на работа на полето.

ОценкадопълнителенминенотзадържанеХидравлично разбиваненаПриобскомполе.

Внедряването на метода на хидравлично разбиване на Приобское находище започва през 2006 г. като един от най-препоръчваните методи за стимулиране в дадените условия на разработка.

За периода от 2006 г. до януари 2011 г. на находището са извършени 263 операции по хидравлично разбиване (61% от фонда). Основният брой работи по хидравлично разбиване е извършен през 2008 г. - 126.

В края на 2008 г. допълнителният добив на нефт поради хидравлично разбиване вече възлизаше на около 48% от общия добив на петрол през годината. Освен това по-голямата част от допълнителния добив е нефт от резервоар AS-12 - 78,8% от общия добив в резервоара и 32,4% от общия добив. За резервоар AS11 - 30,8% от общата продукция за резервоара и 4,6% от добива като цяло. За резервоар AS10 - 40,5% от общата продукция за резервоара и 11,3% от производството като цяло.

Както можете да видите, основната цел за хидравлично разбиване беше формацията AS-12 като най-малко продуктивна и съдържаща по-голямата част от петролните запаси в лявата зона на находището.

В края на 2010 г. допълнителният добив на нефт поради хидравлично разбиване възлиза на повече от 44% от добива на целия петрол през годината.

Динамиката на добива на нефт по находището като цяло, както и допълнителния добив на нефт поради хидравлично разбиване е представена в Таблица 3.2.

Таблица 3.2

Очевидно е значително увеличение на добива на нефт поради хидравлично разбиване. От 2006 г. допълнителното производство от хидравлично разбиване възлиза на 4900 т. Всяка година нарастването на производството от хидравлично разбиване нараства. Максималната стойност на увеличението е 2009 г. (701 000 тона), до 2010 г. стойността на допълнителната продукция пада до 606 000 тона, което е с 5 000 тона по-ниско спрямо 2008 г.

По този начин хидравличното разбиване трябва да се счита за основен метод за увеличаване на добива на нефт в находището Priobskoye.

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорацията

Допълнително средство за повишаване на производителността на кладенците е подобряването на операциите по перфорация, както и образуването на допълнителни филтрационни канали по време на перфорация.

Подобряването на CCD перфорацията може да се постигне чрез използването на по-мощни перфориращи заряди за увеличаване на дълбочината на перфорационните канали, увеличаване на плътността на перфорацията и използване на фазиране.

Методите за създаване на допълнителни канали за филтриране могат да включват например технологията за създаване на система от пукнатини по време на вторичното отваряне на формацията с перфоратори върху тръби - система за счупена перфорация на формацията (FFC).

Тази технология е приложена за първи път от Marathon (Тексас, САЩ) през 2006 г. Същността му се крие в перфорирането на продуктивната формация с мощни 85,7 мм перфоратори с плътност около 20 дупки на метър по време на репресия върху пласта, последвано от фиксиране на перфорации и пукнатини с подпорен агент - боксит с фракция от 0,42 до 1,19 мм

Подобни документи

Описание на текущото състояние на развитие на Южно-Приобское находище. Организационна структура на УБР. Техника на сондиране с нефт. Дизайн на кладенец, ход на кладенеца и обвивка на кладенец. Добив и обработка на нефт и газ.

доклад за практиката, добавен на 07.06.2013 г


Историята на развитието и развитието на Приобското поле. Геоложки характеристики на нефтонаситените резервоари. Анализ на ефективността на кладенеца. Въздействието върху нефтоносните резервоари на хидравлично разбиване - основният метод за стимулиране.

курсова работа, добавена на 18.05.2012


Геоложки и физически характеристики на обект AS10 в южната част на Приобское поле. Характеристики на кладенеца и показатели за тяхната работа. Разработване на изследователска технология за многопластови нефтени находища. Анализ на чувствителността на проекта към риск.

дисертация, добавена на 25.05.2014г


Обща информация за Приобското поле, неговите геоложки характеристики. Продуктивни образувания в мегакомплекса неокомски находища. Свойства на резервоарни течности и газове. Причини за замърсяване на пластовата зона на дъното. Видове киселинни лечения.

курсова работа, добавена на 06.10.2014


Кратко описание на Приобското нефтено находище, геоложката структура на района и описанието на продуктивните пластове, оценка на запасите от нефт и газ. Интегрирани геофизични изследвания: избор и обосноваване на методи за провеждане на теренна работа.

дисертация, добавена на 17.12.2012г


Изграждане на насочен кладенец за геоложките условия на Приобското находище. Норми на разход на сондажни течности по интервали на пробиване. Състави за сондажни течности. Оборудване в циркулационната система. Събиране и почистване на отпадъци от сондажи.

курсовата работа е добавена на 13.01.2011 г


Геоложки и физически характеристики на продуктивните формации и обща информация за запасите. Историята на развитието на находището. Анализ на показателите за ефективност на запасите от кладенци. Основните методи за повишаване на добива на нефт и включване на остатъчни нефтени запаси в разработката.

курсовата работа е добавена на 22.01.2015 г


Геоложки характеристики на Хохряковското поле. Обосновка на рационален метод за повдигане на флуид в кладенци, устье на сондажи, сондажно оборудване. Състояние на разработката на находището и кладенец. Контрол върху развитието на находището.

дисертация, добавена на 03.09.2010г


Разработване на газови находища. Геоложки и технически характеристики на находището. Продуктивни слоеве и обекти. Състав на газ от Оренбургското находище. Обосновка на изграждането на фонтанни асансьори. Избор на диаметъра и дълбочината на течащите тръби.

курсова работа добавена на 14.08.2012 г


Информация за находището Амангелди: структура и геоложки разрез, газово съдържание. Система за развитие на полето. Изчисляване на запасите от газ и кондензат. Оценка и експлоатация на сондажа. Технико-икономически показатели за разработване на газово находище.

Намират се в Саудитска Арабия, дори един гимназист знае. Както и че Русия е точно зад нея в списъка на страните със значителни петролни запаси. Въпреки това по отношение на производството сме по-ниски от няколко държави наведнъж.

Най-големите в Русия се намират в почти всички региони: в Кавказ, в Урал и Западно Сибир, на север, в Татарстан. Въпреки това, не всички от тях са разработени, а някои, като Технофтинвест, чиито обекти се намират в Ямало-Ненецкия и съседния окръг Ханти-Мансийск, са нерентабилни.

Затова на 4 април 2013 г. беше открита сделка с Rockefeller Oil Company, която вече стартира в района.

Не всички петролни и газови находища в Русия обаче са нерентабилни. Доказателство за това е успешното производство, което няколко компании извършват едновременно в Ямало-Ненецкия окръг, на двата бряга на Об.

Приобското находище се счита за едно от най-големите не само в Русия, но и в целия свят. Открит е през 1982 г. Оказа се, че запасите от западносибирски петрол се намират както на левия, така и на десния бряг.Разработката на левия бряг започва шест години по-късно, през 1988 г., а на десния бряг - единадесет години по-късно.

Днес е известно, че Приобското находище съдържа над 5 милиарда тона висококачествен нефт, който се намира на дълбочина не повече от 2,5 километра.

Огромните петролни запаси направиха възможно изграждането на газотурбинната електроцентрала Priobskaya в близост до находището, работеща изключително на свързано гориво. Тази станция не само отговаря напълно на изискванията на областта. Той е в състояние да доставя произведена електроенергия на Ханти-Мансийска област за нуждите на жителите.

В момента няколко компании разработват находището Приобское.

Някои са убедени, че при добива от земята идва готовото, рафинирано масло. Това е дълбоко погрешно схващане. Резервоарна течност, която излиза

повърхността (суровия нефт) постъпва в цеховете, където се почиства от примеси и вода, нормализира се количеството на магнезиеви йони и се отделя придружен газ. Това е голяма и много прецизна работа. За реализирането му Приобското находище беше снабдено с цял комплекс от лаборатории, работилници и транспортни мрежи.

Готовите продукти (нефт и газ) се транспортират и използват по предназначение, остават само отпадъци. Именно те създават най-големия проблем на областта днес: има толкова много, че все още не е възможно да бъдат ликвидирани.

Компанията, създадена специално за рециклиране, днес рециклира само най-пресните отпадъци. От утайки (така се нарича предприятието експандирана глина, която е много търсена в строителството. От получената експандирана глина обаче засега се изграждат само пътища за достъп до находището.

Сферата има и друго значение: осигурява стабилни, добре платени работни места за няколко хиляди работници, сред които има висококвалифицирани специалисти и работници без квалификация.

ИСТОРИЧЕСКИ И ГЕНЕТИЧЕСКИ МОДЕЛ НА ОБРАЗУВАНЕ НА НЕФТОЛОГИЧНИ ДЕЛАГИ НА ПРИОБСКИЯТ ПОЛЕ НА ЗАПАДЕН СИБИР

T.N. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобското нефтено находище е уникално по отношение на запасите и е въведено в разработка през 1989 г. Находището се намира в Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област, на 65 км източно от Ханти-Мансийск и на 100 км западно от Нефтеюганск. Той е част от Фроловската петролна и газова област - западната част на Западносибирската петролна и газова провинция.

Приобското нефтено находище заема специално място в системата от нефтени и газови комплекси в Западен Сибир. Откриването на Приобското находище е значимо събитие през последните години. Търговска нефтоносимост е установена в горната част на Тюменската и Баженовската свита и в неокомските седименти. Основните резерви са формированията Neocomian AS 10-12. Повече от 20 находища са ограничени до хотеривианските пластове, разположени на дълбочина 2300-2700 m, повечето от които са класифицирани като големи. Според сеизмостратиграфския анализ е установена клиноформната структура на неокомските продуктивни пластове. Приобското находище е единственото в тази област, където клиноформната структура на неокомските формации е потвърдена от дълбок сондаж ().

Продуктивността на неокомските находища на Приобското поле се контролира практически само от един фактор - наличието на пропускливи резервоари в участъка. Отсъствието на пластова вода по време на многобройни тестове (формации AS 10-12) предполага, че нефтените отлагания, свързани с тези блокове, са затворени лещовидни тела, напълно запълнени с нефт (няма контакти масло-вода), а контурите на отлаганията за всеки пясъчен слой се определят от границите му. разпространение ().

Цялостен анализ на палеогеографските условия на седиментация и сеизмични данни позволи да се очертае голяма зона на развитие на неокомските клиноформи на юг и север от Приобското поле. С него е свързана независима зона на натрупване на нефт и газ, чието съдържание на нефт и газ не се определя от регионалния структурен фон, а се контролира от района на развитие на неокомските клиноформи (Карогодин Ю.Н., 1998 г. ).

Редица важни въпроси, свързани с условията за образуване на нефтени находища, остават слабо разбрани. В тази връзка от особено значение е създаването на фундаментален исторически и генетичен модел за образуване на нефтени находища в сложни резервоари на Приобското находище.

Находището е включено в голяма нефто- и газоносна зона на меридионално простягане, ограничена до сложна група от локални издигания на моноклинала в зоната на свързване на Ханти-Мансийската депресия и Салимската арка.

Приобското куполообразно издигане е в непосредствена близост до земите на Болшой Салим, където Баженовската свита служи като основен хоризонт. По този хоризонт се разграничават група петролни находища - Салим, Северен и Западен Салим, Верхне- и Средне-Шапшински, Правдинское и др.

През кредната история на Западен Сибир, Ханти-Мансийската депресия остава най-потопената част от седиментационния басейн, поради което участъкът тук е по-глинест в сравнение с околните територии. По времето на Волга районът на Приобското поле е бил в дълбоко потопена (до 500 m) аксиална зона на палеобасейна с характерни черти на недостатъчно компенсиран басейн. Това е довело до натрупване на богати на ОМ интервал от кален камък на баженовата свита. В района на Приобското поле от ранния Бериаз, на фона на обща голяма регресия, има редуване на регионални и зонални трансгресии и регресии. От изток-югоизток започват да се образуват клиноформи и стратиграфски пакети, издължени по палео оста на котловината, които постепенно запълват целия басейн. В трансгресивните фази се натрупват предимно глинести пластове, като Пимската, Бистринската, а в регресивните фази - пясъчно-алевролити (AS 7 -AS 12) (Карогодин Ю.Н., 1998).

Баженовата свита е с високо съдържание на общо органично вещество и потенциал за генериране. Смята се, че този хоризонт е изходният слой за повечето от петролните находища, идентифицирани в долната креда в Западносибирския басейн. Въпреки това, в светлината на спокойната тектонска история на Приобското поле, предположението за образуването на отлагания в неокомските резервоари в резултат на мащабна вертикална миграция на въглеводороди изглежда много проблематично.

За да се създаде историко-генетичен модел на образуване на нефтени находища на неокомските находища на Приобското находище, беше използван софтуерния пакет за моделиране на басейни. Комплексът ви позволява бързо и с минимален набор от геоложки данни да създадете модел за оценка на въглеводородния потенциал. Фрагменти от програмната база данни, съдържащи информация за кладенеца. 151 и 254 от Приобското поле са дадени съответно. За да се визуализират данните от модела, беше използвано изображение на кривите на историята на потъването на седимента заедно с други данни: етапи на зрялост, изотерми и др. ().

Както се вижда, нефтените находища на неокомските формации принадлежат към основната фаза на нефтоносна способност, по-точно към нейната горна част - зоната на ранния етап на генериране. За разлика от неокомските масла, маслата от баженовата свита принадлежат към зоната на късния стадий на генериране (). Това заключение е в пълно съгласие с вертикалното фазово-генетично зониране на HC системите, установено в Западносибирския басейн. В участъка на мезозойските находища се разграничават пет зони, всяка от които се характеризира със собствено фазово състояние на въглеводородите, състав, степен на зрялост на ОВ, условия на температура и налягане и др. Неокомските хоризонти (валанжинско-хотеривиан от района на Средния Об) са част от третата, предимно нефтена, зона - основната зона на нефтообразуване и натрупване на нефт в мезозойския участък на Западносибирския басейн (температура на резервоара 80-100 ° C ), отлагания, идентифицирани в горните и средноюрските отлагания, - до четвъртата нефтена и газова кондензатна зона, където се отбелязват натрупвания на лек нефт (Салимски, Красноленински райони, температура на резервоара 100-120 ° C).

Анализът на геохимичните, включително генетични, параметри (група, въглероден изотопен състав и др.) на масла от неокомските отлагания на Приобското находище и Баженовската формация на Салимското находище показа, че тези масла са различни и принадлежат към различни генетични зони () .

По отношение на геохимичните и термобаричните показатели Приобското поле се отличава с:

· значително недонасищане на нефти в долнокредните находища с въглеводородни газове (ниски стойности на P sat / P pl и газов фактор);

· скок в растежа на Ppl по време на прехода от креда към юрски отлагания (наличие на анормално налягане на образуването в юрския комплекс). Има две практически изолирани нива на насищане с нефт – долна креда и юра. Образуването на нефтени находища на неокомските формации на Приобското поле се извършва независимо и не е свързано с вертикална миграция от формацията Баженов.

Основният исторически и генетичен модел на образуването на нефтени находища в сложни неокомски резервоари на Приобското находище е представен, както следва. Механизмът, който най-вероятно е довел до образуването на неокомските отлагания, е страничната (възходяща) миграция на нефт от едновъзрастни глинести седименти към по-песъчливите части на клиноформите. Нефтът и газът мигрираха нагоре по време на въстанието, запълвайки пропускливи пясъчни алевролити и лещи. Тази идея за механизма на миграция на нефт се подкрепя от: доминиращия литологичен тип отлагания; липса на пластова вода в хоризонтите на групата AS; разликата между баженовските и неокомските масла.

Трябва да се отбележи, че пълненето на капаните с масло, очевидно, се извършва съгласно принципа на диференциалното улавяне, когато най-потопените капани се пълнят с относително леко масло (образуване AC 12, плътност 0,86-0,87 g / cm 3), докато горната - сравнително тежка (слой AC 10, плътност 0,88-0,89 g / cm 3), а най-горните капани - вода (слой AC 6).

Създаването на исторически и генетичен модел на образуването на нефтени находища в Приобското находище е от основно значение. Пясъчни тела от този тип се намират в непосредствена близост до Приобското поле в рамките на Ханти-Мансийска, Фроловска и други области. Най-вероятно петролни находища с подобен генезис ще бъдат открити в други райони на Западен Сибир в рамките на неокомските находища.

Цялостен анализ на палеогеографските условия на седиментация и сеизмични данни позволи да се очертае голяма зона на развитие на неокомски клиноформи на юг и север от Приобското поле, която се простира в ивица с ширина 25-50 км от Шапшинское и Ергинское полета на юг до Туманно и Студенно на север и с които е свързана самостоятелна зона нефтени и газови натрупвания, където основният нефтен източник ще бъдат дебели глинести пластове от същата възраст на неокомските клиноформи.

литература

1) Геология и развитие на най-големите и уникални нефтени и нефтени и газови находища в Русия. // Западносибирска нефтена и газова провинция / Изд. V.E. Гавура. - М. ВНИИОЕНГ, 1996. - Т.2.

2) Геология на нефта и газа в Западен Сибир / A.E. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М .: Недра, 1975.

3) Максимов С.П. Модели на разположение и условия за образуване на нефтени и газови находища в палеозойски седименти. - М .: Недра, 1965.

4) Рилко А.В., Потеряева В.В. Вертикално райониране в разпределението на течни и газообразни въглеводороди в мезозоя на Западен Сибир / Тр. ZapSibVNIGNI. - Проблем. 147. -Тюмен, 1979г.

5) Leonard C, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. - Денвър, САЩ. - 1993 г.

Особено място заема нефтено находище Priob в системата от нефтени и газови комплекси на Западен Сибир. Неокомските легла AC10-12 с клиноформна структура се считат за основни по нефтени запаси. Комплексният анализ на палеогеографските условия на седиментация и данните от сеизмичните проучвания позволиха да се разпознае голяма зона от неокомски клиноформи, развита на юг и север от полето Приоб. С тази зона е свързана независима зона за натрупване на нефт и газ, чийто нефтен и газов потенциал не се управлява от регионална структура, а се контролира от зона на развитие на неокомските клиноформи.

За целите на създаване на историко-генетичен модел на образуване на неокомски залежи на находище Приоб е използван програмен комплекс Basin Modeling.

Ориз. един. ФРАГМЕНТ ОТ ГЕОЛОГИЧЕСКИ РАЗРЕЗ ПО СТРАНИЧНОТО ДОКАЗАТЕЛСТВО (по F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Наноси: 1 - песъчливи, 2 - глинести; 3 - битумни калъпи; 4 - кора на изветряне; 5 - нефтени находища; 6 - кладенци

Ориз. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИ РАЗДЕЛ (Приобское поле)

1 - песъчливо-глинести отлагания; 2 - интервал на изпитване. Други реал. виж обозначението на фиг. един

Ориз. 3. ПРИМЕРИ ЗА ВИЗУАЛИЗАЦИЯ НА НАЧАЛНИ ДАННИ И РЕЗУЛТАТИ ОТ ОБРАБОТВАНЕТО ИМ ОТ SCR. 151 (А) и 245 (Б)

Етапи на зрялост (R 0,%): 1 - ранен (0,5-0,7), 2 - среден (0,7-1,0), 3 - късен (1,0-1,3); 4 - основната фаза на генериране (1.3-2.6); линии: I - история на гмуркане, начална (II) и приблизителна (III) температури

Ориз. 4. МОДЕЛИРАНЕ НА ИСТОРИЯТА НА Гмурканията на НАЛОГИЩЕ ПРИОБСКИЙ

Етапи на зрялост (R 0,%): 1 - ранен (10-25), 2 - среден (25-65), 3 - късен (65-90)

Приобското поле се намира в централната част на Западносибирската равнина. Административно се намира в района на Ханти-Мансийск, на 65 км източно от град Ханти-Мансийск и на 100 км западно от град Ханти-Мансийск. Нефтеюганск.

В периода 1978-1979г. В резултат на подробно сеизмично проучване на CDP MOU беше идентифицирано Приобското издигане. От този момент започва подробно проучване на геоложката структура на територията: широкото развитие на сеизмичните проучвания в комбинация с дълбоки пробиване.

Приобското находище е открито през 1982 г. в резултат на пробиванеи изпитване на кладенец 151, когато е получен търговски поток маслодебит от 14,2 m 3 / ден при 4 mm дросел от интервали 2885-2977 m (Tyumenskaya suite YUS 2) и 2463-2467 m (формация AS 11 1) - 5,9 m 3 / ден при динамично ниво от 1023 m.

Приобская структура, според тектоничната карта на мезокайнозойската платформена покривка.

Западносибирска геосинеклиза, разположена в зоната на кръстовището на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегафолд, Салимската и Западно Ляминската групи на издигания.

Структурите от първи ред са усложнени от надути и куполовидни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на проучвателни и проучвателни работи на маслои газ.

Продуктивните формации в Приобското поле са формирования от групата "АС": АС 7, АС 9, АС 10, АС 11, АС 12. Стратиграфски тези пластове принадлежат към кредните отлагания на горната вартовска свита. Литологично горната вартовска свита е изградена от чести и неравномерни наслоявания на кални с пясъчници и алевролити. Калите са тъмносиви, сиви със зеленикав оттенък, тинести, слюдисти. Пясъчниците и алевролитиите са сиви, глинести, слюдисти, дребнозърнести. Сред калните и пясъчниците има прослойки от глинести варовици, сидеритни възли.

Скалите съдържат овъглен растителен детрит, рядко слабо и средно запазени двучерупчести (инокерами).

Пропускливите скали от продуктивни пластове имат североизточно и субмеридиално простягане. Почти всички образувания се характеризират с увеличаване на общата ефективна дебелина, съотношението нетно към бруто, главно към централните части на зоните за развитие на резервоара, за повишаване на свойствата на резервоара и съответно укрепването на кластичния материал се случва на изток ( за слоевете на хоризонт AS 12) и североизточни посоки (за хоризонт AC 11).

Хоризонт АС 12 е дебело пясъчно тяло, издължено от югозапад на североизток под формата на широка ивица с максимална нетна дебелина в централната част до 42 m (кладенец 237). В този хоризонт се разграничават три обекта: слоеве АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Отложенията на свитата AS 12 3 са представени под формата на верига от песъчливи лещовидни тела със североизточно простягане. Ефективните дебелини варират от 0,4 m до 12,8 m, като по-високите стойности са ограничени до основното находище.

Основното находище AS 12 3 е открито на дълбочини -2620 и -2755 m и е литологично екранирано от всички страни. Размерите на находището са 34 х 7,5 км, а височината е 126 м.

Депозирайте AS 12 3 в района на кладенеца. 241 е открит на дълбочина -2640-2707 m и е ограничен до местното издигане на Ханти-Мансийск. Резервоарът се контролира от всички страни чрез зони за подмяна на резервоара. Размерите на находището са 18 х 8,5 км, височината е 76 м.

Депозирайте AS 12 3 в района на кладенеца. 234 е открит на дълбочина 2632-2672 m и представлява леща от пясъчници при западното потъване на структурата Приобская. Размерите на находището са 8,5 х 4 км, а височината е 40 м, типът е литологично екраниран.

Депозирайте AS 12 3 в района на кладенеца. 15-С е открит на дълбочини 2664-2689 m в рамките на Селияровския структурен перваз. Размерите на литологично екранираното находище са 11,5 х 5,5 km, а височината е 28 m.

Находището AS 12 1-2 е основното и е най-голямото в областта. Тя е ограничена до моноклинал, усложнен от местни повдигания с малка амплитуда (площ на кладенци 246, 400) с преходни зони между тях. От три страни е ограничен от литоложки екрани и само на юг (до Восточно-Фроловската местност) колекторите се развиват. Въпреки това, предвид значителните разстояния, границата на резервоара все още е условно ограничена от линия, минаваща на 2 km южно от кладенеца. 271 и 259. Наситен с маслоДебелините варират в широк диапазон от 0,8 m (кладенец 407) до 40,6 m (кладенец 237) притоци маслодо 26 m 3 / ден при 6 мм дросел (кладенец 235). Размерите на находището са 45 х 25 км, височината е 176 m.

Депозирайте AS 12 1-2 в зоната на кладенеца. 4-KhM е открит на дълбочина 2659-2728 m и е ограничен до пясъчна леща на северозападния склон на местното възвишение Ханти-Мансийск. Наситен с маслоДебелините варират от 0,4 до 1,2 m. Размерите на находището са 7,5 x 7 km, височината е 71 m.

Депозирайте AS 12 1-2 в зоната на кладенеца. 330 открити на дълбочина 2734-2753 m Наситен с маслодебелината варира от 2,2 до 2,8 м. Размерите на находището са 11 х 4,5 км, височината е 9 м. Типът е литологично екраниран.

Отложенията на основния слой AS 12 0 са разкрити на дълбочини 2421-2533 м. Представлява лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Наситен с маслоДебелините варират от 0,6 (сондаж 172) до 27 m (сондаж 262). Притоци маслодо 48m 3 / ден на 8 мм дросел. Размерите на литологично екранираното находище са 41 х 14 км, височината е 187 м. Находище AS 12 0 в района на сондаж № 1000. 331 е открит на дълбочина 2691-2713 m и представлява леща от пясъчни скали. Наситен с маслодебелината в този кладенец е 10 м. Размери 5 х 4,2 км, височина - 21 м. масло- 2,5 m 3 / ден при Нд = 1932 m.

Находището на пласт AS 11 2-4 е от литологично екраниран тип, има общо 8, с 1-2 проникнали кладенеца. По площ находищата са разположени под формата на 2 вериги от лещи в източната част (най-издигната) и в западната в по-потопената част на моноклиналната структура. Наситен с маслоДебелините на изток се увеличават 2 или повече пъти в сравнение със западните кладенци. Общият диапазон на промяна е от 0,4 до 11 m.

Резервоар AS 11 2-4 в района на кладенец 246 е разкрит на дълбочина 2513-2555 m. Размерите на резервоара са 7 x 4,6 km, височината е 43 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 247 е открит на дълбочина 2469-2490 m. Размерите на находището са 5 х 4,2 km, височината е 21 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 251 е открит на дълбочина 2552-2613 m. Размерите на находището са 7 x 3,6 km, височината е 60 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 232 е открита на дълбочина 2532-2673m. Размерите на находището са 11,5 х 5 км, височината е 140 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 262 е открита на дълбочина 2491-2501m. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината е 10 м.

Резервоар AS 11 2-4 в района на кладенец 271 е разкрит на дълбочина 2550-2667 m. Размерът на находището е 14 х 5 км.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 151 са открити на дълбочина 2464-2501m. Размерите на находището са 5,1 х 3 км, височината е 37 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в зоната на кладенеца. 293 е открит на дълбочина 2612-2652 m. Размерите на находището са 6,2 x 3,6 km, височината е 40 m.

Отложенията на пласта AS 11 1 са ограничени основно в присводовата част под формата на широка ивица от североизточно простирание, ограничена от три страни от глинести зони.

Основното находище AC 11 1 е второто по стойност в рамките на Приобското поле, което е открито на дълбочини 2421-2533 м. 259. Дебити масловарират от 2,46 m 3 / ден при динамично ниво от 1195 m (кладенец 243) до 118 m 3 / ден през 8 mm дросел (кладенец 246). Наситен с маслоДебелините варират от 0,4 m (кладенец 172) до 41,6 (кладенец 246). Размерът на находището е 48 x 15 km, височината е до 112 m, типът е литологично екраниран.

Депозити от формацията AS 11 0. Формата AS 11 0 има много незначителна зона на развитие на резервоара под формата на лещовидни тела, ограничени до потопените участъци на надземната част.

Депозирайте AS 11 0 в района на кладенеца. 408 е открит на дълбочина 2432-2501 м. Размерите на находището са 10,8 х 5,5 км, височината е 59 м, типът е литологично екраниран. Дебит маслоот кладенец. 252 е 14,2 m3 / ден при Нд = 1410 m.

Депозирайте AS 11 0 в района на кладенеца. 172 е проникнат от един кладенец на дълбочина 2442-2446 m и има размери 4,7 x 4,1 km, височина 3 m. масловъзлиза на 4,8 m 3 / ден при Нд = 1150 m.

Депозирайте AS 11 0 в района на кладенеца. 461 е с размери 16 х 6 км. Наситен с маслодебелината варира от 1,6 до 4,8 м. Видът на водоема е литологично екраниран. Дебит маслоот кладенец. 461 беше 15,5 m 3 / ден, Nd = 1145 m.

Депозирайте AS 11 0 в района на кладенеца. 425 е проникнат от един кладенец. Наситен с масловместимост - 3,6м. масловъзлиза на 6,1 m 3 / ден при Нд = 1260 m.

Хоризонтът AS 10 е проникнат в централната зона на Приобското поле, където те са ограничени до по-потопените места на привърховната част, както и до югозападното крило на структурата. Разделянето на хоризонта на пластове АС 10 1, АС 10 2-3 (в централната и източната част) и АС 10 2-3 (в западната част) е до известна степен условно и се определя от условията на възникване. , образуване на тези отлагания, като се отчита литоложкият състав на скалите и физико-химичните характеристики масла.

Основното находище AS 10 2-3 е открито на дълбочини 2427-2721 m и се намира в южната част на находището. Дебит маслоса в диапазона от 1,5 m 3 / ден при 8 mm дросел (кладенец 181) до 10 m 3 / ден при Nd = 1633 m (кладенец 421). Наситен с маслодебелините варират от 0,8 m (кладенец 180) до 15,6 m (кладенец 181). Размерите на находището са 31 x 11 km, височината е до 292 m, находището е литологично екранирано.

Депозирайте AS 10 2-3 в района на кладенеца. 243 са открити на дълбочина 2393-2433 м. Дебит маслое 8,4 m 3 / ден при Нд = 1248 m (кладенец 237). Наситен с маслодебелина - 4,2 - 5 м. Размери 8 х 3,5 км, височина до 40 м. Тип находище - литологично екранирано.

Депозирайте AS 10 2-3 в района на кладенеца. 295 е разкрит на дълбочина 2500-2566 m и се контролира от формационните глинести зони. Наситен с маслоДебелините варират от 1,6 до 8,4 m. 295 получава 3,75 m 3 / ден при Нд = 1100 m. Размерите на находището са 9,7 x 4 km, височината е 59 m.

Основното находище АС 10 1 е открито на дълбочини 2374-2492 м. Зоните за подмяна на резервоари контролират находището от три страни, като на юг границата му е очертана условно на разстояние 2 км от кладенеца. 259 и 271. Наситен с маслоДебелините варират от 0,4 (кладенец 237) до 11,8 m (кладенец 265). Дебит масло: от 2,9 m 3 / ден при Нд = 1064 m (сондаж 236) до 6,4 m 3 / ден при дросел 2 mm. Размерите на находището са 38 x 13 km, височината е до 120 m, видът на находището е литологично екраниран.

Депозирайте AS 10 1 в зоната на кладенеца. 420 е добит на дълбочини 2480-2496 м. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината е 16 m.

Депозирайте AS 10 1 в зоната на кладенеца. 330 е добит на дълбочини 2499-2528 m. Размерите на находището са 6 х 4 км, височината е 29 m.

Депозирайте AS 10 1 в зоната на кладенеца. 255 са открити на дълбочини 2468-2469 м. Размерът на находището е 4 х 3,2 км.

Разделът от страта AS 10 се допълва от продуктивния слой AS 10 0. В рамките на който са идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиани проспериращи.

Депозирайте AS 10 0 в района на кладенеца. 242 е открит на дълбочини 2356-2427 m и е литологично пресиран. Дебит маслоса 4,9 - 9 m 3 / ден при Nd-1261-1312 m. Наситен с маслодебелината е 2,8 - 4 м. Размерите на находището са 15 х 4,5 км, височината е до 58 m.

Депозирайте AS 10 0 в района на кладенеца. 239 е открит на дълбочина 2370-2433 m. маслоса 2,2 - 6,5 m 3 / ден при Nd-1244-1275 m. Наситен с маслодебелината е 1,6-2,4 м. Размерите на находището са 9 х 5 км, височината е до 63 m.

Депозирайте AS 10 0 в района на кладенеца. 180 е открит на дълбочини 2388-2391 m и е литологично пресиран. Наситен с маслодебелина - 2,6м. Приток масловъзлиза на 25,9 m 3 / ден при Nd-1070 m.

Покритието над хоризонт AS 10 е представено от глинести скали, вариращи от 10 до 60 m от изток на запад.

Пясъчно-алевритови скали от свитата AS 9 са с ограничено разпространение и са представени под формата на фациални прозорци, гравитиращи предимно към североизточната и източната част на структурата, както и към югозападното потъване.

Отлагане на слой AS 9 в зоната на кладенеца. 290 е открит на дълбочини 2473-2548 m и е ограничен в западната част на находището. Наситен с маслодебелини варират от 3,2 до 7,2 м. Производствени темпове маслоса 1,2 - 4,75 м 3 / ден с Nd - 1382-1184 м. Размерът на находището е 16,1 х ​​6 км, височината е до 88 m.

В източната част на находището са идентифицирани две малки находища (6 x 3 km). Наситен с маслоДебелините варират от 0,4 до 6,8 m. масло 6 и 5,6 m 3 / ден при Нд = 1300-1258 м. Наносите са литологично екранирани.

Завършването на неокомските продуктивни седименти е формацията AS 7, която има много мозаечен модел в разположението. маслоноснии водоносни хоризонти.

Най-големият по площ източен резервоар от формация AS 7 е открит на дълбочини 2291-2382 м. От три страни е очертан от зони за заместване на резервоара, а на юг границата му е условна и е очертана по линия, минаваща на 2 км от кладенци 271 и 259. Находището е ориентирано от югозапад на североизток. Притоци масло: 4,9 - 6,7 m 3 / ден при Нд = 1359-875 m. Наситен с маслодебелините варират от 0,8 до 7,8 m. Размерите на литологично екранираното находище са 46 х 8,5 km, а височината е до 91 m.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 290 е открита на дълбочина 2302-2328 m. Маслоноснидебелината е 1,6 - 3 m. 290 получили 5,3 m 3 / ден маслопри P = 15MPA. Размерът на находището е 10 х 3,6 км, височината е 24 м.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 331 е отворен на дълбочина 2316-2345 m и представлява дъговидно лещовидно тяло. Наситен с маслоДебелините варират от 3 до 6 m. Получени 331 приток масло 1,5 m 3 / ден при Нд = 1511 m. Размерите на литологично екранираното находище са 17 x 6,5 km, височината е 27 m.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 243 са открити на дълбочина 2254-2304 m. Наситен с маслодебелина 2,2-3,6 м. Размери 11,5 х 2,8 км, височина - 51 м. В добре. 243 получени масло 1,84 m 3 / ден при Nd-1362 m.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 259, открит на дълбочина 2300 m, е леща от пясъчник. Наситен с маслодебелина 5,0 м. Размери 4 х 3 км.

Приобское поле

Кратки геоложки и полеви характеристики на водоемите

Приобское поле

Петрофизични характеристики на резервоарите

Физикохимични характеристики маслои газ

Състав и свойства на пластовите води

Приобское нефтено находище

§1 Приобское нефтено находище.

Приобское- Най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния бряг - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворено през 1982 г. Налягания на дълбочина 2,3-2,6 км. Плътността на маслото е 863-868 kg / m3 (видът на маслото е среден, тъй като попада в диапазона от 851-885 kg / m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1, 3% (принадлежи към класа сяра, 2 клас масло, доставяно в рафинерията в съответствие с GOST 9965-76). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 инжекционни кладенеца. Добивът на петрол в Приобското находище през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77 и Газпром нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на петрола е важна характеристика на този вид суровина и носи разнообразна геохимична информация за възрастта на петрола, условията на образуване, произхода и пътищата на миграция и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища, и разделяне на производството на съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Обхват и средна стойност на съдържанието на микроелементи в маслото Ob (mg / kg)

Първоначалният дебит на работещи нефтени кладенци варира от 35 тона / ден. до 180 т/ден Местоположението на Уелс е клъстерно. Коефициентът на извличане на масло е 0,35.

Група кладенци е такава подредба, когато кладенците са близо един до друг на една и съща технологична площадка, а кладенците са разположени във възлите на мрежата за разработване на резервоара.

В момента повечето от производствените кладенци се пробиват по клъстерен начин. Това се дължи на факта, че клъстерното сондиране на находища може значително да намали размера на площите, заети от сондажи, които се пробиват и след това от производствени кладенци, пътища, електропроводи, тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци върху плодородни земи, в резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите за строителство и монтажни работи на сондажни и производствени съоръжения. Клъстерно сондиране е необходимо и когато се налага откриване на нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлезите. Специално място заема клъстерното строителство на кладенци на територията на Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за пълнене в труднодостъпен, блатист и населен регион .

Разположението на кладенците в подложката зависи от условията на терена и предвидените средства за комуникация между подложката и основата. Храсти, които не са свързани с постоянни пътища към базата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато се намират на транспортни маршрути. В местните клъстери кладенците, като правило, са подредени под формата на вентилатор във всички посоки, което позволява да има максимален брой кладенци в клъстера.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че при преместване на сондажната платформа от един кладенец в друг, калните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на строителството на всички (или част) от кладенците на тази подложка.

Броят на кладенците в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на долния отвор от кладенците, дължината на сондажите се увеличава, дължината на сондажите се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща с стволовете. Следователно става необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстера.

Методът за дълбоко изпомпване на добив на нефт се нарича такъв метод, при който издигането на течност от кладенеца към повърхността се извършва с помощта на смукателни прътове и безпръчкови помпени агрегати от различни видове.
В находището Приобское се използват електрически центробежни помпи - потопяема помпа без прът, състояща се от многостепенна (50-600 степени) центробежна помпа, разположена вертикално върху общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, напълнен с диелектрично масло) и протектор който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Двигателят се захранва от брониран кабел, който минава надолу заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на двигателя е около 3000 rpm. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Монтажът на електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Монтажът на сондажна електрическа центробежна помпа (ESP) има само контролна станция със силови трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбите . Високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара се експлоатират с електрически центробежни помпени инсталации.

Полето е отдалечено, недостъпно, 80% от територията се намира в заливната низина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложна геоложка структура - сложна структура от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са слабо свързани хидродинамично. Резервоарите на продуктивните формации се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура на продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Колекторите на хоризонтите АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като необичайно нископродуктивни. Геоложките и физичните характеристики на продуктивните образувания на находището показват невъзможността за разработване на находището без активно въздействие върху продуктивните му формации и без използване на методи за интензификация на добива. Това се потвърждава от опита от разработването на оперативния участък от левобережната част.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското находище за оценка на приложимостта на различни методи за стимулиране са:

1) дълбочината на продуктивните слоеве - 2400-2600 m,

2) отлаганията са литологично екранирани, естествен режим - еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AC 10, AC 11 и AC 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) първоначално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90 ° С,

6) ниска пропускливост на резервоара, средни стойности въз основа на резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на маслото в резервоара - 1,4-1,6 mPa * s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтеново масло, парафиново и ниско смолисти.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно прилагане на методите за стимулиране на резервоарите, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за Приобското находище могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно наводняване ( като метод за изместване на нефт от пластовете). Термичните методи се използват за отлагания с нефт с висок вискозитет и на дълбочини до 1500-1700 m. Полимерното заливане за предпочитане се използва в пластове с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на нефт с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за по-високи температури се използват скъпи, специални полимери).

Опитът от разработването на местни и чуждестранни находища показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху водоемите с ниска пропускливост при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото изпълнение. Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на заливането на нископропускливи образувания, са:

Влошаване на филтриращите свойства на скалата поради:

Подуване на глинести скални компоненти в контакт с инжектираната вода,

Запушване на резервоара с фини механични примеси във впръскваната вода,

Утаяване на сол в порестата среда на резервоара поради химичното взаимодействие на инжектирана и добивана вода,

Намаляване на покритието на резервоара от наводняване поради образуване на пукнатини около инжекционни кладенци - разкъсване и разпространението им в дълбочина

Значителна чувствителност към характера на омокряемост на скалата от инжектирания агент; значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради отлагане на парафин.

Проявата на всички тези явления в нископропускливи резервоари води до по-значими последствия, отколкото във високопропускливите скали.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на наводняване, се използват подходящи технологични решения: оптимални решетки на кладенеца и технологични режими на работа на кладенеца, впръскване на вода с необходимия вид и състав във водоемите, съответното й механично, химично и биологично третиране, както и добавяне на специални компоненти към водата.

За находището Priobskoye заливането с вода трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Използването на разтвори на повърхностно активни вещества в полето беше отхвърлено, главно поради ниската ефективност на тези реагенти в резервоари с ниска пропускливост.

За находището Priobskoye алкалното наводняване не може да се препоръча поради следните причини:

Основното е преобладаващото структурно и пластово глинесто съдържание на водоемите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюда. Взаимодействието на алкали с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалата. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е от решаващо значение за нископропускливите резервоари на Приобското поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на набъбването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите.

Хидравличното разбиване остава любимата технология на руските петролни работници: течността се изпомпва в кладенеца под налягане до 650 атм. за образуване на пукнатини в скалата. Пукнатините се фиксират с изкуствен пясък (пропант): той не им позволява да се затварят. През тях маслото се просмуква в кладенеца. Според OOO SibNIINP хидравличното разбиване води до увеличаване на притока на нефт в находищата в Западен Сибир от 1,8 до 19 пъти.

В момента нефтодобивните компании, извършващи геоложки и технически дейности, се ограничават основно до използването на стандартни технологии за хидравлично разбиване (хидравлично разбиване) с използването на желиран воден разтвор на полимерна основа. Тези течности, както и убиващите течности, както и течностите за пробиване, причиняват значителни щети на образуването и самото счупване, което значително намалява остатъчната проводимост на пукнатините и в резултат на това добива на нефт. Запушването на формацията и пукнатините е от особено значение при находища с текущо налягане в резервоара под 80% от първоначалното.

От технологиите, използвани за решаване на този проблем, се отличават технологиите, използващи смес от течност и газ:

Разпенени (например азотирани) течности със съдържание на газ по-малко от 52% от общия обем на сместа;

Разбиване на пяна - повече от 52% газ.

След като разгледаха наличните технологии на руския пазар и резултатите от тяхното прилагане, специалистите на Gazpromneft-Khantos LLC избраха хидравлично разбиване на пяна и предложиха на Schlumberger да извърши пилотни работи (EPW). Въз основа на техните резултати беше направена оценка на ефективността на хидравличното разбиване на пяна в находището Приобское. Разбиването с пяна, подобно на конвенционалното разбиване, е насочено към създаване на пукнатина във формацията, чиято висока проводимост осигурява потока на въглеводороди към кладенеца. Въпреки това, при раздробяване на пяна, поради замяната (средно 60% от обема) на част от желирания воден разтвор със сгъстен газ (азот или въглероден диоксид), пропускливостта и проводимостта на фрактурите значително се увеличават и, т.к. следствие, степента на увреждане на формацията е минимална. В световната практика най-ефективното използване на флуиди от пяна за хидравлично разбиване вече е отбелязано в кладенци, където енергията на резервоара не е достатъчна за изтласкване на отработения флуид за хидравлично разбиване в сондажа по време на неговото разработване. Това се отнася както за нови, така и за съществуващи кладенци. Например, за избраните кладенци от Приобское поле налягането в резервоара падна до 50% от първоначалното. По време на разбиване на пяна, сгъстен газ, който се инжектира като част от пяната, спомага за изтласкването на отпадъчния разтвор от формацията, което увеличава обема на отпадъчната течност и намалява времето

развитие на кладенеца. Азотът беше избран за работа в Приобското находище като най-универсалният газ:

Той се използва широко при разработването на кладенци със спираловидни тръби;

Инертен;

Съвместим с течности за хидравлично разбиване.

Кладенците след приключване на работата, която е част от услугата "пяна", е извършена от Schlumberger. Характерна особеност на проекта беше извършването на пилотни работи не само в новия, но и в съществуващия кладенец, в пластове с вече съществуващи хидравлични разриви от първите работи, т. нар. повторно хидравлично разбиване. Като течна фаза на сместа от пяна е избрана омрежена полимерна система. Получената смес от пяна успешно помага за решаването на проблемите със запазването на свойствата на наградата.

бойна зона. Концентрацията на полимера в системата е само 7 kg / t пропант, за сравнение, в кладенците от непосредствена среда - 11,8 kg / t.

В момента можем да отбележим успешното прилагане на хидравлично разбиване на пяна с помощта на азот в кладенците на формациите АС10 и АС12 на Приобското находище. Обърнато беше голямо внимание на работата в съществуващия кладенец, тъй като многократното хидравлично разбиване позволява включване в разработката на нови формации и междинни пластове, които преди това не са били засегнати от разработката. За да се анализира ефективността на хидравличното разбиване на пяна, техните резултати бяха сравнени с резултатите, получени от офсетни кладенци, в които е извършено конвенционалното хидравлично разбиване. Слоевете имаха същата нетна дебелина на заплащането. Действителният дебит на течност и нефт в кладенци след разбиване на пяна при средно налягане на входа на помпата от 5 MPa надвишава дебита на съседните кладенци съответно с 20 и 50%. при разбиване и разбиване на пяна, от това следва, че дебитите на течността и нефтата са равни, но работното дънно налягане преди помпата в кладенците след хидравлично разбиване на пяна е средно 8,9 MPa, в околните кладенци - 5,9 MPa. Преизчисляването на потенциала на кладенеца до еквивалентно налягане позволява да се оцени ефектът от пенестото хидравлично разбиване.

Пилотната работа с хидравлично разбиване на пяна в пет кладенеца на Приобското находище показа ефективността на метода както в съществуващия, така и в новия кладенец. По-високото входящо налягане на помпата в кладенците след използване на смеси от пяна показва образуването на пукнатини с висока проводимост в резултат на хидравлично разбиване на пяна, което осигурява допълнителен добив на нефт от кладенци.

В момента северната част на находището се разработва от LLC RN-Yuganskneftegaz, собственост на Роснефт, а южната част от LLC Gazpromneft - Khantos, собственост на Gazprom Neft.

С решение на губернатора на Ханти-Мансийския автономен окръг находището получи статут на „Територия на специална процедура за използване на недрата“, което определи специалното отношение на петролните работници към развитието на Приобското находище. Недостъпността на резерватите, крехкостта на екосистемата на полето доведоха до използването на най-новите екологични технологии. 60% от територията на Приобското находище се намира в наводнената част на заливната низина на река Об; екологосъобразни технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

Съоръжения на място, разположени на територията на находището:

Бустерни помпени станции - 3 бр

Многофазна помпена станция Sulzer - 1

Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в резервоара - 10 бр

Плаващи помпени станции - 4 бр

Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2

Маслоотделително устройство (USN) - 1

През май 2001 г. на 201-ва площадка на десния бряг на Приобското поле е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа на инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се показват на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция "Росскор" е оборудвана на Приобское находище през 2000 г. Предназначен е за изпомпване на многофазен флуид в полеви условия без използване на факели (за да се избегне изгарянето на свързан газ в заливната низина на река Об).

Завод за преработка на сондажна утайка на десния бряг на Приобското поле произвежда силикатни тухли, които се използват като строителен материал за изграждане на пътища, клъстерни основи и др. За да се реши проблемът с оползотворяването на свързания газ, произведен в Приобское находище, първата газотурбинна електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг е построена в находището Приразломное, осигуряваща електричество за находищата Приобское и Приразломное.

Електропроводът, изграден през Об, няма аналози, чийто обхват е 1020 м, а диаметърът на проводника, специално произведен във Великобритания, е 50 мм.

§2 Подготовка на масло за рафиниране

Суровият нефт, добиван от кладенци, съдържа свързани газове (50-100 m3/t), пластова вода (200-300 kg/t) и минерални соли, разтворени във вода (10-15 kg/t), които влияят неблагоприятно върху транспортирането, съхранението и последващата му обработка. Следователно подготовката на масло за рафиниране задължително включва следните операции:

Отстраняване на свързани (разтворени в нефт) газове или стабилизиране на маслото;

Обезсоляване на нефт;

Дехидратация (дехидратация) на маслото.

стабилизиране на маслото -суровият нефт от района на Об съдържа значително количество разтворени в него леки въглеводороди. По време на транспортиране и съхранение на маслото те могат да се отделят, в резултат на което съставът на маслото ще се промени. За да се избегне загубата на газ и заедно с него леки бензинови фракции и за предотвратяване на замърсяването на въздуха, тези продукти трябва да бъдат извлечени от нефт преди рафиниране. Подобен процес за отделяне на леки въглеводороди от петрол под формата на свързан газ се нарича стабилизиранемасло. Стабилизирането на нефт в находището Об се извършва по метода на сепарация директно в зоната на неговото производство с помощта на дозиращи устройства.

Свързаният газ се отделя от петрола чрез многоетапно разделяне в газови сепаратори, при които налягането и дебитът на маслото се намаляват последователно. В резултат на това се десорбират газове, заедно с които летливите течни въглеводороди се отстраняват и след това кондензират, образувайки "газов кондензат". При метода на сепариране на стабилизация в маслото остават до 2% въглеводороди.

Обезсоляване и дехидратация масло- отстраняването на соли и вода от нефта се извършва в полеви пречиствателни станции и директно в нефтени рафинерии (рафинерии).

Помислете за дизайна на електрически инсталации за обезсоляване.

Маслото от захранващия резервоар 1 с добавяне на деемулгатор и слаб алкален или содов разтвор преминава през топлообменника 2, нагрява се в нагревателя 3 и влиза в смесителя 4, в който се добавя вода към маслото. Получената емулсия последователно преминава през електрическите дехидрататори 5 и 6, в които основната част от водата и разтворените в нея соли се отделят от маслото, в резултат на което съдържанието им намалява 8-10 пъти. Деминерализираното масло преминава през топлообменника 2 и след охлаждане в хладилника 7 постъпва в колектора 8. Отделената в електрическите дехидратори вода се утаява в масления сепаратор 9 и се изпраща за почистване, а отделеното масло се добавя към масло, доставяно на ELOU.

Процесите на обезсоляване и дехидратиране на маслото са свързани с необходимостта от разрушаване на емулсиите, които водата образува с маслото. В същото време в полетата се унищожават емулсии с естествен произход, образувани в процеса на добив на петрол, а в завода - изкуствени емулсии, получени чрез многократно промиване на масло с вода за отстраняване на солите от него. След третиране съдържанието на вода и метални хлориди в маслото намалява на първия етап съответно до 0,5-1,0% и 100-1800 mg / l, а на втория етап до 0,05-0,1% и 3-5 mg / l. л.

За да се ускори процеса на разрушаване на емулсиите, е необходимо маслото да се подложи на други мерки за въздействие, насочени към увеличаване на водните капчици, увеличаване на разликата в плътността и намаляване на вискозитета на маслото.

В маслото Ob се използва въвеждането на вещество (демулгатор) в маслото, поради което се улеснява стратификацията на емулсията.

А за обезсоляване на масло маслото се промива с прясна прясна вода, която не само отмива солите, но и има хидромеханичен ефект върху емулсията.

§ 3. Първична преработка на нефт от Приобското находище

Маслото е смес от хиляди различни вещества. Пълният състав на маслата дори днес, когато са налични най-сложните средства за анализ и контрол: хроматография, ядрено-магнитен резонанс, електронни микроскопи - далеч не всички тези вещества са напълно определени. Но въпреки факта, че съставът на маслото включва почти всички химически елементи на D.I. Менделеев, неговата основа все още е органична и се състои от смес от въглеводороди от различни групи, които се различават един от друг по своите химични и физични свойства. Независимо от сложността и състава, рафинирането на нефт започва с първична дестилация. Обикновено дестилацията се извършва на два етапа - с леко свръхналягане, близко до атмосферното и под вакуум, като се използват тръбни пещи за нагряване на суровината. Затова инсталациите за първично рафиниране на нефт се наричат ​​AVT - атмосферни вакуумни тръби.

Маслата от Оббското находище имат потенциално високо съдържание на нефтени фракции, следователно първичното рафиниране на нефт се извършва според баланса на мазут и се извършва на три етапа:

Атмосферна дестилация за получаване на горивни фракции и мазут

Вакуумна дестилация на мазут за получаване на тесни маслени фракции и катран

Вакуумна дестилация на смес от мазут и катран за получаване на широка маслена фракция и претеглен остатък, използван за производството на битум.

Дестилацията на маслото Ob-oil се извършва в атмосферни тръбни агрегати по схемата с мигновено изпаряване, т.е. с една сложна дестилационна колона със странични изпарителни секции - това е енергийно най-изгодно, т.к Маслото Obb напълно отговаря на изискванията при използване на такава инсталация: относително ниско съдържание на бензин (12-15%) и добив на фракции до 350 0 С не повече от 45%.

Суровият нефт, нагрят от горещи потоци в топлообменник 2, се изпраща в електрически дехидратор 3. Оттам обезсолено масло се изпомпва през топлообменник 4 до пещ 5 и след това в дестилационна колона 6, където се изпарява и се разделя на необходимите фракции. В случай на деминерализирано масло няма електрически дехидратор в диаграмите на инсталацията.

При високо съдържание на разтворен газ и нискокипящи фракции в маслото, обработката му по такава единична схема на изпаряване без предварително изпаряване е трудна, тъй като се създава повишено налягане в захранващата помпа и във всички устройства, разположени в схемата преди пещ. В допълнение, това увеличава натоварването на пещта и дестилационната колона.

Основната цел на вакуумната дестилация на мазут: получаване на широка фракция (350 - 550 0С и по-висока) - суровини за каталитични процеси и дестилати за производство на масла и парафини.

Маслото се изпомпва през система от топлообменници в тръбна пещ, където се нагрява до 350 ° -375 ° и влиза в ректификационната вакуумна колона. Вакуумът в колоната се създава от пароструйни ежектори (остатъчно налягане 40-50 mm). Водната пара се подава към дъното на колоната. Маслените дестилати се вземат от различни тави на колоната, преминават през топлообменници и охладители. Остатъкът се отстранява от дъното на колоната - катран.

Маслените фракции, отделени от маслото, се пречистват със селективни разтвори - фенол или фурфурол, за да се отстранят част от смолистите вещества, след което се извършва депарафиниране със смес от метил етил кетон или ацетон с толуен за понижаване на точката на теч на маслото. Обработката на маслените фракции завършва с допълнителна обработка с избелващи глини. Последните технологии за производство на масла използват процеси на хидропречистване за замяна на глини.

Материален баланс на атмосферната дестилация на нефт от Об:

§4 Каталитичен крекинг

Каталитичният крекинг е най-важният процес на рафиниране, който значително влияе върху ефективността на рафинерията като цяло. Същността на процеса е разлагането на въглеводороди, които съставляват суровината (вакуумен газьол) под влияние на температурата в присъствието на съдържащ зеолит алумосиликатен катализатор. Целевият продукт на агрегата KK е високооктанов компонент на бензин с октаново число от 90 точки или повече, добивът му е от 50 до 65%, в зависимост от използваните суровини, използваната технология и режима. Високото октаново число се дължи на факта, че изомеризацията възниква и по време на каталитичен крекинг. По време на процеса се образуват газове, съдържащи пропилен и бутилен, които се използват като суровина за нефтохимикали и производството на високооктанови бензинови компоненти, лек газьол - компонент на дизеловите и пещните горива, и тежък газьол - суровина за производството на сажди или компонент на мазут.
Капацитетът на съвременните инсталации е средно от 1,5 до 2,5 милиона тона, но в заводите на водещите световни компании има инсталации с капацитет от 4,0 милиона тона.
Ключовата част на съоръжението е реакторно-регенерационният блок. Блокът включва захранваща нагревателна пещ, реактор, в който протичат реакциите на крекинг, и регенератор на катализатор. Целта на регенератора е да изгори кокс, образуван при крекинг и отложен върху повърхността на катализатора. Реакторът, регенераторът и входният блок за суровина са свързани с тръбопроводи, през които циркулира катализаторът.
Понастоящем капацитетът за каталитичен крекинг в руските рафинерии е очевидно недостатъчен и поради въвеждането в експлоатация на нови блокове се решава проблемът с прогнозирания недостиг на бензин.

§4 Каталитичен реформинг

Развитието на производството на бензин е свързано с желанието да се подобри основното експлоатационно свойство на горивото - детонационната устойчивост на бензина, оценена по октаново число.

Реформингът служи за едновременно производство на високооктанов основен компонент на моторни бензини, ароматни въглеводороди и водород-съдържащ газ.

За маслото Ob, фракция, кипяща в рамките на 85-180 0 C, се подлага на реформиране, увеличаването на края на точката на кипене насърчава образуването на кокс и следователно е нежелателно.

Подготовка на суровината за реформинг - ректификация за изолиране на фракции, хидрообработка за отстраняване на примеси (азот, сяра и др.), които отравят катализаторите на процеса.

В процеса на реформинг се използват платинени катализатори. Високата цена на платината предопредели ниското й съдържание в катализаторите за промишлен риформинг и следователно необходимостта от ефективното й използване. Това се улеснява от използването на алуминиев оксид като носител, който отдавна е известен като най-добрият носител за катализатори за ароматизиране.

Важно е платино-алуминиевият катализатор да се превърне в бифункционален катализатор за реформиране, върху който ще протече целият комплекс от реакции. За това беше необходимо да се придадат необходимите киселинни свойства на подложката, което беше постигнато чрез третиране на алуминиевия оксид с хлор.

Предимството на хлорирания катализатор е способността да се контролира съдържанието на хлор в катализаторите и следователно тяхната киселинност, директно при работни условия.

С преминаването на съществуващите риформинг агрегати към полиметални катализатори показателите за ефективност се повишават, т.к. цената им е по-ниска, високата им стабилност позволява процесът да се извършва при по-ниско налягане без страх от коксуване. При реформинг върху полиметални катализатори, съдържанието на следните елементи в суровината не трябва да надвишава 1 mg/kg сяра, 1,5 mg/kg никел, 3 mg/kg вода. По отношение на никел, маслото Obb не е подходящо за полиметални катализатори; следователно платинено-алуминиевите катализатори се използват при реформинг.

Типичен материален баланс на риформинг фракция 85-180 ° C при налягане от 3 MPa.

Библиографски списък

1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Първична нефтопреработка (гл1), КолосС, М.: 2007

2. Абдулмазитов Р.Д., Геология и развитие на най-големите нефтени и нефтени и газови находища в Русия, АД VNIIOENG, Москва: 1996 г.

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - за Об в Уикипедия

4.http: //minenergo.gov.ru - Министерство на енергетиката на Руската федерация

5. Баннов П.Г., Процеси за рафиниране на нефт, ЦНИИТЕнеф-техим, Москва: 2001 г.

6. Бойко Е.В., Химия на петрола и горивата, УлСТУ: 2007г.

7.http: //vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефт, фирмен бюлетин