Severo priobskoye depósito. Geología del yacimiento Priobskoye (Priobka)

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Introducción

1 Características geológicas del campo Priobskoye

1.1 Información general sobre el campo

1.2 Sección litoestratigráfica

1.3 Estructura tectónica

1.4 Contenido de aceite

1.5 Caracterización del yacimiento

1.6 Características de los acuíferos

1.7 Propiedades físicas y químicas de los fluidos de formación

1.8 Estimación de reservas de petróleo

1.8.1 Reservas de petróleo

2. Principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo del campo Priobskoye.

2.1 Dinámica de los principales indicadores del desarrollo del campo Priobskoye

2.2 Análisis de los principales indicadores de desarrollo técnico y económico

2.3 Características de desarrollo que afectan la operación del pozo

3. Métodos aplicados de recuperación mejorada de petróleo

3.1 Elección del método de impacto en el yacimiento de petróleo

3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de impacto en el campo Priobskoye

3.2.1 Inundaciones de agua

3.3 Métodos para influir en la zona de fondo de pozo de un pozo para estimular la producción de petróleo

3.3.1 Tratamientos ácidos

3.3.2 Fractura hidráulica

3.3.3 Mejora de la eficiencia de los disparos

Conclusión

Introducción

La industria petrolera es uno de los componentes más importantes de la economía rusa y afecta directamente la formación del presupuesto del país y sus exportaciones.

El estado de la base de recursos del complejo de petróleo y gas es el problema más grave en la actualidad. Los recursos petroleros se van agotando paulatinamente, una gran cantidad de campos se encuentran en etapa final de desarrollo y tienen un gran porcentaje de corte de agua, por lo que la tarea más urgente y primordial es buscar y poner en operación campos jóvenes y promisorios, uno de los que es el campo Priobskoye (en términos de reservas, es uno de los depósitos más grandes de Rusia).

El saldo de reservas de petróleo aprobado por la Comisión Estatal de Reservas para la categoría C 1 asciende a 1827,8 millones de toneladas, recuperables 565,0 millones de toneladas. con un factor de recuperación de petróleo de 0,309, teniendo en cuenta las reservas en la zona de amortiguamiento bajo las llanuras aluviales de los ríos Ob y Bolshoi Salym.

El saldo de reservas de aceite categoría C 2 es de 524.073 miles de toneladas, recuperables - 48.970 miles de toneladas, con un factor de recuperación de aceite de 0,093.

El campo Priobskoye tiene una serie de características:

grande, multicapa, único en términos de reservas de petróleo;

inaccesible, caracterizado por una gran ciénaga, en primavera y verano la mayor parte del territorio está inundado por aguas de inundación;

El río Ob fluye a través del campo, dividiéndolo en partes de margen derecho e izquierdo.

El campo se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos. Las formaciones AC10, AC11, AC12 son de interés industrial. Los yacimientos de los horizontes AC10 y AC11 son de productividad media y baja, y AC12 son de productividad anómalamente baja. La explotación de la formación AC12 debe señalarse como un problema de desarrollo aparte, ya que , el embalse AC12 es también el más significativo de todos los embalses en términos de reservas. Esta característica indica la imposibilidad de desarrollar el campo sin incidir activamente en sus estratos productivos.

Una de las formas de solucionar este problema es la implementación de medidas para intensificar la producción de petróleo.

1 . Característica geológicaPriobskiLugar de nacimiento

1.1 Información general sobre el campo

Priobskoye deposito de petroleo ubicado administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk del Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen.

El área de trabajo está ubicada a 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk, a 100 km al oeste de la ciudad de Nefteyugansk En la actualidad, el área es una de las de mayor desarrollo económico en el Okrug autónomo, que se hizo posible debido a el crecimiento en el volumen de exploración geológica y producción de petróleo.

Los campos cercanos más grandes que se están desarrollando son: Salymskoye, ubicado a 20 km al este, Prirazlomnoye, ubicado en las inmediaciones, Pravdinskoye, 57 km al sureste.

El gasoducto Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk y el oleoducto Ust-Balyk-Omsk pasan al sureste del campo.

La parte norte del área de Priobskaya se encuentra dentro de la llanura aluvial de Ob, una llanura aluvial joven con acumulación de depósitos cuaternarios relativamente grandes. Las marcas de relieve absoluto son 30-55 m La parte sur del área gravita hacia una planicie aluvial plana al nivel de la segunda terraza formas pronunciadas erosión y acumulación fluvial. Las marcas absolutas aquí son 46-60 m.

La red hidrográfica está representada por el canal Maly Salym, que fluye en una dirección sublatitudinal en la parte norte del área y en esta área está conectada por los pequeños canales Malaya Berezovskaya y Pola con el canal Ob grande y caudaloso Bolshoi Salym. El río Ob es la principal vía fluvial de la región de Tyumen. Hay una gran cantidad de lagos en el territorio de la región, los más grandes son el lago Olevashkina, el lago Karasye y el lago Okunevoye. Los pantanos son intransitables, se congelan a finales de enero y son el principal obstáculo para la circulación de vehículos.

El clima de la región es marcadamente continental con inviernos largos y veranos cortos y cálidos. El invierno es helado y nevado. El mes más frío del año es enero (la temperatura media mensual es de -19,5 grados C). El mínimo absoluto es -52 grados C. El más cálido es julio (la temperatura mensual promedio es de +17 grados C), el máximo absoluto es de +33 grados C. La precipitación anual promedio es de 500-550 mm por año, con un 75% cayendo en la estación cálida. La capa de nieve se establece en la segunda quincena de octubre y continúa hasta principios de junio. El espesor de la capa de nieve es de 0,7 m a 1,5-2 m. La profundidad de congelación del suelo es de 1-1,5 m.

El área bajo consideración se caracteriza por suelos arcillosos podzólicos en áreas relativamente elevadas y suelos de turba, limo podzólico y turba en humedales. Dentro de las llanuras, los suelos aluviales de las terrazas de los ríos son en su mayoría arenosos, a veces arcillosos. El mundo vegetal es diverso. Predomina el bosque de coníferas y mixto.

El área está ubicada en una zona de ocurrencia disjunta de rocas de permafrost relictas y cercanas a la superficie. Los suelos congelados cerca de la superficie se encuentran en las cuencas hidrográficas debajo de las turberas. Su espesor está controlado por el nivel freático y alcanza los 10-15 m, la temperatura es constante y cercana a los 0 grados C.

En territorios adyacentes (no se han estudiado las rocas congeladas en el campo Priobskoye), el permafrost se produce a profundidades de 140-180 m (campo Lyantorskoye). El espesor del permafrost es de 15 a 40 m, rara vez más. Congelados son más a menudo la parte inferior, más arcillosa, de Novomikhailovskaya y una parte insignificante de las suites Atlymskaya.

Los asentamientos más grandes más cercanos al área de trabajo son las ciudades de Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut y de menor asentamientos- Asentamientos Seliyarovo, Sytomino, Lempino y otros.

1.2 Litoestratigráficoincisión

La sección geológica del yacimiento Priobskoye está compuesta por una gruesa capa (más de 3000 m) de depósitos terrígenos de la cubierta sedimentaria de la era Meso-Cenozoica, que recubren las rocas del complejo prejurásico, representadas por la corteza de meteorización.

Pre-Jurásico educación (Pz)

En el tramo de la secuencia prejurásica se distinguen dos etapas estructurales. La inferior, confinada a la corteza consolidada, está representada por grafito-porfiritas fuertemente dislocadas, gravas y calizas metamorfoseadas. La etapa superior, identificada como un complejo intermedio, consiste en depósitos efusivos-sedimentarios menos dislocados de edad Pérmico-Triásico de hasta 650 m de espesor.

sistema jurásico (J)

El sistema Jurásico está representado por las tres divisiones: inferior, media y superior.

Incluye las formaciones Tyumen (J1+2), Abalak y Bazhenov (J3).

depósitos Tiumén las suites se encuentran en la base de la cubierta sedimentaria sobre las rocas de la corteza de meteorización con discordancia angular y estratigráfica y están representadas por un complejo de rocas terrígenas de composición arcillo-arenosa-limolita.

El espesor de los depósitos de la serie Tyumen varía de 40 a 450 m. Dentro del depósito, se descubren a profundidades de 2806-2973m. Los depósitos de la Formación Tyumen se superponen concordantemente con los depósitos del Jurásico Superior de las Formaciones Abalak y Bazhenov. Abalakskaya el conjunto está compuesto por lutitas glauconitas de color gris oscuro a negro, localmente calcáreas, con intercalaciones de limolitas en la parte superior de la sección. El espesor de la suite oscila entre 17 y 32 m.

depósitos Bazhenov las formaciones están representadas por argilitas bituminosas de color gris oscuro, casi negro, con intercalaciones de argilitas débilmente limosas y rocas orgánico-arcilloso-carbonatadas. El espesor de la suite es de 26-38 m.

Sistema de tiza (K)

Los depósitos del sistema Cretácico se desarrollan por todas partes y están representados por las secciones superior e inferior.

Las suites Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov y Khanty-Mansi se distinguen de abajo hacia arriba, y las suites Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov y Gankin se distinguen en la sección superior.

Parte inferior akhskoy La formación (K1g) está representada principalmente por lutitas con delgadas capas intermedias subordinadas de limolitas y areniscas, unidas en la secuencia de Achimov.

En la parte superior de la Formación Akh, se destaca un miembro envejecido de arcillas Pim finamente elutriadas, de color gris oscuro, que se acercan al gris.

El espesor total de la formación varía de oeste a este de 35 a 415 m. En las secciones ubicadas al este, un grupo de capas BS1-BS12 se encuentra confinado a este estrato.

Incisión cherkashin suite (K1g-br) está representada por una alternancia rítmica de arcillas grises, limolitas y areniscas limosas. Estas últimas, dentro del campo, al igual que las areniscas, son comercialmente petrolíferas y se destacan en las capas AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

El espesor de la suite varía de 290 a 600 m.

Arriba hay arcillas de color gris oscuro a negro. alim suites (K1a), en la parte superior con capas intermedias de lutitas bituminosas, en la parte inferior - limolitas y areniscas. El espesor de la suite varía de 190 a 240 m. Las arcillas son una cobertura regional para los depósitos de hidrocarburos en toda la región de petróleo y gas de Sredneobskaya.

Vikulóvskaya suite (K1a-al) consta de dos subformaciones.

El inferior es predominantemente arcilloso, el superior es arenoso-arcilloso con predominio de areniscas y limolitas. La formación se caracteriza por la presencia de detritos vegetales. El espesor de la suite varía de 264 m en el oeste a 296 m en el noreste.

Khanty-Mansiysk el conjunto (K1a-2s) está representado por intercalaciones irregulares de rocas areno-arcillosas con predominio de las primeras en la parte superior del tramo. Las rocas de la suite se caracterizan por una abundancia de detritos carbonosos. El espesor de la suite varía de 292 a 306 m.

Uvatskaya el conjunto (K2s) está representado por un recubrimiento desigual de arenas, limolitas y areniscas. La formación se caracteriza por la presencia de restos vegetales calcinados y ferruginosos, detritus carbonosos y ámbar. El espesor de la formación es de 283-301 m.

Bertsovskaya la formación (K2k-st-km) se subdivide en dos subformaciones. El inferior, constituido por arcillas, gris montmorelonita, con intercalados tipo opoka, de 45 a 94 m de espesor, y el superior, representado por arcillas grises, gris oscuro, silíceas, arenosas, de 87-133 m de espesor.

Gankinskaya el conjunto (K2mP1d) consiste en arcillas grises gris verdosas que se transforman en margas con granos de glauconita y concreciones de siderita. Su espesor es de 55-82m.

Sistema paleógeno (P2)

El sistema Paleógeno incluye las rocas de las formaciones Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky y Turtas. Los tres primeros son depósitos marinos, el resto son continentales.

Talitskaya la formación está compuesta por una capa de arcillas de color gris oscuro, limosas en algunas zonas. Hay restos vegetales peritizados y escamas de pescado. El espesor de la formación es de 125-146 m.

Lyulinvorskaya el conjunto está representado por arcillas de color verde amarillento, en la parte inferior de la sección, a menudo opocoide con capas intermedias de matraces. El espesor de la formación es de 200-363 m.

Tavdinskaya el conjunto que completa la sección del Paleógeno Marino está formado por arcillas grises, gris azuladas con intercalaciones de limolitas. El espesor de la suite es de 160-180 m.

Atlymskaya la formación está compuesta por depósitos marino-aluviales continentales, consistentes en arenas, de color gris a blanco, predominantemente de cuarzo con capas intermedias de lignito, arcillas y limolitas. El espesor de la suite es de 50-60 m.

Novomijáilovskaya suite - representada por una intercalación desigual de arenas grises de grano fino de cuarzo-feldespato con arcillas grises y gris parduscas y limolitas con capas intermedias de arenas y carbones pardos. El espesor de la formación no supera los 80 m.

Turtasskaya el conjunto consta de arcillas y limolitas de color gris verdoso, con capas delgadas de capas intermedias de diatomeas y arenas de cuarzo-glauconita. El espesor de la suite es de 40-70 m.

Sistema cuaternario (Q)

Está presente en todas partes y está representado en la parte inferior por la alternancia de arenas, arcillas, margas y margas arenosas, en la parte superior - por facies de pantanos y lagos - limos, margas y margas arenosas. El espesor total es de 70-100 m.

1.3 Tectónicoestructura

La estructura Ob está ubicada en la zona de unión de la depresión Khanty-Mansi, la megacanaleta Lyaminsky y los grupos de levantamiento Salym y West Lempa. Las estructuras de primer orden se complican con levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de prospección y exploración de petróleo y gas.

El plano estructural moderno del basamento prejurásico se estudió desde el horizonte reflectante "A". En el mapa estructural, a lo largo del horizonte reflectante "A", se muestran todos los elementos estructurales. En la parte suroeste de la región - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, elevaciones Svetloye. En la parte noroeste: East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, lo que complica la pendiente este de la zona de elevación de West Lempinskaya. En la parte central, la depresión de West Sakhalin, al este de ella, los levantamientos de Gorshkov y Sakhalin, que complican el oleaje de Sredne-Lyamin y la nariz estructural de Sakhalin, respectivamente.

En el horizonte reflectante "Db", confinado a la parte superior del miembro de Bystrinskaya, se trazan el levantamiento en forma de cúpula de Priobskoe, el levantamiento de baja amplitud de West Priobskoe, las estructuras West Sakhalinskaya, Novoobskaya. En el oeste del área, se perfila el levantamiento de Khanty-Mani. Al norte del levantamiento de Priobsky, se destaca el levantamiento local Light. En la parte sur del campo en la zona del pozo. 291 El levantamiento sin nombre se distingue condicionalmente. La zona elevada de East Seliyarovskaya en el área de estudio está delineada por una isohipsis sísmica abierta - 2280 m Cerca del pozo 606, se puede rastrear una estructura isométrica de baja amplitud. El área de Seliyarovskaya está cubierta con una red escasa de perfiles sísmicos, sobre la base de los cuales se puede predecir condicionalmente una estructura positiva. El levantamiento de Selyarovskoe está confirmado por el plan estructural a lo largo del horizonte reflectante "B". Debido al estudio deficiente de la parte occidental del área, la exploración sísmica, al norte de la estructura Seliyarovskaya, se distingue convencionalmente un levantamiento sin nombre en forma de cúpula.

1.4 Contenido de aceite

En el campo Priobskoye, la etapa petrolífera cubre depósitos de una capa sedimentaria de espesor considerable desde el Jurásico medio hasta la edad Aptiana y tiene más de 2,5 km.

Las entradas de petróleo no industrial y el núcleo con signos de hidrocarburos se obtuvieron de los depósitos de las formaciones Tyumen (formaciones Yu 1 y Yu 2) y Bazhenov (formación Yu 0). Debido al número limitado de materiales geológicos y geofísicos disponibles, la estructura de los depósitos no ha sido suficientemente comprobada hasta la fecha.

Se ha establecido capacidad petrolífera comercial en las formaciones neocomianas del grupo AS, donde se concentra el 90% de las reservas exploradas. Los principales estratos productivos están encerrados entre las unidades de arcilla Pimskaya y Bystrinskaya. Los depósitos están confinados a cuerpos de arena lenticulares formados en la plataforma y depósitos clinoformes del Neocomiano, cuya productividad no está controlada por el plan estructural moderno y está determinada prácticamente solo por la presencia de capas productivas de yacimiento en la sección. La ausencia de agua de formación en la parte productiva de la sección durante numerosas pruebas demuestra que los depósitos de petróleo asociados a las capas de estos paquetes son cuerpos lenticulares cerrados completamente llenos de petróleo, y los contornos de los depósitos para cada capa arenosa están determinados por la límites de su distribución. La excepción es el yacimiento AC 7, donde las entradas de agua de formación se obtuvieron a partir de lentes de arena llenas de agua.

Como parte de los depósitos productivos neocomianos se identificaron 9 objetos estimados: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Los depósitos de capas AC 7, AC 9 no son de interés industrial.

El perfil geológico se muestra en la Figura 1.1

1.5 Caracterizaciónproductivocapas

Las principales reservas de petróleo en el campo Priobskoye se concentran en depósitos neocomianos. Una característica de la estructura geológica de los depósitos asociados con rocas neocomianas es que tienen una estructura de mega capas cruzadas, debido a su formación en condiciones de relleno lateral de una cuenca marina bastante profunda (300-400 m) debido a la remoción de detritos. material terrígeno del este y sureste. La formación del megacomplejo neocomiano de rocas sedimentarias se produjo en toda una serie de condiciones paleogeográficas: sedimentación continental, costero-marina, plataforma y sedimentación muy lenta en mar abierto profundo.

A medida que uno se mueve de este a oeste, hay una pendiente (en relación con la formación Bazhenov, que es un punto de referencia regional) tanto de paquetes arcillosos maduros (punto de referencia zonal) como de rocas arenosas y limolitas contenidas entre ellos.

Según las determinaciones realizadas por especialistas de ZapSibNIGNI sobre fauna y polen de esporas, seleccionadas de arcillas en el intervalo de ocurrencia del Miembro de Pimsk, la edad de estos depósitos resultó ser hauteriviana. Todas las capas que están por encima del miembro de Pimsk. Indexadas como un grupo de AS, por lo tanto, en el campo Priobskoye, las formaciones BS 1-5 fueron reindexadas a AS 7-12.

Al calcular las reservas en el megacomplejo de yacimientos productivos neocomianos, se identificaron 11 estratos productivos: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, CA10/ 1, CA10/0, CA9, CA7.

La unidad de yacimiento AS 12 se encuentra en la base del megacomplejo y es la parte más profunda en términos de formación. En la composición se identifican tres capas AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, separadas entre sí por arcillas relativamente consistentes en la mayor parte del área, cuyo espesor varía de 4 a 10 m .

Los depósitos de la formación AS 12/3 están confinados a un elemento monoclinal (morro estructural), dentro del cual se observan levantamientos y depresiones de baja amplitud con zonas de transición entre ellos.

El depósito principal AS12/3 se descubrió a profundidades de 2620-2755 my está protegido litológicamente por todos lados. En términos de área, ocupa la parte central más elevada en forma de terraza de la nariz estructural y está orientada de suroeste a noreste. El espesor saturado de aceite varía de 12,8 m a 1,4 m. Los caudales de aceite van desde 1,02 m 3 /día, Hd=1239m hasta 7,5 m 3 /día en Hd=1327m. Las dimensiones del depósito cribado litológicamente son de 25,5 km por 7,5 km, la altura es de 126 m.

El depósito AS 12/3 se descubrió a profundidades de 2640-2707 m y está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk y la zona de su hundimiento oriental. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. Las tasas de producción de petróleo son bajas y ascienden a 0,4-8,5 m 3 /día en varios niveles dinámicos. La marca más alta del arco se fija en -2640 my la más baja en (-2716 m). El tamaño del depósito es de 18 por 8,5 km, la altura es de 76 m. El tipo está litológicamente blindado.

El depósito principal AS12/1-2 es el más grande del campo. Revelado a profundidades de 2536-2728 m. Está confinado a un monoclinal complicado por levantamientos locales de pequeña amplitud con zonas de transición entre ellos. En tres lados, la estructura está limitada por pantallas litológicas y solo en el sur (al Vostochno-Frolovskaya área) tienden a desarrollarse reservorios. Los espesores saturados de petróleo varían en un amplio rango de 0,8 a 40,6 m, mientras que la zona de espesores máximos (más de 12 m) cubre la parte central del depósito, así como la oriental. Las dimensiones del depósito cribado litológicamente son de 45 km por 25 km, la altura es de 176 m.

En la formación AS 12/1-2 se descubrieron depósitos de 7.5 por 7 km, 7 m de altura y 11 por 4.5 km, 9 m de altura, ambos depósitos son del tipo litológicamente blindados.

La formación AC 12/0 tiene una zona de desarrollo más pequeña. El depósito principal AS 12/0 es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. Sus dimensiones son de 41 por 14 km, la altura es de 187 m, las tasas de aceite varían desde unos pocos m 3 /día en niveles dinámicos hasta 48 m 3 /día.

El casquete del horizonte AS 12 está formado por un estrato grueso (hasta 60 m) de rocas arcillosas.

Por encima de la sección, hay una unidad de estratos productivos AS 11, que incluye AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Los tres últimos se combinan en un solo objeto contable, que tiene una estructura muy compleja tanto en términos de sección como de área. En las zonas de desarrollo del embalse, gravitando hacia las zonas cercanas al agua, se observan los espesores de horizonte más significativos con tendencia a aumentar hacia el noreste (hasta 78,6 m). En el sureste, este horizonte está representado solo por la formación AS 11/2, en la parte central, por la formación AS 11/3, en el norte, por la formación AS 11/2-4.

El depósito principal AS11/1 es el segundo depósito más grande dentro del campo Priobskoye. La capa AC11/1 se desarrolla en el levantamiento similar a un oleaje casi meridional, lo que complica la monoclina. En tres lados, el depósito está limitado por zonas arcillosas, y en el sur el límite se traza condicionalmente. El tamaño del depósito principal es de 48 por 15 km, la altura es de 112 m Las tasas de petróleo varían de 2,46 m 3 /día a un nivel dinámico de 1195 ma 11,8 m 3 /día.

El reservorio AS 11/0 fue identificado como cuerpos lenticulares aislados en el noreste y sur. Su espesor es de 8,6 m a 22,8 m, el primer depósito tiene unas dimensiones de 10,8 por 5,5 km, el segundo de 4,7 por 4,1 km. Ambos depósitos son del tipo litológicamente blindados. Se caracterizan por aportes de petróleo de 4 a 14 m 3 /día a nivel dinámico. El horizonte AC 10 fue descubierto por casi todos los pozos y consta de tres capas AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

El depósito principal AS 10/2-3 fue descubierto a profundidades de 2427-2721 m y está ubicado en la parte sur del depósito. El tipo de yacimiento es litológicamente cribado, las dimensiones son de 31 por 11 km, la altura es de hasta 292 m, los espesores saturados de aceite van desde 15,6 m hasta 0,8 m.

El depósito principal AS10/1 se descubrió a profundidades de 2374-2492 m. El tamaño del depósito es de 38 por 13 km, la altura es de hasta 120 m. El límite sur se dibuja condicionalmente. El espesor saturado de petróleo varía de 0,4 a 11,8 m.Los flujos de entrada de petróleo anhidro oscilaron entre 2,9 m 3 /día a un nivel dinámico de 1064 ma 6,4 m 3 /día.

El tramo de la formación AS 10 se completa con la formación productiva AS 10/0, dentro de la cual se han identificado tres yacimientos, ubicados en forma de cadena de rumbo submeridial.

El horizonte AC 9 tiene una distribución limitada y se presenta en forma de zonas fasciales separadas ubicadas en las partes noreste y este de la estructura, así como en el área del buzamiento suroeste.

Los depósitos productivos neocomianos se completan con la capa AC 7, que tiene un patrón de mosaico en la distribución de campos de petróleo y agua.

El depósito del Este, el más grande en área, fue descubierto a profundidades de 2291-2382 m y está orientado de suroeste a noreste. Las entradas de petróleo son de 4,9-6,7 m 3 /día a niveles dinámicos de 1359-875 m El espesor saturado de petróleo varía de 0,8 a 67,8 m El tamaño del depósito es de 46 por 8,5 km, la altura es de 91 m.

Se han descubierto un total de 42 depósitos dentro del campo. El depósito principal en la formación AS 12/1-2 (1018 km 2) tiene el área máxima, el mínimo (10 km 2) es el depósito en la formación AS 10/1.

Cuadro resumen de los parámetros del yacimiento dentro del área de producción

Tabla 1.1

campo de producción geológica yacimiento petrolífero

1.6 Caracterizaciónacuíferoscomplejos

El campo Priobskoye es parte del sistema hidrodinámico de la cuenca artesiana de Siberia Occidental. Su peculiaridad es la presencia de depósitos de arcilla resistente al agua del Oligoceno-Turón, cuyo espesor alcanza los 750 m, dividiendo la sección Meso-Cenozoica en pisos hidrogeológicos superior e inferior.

El piso superior combina sedimentos turoniano-cuaternario y se caracteriza por el libre intercambio de agua. En términos hidrodinámicos, el suelo es un acuífero, cuyas aguas subterráneas y entre capas están interconectadas.

La composición de la etapa hidrogeológica superior incluye tres acuíferos:

1- Acuífero cuaternario;

2 - acuífero de depósitos Novomikhailovsky;

3 - acuífero de los yacimientos de Atlym.

Un análisis comparativo de los acuíferos mostró que el acuífero Atlymsky puede tomarse como la fuente principal de un gran suministro centralizado de agua potable y doméstica. Sin embargo, debido a una reducción significativa en los costos operativos, se puede recomendar el horizonte Novomikhailovsky.

La etapa hidrogeológica inferior está representada por depósitos de edad Cenomaniano-Jurásico y rocas de inundación de la parte superior del basamento prejurásico. A grandes profundidades, en un ambiente de condiciones difíciles, y en algunos lugares casi estancadas, se forman aguas termales altamente mineralizadas, que tienen una alta saturación de gases y una mayor concentración de oligoelementos. El piso inferior se distingue por el aislamiento confiable de los acuíferos de los factores climáticos y naturales de la superficie. En su sección se distinguen cuatro complejos acuíferos. Todos los complejos y acuicludos se pueden rastrear a una distancia considerable, pero al mismo tiempo, se observa arcilla del segundo complejo en el campo Priobskoye.

El agua subterránea del complejo Aptiano-Cenomaniano se usa ampliamente para inundar los depósitos de petróleo en la región de Middle Ob. Las aguas se caracterizan por su baja corrosividad debido a la ausencia de sulfuro de hidrógeno y oxígeno en ellas.

1.7 Física y químicapropiedadesreservoriofluidos

Los aceites de yacimiento en las formaciones productivas AC10, AC11 y AC12 no presentan diferencias significativas en sus propiedades. La naturaleza del cambio en las propiedades físicas de los aceites es típica de depósitos que no tienen acceso a la superficie y están rodeados por agua marginal. En las condiciones del yacimiento de petróleo de saturación de gas media, la presión de saturación es 1,5-2 veces menor que la presión del yacimiento (alto grado de sujeción cruzada).

Los datos experimentales sobre la variabilidad de los aceites a lo largo de la sección de las instalaciones de producción del campo indican una ligera heterogeneidad de aceite dentro de los depósitos.

Los aceites de los yacimientos AC10, AC11 y AC12 están cerca uno del otro, el aceite más liviano en el yacimiento AC11, la fracción molar de metano en él es 24.56%, el contenido total de hidrocarburos С2Н6 -С5Н12 es 19.85%. Los aceites de todas las formaciones se caracterizan por el predominio del butano y pentano normales sobre los isómeros.

La cantidad de hidrocarburos ligeros CH4 - C5H12 disueltos en aceites desgasificados es 8,2-9,2%.

El gas de petróleo de separación estándar tiene un alto contenido de grasa (contenido de grasa superior a 50), la fracción molar de metano que contiene es 56,19 (capa AS10) - 64,29 (capa AS12). La cantidad de etano es mucho menor que la de propano, la relación C2H6 /C3H8 es de 0,6, lo cual es típico para los gases de los yacimientos de petróleo. El contenido total de butanos es 8.1-9.6%, pentanos 2.7-3.2%, hidrocarburos pesados ​​С6Н14 + superior 0.95-1.28%. La cantidad de dióxido de carbono y nitrógeno es pequeña, alrededor del 1%.

Los aceites desgasificados de todas las formaciones son sulfurosos, parafínicos, poco resinosos, de densidad media.

El aceite del yacimiento AC10 es de viscosidad media, con un contenido de fracciones hasta 350_C superior al 55%, los aceites de los yacimientos AC11 y AC12 son viscosos, con un contenido de fracciones hasta 350_C del 45% al ​​54,9%.

Código tecnológico para aceites de la formación AS10-II T1P2, AS11 y AS12-II T2P2.

La estimación de los parámetros determinados por las características individuales de los petróleos y gases se realizó de acuerdo con las condiciones más probables para la recolección, preparación y transporte de petróleo en campo.

Las condiciones de separación son las siguientes:

1 etapa - presión 0,785 MPa, temperatura 10_C;

2 etapas - presión 0,687 MPa, temperatura 30_C;

3 etapas - presión 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Etapa 4 - presión 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Comparación de valores promedio de porosidad y permeabilidad del yacimientocapas AC10-AC12 según núcleo y registro

Tabla 1.2

1.8 Estimación de reservas de petróleo

La estimación de las reservas de petróleo del campo Priobskoye se realizó en conjunto para los yacimientos sin diferenciación por yacimientos. Debido a la ausencia de aguas de formación en depósitos litológicamente limitados, las reservas se calcularon para zonas puramente petroleras.

Las reservas de petróleo de equilibrio del campo Priobskoye se estimaron mediante el método volumétrico.

La base para calcular los modelos de yacimientos fueron los resultados de la interpretación de registros. Al mismo tiempo, se tomaron las siguientes estimaciones de los parámetros del reservorio como valores límite del reservorio-no reservorio: K op 0.145, permeabilidad 0.4 mD. De los embalses y, en consecuencia, del cálculo de las reservas, se excluyeron las zonas de los embalses en los que los valores de estos parámetros eran inferiores a los estándar.

Al calcular las reservas, se utilizó el método de mapas de multiplicación de tres parámetros principales de cálculo: espesor efectivo de la zona productiva del petróleo, coeficientes de porosidad abierta y saturación del petróleo. El volumen saturado efectivo de petróleo se calculó por separado para las categorías de reservas.

La asignación de categorías de reservas se hizo de acuerdo con la "Clasificación de reservas de depósitos..." (1983). Dependiendo del grado de conocimiento de los depósitos del campo Priobskoye, las reservas de petróleo y gas disuelto en ellos se calculan en las categorías B, C 1 , C 2 . Se han identificado reservas de categoría B dentro de los últimos pozos de las filas de producción en la sección perforada de la margen izquierda del campo. Se identificaron reservas de categoría C 1 en áreas estudiadas por pozos de exploración, en las cuales se obtuvieron entradas de petróleo comercial o se tuvo información positiva del registro de pozos. Las reservas en las zonas no exploradas de los yacimientos fueron clasificadas como categoría C 2 . El límite entre las categorías C 1 y C 2 se trazó a una distancia de un doble escalón de la cuadrícula operativa (500x500 m), según lo previsto en la "Clasificación...".

La estimación de las reservas se completó multiplicando los volúmenes obtenidos de yacimientos saturados de petróleo para cada capa y dentro de las categorías seleccionadas por la densidad del petróleo desgasificado durante la separación por etapas del petróleo y el factor de conversión. Cabe señalar que son algo diferentes a los aceptados anteriormente. Esto se debe, en primer lugar, a la exclusión de los cálculos de pozos ubicados lejos del área licenciada y, en segundo lugar, a cambios en la indexación del yacimiento en pozos de exploración individuales como resultado de una nueva correlación de depósitos productivos.

Los parámetros de cálculo aceptados y los resultados obtenidos del cálculo de las reservas de petróleo se dan a continuación.

1.8.1 Accionespetróleo

Al 01.01.98, las reservas de petróleo VGF se cotizan en la cantidad de:

Recuperables 613380 mil toneladas.

Recuperables 63718 mil toneladas.

Recuperables 677098 mil toneladas.

Reservas de petróleo por reservorios

Cuadro 1.3

En la sección perforada de la parte de la margen izquierda del campo Priobskoye, se llevó a cabo la Parte de cálculo de las reservas de Yuganskneftegaz JSC.

En la parte perforada se concentran 109438 mil toneladas. saldo y 31131 mil toneladas. reservas recuperables de petróleo a un factor de recuperación de petróleo de 0,284.

Para la parte perforada, las reservas se distribuyen por capas de la siguiente manera:

Equilibrio de capa AC10 50%

Recuperable 46%

Plast AS11 saldo 15%

Recuperable 21%

Equilibrio de capa AC12 35%

Recuperable 33%

En el territorio considerado, el principal volumen de reservas se concentra en las capas AS10 y AS12. Esta área contiene el 5,5% de las reservas de petróleo. el 19,5% de las reservas de la formación AC10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoyem / r (margen izquierdaparte)

Cepopetróleoenzonaexplotación

Tabla 1.4

*) Para parte del territorio de la categoría C1, a partir del cual se produce aceite

2 . Métodos de minería, equipo utilizado

El desarrollo de cada planta de producción AS 10 , AS 11 , AS 12 se realizó con la colocación de pozos según un patrón triangular lineal de tres filas con una densidad de malla de 25 ha/pozo, con perforación de todos los pozos hasta el AS 12 formación.

En 2007, SibNIINP elaboró ​​un "Addendum al esquema tecnológico para el desarrollo piloto de la parte de la margen izquierda del campo Priobskoye, incluida la sección N4 de la llanura aluvial", en el que se realizaron ajustes para el desarrollo de la parte de la margen izquierda del campo. campo con la conexión a la obra de los nuevos clusters N140 y 141 en la parte inundable del campo. De acuerdo con este documento, se planea implementar un sistema de bloques de tres hileras (densidad de red - 25 ha/pozo) con una transición a un sistema de bloques cerrados en una etapa posterior de desarrollo.

La dinámica de los principales indicadores técnicos y económicos de desarrollo se presenta en el Cuadro 2.1

2. 1 DinámicaimportanteindicadoresdesarrolloPriobskiLugar de nacimiento

tabla 2.1

2. 2 Análisisimportantetécnico y económicoindicadoresdesarrollo

La dinámica de los indicadores de desarrollo basados ​​en la Tabla 2.1 se muestra en la fig. 2.1.

El campo Priobskoye se ha desarrollado desde 1988. Durante los 12 años de desarrollo, como se puede ver en la Tabla 3, la producción de petróleo ha estado en constante crecimiento.

Si en 1988 eran 2300 toneladas de petróleo, para 2010 llegó a 1485000 toneladas, la producción líquida aumentó de 2300 a 1608000 toneladas.

Así, para 2010, la producción acumulada de petróleo ascendió a 8583,3 mil toneladas. (tabla 3.1) .

Desde 1991, para mantener la presión del yacimiento, se han puesto en funcionamiento pozos de inyección y se ha iniciado la inyección de agua. Al cierre de 2010, el stock de pozos de inyección era de 132 pozos y la inyección de agua pasó de 100 a 2362 mil toneladas. para el 2010. Con un aumento en la inyección, aumenta la tasa de flujo promedio de los pozos operativos para el petróleo. Para 2010, el caudal está aumentando, lo que se explica por la correcta elección de la cantidad de agua inyectada.

Asimismo, desde la puesta en marcha del fondo de inyección se inicia el crecimiento del corte de agua en la producción y para el 2010 llega al 9,8%, los primeros 5 años el corte de agua es del 0%.

Para el año 2010, el stock de pozos productores ascendía a 414 pozos, de los cuales 373 pozos productores por método mecanizado. Para el año 2010, la producción acumulada de petróleo ascendía a 8583,3 mil toneladas. (tabla 2.1) .

El campo Priobskoye es uno de los más jóvenes y prometedores de Siberia Occidental.

2.3 Peculiaridadesdesarrollo,influenciandosobre elexplotaciónpozos

El campo se caracteriza por caudales de pozo bajos. Los principales problemas en el desarrollo del campo fueron la baja productividad de los pozos de producción, la baja inyectividad natural (sin fracturar las formaciones con agua inyectada) de los pozos de inyección, así como la mala redistribución de la presión sobre los depósitos durante el mantenimiento de la presión del yacimiento (debido a la débil conexión hidrodinámica de secciones individuales de los embalses). La explotación de la formación AS 12 debe señalarse como un problema separado del desarrollo del campo. Debido a las bajas tasas de flujo, muchos pozos en esta formación deben cerrarse, lo que puede conducir a la conservación indefinida de importantes reservas de petróleo. Una de las direcciones para resolver este problema en la formación AS 12 es la implementación de medidas para intensificar la producción de petróleo.

El campo Priobskoye se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos tanto en términos de área como de sección. Los yacimientos de los horizontes AS 10 y AS 11 son de productividad media y baja, y AS 12 son de productividad anormalmente baja.

Las características geológicas y físicas de los estratos productivos del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influir activamente en sus estratos productivos y sin utilizar métodos de intensificación de la producción.

Esto confirma la experiencia de desarrollar la sección operativa de la parte de la margen izquierda.

3 . Métodos aplicados de recuperación mejorada de petróleo

3.1 Elecciónmétodoimpactosobre elpetróleodepositar

La elección de un método para influir en los depósitos de petróleo está determinada por una serie de factores, los más significativos de los cuales son las características geológicas y físicas de los depósitos, las capacidades tecnológicas para implementar el método en un campo determinado y criterios económicos. Los métodos de estimulación de la formación enumerados anteriormente tienen numerosas modificaciones y, en esencia, se basan en un gran conjunto de composiciones de los agentes de trabajo utilizados. Por lo tanto, al analizar los métodos de estimulación existentes, tiene sentido, en primer lugar, utilizar la experiencia de campos en desarrollo en Siberia occidental, así como campos en otras regiones con propiedades de yacimiento similares al campo Priobskoye (principalmente baja permeabilidad del yacimiento) y formación. fluidos

De los métodos para intensificar la producción de petróleo mediante la influencia de la zona de fondo del pozo, los más utilizados son:

fracturamiento hidráulico;

tratamientos ácidos;

tratamientos físicos y químicos con diversos reactivos;

tratamientos termofísicos y termoquímicos;

pulso-impacto, impacto vibroacústico y acústico.

3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de estimulación en el campo Priobskoye

Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de impacto son:

profundidad de capas productivas - 2400-2600 m,

los depósitos están litológicamente apantallados, el régimen natural es elástico cerrado,

el espesor de las costuras AS 10, AS 11 y AS 12 es de hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m, respectivamente.

presión inicial del depósito - 23.5-25 MPa,

temperatura del depósito - 88-90 0 С,

baja permeabilidad del yacimiento, valores promedio según los resultados del estudio del núcleo - para las capas AC 10, AC 11 y AC 12, respectivamente, 15.4, 25.8, 2.4 mD,

alta heterogeneidad lateral y vertical del yacimiento,

densidad del aceite del yacimiento - 780-800 kg / m 3,

viscosidad del aceite de formación - 1.4-1.6 mPa*s,

presión de saturación de aceite 9-11 MPa,

aceite de la serie nafténica, parafínico y poco resinoso.

Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para el uso efectivo de métodos de estimulación de yacimientos, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los métodos anteriores para el campo Priobskoye pueden excluirse de los anteriores: métodos térmicos e inundación con polímeros (como un método de desplazamiento de petróleo de los yacimientos). Los métodos térmicos se utilizan para yacimientos con petróleos de alta viscosidad y a profundidades de hasta 1500-1700 m La inyección de polímeros se usa preferentemente en yacimientos con una permeabilidad de más de 0,1 μm 2 para desplazar petróleo con una viscosidad de 10 a 100 mPa * s ya temperaturas de hasta 90 0 С ( para temperaturas más altas, se utilizan polímeros especiales caros).

3.2.1 Inundaciones de agua

La experiencia en el desarrollo de campos nacionales y extranjeros muestra que la inyección de agua es un método bastante efectivo para influir en los yacimientos de baja permeabilidad con el estricto cumplimiento de los requisitos necesarios para la tecnología de su implementación.

Entre las principales razones que provocan una disminución en la eficiencia de la inyección de agua de formaciones de baja permeabilidad se encuentran:

deterioro de las propiedades de filtración de la roca debido a:

hinchamiento de los componentes arcillosos de la roca al entrar en contacto con el agua inyectada,

obstrucción del colector con finas impurezas mecánicas en el agua inyectada,

precipitación de depósitos de sal en el medio poroso del yacimiento durante la interacción química del agua inyectada y de formación,

reducción de la cobertura del yacimiento por inundación debido a la formación de fracturas alrededor de los pozos de inyección y su propagación hacia la profundidad del yacimiento (para yacimientos discontinuos, también es posible cierto aumento en la cobertura del yacimiento a lo largo de la sección),

Sensibilidad significativa a la naturaleza de la mojabilidad de la roca por el agente inyectado Reducción significativa en la permeabilidad del yacimiento debido a la precipitación de parafina.

La manifestación de todos estos fenómenos en yacimientos de baja permeabilidad provoca consecuencias más significativas que en rocas de alta permeabilidad.

Para eliminar la influencia de estos factores en el proceso de inundación, se utilizan soluciones tecnológicas apropiadas: patrones de pozos óptimos y modos tecnológicos de operación de pozos, inyección de agua del tipo y composición requerida en los reservorios, su tratamiento mecánico, químico y biológico apropiado, así como la adición de componentes especiales al agua.

Para el campo Priobskoye, la inundación debe considerarse como el principal método de tratamiento.

El uso de soluciones de surfactantes. en el campo fue rechazada, principalmente debido a la baja eficiencia de estos reactivos en yacimientos de baja permeabilidad.

Para el campo Priobskoye y inundación alcalina no se puede recomendar por las siguientes razones:

El principal es el contenido predominante de arcilla estructural y estratificada de los embalses. Los agregados de arcilla están representados por caolinita, clorita e hidromica. La interacción del álcali con el material arcilloso puede conducir no sólo al hinchamiento de la arcilla, sino también a la destrucción de la roca. Una solución alcalina de baja concentración aumenta el coeficiente de expansión de las arcillas entre 1,1 y 1,3 veces y reduce la permeabilidad de la roca entre 1,5 y 2 veces en comparación con el agua dulce, lo cual es fundamental para los yacimientos de baja permeabilidad del campo Priobskoye. El uso de soluciones de alta concentración (reduciendo el hinchamiento de las arcillas) activa el proceso de destrucción de la roca. Además, las arcillas de alto intercambio de iones pueden afectar negativamente la acumulación de licor al intercambiar sodio por hidrógeno.

Heterogeneidad de formación fuertemente desarrollada y una gran cantidad de capas intermedias, lo que lleva a una baja cobertura de formación con solución alcalina.

El principal obstáculo para el uso sistemas de emulsión por el impacto en los depósitos del campo Priobskoye son las características de baja filtración de los depósitos del campo. La resistencia a la filtración creada por las emulsiones en los yacimientos de baja permeabilidad conducirá a una fuerte disminución de la inyectividad de los pozos de inyección ya una disminución de la tasa de recuperación de petróleo.

3.3 Métodos para influir en la zona de formación de fondo de pozo para estimular la producción

3.3.1 Tratamientos ácidos

El tratamiento ácido de las formaciones se lleva a cabo tanto para aumentar como para restaurar la permeabilidad del yacimiento de la zona de fondo del pozo. La mayoría de estos trabajos se realizaron durante el traslado de pozos a inyección y posterior aumento de su inyectividad.

El tratamiento ácido estándar en el campo Priobskoye consiste en preparar una solución que consiste en 14% HCl y 5% HF, con un volumen de 1,2-1,7 m 3 por 1 metro de espesor de formación perforada y bombearla al intervalo de perforación. El tiempo de respuesta es de unas 8 horas.

Al considerar la efectividad del impacto de los ácidos inorgánicos, se tomaron en cuenta los pozos de inyección con inyección de agua a largo plazo (más de un año) antes del tratamiento. Como ejemplo, la Tabla 3.1 presenta los resultados de los tratamientos para varios pozos de inyección.

Resultados del tratamiento en pozos de inyección

Tabla 3.1

El análisis de los tratamientos realizados muestra que la composición de ácido clorhídrico y fluorhídrico mejora la permeabilidad de la zona cercana al pozo, la inyectividad de los pozos aumentó de 1,5 a 10 veces, el efecto se puede rastrear de 3 meses a 1 año.

Así, con base en el análisis de los tratamientos ácidos realizados en el campo, se puede concluir que es conveniente realizar tratamientos ácidos en las zonas de fondo de los pozos inyectores para restaurar su inyectividad.

3.3.2 Fracturamiento hidráulico

La fracturación hidráulica (HF) es uno de los métodos más efectivos para intensificar la producción de petróleo de yacimientos de baja permeabilidad y aumentar la recuperación de las reservas de petróleo. La fracturación hidráulica es ampliamente utilizada tanto en la práctica de producción de petróleo nacional como extranjera.

Ya se ha acumulado una importante experiencia en fracturación hidráulica en el campo Priobskoye. El análisis realizado en el campo de fracturación hidráulica indica la alta eficiencia de este tipo de estimulación de la producción para el campo, a pesar de la tasa significativa de disminución de la producción después de la fracturación hidráulica. La fracturación hidráulica en el caso del campo Priobskoye no es solo un método para intensificar la producción, sino también para aumentar la recuperación de petróleo. En primer lugar, la fracturación hidráulica le permite conectar reservas de petróleo no drenadas en depósitos intermitentes del campo. En segundo lugar, este tipo de estimulación permite extraer un volumen adicional de petróleo de la formación de baja permeabilidad AS 12 durante un tiempo de operación de campo aceptable.

Calificaciónadicionalpresadesdetenenciafracturamiento hidráulicosobre elPriobskicampo.

La introducción del método de fracturación hidráulica en el campo Priobskoye comenzó en 2006, como uno de los métodos de estimulación más recomendados en estas condiciones de desarrollo.

Durante el período de 2006 a enero de 2011, se realizaron 263 operaciones de fracturamiento hidráulico en el campo (61% del fondo). El número principal de fracturamiento hidráulico se llevó a cabo en 2008 - 126.

A fines de 2008, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica ya ascendía a alrededor del 48% de todo el petróleo producido durante el año. Además, la mayor parte de la producción adicional fue petróleo del yacimiento AS-12, el 78,8% de la producción total del yacimiento y el 32,4% de la producción total. Para el embalse AC11 - 30,8% de la producción total del embalse y 4,6% de la producción en general. Para el embalse AC10 - 40,5% de la producción total del embalse y 11,3% de la producción en general.

Como se puede observar, el objetivo principal de la fracturación hidráulica fue la formación AS-12 por ser la de menor productividad y contener la mayor parte de las reservas de petróleo en la zona margen izquierda del campo.

A fines de 2010, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica ascendió a más del 44% de la producción de petróleo de todo el petróleo producido durante el año.

La dinámica de la producción de petróleo para el campo en su conjunto, así como la producción de petróleo adicional debido a la fracturación hidráulica, se presenta en la Tabla 3.2.

Cuadro 3.2

Es evidente un aumento significativo en la producción de petróleo debido a la fracturación hidráulica. Desde 2006, la producción adicional de la fracturación hidráulica ha ascendido a 4.900 toneladas Cada año, el aumento en la producción de la fracturación hidráulica está creciendo. El valor máximo de crecimiento es 2009 (701.000 toneladas). Para 2010, el valor de la producción adicional cae a 606.000 toneladas, que es 5.000 toneladas menos que en 2008.

Por lo tanto, la fracturación hidráulica debe considerarse la forma principal de aumentar la recuperación de petróleo en el campo Priobskoye.

3.3.3 Mejora de la eficiencia de los disparos

Un medio adicional para aumentar la productividad de los pozos es la mejora de las operaciones de perforación, así como la formación de canales de filtración adicionales durante la perforación.

Se puede lograr una mejora en la perforación CCD mediante el uso de cargas de perforación más potentes para aumentar la profundidad de la perforación, aumentar la densidad de la perforación y usar la fase.

Los métodos para crear canales de filtración adicionales pueden incluir, por ejemplo, la tecnología de crear un sistema de grietas durante la apertura secundaria del reservorio con perforadores en tuberías: el sistema de perforación fracturada del reservorio (FSPP).

Esta tecnología fue utilizada por primera vez por Marathon (Texas, EE. UU.) en 2006. Su esencia radica en la perforación de la formación productiva con potentes perforadores de 85,7 mm con una densidad de alrededor de 20 pozos por metro durante la represión de la formación, seguido de la fijación de los canales de perforación y grietas con una fracción de apuntalante - bauxita de 0,42 a 1,19 mm.

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Están en Arabia Saudita, incluso un estudiante de secundaria lo sabe. Además del hecho de que Rusia está justo detrás de él en la lista de países con importantes reservas de petróleo. Sin embargo, en términos de producción, somos inferiores a varios países a la vez.

Hay los más grandes en Rusia en casi todas las regiones: en el Cáucaso, en los distritos de los Urales y Siberia Occidental, en el norte, en Tatarstán. Sin embargo, lejos de todos ellos se han desarrollado, y algunos, como Tekhneftinvest, cuyos sitios están ubicados en los distritos de Yamalo-Nenets y los vecinos de Khanty-Mansiysk, no son rentables.

Es por eso que el 4 de abril de 2013 se abrió un trato con la Rockefeller Oil Company, que ya inició en la zona.

Sin embargo, no todos los campos de petróleo y gas en Rusia no son rentables. Prueba de ello es la exitosa explotación minera que varias empresas están realizando a la vez en el distrito de Yamalo-Nenets, en ambas márgenes del Ob.

El campo Priobskoye es considerado uno de los más grandes no solo en Rusia, sino también en todo el mundo. Fue inaugurado en 1982. Resultó que las reservas de petróleo de Siberia Occidental se encuentran tanto en la margen izquierda como en la derecha. El desarrollo en la margen izquierda comenzó seis años después, en 1988, y en la margen derecha, once años después.

Hoy se sabe que el campo Priobskoye tiene más de 5 mil millones de toneladas de petróleo de alta calidad, que se encuentra a una profundidad que no supera los 2,5 kilómetros.

Las enormes reservas de petróleo hicieron posible la construcción de la central eléctrica de turbina de gas Priobskaya cerca del campo, que funciona exclusivamente con combustible asociado. Esta estación no sólo cumple plenamente con los requisitos del campo. Puede suministrar la electricidad producida a Khanty-Mansiysk Okrug para las necesidades de los residentes.

Hoy, varias empresas están desarrollando el campo Priobskoye a la vez.

Algunos están seguros de que durante la extracción, el aceite terminado y refinado sale del suelo. Este es un engaño profundo. Fluido del depósito que sale

La superficie (petróleo crudo) se entrega a los talleres, donde se limpiará de impurezas y agua, se normalizará la cantidad de iones de magnesio y se separará el gas asociado. Este es un trabajo grande y de alta precisión. Para su implementación, el campo de Priobskoye contó con todo un complejo de laboratorios, talleres y redes de transporte.

Los productos terminados (petróleo y gas) se transportan y utilizan para el fin previsto, dejando solo residuos. Son ellos los que crean hoy el mayor problema para el campo: son tantos que todavía es imposible eliminarlos.

La empresa, creada específicamente para el reciclaje, hoy procesa solo los desechos “más frescos”. La arcilla expandida se elabora a partir de lodos (como los denomina la empresa), que tienen una gran demanda en la construcción, sin embargo, hasta el momento solo se construyen caminos de acceso al yacimiento con la arcilla expandida resultante.

El campo tiene otro significado: proporciona empleos estables y bien remunerados a varios miles de trabajadores, entre los que hay tanto especialistas altamente calificados como trabajadores no calificados.

MODELO HISTÓRICO Y GENÉTICO PARA LA FORMACIÓN DE RESERVORIOS DE PETRÓLEO DEL CAMPO PRIOBSK EN SIBERIA OCCIDENTAL

TENNESSE. Nemchenko (NK Yukos)

El campo petrolero Priobskoye en términos de reservas pertenece al grupo de los únicos y se puso en desarrollo en 1989. El campo está ubicado en el distrito autónomo de Khanty-Mansi de la región de Tyumen, 65 km al este de Khanty-Mansiysk y 100 km al oeste. de Nefteyugansk. Es parte de la región de petróleo y gas de Frolovskaya, la parte occidental de la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental.

El campo petrolífero de Priobskoye ocupa un lugar especial en el sistema de complejos que contienen petróleo y gas de Siberia Occidental. El descubrimiento del campo Priobskoye es un evento significativo en los últimos años. El contenido de petróleo comercial se establece en la parte superior de las formaciones de Tyumen y Bazhenov y en los depósitos de Neocomian. Las principales reservas son las formaciones neocomianas AC 10-12. Más de 20 depósitos están confinados a las capas de la era Hauteriviana, a una profundidad de 2300-2700 m, la mayoría de los cuales se clasifican como grandes. De acuerdo con el análisis sismoestratigráfico, se estableció la estructura clinoforme de los estratos productivos neocomianos. El campo Priobskoye es el único en esta área donde la estructura clinoforme de las capas neocomianas se confirma mediante perforación profunda ().

La productividad de los depósitos neocomianos del campo Priobskoye está prácticamente controlada por un solo factor: la presencia de depósitos permeables en la sección. La ausencia de agua del yacimiento durante numerosas pruebas (estratos AC 10-12) sugiere que los depósitos de petróleo asociados con estos paquetes son cuerpos lenticulares cerrados completamente llenos de petróleo (no hay contactos agua-petróleo), y los contornos de los depósitos para cada arena reservorio están determinados por sus límites.

Un análisis completo de las condiciones paleogeográficas de la sedimentación y los datos de estudios sísmicos permitieron delinear una gran zona de desarrollo de clinoformas neocomianas al sur y al norte del depósito de Priobskoye. Se asocia con una zona independiente de acumulación de petróleo y gas, cuyo contenido de petróleo y gas no está determinado por el fondo estructural regional, sino que está controlado por el área de desarrollo de las clinoformas neocomianas (Karogdin Yu.N., 1998).

Una serie de cuestiones importantes relacionadas con las condiciones para la formación de depósitos de petróleo siguen sin comprenderse bien. En este sentido, la creación de un modelo histórico y genético fundamental para la formación de depósitos de petróleo en los complejos yacimientos del campo Priobskoye es de particular importancia.

El campo está incluido en una gran zona de petróleo y gas de tendencia meridional asociada con un grupo complicado de levantamientos locales del monoclinal en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansiysk y el arco de Salym.

El levantamiento en forma de cúpula de Priobskoe linda directamente con las tierras del Gran Salym, donde la Formación Bazhenov sirve como horizonte base. A lo largo de este horizonte se distingue un grupo de yacimientos petrolíferos: Salym, North y West Salym, Upper y Middle Shapshin, Pravdinskoye, etc.

Durante la historia del Cretácico de Siberia occidental, la depresión de Khanty-Mansiysk siguió siendo la parte más sumergida de la cuenca de sedimentación y, por lo tanto, la sección es más arcillosa en comparación con los territorios circundantes. En el tiempo de Volgian, el área del depósito de Priobskoye resultó estar en una zona axial profundamente sumergida (hasta 500 m) de la paleocuenca con rasgos característicos de una cuenca subcompensada. Esto condujo a la acumulación de un intervalo de lodolita rico en OM de la Formación Bazhenov. En la región del campo de Priobskoye, desde el Berriasiense temprano, en el contexto de una gran regresión general, ha habido una alternancia de transgresiones y regresiones regionales y zonales. Clinoformas y paquetes estratigráficos, alargados a lo largo del paleoeje de la cuenca, comenzaron a formarse desde el este-sureste y gradualmente llenaron toda la cuenca. En las fases transgresivas, se acumularon principalmente estratos de arcilla, como Pimskaya, Bystrinskaya, y en las fases regresivas, capas de limolita arenosa (AS 7 -AS 12) (Karogdin Yu.N., 1998).

La formación Bazhenov tiene un alto contenido de materia orgánica total y un alto potencial de generación. Se cree que este horizonte es la roca madre de la mayoría de los yacimientos petrolíferos descubiertos en el Cretácico Inferior en la cuenca de Siberia Occidental. Sin embargo, a la luz de la tranquila historia tectónica del campo Priobskoye, la suposición de la formación de depósitos en los yacimientos neocomianos como resultado de la migración vertical a gran escala de hidrocarburos parece ser muy problemática.

Con el fin de crear un modelo histórico y genético para la formación de yacimientos de petróleo de los yacimientos neocomianos del campo Priobskoye, se utilizó el paquete de software Basin Modeling. El complejo le permite crear rápidamente y con un conjunto mínimo de datos geológicos un modelo para evaluar el potencial de hidrocarburos. Fragmentos de la base de datos del programa que contienen información sobre los pozos. 151 y 254 del depósito Priobskoye se dan en, respectivamente. Para visualizar los datos del modelo se utilizó la imagen de las curvas de la historia de hundimiento de sedimentos junto con otros datos: estados de madurez, isotermas, etc. ().

Como se puede ver, los depósitos de petróleo de los yacimientos de Neocomian pertenecen a la fase principal de la producción de petróleo, más precisamente, a su parte superior, la zona de la etapa temprana de generación. A diferencia de los petróleos neocomianos, los petróleos de la formación Bazhenov pertenecen a la zona de la última etapa de generación (). Esta conclusión está totalmente de acuerdo con la zonalidad genética de fase vertical de los sistemas de hidrocarburos establecidos en la cuenca de Siberia Occidental. En la sección de depósitos mesozoicos se distinguen cinco zonas, cada una de las cuales se caracteriza por su propio estado de fase de los hidrocarburos, composición, grado de madurez de la MO, condiciones termobáricas, etc. Los horizontes Neocomianos (Valanginiano-Hautheriviano del Medio Ob) son parte de la tercera zona, predominantemente petrolera, la principal zona de formación y acumulación de petróleo en el contexto del Mesozoico de la cuenca de Siberia Occidental (temperatura del yacimiento 80-100 ° C ), depósitos identificados en los depósitos del Jurásico Superior y Medio, - a la cuarta zona de condensado de petróleo y gas, donde se observan acumulaciones de petróleo ligero (distritos de Salymsky, Krasnoleninsky, temperatura de formación 100-120 °C).

Un análisis de los parámetros geoquímicos, incluidos los genéticos (grupo, composición isotópica del carbono, etc.) de los aceites de los depósitos neocomianos del campo Priobskoye y la formación Bazhenov del campo Salymskoye mostró que estos aceites son diferentes, pertenecen a diferentes zonas genéticas ().

Según los indicadores geoquímicos y termobáricos, el campo Priobskoye difiere:

· subsaturación significativa de los aceites del Cretácico Inferior con gases de hidrocarburos (valores bajos de Р sat / Р pl y GOR);

· un salto en el crecimiento de Р pl durante la transición de los depósitos del Cretácico al Jurásico (la presencia de AHFP en el complejo Jurásico). Hay dos niveles de saturación de petróleo prácticamente aislados: el Cretácico Inferior y el Jurásico. La formación de depósitos de petróleo de las formaciones neocomianas del campo Priobskoye tuvo lugar de forma independiente y no está asociada con la migración vertical de la formación Bazhenov.

El principal modelo histórico y genético de la formación de yacimientos de petróleo en los complejos yacimientos neocomianos del campo Priobskoye se presenta a continuación. El mecanismo que más probablemente condujo a la formación de los depósitos neocomianos es la migración lateral (ascendente) del petróleo desde los depósitos arcillosos contemporáneos a las partes más arenosas de las clinoformas. El petróleo y el gas migraron hacia arriba, llenando lechos y lentes permeables de arena y limolita. A favor de tal idea sobre el mecanismo de la migración de petróleo se evidencia por: el tipo litológico dominante de depósitos; falta de agua de formación en los horizontes del grupo AC; diferencia entre los aceites de Bazhenov y Neocomian.

Llama la atención que las trampas se llenaran con aceite, aparentemente, según el principio de trampeo diferencial, cuando las trampas más sumergidas se llenan con aceite relativamente liviano (estrato AC 12, densidad 0,86-0,87 g/cm 3 ), mientras que las trampas superiores - relativamente pesado (capa AS 10, densidad 0,88-0,89 g/cm 3), y las trampas superiores - con agua (capa AS 6).

La creación de un modelo histórico y genético para la formación de yacimientos de petróleo en el campo Priobskoye es de fundamental importancia. En las inmediaciones del depósito de Priobskoye, los cuerpos de arena de este tipo se encuentran dentro de Khanty-Mansiysk, Frolovskaya y otras áreas. Aparentemente, también se descubrirán depósitos de petróleo de una génesis similar en otras áreas de Siberia occidental dentro de los depósitos neocomianos.

Un análisis completo de las condiciones paleogeográficas de la sedimentación y los datos de estudios sísmicos permitieron delinear una gran zona de desarrollo de clinoformas neocomianas al sur y al norte del depósito de Priobskoye, que se extiende en una franja de 25 a 50 km de ancho desde Shapshinskoye y Los depósitos de Erginskoye en el sur hasta Tumannoye y Studenoy en el norte y con los que se asocia una zona independiente de acumulaciones de petróleo y gas, donde las principales rocas madre serán gruesos estratos arcillosos coetáneos de clinoformas neocomianas.

Literatura

1) Geología y desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas y petróleo más grandes y únicos de Rusia. // Provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental / Ed. V. E. Gavour. - M. VNIIOENG, 1996. - V.2.

2) Geología del petróleo y el gas en Siberia Occidental / A.E. Kontorovich, II. Nesterov, F. K. Salmanov y otros - M.: Nedra, 1975.

3) Maksimov SP Patrones de colocación y condiciones para la formación de yacimientos de petróleo y gas en yacimientos paleozoicos. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Zonalidad vertical en la distribución de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el Mesozoico de Siberia Occidental / Tr. ZapSibVNIGNI. - Asunto. 147. -Tiumén, 1979.

5) Leonard C, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, Estados Unidos. - 1993.

El campo petrolero Priob en el sistema de complejos de petróleo y gas de Siberia occidental ocupa un lugar particular. Los lechos neocomianos AC10-12 con estructura clinoforme son considerados como principales por las reservas de petróleo. El análisis complejo de las condiciones de sedimentación paleogeográficas y los datos de prospección sísmica permitieron reconocer una gran zona de clinoformas neocomianas desarrolladas al sur y al norte del campo Priob. Una zona independiente de acumulación de petróleo y gas cuyo potencial de petróleo y gas no está gobernado por una estructura regional sino controlado por una zona de desarrollo de clinoformas neocomianas está asociada con esta zona.

Con el fin de crear un modelo histórico-genético de la formación de pozos de petróleo de los depósitos neocomianos en el campo Priob, se utilizó un programa complejo de modelado de cuencas.

Arroz. una. FRAGMENTO DE LA SECCIÓN GEOLÓGICA EN EL PRIOB LATITO (según F.Z. Khafizov, T.N. Onishchuk, S.F. Panov)

Depósitos: 1 - arenoso, 2 - arcilloso; 3 - lutitas bituminosas; 4 - corteza de meteorización; 5 - depósitos de petróleo; 6 - pozos

Arroz. 2. SECCIÓN GEOLÓGICA (campo Priobskoye)

1 - depósitos arenosos-arcillosos; 2 - intervalo de prueba. Otras conv. véanse las designaciones en la fig. una

Arroz. 3. EJEMPLOS DE VISUALIZACIÓN DE LOS DATOS INICIALES Y LOS RESULTADOS DE SU TRATAMIENTO POR EL SLE. 151 (A) y 245 (B)

Etapas de madurez (R 0 ,%): 1 - temprano (0.5-0.7), 2 - medio (0.7-1.0), 3 - tardío (1.0-1.3); 4 - la fase principal de generación (1.3-2.6); líneas: I - historial de inmersiones, temperatura inicial (II) y aproximada (III)

Arroz. 4. MODELANDO LA HISTORIA DEL BUCEO DEL CAMPO PRIOBSKOYE

Etapas de madurez (R 0 ,%): 1 - temprano (10-25), 2 - medio (25-65), 3 - tardío (65-90)

El campo Priobskoye está ubicado en la parte central de la Llanura de Siberia Occidental. Administrativamente, se encuentra en la región de Khanty-Mansiysk, 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk y 100 km al oeste de la ciudad de Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

En el periodo 1978-1979. como resultado de estudios sísmicos detallados de CDP MOV, se identificó el levantamiento de Priobskoe. A partir de este momento se inicia un estudio pormenorizado de la estructura geológica del territorio: el desarrollo generalizado de estudios sísmicos en combinación con estudios profundos perforación.

El descubrimiento del campo Priobskoye tuvo lugar en 1982 como resultado de perforación y prueba del pozo 151, cuando se obtuvo afluencia comercial petróleo con un caudal de 14,2 m 3 /día en un estrangulador de 4 mm de los intervalos de 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) y 2463-2467 m (formación AS 11 1) - 5,9 m 3 /día en un nivel dinámico de 1023m.

La estructura Ob, según el mapa tectónico de la cubierta de la plataforma Meso-Cenozoica.

La geosineclisa de Siberia Occidental se encuentra en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansiysk, la megacanaleta de Lyaminsky, los grupos de elevación de Salym y West-Lyaminskaya.

Las estructuras de primer orden se ven complicadas por levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de trabajos de prospección y exploración en petróleo Y gas.

Las formaciones productivas en el campo de Priobskoye son formaciones del grupo "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. En términos estratigráficos, estas capas pertenecen a los depósitos del Cretácico de la serie Upper Vartovskaya. Litológicamente, la Formación Vartovskaya superior está compuesta por una intercalación frecuente y desigual de lutitas con areniscas y limolitas. Las lutitas son de color gris oscuro, gris con un tinte verdoso, limosas, micáceas. Las areniscas y las limolitas son grises, arcillosas, micáceas, de grano fino. Entre las lutitas y areniscas hay capas intermedias de calizas arcillosas y concreciones de siderita.

Las rocas contienen detritos vegetales carbonizados, raramente bivalvos (inocerams) de pobre y moderada conservación.

Las rocas permeables de formaciones productivas tienen un rumbo nororiental y submeridial. Casi todos los yacimientos se caracterizan por un aumento en los espesores efectivos totales, la relación neto-bruto, principalmente hacia las partes centrales de las zonas de desarrollo del yacimiento, para aumentar las propiedades del yacimiento y, en consecuencia, el material clástico se fortalece en el este. (para capas del horizonte AC 12) y dirección noreste (para el horizonte AC 11).

El horizonte AS 12 es un cuerpo de arena grueso alargado de suroeste a noreste en forma de una banda ancha con espesores efectivos máximos de hasta 42 m en la parte central (pozo 237). En este horizonte se distinguen tres objetos: las capas AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .

Los depósitos de la formación AC 12 3 se presentan como una cadena de cuerpos lenticulares arenosos con rumbo noreste. Los espesores efectivos varían de 0,4 m a 12,8 m, con valores más altos asociados con el depósito principal.

El depósito principal AS 12 3 fue descubierto a profundidades de -2620 y -2755 my está protegido litológicamente por todos lados. Las dimensiones del depósito son de 34 x 7,5 km, y la altura es de 126 m.

Deposite AS 12 3 en el área del pozo. 241 fue descubierto a profundidades de -2640-2707 m y está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. El tamaño del depósito es de 18 x 8,5 km, altura - 76 m.

Deposite AS 12 3 en el área del pozo. 234 se descubrió a profundidades de 2632-2672 m y representa una lente de arenisca en el hundimiento occidental de la estructura Priobskaya. El tamaño del yacimiento es de 8,5 x 4 km, y la altura es de 40 m, el tipo es litológicamente cribado.

Deposite AS 12 3 en el área del pozo. 15-C fue descubierto a profundidades de 2664-2689 m dentro de la cornisa estructural Selyarovsky. Las dimensiones del depósito tamizado litológicamente son de 11,5 x 5,5 km, y la altura es de 28 m.

El depósito AS 12 1-2 es el principal, es el más grande del campo. Está confinado a un monoclinal complicado por levantamientos locales de pequeña amplitud (pozos 246, 400) con zonas de transición entre ellos. En tres lados está limitado por pantallas litológicas, y solo en el sur (hacia el área de Vostochno-Frolovskaya) tienden a desarrollarse reservorios. Sin embargo, dadas las distancias considerables, el límite del depósito todavía está condicionalmente limitado a una línea que pasa 2 km al sur del pozo. 271 y 259. saturado de aceite el espesor varía en un amplio rango de 0,8 m (pozo 407) a 40,6 m (pozo 237) afluentes petróleo hasta 26 m 3 /día en un estrangulador de 6 mm (pozo 235). El tamaño del depósito es de 45 x 25 km, altura - 176 m.

Deposite AS 12 1-2 en el área del pozo. 4-KhM se descubrió a profundidades de 2659-2728 my está asociado con una lente arenosa en la ladera noroeste del levantamiento local de Khanty-Mansiysk. saturado de aceite espesor varía de 0,4 a 1,2 M. El tamaño del depósito es de 7,5 x 7 km, altura - 71 m.

Deposite AS 12 1-2 en el área del pozo. 330 abierto a profundidades de 2734-2753m saturado de aceite el espesor varía de 2,2 a 2,8 m El tamaño del depósito es de 11 x 4,5 km, altura - 9 m Tipo - litológicamente apantallado.

Los depósitos de la formación AC 12 0 -la principal- fueron descubiertos a profundidades de 2421-2533 m, es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. saturado de aceite los espesores varían desde 0,6 (pozo 172) hasta 27 m (pozo 262). afluentes petróleo hasta 48 m 3 / día en un accesorio de 8 mm. Las dimensiones del depósito cribado litológicamente son de 41 x 14 km, la altura es de 187 m. 331 fue descubierto a profundidades de 2691-2713 m y es una lente de rocas arenosas. saturado de aceite espesor en este pozo es de 10 m Dimensiones 5 x 4,2 km, altura - 21 m. petróleo- 2,5 m 3 / día por Hd \u003d 1932 m.

El yacimiento de la formación AS 11 2-4 es de tipo blindado litológicamente, son 8 en total, descubiertos por 1-2 pozos. En términos de área, los depósitos se ubican en forma de 2 cadenas de lentes en la parte este (la más elevada) y en el oeste en la parte más sumergida de la estructura monoclinal. saturado de aceite los espesores en el este aumentan 2 o más veces en comparación con los pozos del oeste. El rango total de cambio es de 0,4 a 11 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 246 fue descubierto a una profundidad de 2513-2555 m, las dimensiones del depósito son de 7 x 4,6 km, la altura es de 43 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 247 fue descubierto a una profundidad de 2469-2490 m El tamaño del depósito es de 5 x 4,2 km, la altura es de 21 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 251 fue descubierto a una profundidad de 2552-2613 m El tamaño del depósito es de 7 x 3,6 km, la altura es de 60 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 232 fue descubierto a una profundidad de 2532-2673m. El tamaño del depósito es de 11,5 x 5 km, la altura es de 140 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 262 fue descubierto a una profundidad de 2491-2501m. El tamaño del depósito es de 4,5 x 4 km, altura - 10 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 271 fue descubierto a una profundidad de 2550-2667m. El tamaño del depósito es de 14 x 5 km.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 151 fue descubierto a una profundidad de 2464-2501m. El tamaño del depósito es de 5,1 x 3 km, altura - 37 m.

El depósito de la formación AS 11 2-4 en el área del pozo 293 fue descubierto a una profundidad de 2612-2652 m El tamaño del depósito es de 6,2 x 3,6 km, la altura es de 40 m.

Los depósitos de la formación AC 11 1 están confinados principalmente a la parte de la cresta en forma de una amplia franja de rumbo noreste, limitada en tres lados por zonas arcillosas.

El depósito principal AS 11 1 es el segundo en valor dentro del campo Priobskoye, fue descubierto a profundidades de 2421-2533 m 259. Débitos petróleo varían de 2,46 m 3 /día a un nivel dinámico de 1195 m (pozo 243) a 118 m 3 /día a través de un estrangulador de 8 mm (pozo 246). saturado de aceite los espesores varían de 0,4 m (pozo 172) a 41,6 m (pozo 246). El tamaño del depósito es de 48 x 15 km, la altura es de hasta 112 m, el tipo está blindado litológicamente.

Depósitos de la formación AC 11 0. La formación AS 11 0 tiene una zona muy pequeña de desarrollo del yacimiento en forma de cuerpos lenticulares confinados a las secciones sumergidas de la cresta.

Deposite AS 11 0 en el área del pozo. 408 fue descubierto a una profundidad de 2432-2501 m El tamaño del depósito es de 10,8 x 5,5 km, la altura es de 59 m, el tipo está cribado litológicamente. Débito petróleo de pozo 252 ascendió a 14,2 m3/día para Hd = 1410 m.

Deposite AS 11 0 en el área del pozo. 172 fue abierto por un pozo a una profundidad de 2442-2446 m y tiene unas dimensiones de 4,7 x 4,1 km, altura - 3 m. petróleo ascendió a 4,8 m 3 / día para Hd \u003d 1150 m.

Deposite AS 11 0 en el área del pozo. 461 mide 16 x 6 km. saturado de aceite el espesor varía de 1,6 a 4,8 m Tipo de depósito - cribado litológicamente. Débito petróleo de pozo 461 ascendió a 15,5 m 3 / día, Nd = 1145 m.

Deposite AS 11 0 en el área del pozo. 425 abierto por un pozo. saturado de aceite potencia - 3,6 m.débito petróleo ascendió a 6,1 m 3 / día por Hd \u003d 1260 m.

El horizonte AC 10 quedó expuesto dentro de la zona central del campo Priobskoye, donde está confinado a lugares más sumergidos cerca de la cresta, así como al flanco suroeste de la estructura. La división del horizonte en capas AS 10 1, AS 10 2-3 (en las partes central y oriental) y AS 10 2-3 (en la parte occidental) es hasta cierto punto condicional y está determinada por las condiciones de ocurrencia , formación de estos depósitos, teniendo en cuenta la composición litológica de las rocas y la caracterización físico química aceites.

El depósito principal AS 10 2-3 fue descubierto a profundidades de 2427-2721 m y está ubicado en la parte sur del depósito. Débitos petróleo están en el rango de 1,5 m 3 /día en un estrangulador de 8 mm (pozo 181) a 10 m 3 /día en Hd = 1633 m (pozo 421). saturado de aceite los espesores van desde 0,8 m (pozo 180) hasta 15,6 m (pozo 181). El tamaño del depósito es de 31 x 11 km, la altura es de hasta 292 m, el depósito está blindado litológicamente.

Deposite AS 10 2-3 en el área del pozo. 243 fue descubierto a profundidades de 2393-2433 m. petróleo es de 8,4 m 3 /día en Hd = 1248 m (pozo 237). saturado de aceite espesor - 4,2 - 5 m Dimensiones 8 x 3,5 km, altura hasta 40 m Tipo de depósito - cribado litológicamente.

Deposite AS 10 2-3 en el área del pozo. 295 se abrió a profundidades de 2500-2566 m y está controlado por zonas de formación de arcilla. saturado de aceite los espesores varían de 1,6 a 8,4 m. 295, 3.75 m 3 /día se obtuvo a Hd = 1100 m El tamaño del depósito es de 9.7 x 4 km, la altura es de 59 m.

El depósito principal AS 10 1 fue descubierto a profundidades de 2374-2492 m. 259 y 271. saturado de aceite los espesores varían de 0,4 (pozo 237) a 11,8 m (pozo 265). Débitos petróleo: de 2,9 m 3 /día en Hd = 1064 m (pozo 236) a 6,4 m 3 /día en un estrangulador de 2 mm. El tamaño del depósito es de 38 x 13 km, la altura es de hasta 120 m, el tipo de depósito está blindado litológicamente.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 420 fue descubierto a profundidades de 2480-2496 m El tamaño del depósito es de 4,5 x 4 km, la altura es de 16 m.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 330 fue descubierto a profundidades de 2499-2528 m El tamaño del depósito es de 6 x 4 km, la altura es de 29 m.

Deposite AS 10 1 en el área del pozo. 255 fue descubierto a profundidades de 2468-2469 m El tamaño del depósito es de 4 x 3,2 km.

El tramo de la formación AS 10 se completa con la formación productiva AS 10 0 . Dentro de los cuales se identificaron tres yacimientos, ubicados en forma de cadena de rumbo submeridiano.

Deposita AC 10 0 en la zona del pozo. 242 fue descubierto a profundidades de 2356-2427 m y está protegido litológicamente. Débitos petróleo son 4,9 - 9 m 3 / día en Hd-1261-1312 m. saturado de aceite el espesor es de 2,8 - 4 m Las dimensiones del depósito son de 15 x 4,5 km, la altura es de hasta 58 m.

Deposita AC 10 0 en la zona del pozo. 239 fue descubierto a profundidades de 2370-2433 m. petróleo son 2,2 - 6,5 m 3 / día en Hd-1244-1275 m. saturado de aceite el espesor es de 1,6 -2,4 m, el tamaño del depósito es de 9 x 5 km, la altura es de hasta 63 m.

Deposita AC 10 0 en la zona del pozo. 180 quedó expuesto a profundidades de 2388-2391 m y está protegido litológicamente. saturado de aceite espesor - 2,6 m. afluente petróleo ascendió a 25,9 m 3 / día en Hd-1070 m.

El casquete sobre el horizonte AC 10 está representado por un paquete de rocas arcillosas que varía de 10 a 60 m de este a oeste.

Las rocas arenoso-limosas de la formación AS 9 tienen una distribución limitada y se presentan en forma de ventanas de facies, tendiendo principalmente a las partes noreste y este de la estructura, así como a la subsidencia suroeste.

El depósito de la formación AS 9 en el área del pozo. 290 fue descubierto a profundidades de 2473-2548 m y está confinado a la parte occidental del depósito. saturado de aceite los espesores oscilan entre 3,2 y 7,2 m. petróleo son 1,2 - 4,75 m 3 / día con Hd - 1382-1184 m El tamaño del depósito es de 16,1 x 6 km, la altura es de hasta 88 m.

Se descubrieron dos pequeños depósitos (6 x 3 km) en el este del depósito. saturado de aceite el espesor varía de 0,4 a 6,8 m. petróleo 6 y 5,6 m 3 /día a Hd = 1300-1258 m Los depósitos están blindados litológicamente.

Los depósitos productivos neocomianos se completan con la capa AC 7, que tiene un patrón de colocación muy mosaico. petrolero y acuíferos.

El depósito oriental más grande en área de la formación AS 7 fue descubierto a profundidades de 2291-2382 m Está delimitado en tres lados por zonas de reemplazo de yacimientos, y en el sur su límite es condicional y se traza a lo largo de una línea que pasa a 2 km de los pozos 271 y 259. El yacimiento está orientado de suroeste a noreste. afluentes petróleo: 4,9 - 6,7 m 3 / día por Hd \u003d 1359-875 m. saturado de aceite el espesor varía de 0.8 a 7.8 m Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son 46 x 8.5 km, altura hasta 91 m.

Deposite AS 7 en el área del pozo. 290 fue descubierto a una profundidad de 2302-2328 m. con aceite los espesores son de 1,6 - 3 m En pozo. 290 recibidos 5,3 m 3 /día petróleo a P = 15MPA. El tamaño del depósito es de 10 x 3,6 km, la altura es de 24 m.

Deposite AS 7 en el área del pozo. 331 fue descubierto a una profundidad de 2316-2345 my es un cuerpo lenticular de forma arqueada. saturado de aceite los espesores varían de 3 a 6 m. 331 entradas recibidas petróleo 1,5 m 3 /día a Hd = 1511 m Las dimensiones del depósito cribado litológicamente son 17 x 6,5 km, altura - 27 m.

Deposite AS 7 en el área del pozo. 243 fue descubierto a una profundidad de 2254-2304 m. saturado de aceite espesor 2,2-3,6 m Dimensiones 11,5 x 2,8 km, altura - 51 m. En el pozo 243 recibido petróleo 1,84 m 3 / día en Nd-1362 m.

Deposite AS 7 en el área del pozo. 259 fue descubierto a una profundidad de 2300 m, es un lente de areniscas. saturado de aceite espesor 5,0 m Dimensiones 4 x 3 km.

campo priobskoe

Breves características geológicas y de campo de los yacimientos

campo priobskoe

Caracterización petrofísica de yacimientos

Características físico-químicas petróleo Y gas

Composición y propiedades de las aguas de formación

Yacimiento petrolífero de Priobskoye

§1.Yacimiento petrolífero de Priobskoye.

Priobskoye- el campo más grande de Siberia occidental está ubicado administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk, a una distancia de 65 km de Khanty-Mansiysk y 200 km de Nefteyugansk. Está dividido por el río Ob en dos partes: margen izquierdo y derecho. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la margen derecha, en 1999. Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. La densidad del aceite es de 863-868 kg/m3 (el tipo de aceite es medio, porque se sitúa en el rango de 851-885 kg/m3), el contenido moderado de parafinas (2,4-2,5%) y el contenido de azufre son 1.2-1,3% (pertenece a la clase de aceite sulfuroso, clase 2 suministrado a la refinería de acuerdo con GOST 9965-76). A fines de 2005, había 954 pozos productores y 376 pozos de inyección en el campo. La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas. La composición de microelementos del petróleo es una característica importante de este tipo de materia prima y transporta diversa información geoquímica sobre la edad del petróleo, las condiciones de formación, el origen y las rutas de migración y es ampliamente utilizada para identificar campos petroleros, optimizar la estrategia de búsqueda de yacimientos, separando la producción de pozos operados en conjunto.

Tabla 1. Rango y valor promedio del contenido de microelementos del aceite de Priobskaya (mg/kg)

El caudal inicial de operación de los pozos petroleros es de 35 ton/día. hasta 180 t/día. La ubicación de los pozos está agrupada. Factor de recuperación de aceite 0,35.

Un grupo de pozos es un arreglo de este tipo cuando las bocas están cerca entre sí en el mismo sitio tecnológico y los fondos de los pozos están en los nodos de la cuadrícula de desarrollo del yacimiento.

Actualmente, la mayoría de los pozos de producción se perforan en grupos. Esto se explica por el hecho de que la perforación de grupos de campos puede reducir significativamente el tamaño de las áreas ocupadas por la perforación y luego la producción de pozos, carreteras, líneas eléctricas y tuberías.

Esta ventaja es de particular importancia en la construcción y operación de pozos en tierras fértiles, en reservas naturales, en la tundra, donde la capa superficial perturbada de la tierra se restaura después de varias décadas, en áreas pantanosas, que complican y aumentan mucho el costo. de trabajos de construcción e instalación de instalaciones de perforación y explotación. La perforación con plataforma también es necesaria cuando se requiere abrir depósitos de petróleo debajo de estructuras industriales y civiles, debajo del fondo de ríos y lagos, debajo de la zona de plataforma desde la costa y pasos elevados. Un lugar especial está ocupado por la construcción de grupos de pozos en el territorio de Tyumen, Tomsk y otras regiones de Siberia occidental, lo que hizo posible llevar a cabo con éxito la construcción de pozos de petróleo y gas en islas de relleno en un lugar remoto, pantanoso y poblado. región.

La ubicación de los pozos en la plataforma de pozos depende de las condiciones del terreno y de los medios de comunicación propuestos entre la plataforma de pozos y la base. Los arbustos que no están conectados por caminos permanentes a la base se consideran locales. En algunos casos, los arbustos pueden ser básicos cuando se ubican en carreteras. En las plataformas de pozos locales, por regla general, están dispuestos en forma de abanico en todas las direcciones, lo que hace posible tener el número máximo de pozos en una plataforma de pozos.

Los equipos de perforación y auxiliares están montados de tal manera que cuando se traslada el equipo de perforación de un pozo a otro, las bombas de perforación, los tajos de recepción y parte del equipo de limpieza, tratamiento químico y preparación del líquido de lavado permanecen estacionarios hasta la finalización de la operación. la construcción de todos (o parte) de los pozos en esta plataforma de pozos.

El número de pozos en un grupo puede variar de 2 a 20-30 o más. Además, cuantos más pozos hay en la plataforma, mayor es la desviación de los pozos de fondo de las cabezas de pozo, aumenta la longitud del pozo, aumenta la longitud del pozo, lo que conduce a un aumento en el costo de la perforación del pozo. Además, existe el peligro de encontrar baúles. Por lo tanto, se vuelve necesario calcular el número requerido de pozos en un grupo.

Un método de bombeo profundo de producción de petróleo es un método en el que el líquido se eleva desde un pozo a la superficie utilizando varios tipos de unidades de bombeo con varillas y sin varillas.
En el campo Priobskoye, se utilizan bombas centrífugas eléctricas: una bomba de pozo profundo sin varilla, que consta de una bomba centrífuga de etapas múltiples (50-600 etapas) ubicada verticalmente en un eje común, un motor eléctrico (motor eléctrico asíncrono lleno de aceite dieléctrico ) y un protector que sirve para proteger el motor eléctrico de la entrada de líquido en el mismo. El motor está alimentado por un cable blindado, que se baja junto con las tuberías de la bomba. La frecuencia de rotación del eje del motor es de unas 3000 rpm. La bomba se controla en la superficie por medio de una estación de control. El rendimiento de la electrobomba centrífuga varía de 10 a 1000 m3 de líquido por día con una eficiencia del 30-50%.

La instalación de una electrobomba centrífuga incluye equipos subterráneos y de superficie.
La instalación de una electrobomba centrífuga (ESP) de fondo de pozo tiene solo una estación de control con un transformador de potencia en la superficie del pozo y se caracteriza por la presencia de alto voltaje en el cable de potencia bajado al pozo junto con la tubería. Los pozos altamente productivos con alta presión de yacimiento son operados por unidades de bombas centrífugas eléctricas.

El campo es remoto, de difícil acceso, el 80% del territorio está ubicado en la llanura aluvial del río Ob y se inunda durante el período de inundación. El campo se caracteriza por una estructura geológica compleja: una estructura compleja de cuerpos de arena en términos de área y sección, las capas están débilmente conectadas hidrodinámicamente. Los embalses de formaciones productivas se caracterizan por:

Baja permeabilidad;

grano bajo;

Mayor contenido de arcilla;

Alta disección.

El campo Priobskoye se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos tanto en términos de área como de sección. Los yacimientos de los horizontes AC10 y AC11 son de productividad media y baja, y AC12 son de productividad anómalamente baja. Las características geológicas y físicas de los estratos productivos del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influir activamente en sus estratos productivos y sin utilizar métodos de intensificación de la producción. Esto confirma la experiencia de desarrollar la sección operativa de la parte de la margen izquierda.

Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de impacto son:

1) profundidad de capas productivas - 2400-2600 m,

2) los depósitos están litológicamente blindados, el régimen natural es elástico, cerrado,

3) el espesor de las capas AC 10, AC 11 y AC 12, respectivamente, hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m.

4) presión inicial del yacimiento - 23,5-25 MPa,

5) temperatura de formación - 88-90°С,

6) baja permeabilidad de los yacimientos, valores medios según los resultados

7) alta heterogeneidad lateral y vertical de las formaciones,

8) viscosidad del aceite del yacimiento - 1,4-1,6 mPa*s,

9) presión de saturación del aceite 9-11 MPa,

10) aceite de la serie nafténica, parafínico y poco resinoso.

Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para el uso efectivo de métodos de estimulación de yacimientos, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los métodos anteriores para el campo Priobskoye pueden excluirse de los anteriores: métodos térmicos e inundación con polímeros (como un método de desplazamiento de petróleo de los yacimientos). Los métodos térmicos se usan para yacimientos con aceites de alta viscosidad y en profundidades de hasta 1500-1700 m (temperaturas más altas, se usan polímeros especiales caros).

La experiencia en el desarrollo de campos nacionales y extranjeros muestra que la inyección de agua es un método bastante efectivo para influir en los yacimientos de baja permeabilidad con el estricto cumplimiento de los requisitos necesarios para la tecnología de su implementación. Entre las principales razones que provocan una disminución en la eficiencia de la inyección de agua de formaciones de baja permeabilidad se encuentran:

Deterioro de las propiedades de filtración de las rocas debido a:

Hinchamiento de los componentes arcillosos de la roca al contacto con el agua inyectada,

Obstrucción del colector con finas impurezas mecánicas en el agua inyectada,

Precipitación de depósitos de sal en el medio poroso del colector durante la interacción química del agua inyectada y de formación,

Reducción de la cobertura del yacimiento por inundación debido a la formación de grietas alrededor de los pozos de inyección - ruptura y su propagación en profundidad

Sensibilidad significativa a la naturaleza de la mojabilidad de las rocas por el agente inyectado Reducción significativa en la permeabilidad del yacimiento debido a la precipitación de parafina.

La manifestación de todos estos fenómenos en yacimientos de baja permeabilidad provoca consecuencias más significativas que en rocas de alta permeabilidad.

Para eliminar la influencia de estos factores en el proceso de inundación, se utilizan soluciones tecnológicas apropiadas: patrones de pozos óptimos y modos tecnológicos de operación de pozos, inyección de agua del tipo y composición requerida en los reservorios, su tratamiento mecánico, químico y biológico apropiado, así como la adición de componentes especiales al agua.

Para el campo Priobskoye, la inundación debe considerarse como el principal método de tratamiento.

El uso de soluciones de surfactantes en campo fue rechazado, principalmente debido a la baja eficiencia de estos reactivos en yacimientos de baja permeabilidad.

Para el campo Priobskoye, no se puede recomendar la inundación alcalina por las siguientes razones:

El principal es el contenido predominante de arcilla estructural y estratificada de los embalses. Los agregados de arcilla están representados por caolinita, clorita e hidromica. La interacción del álcali con el material arcilloso puede conducir no sólo al hinchamiento de la arcilla, sino también a la destrucción de la roca. Una solución alcalina de baja concentración aumenta el coeficiente de expansión de las arcillas entre 1,1 y 1,3 veces y reduce la permeabilidad de la roca entre 1,5 y 2 veces en comparación con el agua dulce, lo cual es fundamental para los yacimientos de baja permeabilidad del campo Priobskoye. El uso de soluciones de alta concentración (reduciendo el hinchamiento de las arcillas) activa el proceso de destrucción de la roca.

La tecnología favorita de los petroleros rusos es la fracturación hidráulica: se bombea fluido al pozo a una presión de hasta 650 atm. para formar grietas en la roca. Las grietas se fijan con arena artificial (apuntalante): no permite que se cierren. A través de ellos, el petróleo se filtra al pozo. Según LLC SibNIINP, la fracturación hidráulica conduce a un aumento de la entrada de petróleo en los campos de Siberia occidental de 1,8 a 19 veces.

En la actualidad, las empresas productoras de petróleo, que realizan actividades geológicas y técnicas, se limitan principalmente al uso de tecnologías estándar de fracturación hidráulica (HF) utilizando una solución acuosa gelificada a base de polímeros. Estas soluciones, además de matar los fluidos, así como los fluidos de perforación, causan un daño significativo a la formación y a la fractura misma, lo que reduce significativamente la conductividad residual de las fracturas y, como resultado, la producción de petróleo. El taponamiento de formaciones y fracturas es de particular importancia en campos con una presión de formación actual inferior al 80% de la inicial.

De las tecnologías utilizadas para resolver este problema, se distinguen las tecnologías que utilizan una mezcla de líquido y gas:

Líquidos espumados (por ejemplo, nitrurados) con un contenido de gas inferior al 52 % del volumen total de la mezcla;

Fractura hidráulica de espuma - más del 52% de gas.

Después de revisar las tecnologías disponibles en el mercado ruso y los resultados de su implementación, los especialistas de Gazpromneft-Khantos LLC eligieron la fracturación por espuma y le ofrecieron a Schlumberger que realizara un trabajo piloto (PW). Con base en sus resultados, se realizó una evaluación de la efectividad de la fracturación hidráulica con espuma en el campo Priobskoye. El fracturamiento con espuma, al igual que el fracturamiento convencional, tiene como objetivo crear una fractura en la formación, cuya alta conductividad asegura el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Sin embargo, durante la fracturación con espuma, debido al reemplazo (en promedio 60% del volumen) de una parte de la solución acuosa gelificada con gas comprimido (nitrógeno o dióxido de carbono), la permeabilidad y conductividad de las fracturas aumentan significativamente y, como consecuencia Como resultado, el grado de daño a la formación es mínimo. En la práctica mundial, la mayor eficiencia del uso de fluidos de espuma para fracturación hidráulica ya se ha observado en pozos donde la energía del yacimiento no es suficiente para empujar el fluido de fracturación hidráulica gastado hacia el interior del pozo durante su desarrollo. Esto se aplica tanto al inventario de pozos nuevos como a los existentes. Por ejemplo, en pozos seleccionados del campo Priobskoye, la presión del yacimiento disminuyó al 50% del original. Al realizar la fracturación de espuma, el gas comprimido que se inyectó como parte de la espuma ayuda a exprimir el fluido gastado fuera de la formación, lo que aumenta el volumen del fluido gastado y reduce el tiempo.

bien desarrollo. Para el trabajo en el campo Priobskoye, se eligió nitrógeno como el gas más versátil:

Ampliamente utilizado en el desarrollo de pozos con tubería flexible;

Inerte;

Compatible con fluidos de fracturación hidráulica.

Después de la finalización del trabajo, Schlumberger llevó a cabo la finalización del pozo, que forma parte del servicio de "espuma". Una característica del proyecto fue la implementación de trabajos piloto no solo en el pozo nuevo, sino también en el pozo existente, en yacimientos con fracturas hidráulicas existentes de los primeros trabajos, el llamado refracturamiento. Se eligió un sistema de polímero reticulado como fase líquida de la mezcla de espuma. La mezcla de espuma resultante ayuda con éxito a resolver los problemas de conservación de las propiedades del premio.

zona de combate. La concentración de polímero en el sistema es de solo 7 kg/t de apuntalante, en comparación, en los pozos del entorno más cercano: 11,8 kg/t.

En la actualidad, podemos notar la implementación exitosa de la fracturación hidráulica con espuma usando nitrógeno en los pozos de las formaciones AC10 y AC12 del campo Priobskoye. Se prestó mucha atención al trabajo en el stock de pozos existentes, ya que la fracturación hidráulica repetida permite involucrar en el desarrollo de nuevas capas e intercapas que no fueron afectadas previamente por el desarrollo. Para analizar la efectividad de la fracturación hidráulica con espuma, se compararon sus resultados con los resultados obtenidos en pozos vecinos en los que se realizó fracturación hidráulica convencional. Los yacimientos tenían el mismo espesor saturado de petróleo. La tasa de flujo real de líquido y petróleo en los pozos después de la fracturación hidráulica con espuma a una presión de entrada de la bomba promedio de 5 MPa superó la tasa de flujo de los pozos vecinos en un 20 y un 50 %, respectivamente. después de la fracturación hidráulica con espuma es en promedio 8,9 MPa, en los pozos circundantes - 5,9 MPa. El recálculo del potencial del pozo para presión equivalente permite evaluar el efecto de la fracturación hidráulica con espuma.

El trabajo piloto con fracturación hidráulica con espuma en cinco pozos del campo Priobskoye mostró la efectividad del método tanto en el stock de pozos existentes como en los nuevos. Una mayor presión de entrada de la bomba en los pozos después del uso de mezclas de espuma indica la formación de fracturas de alta conductividad como resultado de la fracturación hidráulica con espuma, que proporciona una producción adicional de petróleo de los pozos.

Actualmente, el desarrollo de la parte norte del campo está a cargo de LLC RN-Yuganskneftegaz, propiedad de Rosneft, y la parte sur de LLC Gazpromneft-Khantos, propiedad de Gazprom Neft.

Por decisión del Gobernador de la KhMAO, el campo recibió el estatus de "Territorio de un procedimiento especial para el uso del subsuelo", lo que determinó la actitud especial de los petroleros hacia el desarrollo del campo Priobskoye. La inaccesibilidad de las reservas, la fragilidad del ecosistema del yacimiento, llevó al uso de las últimas tecnologías ambientales. El 60% del territorio del campo Priobskoye está ubicado en la parte inundada de la llanura aluvial del río Ob; se utilizan tecnologías ecológicas en la construcción de plataformas de pozos, oleoductos a presión y cruces submarinos.

Objetos del sitio ubicados en el territorio del depósito:

Estaciones de bombeo de refuerzo - 3

Estación de bombeo multifase Sulzer - 1

· Estaciones de bombeo de racimo para bombear el agente de trabajo a la formación - 10

Estaciones de bombeo flotantes - 4

Talleres de preparación y bombeo de aceite - 2

Unidad de separación de aceite (USN) - 1

En mayo de 2001, se instaló la exclusiva estación de bombeo multifásica de Sulzer en la plataforma 201 en la margen derecha del campo Priobskoye. Cada bomba de la instalación es capaz de bombear 3,5 mil metros cúbicos de líquido por hora. El complejo es atendido por un operador, todos los datos y parámetros se muestran en un monitor de computadora. La estación es la única en Rusia.

La estación de bombeo holandesa "Rosskor" se equipó en el campo Priobskoye en 2000. Está diseñado para el bombeo dentro del campo de fluido multifásico sin el uso de antorchas (para evitar la quema de gas asociada en la llanura aluvial del río Ob).

La planta de procesamiento de recortes de perforación en la margen derecha del campo Priobskoye produce ladrillos de silicato, que se utilizan como material de construcción para la construcción de carreteras, cimientos de plataforma, etc. Para resolver el problema de la utilización del gas asociado producido en el campo Priobskoye, se construyó la primera central eléctrica de turbina de gas en el distrito autónomo de Khanty-Mansi en el campo Prirazlomnoye, que proporciona electricidad a los campos Priobskoye y Prirazlomnoye.

La línea de transmisión de energía construida a través del Ob no tiene análogos, cuyo tramo es de 1020 my el diámetro del cable fabricado especialmente en el Reino Unido es de 50 mm.

§ 2. Preparación del aceite para su procesamiento

El crudo extraído de los pozos contiene gases asociados (50-100 m 3 /t), agua de formación (200-300 kg/t) y sales minerales disueltas en agua (10-15 kg/t), que afectan negativamente el transporte, almacenamiento y procesamiento posterior. Por lo tanto, la preparación del aceite para su procesamiento incluye necesariamente las siguientes operaciones:

Eliminación de gases asociados (disueltos en aceite) o estabilización de aceite;

Desalinización de petróleo;

Deshidratación (deshidratación) del aceite.

Estabilización de aceite - El petróleo crudo de la región de Ob contiene una cantidad significativa de hidrocarburos ligeros disueltos. Durante el transporte y almacenamiento de aceite, pueden liberarse, como resultado de lo cual cambiará la composición del aceite. Para evitar la pérdida de gas y con ella fracciones ligeras de gasolina y para evitar la contaminación del aire, estos productos deben extraerse del petróleo antes de su procesamiento. Un proceso similar de separación de hidrocarburos livianos del petróleo en forma de gas asociado se denomina estabilización petróleo. La estabilización del petróleo en el campo Priobskoye se lleva a cabo mediante el método de separación directamente en el área de su producción en unidades de medición.

El gas asociado se separa del petróleo mediante separación multietapa en separadores de gas, en los que la presión y el caudal de petróleo se reducen sucesivamente. Como resultado, se produce la desorción de gases, junto con la cual se eliminan los hidrocarburos líquidos volátiles y luego se condensan, formando un "condensado de gas". Con el método de separación de estabilización, hasta el 2% de los hidrocarburos permanecen en el aceite.

Desalinización y deshidratación petróleo- la eliminación de sales y agua del petróleo se produce en las plantas de tratamiento de petróleo de campo y directamente en las refinerías de petróleo (refinerías).

Consideremos el dispositivo de instalaciones de electrosalado.

El aceite del tanque de alimentación 1 con la adición de un desemulsionante y una solución alcalina o de soda débil pasa a través del intercambiador de calor 2, se calienta en el calentador 3 y entra en el mezclador 4, en el que se agrega agua al aceite. La emulsión resultante pasa sucesivamente a través de los deshidratadores eléctricos 5 y 6, en los que la mayor parte del agua y las sales disueltas en ella se separan del aceite, como resultado de lo cual su contenido se reduce de 8 a 10 veces. El aceite desalado pasa por el intercambiador de calor 2 y, tras enfriarse en el frigorífico 7, entra en el colector 8. El agua separada en los deshidratadores eléctricos se deposita en el separador de aceite 9 y se envía a purificar, y el aceite separado se añade al aceite suministrado a la CDU.

Los procesos de desalinización y deshidratación del petróleo están asociados a la necesidad de romper las emulsiones que el agua forma con el petróleo. Al mismo tiempo, las emulsiones de origen natural, formadas en el proceso de producción de aceite, se destruyen en los campos, y las emulsiones artificiales obtenidas mediante el lavado repetido del aceite con agua para eliminar las sales del mismo, se destruyen en la planta. Después del tratamiento, el contenido de agua y cloruros metálicos en el aceite se reduce en la primera etapa a 0,5-1,0 % y 100-1800 mg/l, respectivamente, y en la segunda etapa a 0,05-0,1 % y 3-5 mg/l. , respectivamente l.

Para acelerar el proceso de ruptura de las emulsiones, es necesario someter el aceite a otras medidas de influencia destinadas a engrosar las gotas de agua, aumentar la diferencia de densidad y reducir la viscosidad del aceite.

En el aceite Ob, se utiliza la introducción de una sustancia (desemulsionante) en el aceite, por lo que se facilita la separación de la emulsión.

Y para la desalinización de aceite, el aceite se lava con agua dulce fresca, que no solo elimina las sales, sino que también tiene un efecto hidromecánico en la emulsión.

§ 3. Refinación de petróleo primario del campo Priobskoye

El petróleo es una mezcla de miles de sustancias diferentes. La composición completa de los aceites incluso hoy en día, cuando se dispone de los medios más sofisticados de análisis y control: cromatografía, resonancia magnética nuclear, microscopios electrónicos, lejos de todas estas sustancias, están completamente determinadas. Pero, a pesar de que la composición del aceite incluye casi todos los elementos químicos de la tabla D.I. Mendeleev, su base sigue siendo orgánica y consiste en una mezcla de hidrocarburos de varios grupos que difieren entre sí en sus propiedades químicas y físicas. Independientemente de la complejidad y la composición, la refinación del petróleo comienza con la destilación primaria. Por lo general, la destilación se lleva a cabo en dos etapas: con un ligero exceso de presión cercano a la atmosférica y al vacío, mientras se utilizan hornos tubulares para calentar las materias primas. Por lo tanto, las instalaciones para la refinación de petróleo primario se denominan AVT: tubulares de vacío atmosférico.

Los aceites del campo Priobskoye tienen un contenido potencialmente alto de fracciones de aceite, por lo tanto, la refinación del aceite primario se lleva a cabo de acuerdo con el balance de fuel-oil y se lleva a cabo en tres etapas:

Destilación atmosférica para la obtención de fracciones de fuel y fuel oil

Destilación al vacío de fuel oil para obtener fracciones estrechas de aceite y alquitrán

Destilación al vacío de una mezcla de fuel oil y alquitrán para obtener una amplia fracción de aceite y un residuo pesado utilizado para la producción de betún.

La destilación del aceite Priobskaya se lleva a cabo en unidades tubulares atmosféricas según el esquema con evaporación simple, es decir. con una columna de destilación compleja con secciones laterales de extracción: este es el más ventajoso energéticamente, porque El aceite de Priobskaya cumple con todos los requisitos cuando se usa una instalación de este tipo: un contenido de gasolina relativamente bajo (12-15%) y el rendimiento de fracciones de hasta 350 0 С no supera el 45%.

El petróleo crudo, calentado por flujos calientes en el intercambiador de calor 2, se envía al deshidratador eléctrico 3. Desde allí, el aceite desalado se bombea a través del intercambiador de calor 4 al horno 5 y luego a la columna de destilación 6, donde se evapora una vez y se separa en el requerido. fracciones En el caso del aceite desalado, no existe deshidratador eléctrico en los esquemas de instalaciones.

Con un alto contenido de gas disuelto y fracciones de bajo punto de ebullición en el aceite, su procesamiento de acuerdo con un esquema de evaporación simple sin evaporación preliminar es difícil, ya que se crea una mayor presión en la bomba de alimentación y en todos los dispositivos ubicados en el circuito aguas arriba de el horno. Además, esto aumenta la carga del horno y la columna de destilación.

El objetivo principal de la destilación al vacío de fuel oil es obtener una fracción amplia (350 - 550 0С y superior): materias primas para procesos catalíticos y destilados para la producción de aceites y parafinas.

El fuel oil es bombeado por una bomba a través de un sistema de intercambiadores de calor hacia un horno tubular, donde se calienta a 350°-375°, y entra en una columna de vacío de destilación. El vacío en la columna se crea mediante eyectores de chorro de vapor (presión residual 40-50 mm). El vapor de agua se introduce en la parte inferior de la columna. Los destilados de petróleo se toman de diferentes placas de la columna, pasan a través de intercambiadores de calor y enfriadores. Desde el fondo de la columna, el resto se descarga: alquitrán.

Las fracciones de aceite aisladas del aceite se purifican con soluciones selectivas: fenol o furfural para eliminar algunas de las sustancias resinosas, luego se desparafinan con una mezcla de metiletilcetona o acetona con tolueno para reducir el punto de fluidez del aceite. El procesamiento de las fracciones de aceite se completa con un tratamiento posterior con arcillas blanqueadoras. Las tecnologías petroleras recientes utilizan procesos de hidrotratamiento en lugar de arcillas.

Balance de materia de la destilación atmosférica del aceite de Ob:

§4. Craqueo catalítico

El craqueo catalítico es el proceso de refinación de petróleo más importante, que afecta significativamente la eficiencia de la refinería en su conjunto. La esencia del proceso radica en la descomposición de los hidrocarburos que forman parte de la materia prima (gasóleo de vacío) bajo la influencia de la temperatura en presencia de un catalizador de aluminosilicato que contiene zeolita. El producto objetivo de la unidad KK es un componente de gasolina de alto octanaje con un octanaje de 90 puntos o más, su rendimiento es del 50 al 65%, dependiendo de las materias primas utilizadas, la tecnología y el régimen utilizado. El alto número de octano se debe al hecho de que el craqueo catalítico también provoca isomerización. El proceso produce gases que contienen propileno y butilenos, que se utilizan como materia prima para productos petroquímicos y la producción de componentes de gasolina de alto octanaje, gasóleo ligero, un componente del diésel y combustibles para calefacción, y gasóleo pesado, materia prima para la producción de hollín, o un componente de los aceites combustibles.
La capacidad promedio de las plantas modernas es de 1,5 a 2,5 millones de toneladas, sin embargo, existen plantas con una capacidad de 4,0 millones de toneladas en las plantas de las principales empresas del mundo.
La sección clave de la planta es el bloque reactor-regenerador. La unidad incluye un horno de calentamiento de materia prima, un reactor en el que tienen lugar directamente las reacciones de craqueo y un regenerador de catalizador. El propósito del regenerador es quemar el coque formado durante el craqueo y depositado en la superficie del catalizador. El reactor, el regenerador y la unidad de entrada de materia prima están conectados por tuberías por las que circula el catalizador.
La capacidad de craqueo catalítico de las refinerías rusas es actualmente claramente insuficiente, y es a través de la puesta en marcha de nuevas unidades que se está solucionando el problema de la prevista escasez de gasolina.

§ 4. Reformado catalítico

El desarrollo de la producción de gasolina está asociado al deseo de mejorar las condiciones básicas propiedad operativa combustible: la resistencia a los golpes de la gasolina, estimada por el octanaje.

El reformado se utiliza para obtener simultáneamente un componente base de alto octanaje de gasolinas de motor, hidrocarburos aromáticos y gas que contiene hidrógeno.

Para el aceite de Priobskoy, el reformado se lleva a cabo en la fracción que hierve en el rango de 85-180 0 C; un aumento en el final del punto de ebullición promueve la formación de coque y por lo tanto es indeseable.

Preparación de materia prima de reformado - rectificación para separar fracciones, hidrotratamiento para eliminar impurezas (nitrógeno, azufre, etc.) que envenenan los catalizadores del proceso.

El proceso de reformado utiliza catalizadores de platino. El alto costo del platino predeterminó su bajo contenido en catalizadores de reformado industrial y, en consecuencia, la necesidad de su uso eficiente. Esto se ve facilitado por el uso de alúmina como soporte, que se conoce desde hace tiempo como el mejor soporte para catalizadores de aromatización.

Era importante convertir el catalizador de alúmina-platino en un catalizador de reformado bifuncional, sobre el cual procedería todo el complejo de reacciones. Para ello, era necesario dotar al soporte de las propiedades ácidas necesarias, lo que se conseguía tratando la alúmina con cloro.

La ventaja de un catalizador clorado es la capacidad de controlar el contenido de cloro en los catalizadores y, por tanto, su acidez, directamente en condiciones de funcionamiento.

Con la transición de los reformadores existentes a los catalizadores polimetálicos, los indicadores de desempeño aumentaron, porque. su coste es menor, su gran estabilidad permite realizar el proceso a menor presión sin miedo a la coquización. Cuando se reforma sobre catalizadores polimetálicos, el contenido de los siguientes elementos en la materia prima no debe exceder 1 mg/kg de azufre, 1,5 mg/kg de níquel y 3 mg/kg de agua. En términos de níquel, el aceite de Priobskaya no es adecuado para catalizadores polimetálicos, por lo tanto, los catalizadores de aluminio y platino se utilizan en el reformado.

El balance de materia típico de la fracción reformada es 85-180 °C a una presión de 3 MPa.

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