Severo priobskoje hoius. Priobskoje maardla (Priobka) geoloogia

Saada oma head tööd teadmistebaasi on lihtne. Kasutage allolevat vormi

Üliõpilased, magistrandid, noored teadlased, kes kasutavad teadmistebaasi oma õpingutes ja töös, on teile väga tänulikud.

Majutatud aadressil http://www.allbest.ru/

Sissejuhatus

1 Priobskoje välja geoloogilised omadused

1.1 Üldinfo valdkonna kohta

1.2 Litostratigraafiline läbilõige

1.3 Tektooniline struktuur

1.4 Õlisisaldus

1.5 Veehoidla iseloomustus

1.6 Põhjaveekihtide omadused

1.7 Moodustise vedelike füüsikalised ja keemilised omadused

1.8 Naftavarude hindamine

1.8.1 Naftavarud

2. Priobskoje valdkonna arengu peamised tehnilised ja majanduslikud näitajad

2.1 Priobskoje valdkonna arengu põhinäitajate dünaamika

2.2 Peamiste tehniliste ja majanduslike arengunäitajate analüüs

2.3 Kaevu tööd mõjutavad arendusfunktsioonid

3. Rakendatud meetodid tõhustatud õli taaskasutamiseks

3.1 Õlireservuaari mõjutamise meetodi valik

3.2 Geoloogilised ja füüsikalised kriteeriumid erinevate mõjumeetodite rakendamiseks Priobskoje väljal

3.2.1 Vee üleujutus

3.3 Meetodid kaevu põhjaaugu tsooni mõjutamiseks naftatootmise stimuleerimiseks

3.3.1 Happetöötlus

3.3.2 Hüdrauliline purustamine

3.3.3 Perforatsiooni tõhususe parandamine

Järeldus

Sissejuhatus

Naftatööstus on Venemaa majanduse üks olulisemaid komponente, mis mõjutab otseselt riigi eelarve kujunemist ja selle eksporti.

Nafta- ja gaasikompleksi ressursibaasi olukord on tänapäeval kõige teravam probleem. Naftavarud on järk-järgult ammendunud, suur hulk maardlaid on väljatöötamise lõppjärgus ja suure osa veekatkestusest, mistõttu on kõige pakilisem ja esmatähtis ülesanne otsida ja kasutusele võtta noored ja paljulubavad maardlad, üks mis on Priobskoje väli (varude poolest on see Venemaa üks suurimaid maardlaid).

Riigi Reservikomisjoni poolt kinnitatud C 1 kategooria nafta bilansivarud on 1827,8 mln tonni, taaskasutatavad 565,0 mln tonni. õlitagastusteguriga 0,309, võttes arvesse Obi ja Bolshoi Salõmi jõe lammi all oleva puhvertsooni varusid.

C 2 kategooria õli bilansivarud on 524 073 tuh t, taaskasutatavad - 48 970 tuh t, õli taaskasutamisteguriga 0,093.

Priobskoje väljal on mitmeid iseloomulikke tunnuseid:

suur, mitmekihiline, naftavarude poolest ainulaadne;

ligipääsmatu, mida iseloomustab märkimisväärne soolisus, kevadel ja suvel on suurem osa territooriumist üleujutusveega üle ujutatud;

Obi jõgi voolab läbi põllu, jagades selle parem- ja vasakkaldapoolseteks osadeks.

Valdkonda iseloomustab produktiivsete horisontide kompleksne struktuur. Formatsioonid AC10, AC11, AC12 pakuvad tööstuslikku huvi. Horisontide AC10 ja AC11 reservuaarid on keskmise ja madala tootlikkusega ning AC12 reservuaarid on anomaalselt madala tootlikkusega. Eraldi arendusprobleemina tuleks välja tuua AC12 formatsiooni ärakasutamine, kuna , on AC12 veehoidla ka varude poolest kõigist veehoidlatest kõige olulisem. See tunnus näitab, et valdkonda ei ole võimalik arendada ilma selle tootlikke kihte aktiivselt mõjutamata.

Üks selle probleemi lahendamise viise on meetmete rakendamine naftatootmise intensiivistamiseks.

1 . Geoloogiline omadusPriobskySünnikoht

1.1 Üldinfo valdkonna kohta

Priobskoe naftamaardla asub halduslikult Tjumeni oblasti Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna Hantõ-Mansiiski oblastis.

Tööpiirkond asub Hantõ-Mansiiski linnast 65 km ida pool, Neftejuganski linnast 100 km läänes. Praegu on piirkond üks autonoomse ringkonna majanduslikult arenenumaid, mis sai võimalikuks tänu geoloogiliste uuringute ja naftatootmise mahu kasv.

Suurimad arendatavad lähiväljad on: Salõmskoje, mis asub 20 km ida pool, Prirazlomnoje, mis asub vahetus läheduses, Pravdinskoje, 57 km kagus.

Väljast kagusse kulgevad gaasijuhe Urengoy - Tšeljabinsk - Novopolotsk ja Ust-Balyk-Omsk naftajuhe.

Priobskaja piirkonna põhjaosa asub Obi lammil – noorel loopealsel, kus on kuhjunud suhteliselt suured kvaternaari maardlad. Absoluutsed reljeefimärgid on 30-55 m. Ala lõunaosa graviteerub tasase loopealse poole teise astangu tasandil hääldatud vormid jõgede erosioon ja akumuleerumine. Absoluutmärgid on siin 46-60 m.

Hüdrograafiline võrgustik on esindatud Maly Salõmi kanaliga, mis voolab ala põhjaosas ja on selles piirkonnas ühendatud väikeste kanalite Malaya Berezovskaya ja Pola kaudu suure ja täisvoolulise Obi kanali Bolshoi Salõmiga. Obi jõgi on Tjumeni piirkonna peamine veetee. Piirkonna territooriumil on suur hulk järvi, millest suurimad on Olevaškina järv, Karasje järv, Okunevoe järv. Sood on läbimatud, külmuvad jaanuari lõpuks ja on peamiseks sõidukite liikumise takistuseks.

Piirkonna kliima on teravalt mandriline pikkade talvede ja lühikeste soojade suvedega. Talv on pakaseline ja lumine. Aasta kõige külmem kuu on jaanuar (kuu keskmine temperatuur on -19,5 kraadi C). Absoluutne miinimum on -52 kraadi C. Kõige soojem on juuli (kuu keskmine temperatuur +17 kraadi C), absoluutne maksimum +33 kraadi C. Aasta keskmine sademete hulk on 500-550 mm aastas, kusjuures 75% soojal aastaajal. Lumikate tekib oktoobri teisel poolel ja jätkub juuni alguseni Lumikatte paksus on 0,7 m kuni 1,5-2 m Pinnase külmumise sügavus on 1-1,5 m.

Vaadeldavale alale on iseloomulikud suhteliselt kõrgendatud aladel podsoolsed savimullad ning märgaladel turba-podsool-mudamullad. Tasandiku piires on jõeterrasside loopealsed valdavalt liivased, kohati savised. Taimemaailm on mitmekesine. Valdavad okas- ja segamets.

Piirkond asub maapinnalähedaste ja reliktsete igikeltsa kivimite erineva esinemisvööndis. Pinnalähedased külmunud mullad asuvad turbarabade all olevatel valgaladel. Nende paksust reguleerib põhjavee tase ja see ulatub 10-15 meetrini, temperatuur on püsiv ja 0 kraadi lähedal.

Lähenevatel aladel (külmunud kivimeid Priobskoje väljal ei ole uuritud) esineb igikeltsa 140–180 m sügavusel (Ljantorskoje väli). Igikeltsa paksus on 15-40 m, harva rohkem. Külmunud on sagedamini alumine, savisem osa Novomikhailovskaja sviitidest ja tähtsusetu osa Atlõmskaja sviitidest.

Suurimad tööpiirkonnale lähimad asulad on Hantõ-Mansiiski, Neftejuganski, Surguti ja väiksemate linnad. asulad- Seliyarovo, Sytomino, Lempino ja teised asulad.

1.2 Litostratigraafilinesisselõige

Priobskoje maardla geoloogiline läbilõige koosneb paksust (üle 3000 m) meso-tsenosoikumi ajastu settekatte terrigeensetest ladestustest, mis katavad juura-eelse kompleksi kivimeid, mida esindab ilmastikuline maakoor.

Juura-eelne haridus (Pz)

Juura-eelse jada lõigus eristatakse kahte struktuurietappi. Alumist, kinnitunud maakoorega, esindavad tugevalt nihkunud grafiit-porfüriidid, kruusakivid ja moondunud lubjakivid. Ülemine staadium, mis on määratletud vahekompleksina, koosneb vähem dislokeeritud permi-triiase ajastu kuni 650 m paksustest efusiooni-setteladestustest.

Juura süsteem (J)

Juura süsteemi esindavad kõik kolm jaotust: alumine, keskmine ja ülemine.

See hõlmab Tjumeni (J1+2), Abalaki ja Bazhenovi formatsiooni (J3).

hoiused Tjumen sviidid paiknevad settekatte põhjas nurk- ja stratigraafilise ebaühtlusega mureneva maakoore kivimitel ning neid esindab savi-liiva-aleuriidi koostisega terrigeensete kivimite kompleks.

Tjumeni sviidi maardlate paksus varieerub 40–450 m. Maardla piires leitakse neid 2806–2973 m sügavusel. Tjumeni kihistu maardlad kattuvad ühtlaselt Abalaki ja Bazhenovi kihistu ülemjuura maardlatega. Abalakskaja sviit koosneb tumehallist kuni mustani, lokaalselt lubjarikastest glaukoniitmudakividest, mille ülaosas on aleuriitkivide interkalatsioonid. Sviidi paksus jääb vahemikku 17–32 m.

hoiused Bazhenov moodustisi esindavad tumehallid, peaaegu mustad, bituumensed argilliidid nõrgalt mudasete argilliidide ja orgaaniliste-argillsete-karbonaatsete kivimitega. Sviidi paksus on 26-38 m.

Kriidisüsteem (K)

Kriidiajastu süsteemi ladestused on välja töötatud kõikjal ja neid esindavad ülemine ja alumine sektsioon.

Alt üles eristatakse Akhi, Tšerkašini, Alymi, Vikulovi ja Hantõ-Mansi sviite ning ülemises osas Handi-Mansi, Uvati, Kuznetsovi, Berezovi ja Gankini sviite.

Alumine osa akhskoy Kihistust (K1g) esindavad peamiselt mudakivid, millele on allutatud õhukesed aleuriit- ja liivakivide vahekihid, mis on ühendatud Achimovi jadasse.

Akhi kihistu ülemises osas paistab silma vananenud liige, mis koosneb peeneks elutrieerunud, tumehallist, lähenevast hallist Pim savist.

Kihistu kogupaksus varieerub läänest itta 35–415 m. Idapoolsetes osades piirdub selle kihiga kihtide rühm BS1-BS12.

Lõikus Tšerkašin sviiti (K1g-br) esindab hallide savide, aleuriitkivide ja aleuriitliivakivide rütmiline vaheldumine. Viimased nii põllu sees kui ka liivakivid on kaubanduslikult õlikandvad ja paistavad silma kihtides AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Sviidi paksus varieerub 290-600 m.

Ülal on tumehallid kuni mustad savid. alym sviidid (K1a), ülemises osas bituumenmudakivide vahekihtidega, alumises aleuriitidega ja liivakividega. Sviidi paksus varieerub 190-240 m. Savi on piirkondlik kate süsivesinike leiukohtadele kogu Sredneobskaja nafta- ja gaasipiirkonnas.

Vikulovskaja komplekt (K1a-al) koosneb kahest alamformatsioonist.

Alumine on valdavalt savine, ülemine liiv-savine, milles on ülekaalus liivakivid ja aleuriidid. Kihistust iseloomustab taimejäänuste esinemine. Sviidi paksus ulatub 264 meetrist läänes kuni 296 meetrini kirdes.

Hantõ-Mansiiskis sviiti (K1a-2s) esindab ebaühtlane liiva-argillsete kivimite vahekiht, kusjuures lõike ülemises osas on ülekaalus esimene. Sviidi kivimeid iseloomustab süsihappegaasi rohkus. Sviidi paksus varieerub 292-306 m.

Uvatskaja sviiti (K2s) esindab ebaühtlane liiva-, aleuriit- ja liivakivikate. Kihistust iseloomustavad söestunud ja raudsed taimejäänused, süsihappegaas ja merevaigukollane. Kihistu paksus on 283-301 m.

Bertsovskaja kihistu (K2k-st-km) on jaotatud kaheks alamkihistuks. Alumine, mis koosneb savidest, hallist montmorelloniidist, opokataoliste vahekihtidega, paksusega 45–94 m, ja ülemist, mida esindavad hallid, tumehallid, räni, liivased savid, paksusega 87–133 m.

Gankinskaja sviit (K2mP1d) koosneb hallidest rohekashallidest savidest, mis muutuvad glaukoniiditerade ja sideriitkonkrementidega mergliteks. Selle paksus on 55-82 m.

Paleogeenne süsteem (P2)

Paleogeeni süsteemi kuuluvad Talitski, Ljulinvorski, Atlõmski, Novomihhailovski ja Turtase kihistu kivimid. Esimesed kolm on meremaardlad, ülejäänud on mandrilised.

Talitskaja moodustis koosneb tumehallide savide kihist, kohati mudane. Esineb periteeritud taimejäänuseid ja kalasoomusi. Kihistu paksus on 125-146 m.

Ljulinvorskaja sviiti esindavad kollakasrohelised savid, läbilõike alumises osas, sageli opokoidsed kolbide vahekihtidega. Kihistu paksus on 200-363 m.

Tavdinskaja sviit, mis lõpetab merepaleogeeni lõigu, koosneb hallidest, sinakashallidest savidest, millel on aleuriitkivide vahekiht. Sviidi paksus on 160-180 m.

Atlõmskaja kihistu koosneb kontinentaalsetest alluviaal-mere ladestustest, mis koosnevad liivast, hallist kuni valgeni, valdavalt kvartsist pruunsöe, savide ja aleuriitkihtidega. Sviidi paksus on 50-60 m.

Novomikhaylovskaja sviit – kujutab halli peeneteralise kvarts-päevakiviliiva ebaühtlane vahekiht halli ja pruunikashalli saviga ning aleuriitidega liiva ja pruunsöe vahekihtidega. Kihistu paksus ei ületa 80 m.

Turtasskaja sviit koosneb rohekashallidest savidest ja aleuriitidest, mis on kaetud õhukese diatomiidi ja kvarts-glaukoniitliiva vahekihtidega. Sviidi paksus on 40-70 m.

Kvaternaarsüsteem (Q)

Seda esineb kõikjal ja seda esindavad alumises osas liivad, savid, liivsavi ja liivsavi vaheldumine, ülemises osas - raba- ja järvefaatsia - aleurid, liivsavi ja liivsavi vaheldumine. Kogupaksus 70-100 m.

1.3 Tektoonilinestruktuur

Ob-struktuur asub Hantõ-Mansi nõgu, Ljaminski megatrough ning Salymi ja Lääne-Lempa tõusugruppide liitumisvööndis. Esimest järku struktuure raskendavad teise järgu paisu- ja kuplikujulised tõusud ning eraldiseisvad lokaalsed antikliinilised struktuurid, mis on nafta ja gaasi uurimise ja uurimise objektid.

Juura-eelse keldri kaasaegset ehitusplaani uuriti peegeldavast horisondist "A". Struktuurikaardil kuvatakse piki peegeldavat horisonti "A" kõik konstruktsioonielemendid. Piirkonna edelaosas - Seliyarovskoe, West Sahhalinskoe, Svetloye tõusud. Loodeosas - Ida Selyarovskoje, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoje, Yuzhno-Gorshkovskoje, raskendades Lääne-Lempinskaja tõusuvööndi idanõlva. Keskosas - Lääne-Sahhalini süvend, sellest ida pool Gorškovi ja Sahhalini tõus, mis raskendab vastavalt Sredne-Lyamin paisumist ja Sahhalini struktuurset nina.

Peegeldaval horisondil "Db", mis piirneb Bystrinskaja liikme tipuga, on jälgitud Priobskoje kuplikujuline tõus, Lääne-Priobskoje madala amplituudiga tõus, Lääne-Sahhalinskaja, Novoobskaja struktuurid. Piirkonna lääneosas on välja toodud Hantõ-Mani tõus. Priobsky tõusust põhja pool paistab silma Kerge kohalik tõus. Põllu lõunaosas kaevu piirkonnas. 291 Nimetu ülestõus on tinglikult eristatud. Ida-Seliyarovskaja kergvööndit uuritaval alal piiritleb avatud seismiline isohüpsis - 2280 m. Kaevu 606 lähedal on jälgitav madala amplituudiga isomeetriline struktuur. Seliyarovskaya piirkond on kaetud hõreda seismiliste profiilide võrgustikuga, mille põhjal saab tinglikult ennustada positiivset struktuuri. Seljarovskoe tõus on kinnitatud struktuuriplaaniga piki peegeldavat horisonti "B". Piirkonna lääneosa halva uurimise, seismilise uurimise tõttu eristatakse Seliyarovskaja struktuurist põhja pool tinglikult kuplikujulist nimetut tõusu.

1.4 Õlisisaldus

Priobskoje väljal katab naftat sisaldav staadium keskmisest Juura ajast kuni Apti vanuseni märkimisväärse paksusega settekatte lademeid ja on üle 2,5 km.

Mittetööstuslikud nafta sissevoolud ja süsivesinike tunnustega südamik saadi Tjumeni (kihistu Yu 1 ja Yu 2) ja Bazhenovi (kihistu Yu 0) maardlatest. Olemasolevate geoloogiliste ja geofüüsikaliste materjalide piiratud arvu tõttu ei ole maardlate struktuur tänaseni piisavalt põhjendatud.

AS-i kontserni Neokoomia koosseisudes, kuhu on koondunud 90% uuritud varudest, on loodud kaubanduslik naftakandevõime. Peamised produktiivsed kihid paiknevad Pimskaja ja Bystrinskaja saviüksuste vahel. Maardlad piirduvad neokoomia šelf- ja klinoformsetes ladestustes moodustunud läätsekujuliste liivakehadega, mille tootlikkust tänapäevane ehitusplaan ei kontrolli ja on praktiliselt määratud ainult produktiivsete reservuaarikihtide olemasoluga lõigul. Sektsiooni produktiivses osas moodustumise vee puudumine arvukate katsete käigus tõestab, et nende pakkide kihtidega seotud õliladestused on suletud läätsekujulised kehad, mis on täielikult täidetud õliga ja iga liivakihi lademete kontuurid määravad kindlaks selle leviku piirid. Erandiks on AC 7 reservuaar, kus kihistu vee sissevoolud saadi veega täidetud liivaläätsedest.

Neokoomia tootmismaardlate raames tuvastati 9 hinnangulist objekti: 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. Kihtide AC 7, AC 9 hoiused ei paku tööstuslikku huvi.

Geoloogiline profiil on näidatud joonisel 1.1

1.5 Iseloomustusproduktiivnekihid

Priobskoje leiukoha peamised naftavarud on koondunud neokoomia leiukohtadesse. Uuskoomiliste kivimitega seotud maardlate geoloogilise struktuuri tunnuseks on see, et neil on mega-ristikihiline struktuur, mis tuleneb nende tekkimisest üsna sügava merebasseini (300–400 m) külgmise täitumise tingimustes, mis on tingitud prahi eemaldamisest. terrigeenne materjal idast ja kagust. Neokoomia settekivimite megakompleksi moodustumine toimus terve rea paleogeograafilistes tingimustes: mandri settimine, ranniku-mereline, šelf ja väga aeglane settimine avatud süvameres.

Idast läände liikudes tekib (seoses Bazhenovi kihistuga, mis on piirkondlik etalon) nii savikas maitsestatud pakk (tsooniline võrdlusalus) kui ka nende vahel paiknevad liivased aleuriitkivimid.

Vastavalt ZapSibNIGNI spetsialistide poolt Pimski liikme esinemisvahemikus savidest valitud loomastiku ja eoste õietolmu tehtud otsustele osutus nende lademete vanus hauteriviaalseks. Kõik kihid, mis asuvad Pimski liikme kohal. Indekseeriti AS-i rühmana, mistõttu Priobskoje väljal indekseeriti BS 1-5 koosseisud uuesti AS-i 7-12-ks.

Tootlike neokoomiliste maardlate megakompleksi reservide arvutamisel tuvastati 11 produktiivset kihist: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

AS 12 reservuaariüksus asub megakompleksi põhjas ja on moodustamise poolest sügavaim osa. Kompositsioonis eristatakse kolme kihti AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, mis on üksteisest eraldatud suhteliselt ühtlaste savidega suuremal osal alast, mille paksus varieerub 4-10 m. .

AS 12/3 formatsiooni ladestused on piiratud monoklinaalse elemendiga (struktuurne nina), mille sees on täheldatud madala amplituudiga tõuse ja süvendeid koos nendevaheliste üleminekutsoonidega.

Peamine maardla AS12/3 avastati 2620–2755 m sügavuselt ja on litoloogiliselt igast küljest varjestatud. Pindala poolest hõivab see konstruktsiooni nina keskse terrassitaolise, kõrgeima osa ja on orienteeritud edelast kirdesse. Õliga küllastunud paksus varieerub vahemikus 12,8 m kuni 1,4 m. Nafta voolukiirused on vahemikus 1,02 m 3 /päevas, Hd = 1239 m kuni 7,5 m 3 /ööpäevas, kui Hd = 1327 m. Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 25,5 km x 7,5 km, kõrgus 126 m.

AS 12/3 maardla avastati 2640–2707 m sügavuselt ja piirdub Hantõ-Mansiiski kohaliku tõusuga ja selle idapoolse vajumise tsooniga. Veehoidlat juhivad igast küljest reservuaari asendustsoonid. Nafta tootmismäär on madal ja ulatub erinevatel dünaamilistel tasemetel 0,4-8,5 m 3 /päevas. Kaare kõrgeim märk on fikseeritud -2640 m ja madalaim (-2716 m). Maardla suurus 18 x 8,5 km, kõrgus 76m. Tüüp on litoloogiliselt varjestatud.

Põhimaardla AS12/1-2 on valdkonna suurim. Ilmub 2536–2728 m sügavusel. Piirdub monokliinsusega, mida komplitseerivad väikese amplituudiga kohalikud tõusud, mille vahel on üleminekutsoonid. Kolmest küljest piiravad ehitist litoloogilised ekraanid ja ainult lõunas (Vostochno-Frolovskajani ala) kas veehoidlad kipuvad arenema. Õliga küllastunud paksused varieeruvad laias vahemikus 0,8–40,6 m, maksimaalsete paksuste tsoon (üle 12 m) katab aga nii maardla keskosa kui ka idapoolse osa. Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 45 km x 25 km, kõrgus 176 m.

AS 12/1-2 ladestusel avastati ladestu 7,5 x 7 km kõrgusega 7 m ja 11 x 4,5 km kõrgusega 9 m. Mõlemad maardlad on litoloogiliselt sõelutud tüüpi.

AC 12/0 formatsioonil on väiksem arendustsoon. Põhimaardla AS 12/0 on edelast kirdesse orienteeritud läätsekujuline keha. Selle mõõtmed on 41 x 14 km, kõrgus 187 m. Naftanormid varieeruvad mõnest m 3 /ööpäevas dünaamilisel tasemel kuni 48 m 3 /ööpäevas.

Horisondi AS 12 kübara moodustab paks (kuni 60 m) saviste kivimite kiht.

Lõigu kohal on tootmiskihtide ühik AS 11, kuhu kuuluvad AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Viimased kolm liidetakse üheks loendatavaks objektiks, mis on nii läbilõike kui pindala poolest väga keerulise ülesehitusega. Veehoidlate arendusvööndites, mis suunduvad veelähedaste alade poole, on kõige olulisemad horisondi paksused, mis kalduvad suurenema kirde suunas (kuni 78,6 m). Kagus esindab seda horisonti ainult AS 11/2 kihistu, keskosas - AS 11/3 kihistu, põhjas - AS 11/2-4 kihistu.

Põhimaardla AS11/1 on Priobskoje väljal suuruselt teine ​​maardla. AC11/1 kiht on välja töötatud peaaegu meridionaalses paisumisetaolises tõusus, mis muudab monokliinsuse keerulisemaks. Kolmest küljest on lasund piiratud savivöönditega ja lõunas on piir tinglikult tõmmatud. Põhimaardla suurus on 48 x 15 km, kõrgus 112 m. Naftanormid varieeruvad 2,46 m 3 /ööpäevas dünaamilisel tasemel 1195 m kuni 11,8 m 3 /ööpäevas.

Veehoidla AS 11/0 tuvastati isoleeritud läätsekujuliste kehadena kirdes ja lõunas. Selle paksus on 8,6 m kuni 22,8 m. Esimese maardla mõõtmed on 10,8 x 5,5 km, teise 4,7 x 4,1 km. Mõlemad maardlad on litoloogiliselt varjestatud tüüpi. Neid iseloomustab dünaamilisel tasemel nafta juurdevool 4–14 m 3 /ööpäevas. AC 10 horisondi avastasid peaaegu kõik kaevud ja see koosneb kolmest kihist AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

AS 10/2-3 põhimaardla avastati 2427-2721 m sügavuselt ja asub maardla lõunaosas. Maardla tüüp on litoloogiliselt sõelutud, mõõtmed on 31 x 11 km, kõrgus kuni 292 m. Õliga küllastunud paksused jäävad vahemikku 15,6 m kuni 0,8 m.

Põhimaardla AS10/1 avastati sügavuselt 2374-2492 m Maardla suurus on 38 x 13 km, kõrgus kuni 120 m. Lõunapiir on tõmmatud tinglikult. Õliga küllastunud paksus varieerub vahemikus 0,4–11,8 m. Veevaba õli sissevool oli 2,9 m 3 /ööpäevas dünaamilisel tasemel 1064 m 3 kuni 6,4 m 3 /päevas.

AS 10 formatsiooni lõigu lõpetab produktiivne formatsioon AS 10/0 , mille sees on tuvastatud kolm maardlat, mis paiknevad submeridiaalse löögi ahela kujul.

AC 9 horisondil on piiratud levik ja see on esitatud eraldiseisvate fastsiaalsete tsoonide kujul, mis paiknevad konstruktsiooni kirde- ja idaosas, samuti edelaosa piirkonnas.

Neokoomia produktiivseid maardlaid täiendab AC 7 kiht, millel on nafta- ja veeväljade jaotuses mosaiikmuster.

Pindalalt suurim idamaardla avastati 2291-2382 m sügavuselt, see on orienteeritud edelast kirdesse. Nafta juurdevool on 4,9-6,7 m 3 /ööpäevas dünaamilisel tasemel 1359-875 m. Õliga küllastunud paksus varieerub 0,8-67,8 m Maardla suurus on 46 x 8,5 km, kõrgus 91 m.

Kokku on põllu sees avastatud 42 maardlat. Põhimaardla AS 12/1-2 formatsioonis (1018 km 2) on suurima pindalaga, minimaalne (10 km 2) on maardla AS 10/1 formatsioonis.

Tootmispiirkonna reservuaari parameetrite koondtabel

Tabel 1.1

geoloogilise tootmisvälja õlikandev reservuaar

1.6 Iseloomustuspõhjaveekihidkompleksid

Priobskoje väli on osa Lääne-Siberi arteesia basseini hüdrodünaamilisest süsteemist. Selle eripäraks on oligotseeni-Turoni veekindlate savilademete olemasolu, mille paksus ulatub 750 m-ni, jagades meso-tsenosoikumi osa ülemiseks ja alumiseks hüdrogeoloogiliseks korruseks.

Ülemisel korrusel on ühendatud Turoni-Kvaternaari setted ja seda iseloomustab vaba veevahetus. Hüdrodünaamilises mõttes on põrand põhjaveekiht, mille põhjavesi ja kihtidevahelised veed on omavahel seotud.

Ülemise hüdrogeoloogilise staadiumi koostis sisaldab kolme põhjaveekihti:

1- Kvaternaari põhjaveekiht;

2 - Novomihhailovski maardlate põhjaveekiht;

3 - Atlymi maardlate põhjaveekiht.

Veekihtide võrdlev analüüs näitas, et Atlymsky põhjaveekihti võib pidada suure tsentraliseeritud olme- ja joogiveevarustuse peamiseks allikaks. Tegevuskulude olulise vähenemise tõttu võib siiski soovitada Novomihhailovski horisonti.

Alumist hüdrogeoloogilist staadiumit esindavad kainomaan-juura ladestused ja juura-eelse aluspõhja ülemise osa üleujutatud kivimid. Suurtel sügavustel, rasketes ja kohati peaaegu seisvates tingimustes moodustuvad termiliselt kõrge mineralisatsiooniga veed, millel on kõrge gaasiküllastus ja suurenenud mikroelementide kontsentratsioon. Alumist korrust eristab põhjaveekihtide usaldusväärne isoleerimine pinna looduslikest ja kliimateguritest. Selle sektsioonis eristatakse nelja vett kandvat kompleksi. Kõik kompleksid ja veekogud on jälgitavad märkimisväärse vahemaa tagant, kuid samal ajal täheldatakse Priobskoje väljal teise kompleksi savistumist.

Aptian-Cenomanian kompleksi põhjavett kasutatakse laialdaselt Kesk-Obi piirkonna naftareservuaaride üleujutamiseks. Vesi iseloomustab madal söövitavus, kuna neis ei ole vesiniksulfiidi ja hapnikku.

1.7 Füüsikaline ja keemilineomadusedveehoidlavedelikud

Tootmiskoosseisudes AC10, AC11 ja AC12 olevate reservuaariõlide omadustes ei ole olulisi erinevusi. Õlide füüsikaliste omaduste muutumise iseloom on tüüpiline maardlate jaoks, millel puudub juurdepääs pinnale ja mida ümbritseb marginaalne vesi. Keskmise gaasiküllastusega õli reservuaari tingimustes on küllastusrõhk 1,5-2 korda madalam kui reservuaari rõhk (kõrge ristkinnitusaste).

Eksperimentaalsed andmed õlide varieeruvuse kohta põllu tootmisrajatiste lõikes näitavad nafta kerget heterogeensust maardlates.

AC10, AC11, ja AC12 reservuaaride õlid on lähestikku, AC11 reservuaaris on kergem õli, metaani molaarfraktsioon selles on 24,56%, süsivesinike С2Н6 -С5Н12 üldsisaldus on 19,85%. Kõigi moodustiste õlidele on iseloomulik tavalise butaani ja pentaani ülekaal isomeeride ees.

Degaseeritud õlides on lahustunud kergete süsivesinike CH4 - C5H12 kogus 8,2-9,2%.

Standarderaldusega naftagaas on kõrge rasvasisaldusega (rasvasisaldus üle 50), metaani moolfraktsioon selles on 56,19 (kiht AS10) - 64,29 (kiht AS12). Etaani kogus on palju väiksem kui propaanil, C2H6 /C3H8 suhe on 0,6, mis on tüüpiline naftamaardlate gaasidele. Butaanide üldsisaldus on 8,1-9,6%, pentaanid 2,7-3,2%, rasked süsivesinikud С6Н14 + kõrgem 0,95-1,28%. Süsinikdioksiidi ja lämmastiku kogus on väike, umbes 1%.

Kõikide moodustiste degaseeritud õlid on väävlisisaldusega, parafiinsed, madala vaigusisaldusega, keskmise tihedusega.

AC10 reservuaari õli on keskmise viskoossusega, fraktsioonide sisaldusega kuni 350_C üle 55%, reservuaaride AC11 ja AC12 õlid on viskoossed, fraktsioonide sisaldusega kuni 350_C 45% kuni 54,9%.

AS10-II T1P2 formatsiooni, AS11 ja AS12-II T2P2 kihistu õlide tehnoloogiline kood.

Õlide ja gaaside individuaalsete omaduste järgi määratud parameetrite hinnang tehti kõige tõenäolisemate tingimuste kohaselt õli põllul kogumisel, ettevalmistamisel ja transportimisel.

Eraldamise tingimused on järgmised:

1 etapp - rõhk 0,785 MPa, temperatuur 10_C;

2 etapp - rõhk 0,687 MPa, temperatuur 30_C;

3 etapp - rõhk 0,491 MPa, temperatuur 40_C;

4. etapp - rõhk 0,103 MPa, temperatuur 40_C.

Poorsuse ja reservuaari läbilaskvuse keskmiste väärtuste võrdluskihid AC10-AC12 vastavalt südamikule ja logimisele

Tabel 1.2

1.8 Naftavarude hindamine

Priobskoje naftavarude hindamine viidi läbi reservuaaride osas tervikuna, ilma maardlate järgi eristamata. Kuna litoloogiliselt piiratud maardlates ei esinenud moodustisi, arvutati varud puhtalt naftavööndite jaoks.

Priobskoje maardla bilansi naftavarusid hinnati mahumeetodil.

Veehoidla mudelite arvutamise aluseks olid metsaraie tõlgendamise tulemused. Samal ajal võeti reservuaari-mittereservuaari piirväärtusteks järgmised reservuaari parameetrite hinnangud: K op 0,145, läbilaskvus 0,4 mD. Veehoidlatest ja sellest tulenevalt reservuaaride arvutamisest jäeti välja veehoidlate tsoonid, kus nende parameetrite väärtused olid standardsetest väiksemad.

Varude arvutamisel kasutati kolme peamise arvutusparameetri kaartide korrutamise meetodit: efektiivne õlitasu paksus, avatud poorsuse koefitsiendid ja õli küllastus. Efektiivne naftaga küllastunud maht arvutati eraldi varude kategooriate kaupa.

Reservide kategooriate jaotamine toimus vastavalt "Hoiuste reservide klassifikatsioonile ..." (1983). Sõltuvalt Priobskoje välja maardlate teadmiste tasemest arvutatakse neis olevad nafta ja lahustunud gaasi varud B, C 1, C 2 kategooriatesse. B-kategooria varud on tuvastatud põllu vasakpoolsel kaldal puuritud lõigul tootmisridade viimastes kaevudes. Kategooria C 1 varud tuvastati uuringukaevude abil uuritud aladel, kus saadi kaubanduslik nafta sissevool või oli olemas positiivne puuraue informatsioon. Maardlate uurimata tsoonides olevad varud liigitati kategooriasse C 2 . Kategooriate C 1 ja C 2 vaheline piir tõmmati tööruudustiku kahe astme kaugusele (500x500 m), nagu on ette nähtud "Klassifikatsioonis ...".

Varude hindamine viidi lõpule, korrutades saadud õliga küllastunud reservuaaride mahud iga kihi ja valitud kategooriate piires õli etapiviisilise eraldamise käigus degaseeritud õli tiheduse ja teisendusteguriga. Tuleb märkida, et need erinevad mõnevõrra varem aktsepteeritutest. Selle põhjuseks on esiteks litsentseeritud alast kaugel asuvate kaevude väljajätmine arvutustes ja teiseks reservuaari indekseerimise muutused üksikutes uuringukaevudes, mis on tingitud tootmismaardlate uuest korrelatsioonist.

Aktsepteeritud arvutusparameetrid ja saadud naftavarude arvutamise tulemused ja on toodud allpool.

1.8.1 Varudõli

Seisuga 01.01.98 on VGF naftavarud loetletud summas:

Taaskasutatav 613380 tuh tonni.

Taaskasutatav 63718 tuh tonni.

Taaskasutatav 677098 tuh tonni.

Naftavarud reservuaaride kaupa

Tabel 1.3

Priobskoje välja vasakpoolse kaldaosa puuritud lõigul viidi läbi JSC Yuganskneftegaz reservide arvutamise partei.

Puuritavale osale on koondunud 109438 tuhat tonni. saldo ja 31131 tuhat tonni. taaskasutatavad naftavarud nafta taaskasutamisteguriga 0,284.

Puuritud osa jaoks jaotatakse varud kihtide kaupa järgmiselt:

Kihi AC10 saldo 50%

Saadav 46%

Plast AS11 saldo 15%

Saadav 21%

Kihi AC12 saldo 35%

Taastav 33%

Vaadeldaval territooriumil on varu põhimaht koondunud kihtidesse AS10 ja AS12. See piirkond sisaldab 5,5% naftavarudest. 19,5% AC10 formatsiooni reservidest; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (vasak kallasosa)

Aktsiadõlipealtsooniärakasutamine

Tabel 1.4

*) Osale C1-kategooria territooriumist, millest toodetakse õli

2 . Kaevandamismeetodid, kasutatud seadmed

Iga tootmisüksuse AS 10 , AS 11 , AS 12 arendus viidi läbi kaevude paigutusega lineaarse kolmerealise kolmnurkse mustriga ruudustiku tihedusega 25 ha/kaev, puurides puurides kõik kaevud kuni AS-i. 12 moodustamine.

2007. aastal koostas SibNIINP "Priobskoje välja vasakkalda osa, sealhulgas lammilõigu N4 pilootarenduse tehnoloogilise skeemi lisa", milles tehti kohandusi vasakkalda osa arendamiseks. põld koos uute klastrite N140 ja 141 töödega põllu lammiosas . Vastavalt käesolevale dokumendile on kavas rakendada kolmerealine plokksüsteem (võrgutihedus - 25 ha / kaev) koos üleminekuga plokkkinnisele süsteemile hilisemas arendusjärgus.

Peamiste arengu tehniliste ja majanduslike näitajate dünaamika on toodud tabelis 2.1

2. 1 DünaamikamajornäitajadarengutPriobskySünnikoht

tabel 2.1

2. 2 Analüüsmajortehniline ja majandusliknäitajadarengut

Arengunäitajate dünaamika tabeli 2.1 alusel on näidatud joonisel fig. 2.1.

Priobskoje põldu on arendatud alates 1988. aastast. Nagu tabelist 3 näha, on 12-aastase arengu jooksul naftatootmine pidevalt kasvanud.

Kui 1988. aastal oli see 2300 tonni naftat, siis 2010. aastaks ulatus see 1485000 tonnini, vedelate toodete tootmine kasvas 2300 tonnilt 1608000 tonnile.

Seega oli 2010. aastaks kumulatiivne naftatoodang 8583,3 tuhat tonni. (tabel 3.1) .

Alates 1991. aastast on reservuaari rõhu säilitamiseks kasutusele võetud sissepritsekaevud ja alustatud vee sissepritsega. 2010. aasta lõpu seisuga oli sisestuskaevu varu 132 kaevu ning vee sissepritse suurenes 100 tuhandelt tonnilt 2362 tuhandele tonnile. aastaks 2010. Sissepritse suurenemisega suureneb nafta töötavate kaevude keskmine voolukiirus. 2010. aastaks vooluhulk suureneb, mis on seletatav süstitava vee koguse õige valikuga.

Samuti algab süstefondi kasutuselevõtu hetkest veekatkestuse kasv tootmises ning 2010. aastaks jõuab see tasemele -9,8%, esimesed 5 aastat on veekatkestus 0%.

2010. aastaks oli tootvate puurkaevude fondis 414 puurauku, millest 373 mehhaniseeritud meetodil tooteid tootvat puurauku 2010. aastaks oli kumulatiivne naftatoodang 8583,3 tuhat tonni. (tabel 2.1) .

Priobskoje põld on Lääne-Siberi üks nooremaid ja perspektiivikamaid.

2.3 Iseärasusedareng,mõjutaminepealärakasutaminekaevud

Põldu iseloomustavad madalad kaevu voolukiirused. Valdkonna arendamisel olid peamisteks probleemideks tootmiskaevude madal tootlikkus, sissepritsekaevude madal loomulik (ilma kihistute sissepuhkeveega purustamata) injektiivsus, samuti rõhu halb ümberjaotumine maardlate üle reservuaari rõhu säilitamise ajal (tingituna reservuaaride üksikute osade nõrk hüdrodünaamiline ühendus). Eraldi valdkonna arendamise probleemina tuleks välja tuua AS 12 formatsiooni ekspluateerimine. Madalate tootmismäärade tõttu tuleb paljud selle formatsiooni kaevud sulgeda, mis võib kaasa tuua märkimisväärsete naftavarude säilimise määramata ajaks. Selle probleemi lahendamise üheks suunaks AS 12 formatsioonis on meetmete rakendamine naftatootmise intensiivistamiseks.

Priobskoje põldu iseloomustab produktiivsete horisontide kompleksne struktuur nii pindalalt kui läbilõikelt. Horisontide AS 10 ja AS 11 veehoidlad on keskmise ja madala tootlikkusega ning AS 12 ebanormaalselt madala tootlikkusega.

Põllu tootlike kihtide geoloogilised ja füüsikalised omadused viitavad põllu arendamise võimatusele ilma selle produktiivseid kihte aktiivselt mõjutamata ja tootmist stimuleerivaid meetodeid kasutamata.

See kinnitab vasakpoolse kalda osa operatiivosa arendamise kogemust.

3 . Rakendatud meetodid õli taaskasutamiseks

3.1 Valikmeetodmõjupealõlitagatisraha

Naftamaardlate mõjutamise meetodi valiku määravad mitmed tegurid, millest olulisemad on maardlate geoloogilised ja füüsikalised omadused, meetodi rakendamise tehnoloogilised võimalused antud valdkonnas ning majanduslikud kriteeriumid. Eespool loetletud moodustumise stimuleerimise meetoditel on palju modifikatsioone ja need põhinevad oma põhiolemuselt tohutul hulgal kasutatavate tööainete koostistel. Seetõttu on olemasolevate stimulatsioonimeetodite analüüsimisel otstarbekas ennekõike kasutada Lääne-Siberi põldude arendamise kogemusi, aga ka teiste piirkondade põlde, mille veehoidla omadused on sarnased Priobskoje väljaga (peamiselt madal veehoidla läbilaskvus) ja moodustumine. vedelikud.

Naftatootmise intensiivistamise meetoditest kaevu põhjaaugu tsooni mõjutamise kaudu on enim kasutatud:

hüdrauliline purustamine;

happetöötlused;

füüsikalised ja keemilised töötlused erinevate reagentidega;

termofüüsikalised ja termokeemilised töötlused;

impulss-löök, vibroakustiline ja akustiline mõju.

3.2 Geoloogilised ja füüsikalised kriteeriumid erinevate stimulatsioonimeetodite rakendamiseks Priobskoje väljal

Priobskoje välja peamised geoloogilised ja füüsikalised omadused erinevate mõjumeetodite rakendatavuse hindamiseks on järgmised:

produktiivsete kihtide sügavus - 2400-2600 m,

ladestused on litoloogiliselt sõelutud, looduslik režiim on elastselt suletud,

õmbluste AS 10, AS 11 ja AS 12 paksus on vastavalt kuni 20,6, 42,6 ja 40,6 m.

reservuaari algrõhk - 23,5-25 MPa,

reservuaari temperatuur - 88-90 0 С,

reservuaari madal läbilaskvus, keskmised väärtused vastavalt põhiuuringu tulemustele - kihtide AC 10, AC 11 ja AC 12 puhul vastavalt 15,4, 25,8, 2,4 mD,

reservuaari kõrge külg- ja vertikaalne heterogeensus,

reservuaari õli tihedus - 780-800 kg / m 3,

moodustumise õli viskoossus - 1,4-1,6 mPa*s,

õli küllastusrõhk 9-11 MPa,

nafteenide seeria õli, parafiinne ja madala vaigusisaldusega.

Võrreldes esitatud andmeid teadaolevate kriteeriumidega reservuaari stimuleerimise meetodite tõhusaks kasutamiseks, võib märkida, et isegi ilma üksikasjaliku analüüsita võib ülaltoodud Priobskoje välja meetodid ülaltoodust välja jätta: termilised meetodid ja polümeeri üleujutamine (nagu meetod õli väljatõrjumiseks reservuaaridest). Termilisi meetodeid kasutatakse kõrge viskoossusega õlidega reservuaaride puhul ja sügavustel kuni 1500-1700 m. Polümeeride üleujutamist kasutatakse eelistatavalt reservuaarides, mille läbilaskvus on üle 0,1 μm 2, et tõrjuda välja õli viskoossusega 10 kuni 100 mPa * s ja temperatuuril kuni 90 0 С (kõrgemate temperatuuride jaoks kasutatakse kalleid spetsiaalseid polümeere).

3.2.1 Vee üleujutus

Kodu- ja välismaiste valdkondade arendamise kogemused näitavad, et üleujutus on üsna tõhus meetod madala läbilaskvusega veehoidlate mõjutamiseks, järgides rangelt selle rakendamise tehnoloogia jaoks vajalikke nõudeid.

Peamiste põhjuste hulgas, mis põhjustavad madala läbilaskvusega moodustiste üleujutamise tõhususe vähenemist, on järgmised:

kivimi filtreerimisomaduste halvenemine järgmistel põhjustel:

kivimi savikomponentide paisumine kokkupuutel süstitava veega,

kollektori ummistumine sissepritsevee peente mehaaniliste lisanditega,

soolade sadestumine reservuaari poorses keskkonnas sissepritse- ja moodustumisvee keemilisel koostoimel,

veehoidla katvuse vähenemine üleujutuse tõttu, mis on tingitud murdude tekkest süstekaevude ümber ja nende levimisest reservuaari sügavusse (katkestavate reservuaaride puhul on võimalik ka reservuaari katvuse mõningane suurenemine piki lõiku),

Märkimisväärne tundlikkus kivimite märguvuse olemuse suhtes süstitava aine poolt. Märkimisväärne reservuaari läbilaskvuse vähenemine parafiini sadenemise tõttu.

Kõigi nende nähtuste ilmnemine madala läbilaskvusega reservuaarides põhjustab märkimisväärsemaid tagajärgi kui suure läbilaskvusega kivimites.

Nende tegurite mõju üleujutusprotsessile kõrvaldamiseks kasutatakse sobivaid tehnoloogilisi lahendusi: optimaalsed kaevumustrid ja kaevu töötamise tehnoloogilised režiimid, vajaliku tüüpi ja koostisega vee süstimine reservuaaridesse, selle asjakohane mehaaniline, keemiline ja bioloogiline töötlemine, samuti spetsiaalsete komponentide lisamine veele.

Priobskoje põllu puhul tuleks peamise ravimeetodina pidada üleujutust.

Pindaktiivsete ainete lahuste kasutamine väljal lükati tagasi, peamiselt nende reaktiivide madala efektiivsuse tõttu madala läbilaskvusega reservuaarides.

Priobskoje väljale ja leeliseline üleujutus ei saa soovitada järgmistel põhjustel:

Peamine neist on reservuaaride valdav struktuurne ja kihiline savisisaldus. Saviagregaate esindavad kaoliniit, klorit ja hüdromika. Leelise koosmõju savimaterjaliga võib viia mitte ainult savi paisumiseni, vaid ka kivimi hävimiseni. Madala kontsentratsiooniga leeliseline lahus suurendab savide paisumistegurit 1,1-1,3 korda ja vähendab kivimi läbilaskvust 1,5-2 korda võrreldes mageveega, mis on Priobskoje välja madala läbilaskvusega reservuaaride jaoks kriitiline. Kõrge kontsentratsiooniga (savi paisumist vähendavate) lahuste kasutamine aktiveerib kivimi hävimisprotsessi. Lisaks võivad kõrge ioonivahetiga savid kahjustada vedelikku, vahetades naatriumi vesiniku vastu.

Tugevalt arenenud kihistu heterogeensus ja suur hulk vahekihte, mis põhjustab madala moodustumise katvuse leeliselahusega.

Peamine kasutamise takistus emulsioonisüsteemid mõju Priobskoje välja maardlatele on välja reservuaaride madalad filtreerimisomadused. Madala läbilaskvusega reservuaarides olevate emulsioonide poolt tekitatud filtreerimistakistus põhjustab süstimiskaevude injektsiooni järsu vähenemise ja õli taaskasutamise kiiruse vähenemise.

3.3 Meetodid põhjaaugu moodustumise tsooni mõjutamiseks tootmise stimuleerimiseks

3.3.1 Happetöötlus

Moodustiste happetöötlus viiakse läbi nii kaevu põhjaaugu tsooni reservuaari läbilaskvuse suurendamiseks kui ka taastamiseks. Enamik neist töödest viidi läbi kaevude üleviimisel süstimisele ja sellele järgnenud nende injektsioonivõime suurendamisele.

Standardne happetöötlus Priobskoje väljal seisneb 14% HCl-st ja 5% HF-st koosneva lahuse valmistamises, mille maht on 1,2-1,7 m 3 perforeeritud kihi paksuse 1 meetri kohta, ja selle pumpamist perforatsioonivahemikku. Reaktsiooniaeg on umbes 8 tundi.

Arvestades anorgaaniliste hapete mõju efektiivsust, võeti arvesse süstekaevud, kus enne töötlemist on pikaajaline (üle aasta) vee sissepritse. Näitena on tabelis 3.1 esitatud mitmete süstekaevude töötlemise tulemused.

Ravi tulemuseks on süstekaevud

Tabel 3.1

Läbiviidud töötluste analüüs näitab, et vesinikkloriid- ja fluoriidhappe koostis parandab puurkaevude lähedase tsooni läbilaskvust.Kaevude injektiivsus tõusis 1,5-lt 10-le, mõju on jälgitav 3 kuust 1 aastani.

Seega võib põllul läbiviidud happetöötluste analüüsi põhjal järeldada, et süstekaevude põhjaaugu tsoonide happetöötlusi on otstarbekas läbi viia, et taastada nende injektsioon.

3.3.2 Hüdrauliline purustamine

Hüdrauliline purustamine (HF) on üks tõhusamaid meetodeid madala läbilaskvusega reservuaaridest õlitootmise intensiivistamiseks ja naftavarude taastamise suurendamiseks. Hüdraulilist purustamist kasutatakse laialdaselt nii kodumaises kui ka välismaises õlitootmise praktikas.

Priobskoje väljal on juba kogunenud märkimisväärne hüdraulilise purustamise kogemus. Hüdraulilise purustamise väljal tehtud analüüs näitab seda tüüpi tootmisstimulatsiooni kõrget efektiivsust põllul, hoolimata hüdraulilise purustamise järgsest märkimisväärsest tootmise langusest. Hüdrauliline purustamine Priobskoje välja puhul ei ole mitte ainult tootmist intensiivistav, vaid ka õli taaskasutamise suurendamise meetod. Esiteks võimaldab hüdrauliline purustamine ühendada tühjendamata õlivarusid põllu vahelduvates reservuaarides. Teiseks võimaldab seda tüüpi stimulatsioon vastuvõetava väljatöötamise aja jooksul eraldada AS 12 madala läbilaskvusega formatsioonist täiendava koguse õli.

Hinnelisakssaagiksalateshoidminehüdrauliline purustaminepealPriobskyvaldkonnas.

Hüdraulilise purustamise meetodi kasutuselevõtt Priobskoje väljal algas 2006. aastal, kui üks enim soovitatud stimulatsioonimeetodeid nendes arengutingimustes.

Perioodil 2006 kuni jaanuar 2011 tehti põllul 263 hüdromurrutamist (61% fondist). Põhiline hüdrauliline purustamine viidi läbi 2008. aastal - 126.

2008. aasta lõpus moodustas hüdraulilisest purustamisest tulenev täiendav õlitoodang juba ligikaudu 48% kogu aasta jooksul toodetud õlist. Lisaks moodustas suurema osa lisatoodangust AS-12 veehoidla nafta - 78,8% veehoidla kogutoodangust ja 32,4% kogu toodangust. AC11 reservuaari puhul - 30,8% veehoidla kogutoodangust ja 4,6% toodangust üldiselt. AC10 reservuaari puhul - 40,5% veehoidla kogutoodangust ja 11,3% toodangust üldiselt.

Nagu näha, oli hüdraulilise purustamise peamiseks objektiks AS-12 formatsioon kui kõige madala tootlikkusega ja suuremat osa naftavarusid sisaldav kihistu põllu vasakkalda tsoonis.

2010. aasta lõpus moodustas hüdraulilisest purustamisest tulenev täiendav õlitoodang enam kui 44% kogu aasta jooksul toodetud õlist.

Õlitootmise dünaamika põllu kui terviku, aga ka hüdraulilisest purustamisest tingitud lisaõlitootmise dünaamika on toodud tabelis 3.2.

Tabel 3.2

Naftatootmise märkimisväärne kasv hüdraulilise purustamise tõttu on ilmne. Alates 2006. aastast on hüdraulilise purustamise lisatoodang moodustanud 4900 tonni, igal aastal kasvab hüdraulilise purustamise toodangu kasv. Maksimaalne kasvuväärtus on 2009 (701 000 tonni), 2010. aastaks langeb lisatoodangu väärtus 606 000 tonnini, mis on 5000 tonni madalam kui 2008. aastal.

Seega tuleks hüdraulilist purustamist pidada peamiseks viisiks nafta taaskasutamise suurendamiseks Priobskoje väljal.

3.3.3 Perforatsiooni efektiivsuse parandamine

Täiendav vahend kaevude tootlikkuse suurendamiseks on perforeerimisoperatsioonide parandamine, samuti täiendavate filtreerimiskanalite moodustamine perforatsiooni ajal.

CCD perforatsiooni saab parandada, kasutades võimsamaid perforatsioonilaenguid, et suurendada perforatsiooni sügavust, suurendada perforatsiooni tihedust ja kasutada faasimist.

Täiendavate filtreerimiskanalite loomise meetodid võivad hõlmata näiteks pragude süsteemi loomise tehnoloogiat reservuaari sekundaarsel avamisel torude perforaatoritega - reservuaari purunenud perforatsiooni süsteemi (FSPP).

Seda tehnoloogiat kasutas esmakordselt Marathon (Texas, USA) 2006. aastal. Selle olemus seisneb produktiivse moodustise perforeerimises võimsate 85,7 mm perforaatoritega, mille tihedus on umbes 20 auku meetri kohta kihistu repressiooni ajal, millele järgneb perforatsioonikanalite ja pragude kinnitamine tugiaine - boksiidi fraktsiooniga 0,42–1,19 mm.

Sarnased dokumendid

Južno-Priobskoje välja arengu hetkeseisu kirjeldus. Organisatsiooniline struktuur UBR. Õli puurimise tehnika. Kaevude ehitus, korpuse käik ja kaevu korpus. Õli ja gaasi välikogumine ja ettevalmistamine.

praktikaaruanne, lisatud 06.07.2013


Priobskoje maardla arengu ja arengu ajalugu. Õliga küllastunud veehoidlate geoloogilised omadused. Kaevude jõudluse analüüs. Hüdraulilise purustamise mõju õli kandvatele moodustistele - peamine intensiivistamise meetod.

kursusetöö, lisatud 18.05.2012


Priobskoje välja lõunaosas asuva objekti AC10 geoloogilised ja füüsikalised omadused. Kaevuvaru karakteristikud ja nende töönäitajad. Mitmekihiliste naftaväljade uurimistehnoloogia arendamine. Projekti riskitundlikkuse analüüs.

lõputöö, lisatud 25.05.2014


Üldteave Priobskoje maardla, selle geoloogiliste omaduste kohta. Tootlikud moodustised neokoomia ladestiste megakompleksis. Mahutivedelike ja gaaside omadused. Põhjaaugu tekkevööndi reostuse põhjused. Happeravi tüübid.

kursusetöö, lisatud 06.10.2014


Priobskoje naftavälja lühikirjeldus, piirkonna geoloogiline ehitus ja produktiivsete kihtide kirjeldus, nafta- ja gaasivarude hinnang. Integreeritud geofüüsikalised uuringud: välitööde läbiviimise meetodite valik ja põhjendamine.

lõputöö, lisatud 17.12.2012


Priobskoje välja geoloogiliste tingimuste suundkaevu rajamine. Puurimisvedelike kulumäärad puurimisvahemike kaupa. Puurimisvedeliku koostised. Seadmed tsirkulatsioonisüsteemis. Puurimisjäätmete kogumine ja töötlemine.

kursusetöö, lisatud 13.01.2011


Tootmiskihtide geoloogilised ja füüsikalised omadused ning üldteave varude kohta. Valdkonna arengulugu. Puurkaevu varude jõudlusnäitajate analüüs. Peamised meetodid nafta taaskasutamise suurendamiseks ja nafta jääkvarude arendamisse kaasamine.

kursusetöö, lisatud 22.01.2015


Khokhryakovskoje välja geoloogilised omadused. Ratsionaalse vedeliku tõstmise meetodi põhjendamine kaevudes, kaevupeas, puuraukude seadmetes. Põllu arenduse ja kaevuvaru seis. Põllu arendamise kontroll.

lõputöö, lisatud 03.09.2010


Gaasiväljade arendamine. Maardla geoloogilised ja tehnilised omadused. Produktiivsed kihid ja objektid. Orenburgi välja gaasi koostis. Purskkaevuliftide konstruktsioonide põhjendus. Purskkaevu torude läbimõõdu ja laskumise sügavuse valik.

kursusetöö, lisatud 14.08.2012


Teave Amangeldy maardla kohta: struktuur ja geoloogiline läbilõige, gaasisisaldus. Põllu arendussüsteem. Gaasi- ja kondensaadivarude arvutamine. Kaevude hindamine ja käitamine. Gaasi kandva välja arendamise tehnilised ja majanduslikud näitajad.

Nad on Saudi Araabias, teab isegi keskkooliõpilane. Nagu ka see, et Venemaa on märkimisväärsete naftavarudega riikide edetabelis kohe tema taga. Tootmise poolest jääme aga alla mitmele riigile korraga.

Venemaa suurimaid on peaaegu kõigis piirkondades: Kaukaasias, Uurali ja Lääne-Siberi rajoonis, põhjas, Tatarstanis. Kuid kaugeltki mitte kõik pole välja töötatud ja mõned, näiteks Tekhneftinvest, mille tegevuskohad asuvad Jamalo-Neenetsides ja naaberriikides Hantõ-Mansiiskis, on kahjumlikud.

Seetõttu avati 4. aprillil 2013 tehing Rockefeller Oil Companyga, mis on piirkonnas juba alanud.

Kuid mitte kõik Venemaa nafta- ja gaasimaardlad pole kahjumlikud. Selle tõestuseks on mitme ettevõtte edukas kaevandamine korraga Obi mõlemal kaldal asuvas Jamalo-Neenetsi rajoonis.

Priobskoje välja peetakse üheks suurimaks mitte ainult Venemaal, vaid ka kogu maailmas. See avati 1982. aastal. Selgus, et Lääne-Siberi naftavarud asuvad nii vasakul kui ka paremal kaldal Vasakul kaldal algas areng kuus aastat hiljem, 1988. aastal, paremal kaldal aga üksteist aastat hiljem.

Tänapäeval on teada, et Priobskoje väljal on rohkem kui 5 miljardit tonni kvaliteetset naftat, mis asub kuni 2,5 kilomeetri sügavusel.

Tohutud naftavarud võimaldasid rajada põllu lähedale Priobskaja gaasiturbiinelektrijaama, mis töötaks eranditult sellega seotud kütusel. See jaam ei vasta täielikult valdkonna nõuetele. Ta suudab varustada toodetud elektriga Hantõ-Mansiiski oblastit elanike vajaduste rahuldamiseks.

Täna arendavad Priobskoje valdkonda mitu ettevõtet korraga.

Mõned on kindlad, et kaevandamise ajal tuleb maa seest välja viimistletud rafineeritud õli. See on sügav pettekujutelm. Mahuti vedelik, mis väljub

Pind (toorõli) toimetatakse töökodadesse, kus see puhastatakse lisanditest ja veest, normaliseeritakse magneesiumioonide hulk ning eraldatakse seonduv gaas. See on mahukas ja ülitäpne töö. Selle rakendamiseks varustati Priobskoje väli terve laborite, töökodade ja transpordivõrkude kompleks.

Valmistoodang (nafta ja gaas) transporditakse ja kasutatakse sihtotstarbeliselt, jättes alles vaid jäätmed. Just nemad tekitavad täna valdkonnale suurima probleemi: neid on nii palju, et neid on siiani võimatu kõrvaldada.

Spetsiaalselt taaskasutamiseks loodud ettevõte töötleb täna ainult “kõige värskemaid” jäätmeid. Paisutatud savi valmistatakse mudast (nagu seda ettevõttes nimetatakse), mis on ehituses väga nõutud, kuid tekkinud paisutatud savist ehitatakse seni vaid juurdepääsuteid maardla jaoks.

Valdkonnal on ka teine ​​tähendus: see annab stabiilse ja hästitasustatud töökoha mitmele tuhandele töötajale, kelle hulgas on nii kõrgelt kvalifitseeritud spetsialiste kui ka lihttöölisi.

LÄÄNE-SIBERI PRIOBSKI VÄLJA NAFTAVARUDE TEKKE AJALOOLINE JA GENEETILINE MUDEL

T.N. Nemchenko (NK Jukos)

Priobskoje naftamaardla kuulub varude poolest ainulaadsete hulka ja võeti kasutusele 1989. aastal. Leiukoht asub Tjumeni oblastis Hantõ-Mansi autonoomses ringkonnas, Hantõ-Mansiiskist 65 km idas ja 100 km läänes. Neftejuganskist. See on osa Frolovskaja nafta- ja gaasipiirkonnast - Lääne-Siberi nafta- ja gaasiprovintsi lääneosast.

Priobskoje naftaväljal on Lääne-Siberi naftat ja gaasi kandvate komplekside süsteemis eriline koht. Priobskoje välja avastamine on viimaste aastate märkimisväärne sündmus. Kaubanduslik õlisisaldus on kindlaks tehtud Tjumeni ja Bazhenovi kihistu ülemises osas ning Neokoomia maardlates. Peamised reservid on neokoomia koosseisud AC 10-12. Hauterivi ajastu kihtidega piirdub enam kui 20 maardlat, mis asuvad 2300–2700 m sügavusel, millest enamik on klassifitseeritud suurteks. Seismostratigraafilise analüüsi järgi tehti kindlaks neokoomia produktiivsete kihtide klinoformne struktuur. Priobskoje väli on ainuke sellel alal, kus neokoomiliste kihtide klinoformset struktuuri kinnitab sügavpuurimine ().

Priobskoje välja Neokoomia maardlate tootlikkust kontrollib praktiliselt ainult üks tegur - läbilaskvate reservuaaride olemasolu lõigus. Veehoidla vee puudumine arvukate katsete ajal (kihid AC 10-12) viitab sellele, et nende pakkidega seotud õliladestused on suletud läätsekujulised kehad, mis on täielikult õliga täidetud (puuduvad õli-vee kontaktid) ja iga liivase lademe kontuurid. reservuaari määravad selle piirid. spread().

Sedimentatsiooni paleogeograafiliste tingimuste ja seismiliste uuringute andmete põhjalik analüüs võimaldas visandada Priobskoje maardlast lõunas ja põhjas asuva neokoomia klinovormide ulatusliku arenguvööndi. Sellega on seotud iseseisev nafta ja gaasi akumulatsiooni tsoon, mille nafta- ja gaasisisaldust ei määra piirkondlik struktuurne taust, vaid seda kontrollib neokoomia klinovormide (Karogdin Yu.N., 1998).

Mitmed olulised naftamaardlate tekketingimustega seotud küsimused on endiselt halvasti mõistetavad. Sellega seoses on eriti oluline ajaloolise ja geneetilise põhimõttelise mudeli loomine naftamaardlate moodustamiseks Priobskoje välja keerulistes reservuaarides.

Põlluväli kuulub suurde meridionaalselt suunduvasse nafta- ja gaasitsooni, mis on seotud monokliinse lokaalsete tõusude keerulise rühmaga Hantõ-Mansiiski lohu ja Salõmi kaare ristumisvööndis.

Priobskoe kuplikujuline tõus külgneb vahetult Suur-Salõmi maa-aladega, kus Bazhenovi kihistu toimib alushorisondina. Sellel silmapiiril eristatakse naftaväljade rühma - Salym, Põhja- ja Lääne-Salym, Ülem- ja Kesk-Šapšin, Pravdinskoje jne.

Lääne-Siberi kriidiajal jäi Hantõ-Mansiiski lohk settebasseini kõige veealusemaks osaks ja seetõttu on siinne lõik ümbritsevate aladega võrreldes savisem. Volgia ajal osutus Priobskoje maardla ala paleobasseini sügavalt vee all (kuni 500 m) aksiaalses vööndis, millel on alakompenseeritud basseinile iseloomulikud tunnused. See viis Bazhenovi kihistu OM-rikka mudakiviintervalli kuhjumiseni. Priobskoje välja piirkonnas on alates varajasest Berriaasist üldise suure taandarengu taustal toimunud piirkondlike ja tsooniliste transgressioonide ja regressioonide vaheldumine. Ida-kagu suunalt hakkasid moodustuma piki basseini paleotelge piklikud klinovormid ja stratigraafilised paketid, mis täitsid järk-järgult kogu nõo. Transgressiivsetes faasides kogunesid valdavalt savised kihid, nagu Pimskaja, Bystrinskaja, ja regressiivsetes faasides liivased aleuriitkihid (AS 7 -AS 12) (Karogdin Yu.N., 1998).

Bazhenovi kihistu on kõrge orgaanilise aine üldsisaldus ja kõrge genereerimispotentsiaal. Arvatakse, et see horisont on enamiku Lääne-Siberi basseini alamkriidiajastul avastatud naftaväljade lähtekivi. Priobskoje välja rahuliku tektoonilise ajaloo valguses näib aga oletus, et süsivesinike ulatusliku vertikaalse migratsiooni tulemusena tekivad neokoomia veehoidlates maardlad, väga problemaatiline.

Priobskoje välja Neokoomia maardlate naftamaardlate moodustamiseks ajaloolise ja geneetilise mudeli loomiseks kasutati Basin Modeling tarkvarapaketti. Kompleks võimaldab teil kiiresti ja minimaalsete geoloogiliste andmetega luua mudeli süsivesinike potentsiaali hindamiseks. Programmi andmebaasi fragmendid, mis sisaldavad teavet kaevude kohta. Priobskoje maardla nr 151 ja 254 on antud vastavalt. Mudeli andmete visualiseerimiseks kasutati setete vajumise ajaloo kõverate pilti koos muude andmetega: küpsusastmed, isotermid jne. ().

Nagu nähtub, kuuluvad neokoomia veehoidlate naftamaardlad õlikandmise põhifaasi, täpsemalt selle ülemisse ossa - põlvkonna varase faasi tsooni. Erinevalt neokoomia õlidest kuuluvad Bazhenovi formatsiooni õlid põlvkonna hilise staadiumi tsooni (). See järeldus on täielikult kooskõlas Lääne-Siberi basseinis loodud süsivesinike süsteemide vertikaalse faasi-geneetilise tsoonilisusega. Mesosoikumi maardlate osas eristatakse viit tsooni, millest igaüht iseloomustab oma süsivesinike faasiline olek, koostis, OM küpsusaste, termobaarsed tingimused jne. Neokoomia horisondid (Obi keskosa Valangiini-Hautheriiv) on osa kolmandast, valdavalt naftatsoonist - Lääne-Siberi basseini mesosoikumi kontekstis (reservuaari temperatuur 80–100 ° C) on peamine õli moodustumise ja nafta kogunemise tsoon. ), ülem- ja keskjuura maardlates tuvastatud maardlad , - neljandasse nafta- ja gaasikondensaadi tsooni, kus täheldatakse kerge õli kogunemist (Salõmski, Krasnoleninski rajoonid, tekketemperatuur 100–120 °C).

Priobskoje välja Neokoomia lademete ja Salõmskoje välja Bazhenovi kihistu õlide geokeemiliste, sealhulgas geneetiliste parameetrite (rühm, süsiniku isotoopkoostis jne) analüüs näitas, et need õlid on erinevad, kuuluvad erinevatesse. geneetilised tsoonid ().

Geokeemiliste ja termobaariliste näitajate järgi erineb Priobskoje väli:

· alamkriidi õlide märkimisväärne alaküllastumine süsivesinikgaasidega (madalad Р sat / Р pl ja GOR väärtused);

· Р pl kasvu hüpe üleminekul kriidiajastust juura ladestustele (AHFP olemasolu juura kompleksis). Seal on kaks praktiliselt eraldatud õliküllastuse taset – alamkriidi ja juura ajastu. Priobskoje välja neokoomiliste moodustiste naftamaardlate moodustumine toimus iseseisvalt ega ole seotud vertikaalse rändega Bazhenovi formatsioonist.

Priobskoje välja komplekssetes neokoomilistes veehoidlates naftamaardlate moodustumise peamine ajalooline ja geneetiline mudel on esitatud järgmiselt. Mehhanism, mis kõige tõenäolisemalt viis neokoomia reservuaaride tekkeni, on nafta külgmine (ülespoole tõus) migratsioon samaaegsetest võsalistest ladestutest klinoformide liivasematesse osadesse. Nafta ja gaas rändasid mööda tõusu üles, täites läbilaskvaid liiva-aleuriidikihte ja läätsi. Sellise idee kasuks nafta migratsioonimehhanismi kohta annavad tunnistust: domineeriv litoloogiline maardlate tüüp; moodustumise vee puudumine AC rühma silmapiiril; Bazhenovi ja Neokoomia õlide erinevus.

Tähelepanuväärne on see, et püünised täideti õliga ilmselt diferentsiaalpüüdmise põhimõttel, kui kõige enam uppunud püünised on täidetud suhteliselt kerge õliga (kiht AC 12, tihedus 0,86-0,87 g/cm 3), ülemine aga - suhteliselt raske (kiht AS 10, tihedus 0,88-0,89 g/cm 3) ja kõige ülemised püünised - veega (kiht AS 6).

Priobskoje välja naftamaardlate tekkeks ajaloolise ja geneetilise mudeli loomine on põhimõttelise tähtsusega. Priobskoje maardla vahetus läheduses asuvad seda tüüpi liivakehad Hantõ-Mansiiskis, Frolovskajas ja teistes piirkondades. Ilmselt avastatakse sarnase päritoluga naftamaardlaid ka teistes Lääne-Siberi piirkondades neokoomia leiukohtades.

Sedimentatsiooni paleogeograafiliste tingimuste ja seismiliste uuringute andmete põhjalik analüüs võimaldas visandada Priobskoje maardlast lõunas ja põhjas asuva neokoomia klinovormide ulatusliku arenguvööndi, mis ulatub Šapshinskojest ja jõest 25–50 km laiune riba. Erginskoje maardlad lõunas kuni Tumannoje ja Studenoyni põhjas ning millega iseseisev tsoon on seotud nafta ja gaasi akumulatsiooniga, kus peamisteks lähtekivimiteks on uuskoomiliste klinovormide paksud samaaegsed savikihid.

Kirjandus

1) Venemaa suurimate ja ainulaadsete nafta- ning nafta- ja gaasimaardlate geoloogia ja areng. // Lääne-Siberi nafta- ja gaasiprovints / Toim. VE. Gavour. - M. VNIIOENG, 1996. - V.2.

2) Nafta ja gaasi geoloogia Lääne-Siberis / A.E. Kontorovitš, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov ja teised - M.: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Nafta- ja gaasimaardlate paigutusmustrid ja tingimused paleosoikumi maardlates. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poterjajeva V.V. Vertikaalne tsoonilisus vedelate ja gaasiliste süsivesinike jaotuses Lääne-Siberi mesosoikumis / Tr. ZapSibVNIGNI. - Probleem. 147. -Tjumen, 1979.

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

Priobi naftaväli Lääne-Siberi nafta- ja gaasikomplekside süsteemis hõivab kindla koha. Klinoformse struktuuriga neokoomia voodeid AC10-12 peetakse naftavarude järgi peamiseks. Paleogeograafiliste settimistingimuste ja seismiliste uuringute andmete kompleksne analüüs võimaldas ära tunda Priobi väljast lõunas ja põhjas arenenud suure neokoomia klinovormide tsooni. Selle tsooniga on seotud iseseisev nafta ja gaasi akumulatsioonitsoon, mille nafta- ja gaasipotentsiaali ei reguleeri piirkondlik struktuur, vaid kontrollib uuskoomiliste klinovormide arengutsoon.

Priobi väljal asuvate neokoomiliste maardlate naftabasseinide moodustumise ajaloolis-geneetilise mudeli loomiseks kasutati programmikompleksi Basin Modeling.

Riis. üks. GEOLOOGILISE LÕIGU Fragment LATITOUSSE PRIOBIS (F.Z. Khafizovi, T.N. Oništšuki, S.F. Panovi järgi)

Maardlad: 1 - liivane, 2 - savine; 3 - bituminoossed mudakivid; 4 - ilmastikukoorik; 5 - naftamaardlad; 6 - kaevud

Riis. 2. GEOLOOGILINE OSA (Priobskoje väli)

1 - liivased-argillased ladestused; 2 - testi intervall. Muud konv. vt tähistusi joonisel fig. üks

Riis. 3. NÄITED ALGANDMETE JA NENDE TÖÖTLEMISE TULEMUSTE VISUALISEERIMISEST SLE POOLT. 151 (A) ja 245 (B)

Küpsusastmed (R 0 ,%): 1 - varajane (0,5-0,7), 2 - keskmine (0,7-1,0), 3 - hiline (1,0-1,3); 4 - genereerimise põhifaas (1,3-2,6); read: I - sukeldumise ajalugu, esialgsed (II) ja ligikaudsed (III) temperatuurid

Riis. 4. PRIOBSKOYE VÄLJA SUKKELMISAJALOO MODELLEERIMINE

Küpsusastmed (R 0 ,%): 1 - varajane (10-25), 2 - keskmine (25-65), 3 - hiline (65-90)

Priobskoje väli asub Lääne-Siberi tasandiku keskosas. Administratiivselt asub see Hantõ-Mansiiski oblastis, 65 km Hantõ-Mansiiski linnast idas ja 100 km Hantõ-Mansiiski linnast läänes. Neftejugansk.

Ajavahemikul 1978-1979. CDP MOV üksikasjalike seismiliste uuringute tulemusena tuvastati Priobskoe tõus. Sellest hetkest algab territooriumi geoloogilise struktuuri üksikasjalik uurimine: seismiliste uuringute laialdane areng koos süvauuringutega. puurimine.

Priobskoje välja avastamine toimus 1982. aastal selle tulemusena puurimine ja kaevu 151 testimine, kui saadi kaubanduslik sissevool õli voolukiirusega 14,2 m 3 /ööpäevas 4 mm drossel vahedega 2885-2977 m (Tjumeni komplekt YUS 2) ja 2463-2467 m (moodustis AS 11 1) - dünaamilisel tasemel 5,9 m 3 päevas 1023 m.

Obi struktuur Meso-Cenosoikumi platvormi katte tektoonilise kaardi järgi.

Lääne-Siberi geosünekliis asub Hantõ-Mansiiski süvendi, Ljaminski megatrough, Salõmi ja Lääne-Ljaminski tõusurühmade liitumisvööndis.

Esimest järku struktuure raskendavad teise järgu paisu- ja kuplikujulised tõusud ning eraldiseisvad lokaalsed antikliinilised struktuurid, mis on uurimis- ja uurimistöö objektiks. õli ja gaas.

Tootlikud koosseisud Priobskoje väljal on "AS" rühma koosseisud: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigraafiliselt kuuluvad need kihid Ülem-Vartovskaja sviidi kriidiajastu ladestustesse. Litoloogiliselt koosneb Ülem-Vartovskaja kihistu mudakivide sagedasest ja ebaühtlasest interkalatsioonist liivakivide ja aleuriitidega. Mudakivid on tumehallid, hallid roheka varjundiga, mudased, vilgutaolised. Liivakivid ja aleuriidid on hallid, savised, vilgulised, peeneteralised. Muda- ja liivakivide hulgas on lubjakivide vahekihte ja sideriitkonkremente.

Kivimid sisaldavad söestunud taimejäänuseid, harva halva ja mõõduka säilivusega kahepoolmelisi (inokeraame).

Produktiivsete moodustiste läbilaskvad kivimid on kirde- ja submeridiaalse löögiga. Peaaegu kõiki veehoidlaid iseloomustab efektiivsete kogupaksuste suurenemine, neto-bruto suhe, peamiselt veehoidlate arendustsoonide keskosade suunas, et tõsta veehoidla omadusi ja vastavalt sellele tugevneb idaosas klastiline materjal. (horisondi AC 12 kihtide jaoks) ja kirdesuunad (horisondi AC 11 jaoks).

Horizon AS 12 on edelast kirdesse piklik laia riba kujul olev paks liivakeha, mille keskosas on maksimaalsed efektiivsed paksused kuni 42 m (kaev 237). Sellel silmapiiril eristatakse kolme objekti: kihid AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .

Formatsiooni AC 12 3 ladestu on kujutatud kirdelöögiga liivaste läätsekujuliste kehade ahelana. Efektiivsed paksused varieeruvad vahemikus 0,4 m kuni 12,8 m, kõrgemad väärtused on seotud põhimaardlaga.

Põhimaardla AS 12 3 avastati sügavustel -2620 ja -2755 m ning on igast küljest litoloogiliselt varjestatud. Maardla mõõtmed on 34 x 7,5 km ja kõrgus 126 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 12 3. 241 avastati sügavuselt –2640–2707 m ja see piirdub Hantõ-Mansiiski kohaliku tõusuga. Veehoidlat juhivad igast küljest reservuaari asendustsoonid. Maardla suurus on 18 x 8,5 km, kõrgus - 76 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 12 3. 234 avastati 2632–2672 m sügavusel ja see kujutab liivakivist läätse Priobskaja struktuuri läänepoolses vajumises. Maardla suurus on 8,5 x 4 km ja kõrgus 40 m, tüüp on litoloogiliselt varjestatud.

Kaevu piirkonda ladestada AS 12 3. 15-C avastati 2664–2689 m sügavusel Seljarovsky konstruktsiooniribast. Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 11,5 x 5,5 km, kõrgus 28 m.

AS 12 1-2 maardla on peamine, see on valdkonna suurim. See piirdub monokliiniga, mida komplitseerivad väikese amplituudiga kohalikud tõusud (puuraugud 246, 400), mille vahel on üleminekutsoonid. Kolmest küljest piiravad seda litoloogilised ekraanid ja ainult lõunas (Vostochno-Frolovskaya piirkonna suunas) kipuvad veehoidlad arenema. Arvestades märkimisväärseid vahemaid, on maardla piir siiski tinglikult piiratud kaevust 2 km lõuna pool kulgeva joonega. 271 ja 259. Õliga küllastunud paksus varieerub laias vahemikus 0,8 m (kaev 407) kuni 40,6 m (kaev 237) lisajõed õli kuni 26 m 3 /ööpäevas 6 mm drossel (kaev 235). Maardla suurus on 45 x 25 km, kõrgus - 176 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 12 1-2. 4-KhM avastati 2659–2728 m sügavuselt ja seda seostatakse Hantõ-Mansiiski kohaliku tõusu loodenõlva liivase läätsega. Õliga küllastunud paksus varieerub 0,4-1,2 m Maardla suurus on 7,5 x 7 km, kõrgus - 71 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 12 1-2. 330 avanes 2734-2753m sügavusel Õliga küllastunud paksus varieerub 2,2-2,8 m Maardla suurus on 11 x 4,5 km, kõrgus - 9 m Tüüp - litoloogiliselt sõelutud.

AC 12 0 formatsiooni – peamise – ladestused avastati 2421-2533 m sügavusel.See on edelast kirdesse orienteeritud läätsekujuline keha. Õliga küllastunud paksused varieeruvad 0,6 (kaev 172) kuni 27 m (kaev 262). lisajõed õli kuni 48 m 3 / päevas 8 mm liitmikuga. Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 41 x 14 km, kõrgus 187 m. 331 avastati 2691–2713 m sügavuselt ja see on liivakivide lääts. õliga küllastunud selle kaevu paksus on 10 m. Mõõdud 5 x 4,2 km, kõrgus - 21 m. Deebet õli- 2,5 m 3 / päevas Hd \u003d 1932 m.

AS 11 2-4 kihistu maardla on litoloogiliselt varjestatud tüüpi, neid on kokku 8, avastatud 1-2 puurauguga. Pindalalt paiknevad ladestused 2 läätseahela kujul idaosas (kõige kõrgem) ja läänes monoklinaalse struktuuri rohkem uppuvas osas. Õliga küllastunud paksused idas suurenevad 2 või enam korda võrreldes läänekaevudega. Üldine muutuste ulatus on 0,4–11 m.

2513-2555 m sügavuselt avastati AS 11 2-4 kihistu maardla kaevu 246 piirkonnas, maardla mõõtmed on 7 x 4,6 km, kõrgus 43 m.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 247 avastati sügavuselt 2469-2490 m Maardla suurus on 5 x 4,2 km, kõrgus 21 m.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 251 avastati sügavuselt 2552-2613 m.Maardla suurus on 7 x 3,6 km, kõrgus 60 m.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 232 avastati 2532-2673m sügavuselt. Maardla suurus 11,5 x 5 km, kõrgus 140 m.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 262 avastati 2491-2501 m sügavuselt. Maardla suurus on 4,5 x 4 km, kõrgus - 10 m.

2550-2667 m sügavuselt avastati AS 11 2-4 kihistu maardla kaevu 271 piirkonnast. Tagatisraha suurus on 14 x 5 km.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 151 avastati 2464-2501 m sügavuselt. Maardla suurus on 5,1 x 3 km, kõrgus - 37 m.

Kaevu piirkonnas AS 11 2-4 kihistu maardla 293 avastati sügavuselt 2612-2652 m. Maardla suurus on 6,2 x 3,6 km, kõrgus 40 m.

AC 11 1 formatsiooni ladestused piirduvad peamiselt harjaosaga laia kirdelöögi ribana, mida kolmest küljest piiravad savitsoonid.

Põhimaardla AS 11 1 on Priobskoje maardlas suuruselt teine ​​maardla, see avastati 2421-2533 m sügavuselt. 259. Deebetid õli varieeruda 2,46 m 3 /päevas dünaamilisel tasemel 1195 m (kaev 243) kuni 118 m 3 /päevas läbi 8 mm õhuklapi (kaev 246). Õliga küllastunud paksused varieeruvad 0,4 m (kaev 172) kuni 41,6 (kaev 246). Maardla suurus on 48 x 15 km, kõrgus kuni 112 m, tüüp on litoloogiliselt sõelutud.

AC 11 0 formatsiooni hoiused. AS 11 0 formatsioonil on väga väike reservuaari arengutsoon läätsekujuliste kehade kujul, mis on piiratud hari vee all olevate osadega.

Kaevu piirkonda deposiit AS 11 0. 408 avastati sügavuselt 2432-2501 m Maardla suurus on 10,8 x 5,5 km, kõrgus 59 m, tüüp on litoloogiliselt varjestatud. Deebet õli kaevust 252 moodustas 14,2 m3/ööpäevas Hd = 1410 m korral.

Kaevu piirkonda deposiit AS 11 0. 172 avati ühe kaevuga sügavusel 2442-2446 m ja selle mõõtmed on 4,7 x 4,1 km, kõrgus - 3 m. Deebet õli ulatus 4,8 m 3 / päevas Hd \u003d 1150 m jaoks.

Kaevu piirkonda deposiit AS 11 0. 461 mõõdud 16 x 6 km. õliga küllastunud paksus varieerub 1,6-4,8 m Maardla tüüp - litoloogiliselt varjestatud. Deebet õli kaevust 461 moodustas 15,5 m 3 / päevas, Nd = 1145 m.

Kaevu piirkonda deposiit AS 11 0. 425 avas üks kaev. õliga küllastunud võimsus - 3,6 m Deebet õli oli 6,1 m 3 / päevas Hd \u003d 1260 m kohta.

AC 10 horisont avastati Priobskoje välja keskvööndis, kus see on piiratud harja lähedal asuvate vee all olevate kohtadega, aga ka ehitise edelapoolse küljega. Horisondi jagunemine kihtideks AS 10 1, AS 10 2-3 (kesk- ja idaosas) ja AS 10 2-3 (lääneosas) on teatud määral tinglik ja on määratud esinemistingimustega. , nende lademete teket, võttes arvesse kivimite litoloogilist koostist ja füüsikalist keemilist iseloomustust õlid.

Põhimaardla AS 10 2-3 avastati 2427-2721 m sügavuselt ja asub maardla lõunaosas. Deebetid õli on vahemikus 1,5 m 3 /päevas 8 mm drossel (kaev 181) kuni 10 m 3 /päevas Hd = 1633 m (kaev 421). Õliga küllastunud paksused on vahemikus 0,8 m (kaev 180) kuni 15,6 m (kaev 181). Maardla suurus on 31 x 11 km, kõrgus kuni 292 m, maardla on litoloogiliselt varjestatud.

Kaevu piirkonda ladestada AS 10 2-3. 243 avastati 2393-2433 m sügavusel Deebet õli on 8,4 m 3 /päevas Hd = 1248 m juures (kaev 237). Õliga küllastunud paksus - 4,2 - 5 m Mõõdud 8 x 3,5 km, kõrgus kuni 40 m Maardla tüüp - litoloogiliselt sõelutud.

Kaevu piirkonda ladestada AS 10 2-3. 295 avati 2500-2566 m sügavusel ja seda kontrollivad savi tekketsoonid. Õliga küllastunud paksused varieeruvad 1,6-8,4 m. 295, saadi 3,75 m 3 /ööpäevas Hd = 1100 m Maardla suurus 9,7 x 4 km, kõrgus 59 m.

Põhimaardla AS 10 1 avastati 2374-2492 m sügavuselt. 259 ja 271. Õliga küllastunud paksused varieeruvad 0,4 (kaev 237) kuni 11,8 m (kaev 265). Deebetid õli: 2,9 m 3 / päevas Hd = 1064 m (kaev 236) kuni 6,4 m 3 / päevas 2 mm õhuklapiga. Maardla suurus on 38 x 13 km, kõrgus kuni 120 m, maardla tüüp on litoloogiliselt sõelutud.

Kaevu piirkonda ladestada AS 10 1. 420 avastati sügavuselt 2480-2496 m. Maardla suurus on 4,5 x 4 km, kõrgus 16 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 10 1. 330 avastati sügavuselt 2499-2528 m. Maardla suurus on 6 x 4 km, kõrgus 29 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 10 1. 255 avastati sügavuselt 2468-2469 m. Maardla suurus on 4 x 3,2 km.

AS 10 formatsiooni lõigu lõpetab produktiivne formatsioon AS 10 0 . Mille sees tuvastati kolm maardlat, mis paiknesid submeridiaanilöögi ahela kujul.

Ladestage kaevu piirkonda AC 10 0. 242 avastati 2356–2427 m sügavusel ja on litoloogiliselt varjestatud. Deebetid õli on 4,9 - 9 m 3 / päevas Hd-1261-1312 m. Õliga küllastunud paksus 2,8 - 4 m Maardla mõõdud 15 x 4,5 km, kõrgus kuni 58 m.

Ladestage kaevu piirkonda AC 10 0. 239 avastati sügavuselt 2370-2433 m. Voolukiirused õli on 2,2 - 6,5 m 3 / päevas Hd-1244-1275 m. Õliga küllastunud paksus 1,6 -2,4 m Maardla suurus 9 x 5 km, kõrgus kuni 63 m.

Ladestage kaevu piirkonda AC 10 0. 180 paljastati 2388–2391 m sügavusel ja on litoloogiliselt varjestatud. õliga küllastunud paksus - 2,6m. lisajõgi õli ulatus Hd-1070 m juures 25,9 m 3 / päevas.

AC 10 horisondi kohal asuvat kübarat esindab saviste kivimite pakk, mis varieerub idast läände 10–60 m.

AS 9 kihistu liivased-mudased kivimid on piiratud levikuga ja esinevad faatsiakendena, kaldudes peamiselt ehitise kirde- ja idaossa, samuti edela vajumisse.

Kaevu piirkonnas AS 9 kihistu maardla. 290 avastati 2473–2548 m sügavuselt ja see piirdub maardla lääneosaga. Õliga küllastunud paksused jäävad vahemikku 3,2–7,2 m. õli on 1,2 - 4,75 m 3 / päevas Hd-ga - 1382-1184 m Maardla suurus on 16,1 x 6 km, kõrgus kuni 88 m.

Maardlast ida pool avastati kaks väikest maardlat (6 x 3 km). Õliga küllastunud paksus varieerub 0,4-6,8 m Lisajõed õli 6 ja 5,6 m 3 /ööpäevas Hd =1300-1258 m Maardlad on litoloogiliselt varjestatud.

Neokoomia produktiivseid ladestusi täiendab AC 7 kiht, mille paigutus on väga mosaiikmustriga. õli laager ja põhjaveekihid.

Pindalalt suurim idapoolne kihistu AS 7 leiukoht avastati sügavuselt 2291-2382 m. Seda kontuurivad kolmest küljest veehoidla asendusvööndid ning lõunas on selle piir tinglik ja tõmmatud mööda joont, mis kulgeb 2 km kaugusel kaevudest 271 ja 259. Maardla on orienteeritud edelast kirdesse. lisajõed õli: 4,9 - 6,7 m 3 / päevas Hd \u003d 1359-875 m. Õliga küllastunud paksus varieerub 0,8-7,8 m Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 46 x 8,5 km, kõrgus kuni 91 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 7. 290 avastati 2302-2328 m sügavuselt. Õli kandvad paksused on 1,6 - 3 m Kaevus. 290 sai 5,3 m 3 / päevas õli P = 15 MPA juures. Maardla suurus 10 x 3,6 km, kõrgus 24 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 7. 331 avastati 2316-2345 m sügavuselt ja see on kaarekujuline läätsekujuline keha. Õliga küllastunud paksused varieeruvad 3-6 m. 331 laekunud sissevool õli 1,5 m 3 /ööpäevas Hd = 1511 m Litoloogiliselt sõelutud maardla mõõtmed on 17 x 6,5 km, kõrgus - 27 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 7. 243 avastati 2254-2304 m sügavuselt. Õliga küllastunud paksus 2,2-3,6 m Mõõdud 11,5 x 2,8 km, kõrgus - 51 m. Kaevus 243 sai õli 1,84 m 3 / päevas Nd-1362 m.

Kaevu piirkonda ladestada AS 7. 259 avastati 2300 m sügavuselt, see on liivakividest lääts. õliga küllastunud paksus 5,0 m.Mõõdud 4 x 3 km.

Priobskoje väli

Veehoidlate geoloogilised ja väliomadused

Priobskoje väli

Veehoidlate naftafüüsikaline iseloomustus

Füüsikalis-keemilised omadused õli ja gaas

Tekimisvete koostis ja omadused

Priobskoje naftaväli

§1.Priobskoje naftaväli.

Priobskoe- Lääne-Siberi suurim põld asub halduslikult Hantõ-Mansiiski oblastis 65 km kaugusel Hantõ-Mansiiskist ja 200 km kaugusel Neftejuganskist. Obi jõgi jagab selle kaheks osaks – vasak- ja paremkaldaks. Vasakkalda arendamine algas 1988. aastal, paremkalda - 1999. Geoloogilised varud on hinnanguliselt 5 miljardit tonni. Tõestatud ja taastuv varu on hinnanguliselt 2,4 miljardit tonni. Avatud 1982. aastal. Maardlad 2,3-2,6 km sügavusel. Õli tihedus on 863-868 kg/m3 (õli tüüp on keskmine, kuna jääb vahemikku 851-885 kg/m 3 ), parafiinide sisaldus on mõõdukas (2,4-2,5%) ja väävlisisaldus on 1,2-1,3% (kuulub rafineerimistehasesse tarnitavasse väävlisisaldusega, klass 2 õli vastavalt standardile GOST 9965-76). 2005. aasta lõpu seisuga oli põllul 954 tootmis- ja 376 süstekaevu. Naftatootmine Priobskoje väljal oli 2007. aastal 40,2 miljonit tonni, millest Rosneft - 32,77 ja Gazprom Neft - 7,43 miljonit tonni. Nafta mikroelementide koostis on seda tüüpi tooraine oluline omadus ja kannab mitmesugust geokeemilist teavet nafta vanuse, tekketingimuste, päritolu ja rändeteede kohta ning seda kasutatakse laialdaselt naftaväljade tuvastamiseks, maardlate otsingustrateegia optimeerimiseks, eraldamiseks. ühiselt kasutatavate kaevude tootmine.

Tabel 1. Priobskaja õli mikroelementide sisalduse vahemik ja keskmine väärtus (mg/kg)

Töötavate naftapuuraukude esialgne voolukiirus on alates 35 tonnist päevas. kuni 180 t/ööpäevas. Kaevude asukoht on koondunud. Õli saastegur 0,35.

Kaevude kobar on selline paigutus, kui suudmed on samas tehnoloogilises kohas üksteise lähedal ja kaevude põhjad on veehoidla arendusvõre sõlmedes.

Praegu puuritakse enamik tootmiskaeve kobaratena. Seda seletatakse asjaoluga, et põldude kobarpuurimine võib oluliselt vähendada puurimis- ja tootmiskaevude, teede, elektriliinide ja torustike poolt hõivatud alade suurust.

See eelis on eriti oluline kaevude rajamisel ja käitamisel viljakatel maadel, looduskaitsealadel, tundras, kus maa rikutud pinnakiht taastub mitme aastakümne pärast, soistel aladel, mis raskendab ja suurendab oluliselt kulusid. puurimis- ja käitamisrajatiste ehitus- ja paigaldustööd. Padjapuurimine on vajalik ka siis, kui on vaja avada naftamaardlad tööstus- ja tsiviilrajatiste all, jõgede ja järvede põhja all, kaldast ja viaduktide tsooni all. Erilise koha hõivab kaevude kobarehitus Tjumeni, Tomski ja teiste Lääne-Siberi piirkondade territooriumil, mis võimaldas edukalt teostada nafta- ja gaasipuuraukude rajamist täitesaartele kõrvalises, soises ja asustatud piirkonnas. piirkond.

Kaevude asukoht kaevupadjas oleneb maastikutingimustest ja kavandatavatest sidevahenditest kaevualuse ja aluse vahel. Põõsad, mis ei ole alusega püsiteedega ühendatud, loetakse kohalikeks. Mõnel juhul võivad põõsad olla põhilised, kui need asuvad maanteedel. Kohalikel kaevupatjadel on need reeglina paigutatud igas suunas ventilaatorina, mis võimaldab kaevualusel olla maksimaalselt palju kaevu.

Puurimis- ja abiseadmed on monteeritud nii, et puurimisseadme ühest kaevust teise viimisel jäävad puurpumbad, vastuvõtukaevud ja osa puhastus-, keemilise töötlemise ja loputusvedeliku ettevalmistamise seadmeid paigale kuni puurimise lõpetamiseni. kõigi (või osade) kaevude rajamine sellele kaevualusele.

Kaevude arv klastris võib varieeruda 2 kuni 20-30 või rohkemgi. Veelgi enam, mida rohkem puurauke on padjas, seda suurem on põhjaaukude kõrvalekalle kaevupeadest, puuraugu pikkus suureneb, puuraugu pikkus suureneb, mis toob kaasa kaevu puurimise maksumuse. Lisaks on oht kohtuda tüvedega. Seetõttu on vaja arvutada klastris vajalik arv kaevu.

Õli tootmise süvapumpamismeetod on meetod, mille käigus tõstetakse vedelik kaevust pinnale erinevat tüüpi varraste ja vardadeta pumpamisseadmete abil.
Priobskoje väljal kasutatakse elektrilisi tsentrifugaalpumpasid - vardadeta süvakaevupumpa, mis koosneb mitmeastmelisest (50-600 astmest) tsentrifugaalpumbast, mis asub vertikaalselt ühisel võllil, elektrimootorist (dielektrikuga täidetud asünkroonne elektrimootor). õli) ja kaitse, mis kaitseb elektrimootorit vedeliku sissepääsu eest. Mootori toiteallikaks on soomustatud kaabel, mis langetatakse koos pumba torudega. Mootori võlli pöörlemissagedus on umbes 3000 pööret minutis. Pumpa juhitakse pinnal juhtjaama abil. Elektrilise tsentrifugaalpumba jõudlus varieerub vahemikus 10 kuni 1000 m3 vedelikku päevas efektiivsusega 30-50%.

Elektrilise tsentrifugaalpumba paigaldamine hõlmab maa-aluseid ja maapealseid seadmeid.
Puurauguga elektrilise tsentrifugaalpumba (ESP) paigaldamisel on kaevu pinnal ainult toitetrafoga juhtjaam ja seda iseloomustab kõrgepinge olemasolu kaevu langetatud toitekaablis koos torudega. Kõrge tootlikkusega kaevu, millel on kõrge reservuaarirõhk, käitatakse elektriliste tsentrifugaalpumpade abil.

Põld on kõrvaline, raskesti ligipääsetav, 80% territooriumist asub Obi jõe lammil ja on üleujutusperioodil üleujutatud. Väljale on iseloomulik keeruline geoloogiline ehitus - pindalalt ja läbilõikelt keeruline liivakehade struktuur, kihid on hüdrodünaamiliselt nõrgalt seotud. Tootlike koosseisude veehoidlaid iseloomustavad:

Madal läbilaskvus;

Madal sõmerus;

Suurenenud savisisaldus;

Kõrge dissektsioon.

Priobskoje põldu iseloomustab produktiivsete horisontide kompleksne struktuur nii pindalalt kui läbilõikelt. Horisontide AC10 ja AC11 reservuaarid on keskmise ja madala tootlikkusega ning AC12 reservuaarid on anomaalselt madala tootlikkusega. Põllu tootlike kihtide geoloogilised ja füüsikalised omadused viitavad põllu arendamise võimatusele ilma selle produktiivseid kihte aktiivselt mõjutamata ja tootmist stimuleerivaid meetodeid kasutamata. See kinnitab vasakpoolse kalda osa operatiivosa arendamise kogemust.

Priobskoje välja peamised geoloogilised ja füüsikalised omadused erinevate mõjumeetodite rakendatavuse hindamiseks on järgmised:

1) tootlike kihtide sügavus - 2400-2600 m,

2) ladestused on litoloogiliselt varjestatud, looduslik režiim elastne, suletud,

3) kihtide AC 10, AC 11 ja AC 12 paksus vastavalt kuni 20,6, 42,6 ja 40,6 m.

4) reservuaari algrõhk - 23,5-25 MPa,

5) tekketemperatuur - 88-90°С,

6) reservuaaride madal läbilaskvus, keskmised väärtused vastavalt tulemustele

7) moodustiste kõrge külgmine ja vertikaalne heterogeensus,

8) reservuaariõli viskoossus - 1,4-1,6 mPa*s,

9) õli küllastusrõhk 9-11 MPa,

10) nafteense seeria õli, parafiinne ja madala vaigusisaldusega.

Võrreldes esitatud andmeid teadaolevate kriteeriumidega reservuaari stimuleerimise meetodite tõhusaks kasutamiseks, võib märkida, et isegi ilma üksikasjaliku analüüsita võib ülaltoodud Priobskoje välja meetodid ülaltoodust välja jätta: termilised meetodid ja polümeeri üleujutamine (nagu meetod õli väljatõrjumiseks reservuaaridest). Termilisi meetodeid kasutatakse kõrge viskoossusega õlidega reservuaaride jaoks ja sügavustel kuni 1500-1700 m. kasutatakse kõrgemaid temperatuure, kalleid, spetsiaalseid polümeere).

Kodu- ja välismaiste valdkondade arendamise kogemused näitavad, et üleujutus on üsna tõhus meetod madala läbilaskvusega veehoidlate mõjutamiseks, järgides rangelt selle rakendamise tehnoloogia jaoks vajalikke nõudeid. Peamiste põhjuste hulgas, mis põhjustavad madala läbilaskvusega moodustiste üleujutamise tõhususe vähenemist, on järgmised:

Kivimite filtreerimisomaduste halvenemine järgmistel põhjustel:

Kivimi savikomponentide paisumine kokkupuutel süstitava veega,

kollektori ummistumine sissepritsevee peente mehaaniliste lisanditega,

Soolade sadestumine kollektori poorses keskkonnas sissepritse- ja moodustumisvee keemilisel koostoimel,

Veehoidla katvuse vähendamine üleujutuse tõttu süstekaevude ümber tekkivate pragude tõttu - purunemine ja nende levimine sügavusele

Märkimisväärne tundlikkus kivimite märguvuse olemuse suhtes süstitava aine poolt. Märkimisväärne reservuaari läbilaskvuse vähenemine parafiini sadenemise tõttu.

Kõigi nende nähtuste ilmnemine madala läbilaskvusega reservuaarides põhjustab märkimisväärsemaid tagajärgi kui suure läbilaskvusega kivimites.

Nende tegurite mõju üleujutusprotsessile kõrvaldamiseks kasutatakse sobivaid tehnoloogilisi lahendusi: optimaalsed kaevumustrid ja kaevu töötamise tehnoloogilised režiimid, vajaliku tüüpi ja koostisega vee süstimine reservuaaridesse, selle asjakohane mehaaniline, keemiline ja bioloogiline töötlemine, samuti spetsiaalsete komponentide lisamine veele.

Priobskoje põllu puhul tuleks peamise ravimeetodina pidada üleujutust.

Pindaktiivsete ainete lahuste kasutamine välitingimustes lükati tagasi peamiselt nende reaktiivide madala efektiivsuse tõttu madala läbilaskvusega reservuaarides.

Priobskoje välja puhul ei saa leeliselist üleujutust soovitada järgmistel põhjustel:

Peamine neist on reservuaaride valdav struktuurne ja kihiline savisisaldus. Saviagregaate esindavad kaoliniit, klorit ja hüdromika. Leelise koosmõju savimaterjaliga võib viia mitte ainult savi paisumiseni, vaid ka kivimi hävimiseni. Madala kontsentratsiooniga leeliseline lahus suurendab savide paisumistegurit 1,1-1,3 korda ja vähendab kivimi läbilaskvust 1,5-2 korda võrreldes mageveega, mis on Priobskoje välja madala läbilaskvusega reservuaaride jaoks kriitiline. Kõrge kontsentratsiooniga (savi paisumist vähendavate) lahuste kasutamine aktiveerib kivimi hävimisprotsessi.

Vene naftameeste lemmiktehnoloogia on hüdrauliline purustamine: vedelikku pumbatakse kaevu rõhu all kuni 650 atm. kivisse pragude moodustamiseks. Praod fikseeritakse tehisliivaga (proppant): see ei lase neil sulguda. Nende kaudu imbub õli kaevu. LLC SibNIINP andmetel suurendab hüdrauliline purustamine Lääne-Siberi väljadele nafta sissevoolu 1,8 korda 19 korda.

Geoloogilist ja tehnilist tegevust teostavad naftat tootvad ettevõtted piirduvad praegu peamiselt standardsete hüdraulilise purustamise (HF) tehnoloogiate kasutamisega, kasutades polümeeripõhist geelistatud vesilahust. Need lahused, nagu ka tapmisvedelikud, aga ka puurimisvedelikud, kahjustavad oluliselt kihistu ja murru ennast, mis vähendab oluliselt luumurdude jääkjuhtivust ja selle tulemusena õli tootmist. Tekkimine ja murdumise ummistumine on eriti oluline väljadel, kus praegune tekkerõhk on alla 80% esialgsest.

Selle probleemi lahendamiseks kasutatud tehnoloogiatest eristatakse tehnoloogiaid, mis kasutavad vedeliku ja gaasi segu:

Vahustatud (näiteks nitreeritud) vedelikud, mille gaasisisaldus on alla 52% segu kogumahust;

Vahthüdrauliline purustamine - rohkem kui 52% gaasist.

Pärast Venemaa turul saadaolevate tehnoloogiate ja nende rakendamise tulemuste ülevaatamist valisid Gazpromneft-Khantos LLC spetsialistid vahtplastist purustamise ja pakkusid Schlumbergerile piloottööd (PW). Nende tulemuste põhjal hinnati vahthüdraulilise purustamise efektiivsust Priobskoje väljal. Vahtmurrutamine, nagu ka tavaline purustamine, on suunatud kihistu murdumise tekitamisele, mille kõrge juhtivus tagab süsivesinike voolu kaevu. Vahtpurustamise käigus aga, mis on tingitud geelistunud vesilahuse osa (keskmiselt 60% mahust) asendamisest surugaasiga (lämmastik või süsinikdioksiid), suureneb oluliselt murdude läbilaskvus ja juhtivus ning tulemusena on moodustumise kahjustuste aste minimaalne. Maailmapraktikas on hüdrauliliseks purustamiseks vahuvedelike kasutamise kõrgeim efektiivsus juba täheldatud kaevudes, kus reservuaari energiast ei piisa kasutatud hüdraulilise purustamise vedeliku väljatöötamise käigus puurauku surumiseks. See kehtib nii uute kui ka olemasolevate puurkaevude kohta. Näiteks Priobskoje välja valitud kaevudes langes reservuaari rõhk 50% -ni esialgsest. Vahu purustamisel aitab vahu osana sissepritsitud surugaas kulutatud vedeliku kihist välja pigistada, mis suurendab kulutatud vedeliku mahtu ja vähendab aega

hästi areng. Priobskoje väljal töötamiseks valiti lämmastik kõige mitmekülgsemaks gaasiks:

Laialdaselt kasutatav spiraaltorudega kaevude väljatöötamisel;

Inertne;

Ühildub hüdrauliliste purustamisvedelikega.

Pärast tööde lõpetamist teostas kaevu valmimise, mis on osa "vahu" teenusest, Schlumberger. Projekti eripäraks oli piloottööde teostamine mitte ainult uues, vaid ka olemasolevas kaevuvarus, reservuaarides, kus on esimestest töökohtadest tekkinud hüdraulilised murrud, nn refraktuur. Vahusegu vedelaks faasiks valiti ristseotud polümeersüsteem. Saadud vahusegu aitab edukalt lahendada auhinna omaduste säilimise probleeme

võitlustsoon. Polümeeri kontsentratsioon süsteemis on vaid 7 kg/t proppanti, võrdluseks lähima keskkonna kaevudes - 11,8 kg/t.

Praegu võime märkida, et Priobskoje välja AC10 ja AC12 kihistu kaevudes on edukalt rakendatud hüdraulilist vahtplastist purustamist lämmastiku abil. Tähelepanu pöörati töödele olemasolevas kaevuvarus, kuna korduv hüdrauliline purustamine võimaldab kaasata uute kihtide ja vahekihtide väljatöötamisse, mida arendus varem ei mõjutanud. Vahthüdraulilise purustamise efektiivsuse analüüsimiseks võrreldi nende tulemusi naaberkaevudest saadud tulemustega, milles teostati tavalist hüdraulilist purustamist. Mahutid olid sama õliga küllastunud paksusega. Vedeliku ja õli tegelik vooluhulk puurkaevudes pärast vahthüdraulilist purustamist pumba sisselaske keskmisel rõhul 5 MPa ületas naaberkaevude vooluhulka vastavalt 20 ja 50%, kuid kaevudes oli põhjaava töörõhk enne pumpa. pärast vahthüdraulilist purustamist on keskmiselt 8,9 MPa, ümbritsevates kaevudes - 5,9 MPa. Kaevu potentsiaali ekvivalentrõhu jaoks ümberarvutamine võimaldab hinnata vahu hüdraulilise purustamise mõju.

Katsetööd vahthüdraulilise purustamisega Priobskoje välja viies kaevus näitasid meetodi efektiivsust nii olemasolevas kui ka uues kaevuvarus. Suurem pumba sisselaskerõhk kaevudes peale vahusegude kasutamist viitab suure juhtivusega murdude tekkele vahu hüdraulilise purustamise tagajärjel, mis annab puurkaevudest täiendava õlitootmise.

Praegu teostab välja põhjaosa arendust Rosneftile kuuluv LLC RN-Yuganskneftegaz ja lõunaosa Gazprom Neftile kuuluv LLC Gazpromneft-Khantos.

KhMAO kuberneri otsusega anti väljale "Aluspinnase kasutamise erikorra territoorium" staatus, mis määras naftameeste erilise suhtumise Priobskoje välja arendamisse. Varude ligipääsmatus, maardla ökosüsteemi haprus tõi kaasa uusimate keskkonnatehnoloogiate kasutamise. 60% Priobskoje välja territooriumist asub Obi jõe lammi üleujutatud osas, kaevude padjandite, surveõlitorustike ja veealuste ristmike ehitamisel kasutatakse keskkonnasõbralikke tehnoloogiaid.

Maardla territooriumil asuvad objektiobjektid:

Tõstepumbajaamad - 3

Mitmefaasiline pumbajaam Sulzer - 1

· Kobarpumbajaamad tööaine kihistu pumpamiseks - 10

Ujuvpumbajaamad - 4

Õli ettevalmistamise ja pumpamise töökojad - 2

Õlieraldusseade (USN) – 1

2001. aasta mais paigaldati Sulzeri ainulaadne mitmefaasiline pumbajaam Priobskoje välja paremkaldal asuvale padjale 201. Iga paigaldise pump on võimeline pumpama 3,5 tuhat kuupmeetrit vedelikku tunnis. Kompleksi teenindab üks operaator, kõik andmed ja parameetrid kuvatakse arvutimonitoril. Jaam on Venemaal ainus.

Hollandi pumbajaam "Rosskor" varustati Priobskoje väljal 2000. aastal. See on ette nähtud mitmefaasilise vedeliku pumpamiseks väljas ilma rakette kasutamata (et vältida sellega seotud gaasipõletust Obi jõe lammil).

Priobskoje põllu paremal kaldal asuv puurimisraie töötlemise tehas toodab silikaattellist, mida kasutatakse ehitusmaterjal teede, padjavundamentide jms ehitamiseks. Priobskoje väljal toodetud seotud gaasi kasutamise probleemi lahendamiseks ehitati Prirazlomnoje väljale Hantõ-Mansi autonoomse ringkonna esimene gaasiturbiini elektrijaam, mis varustab elektriga Priobskoje ja Prirazlomnoje väljasid.

Analoogid puuduvad üle Obi rajatud elektriülekandeliinil, mille sildeulatus on 1020 m ja spetsiaalselt Suurbritannias valmistatud traadi läbimõõt on 50 mm.

§ 2. Õli ettevalmistamine töötlemiseks

Puurkaevudest kaevandatud toornafta sisaldab seonduvaid gaase (50-100 m 3 /t), formatsioonivett (200-300 kg/t) ja vees lahustunud mineraalsooli (10-15 kg/t), mis mõjutavad negatiivselt transporti, ladustamist ja järgnev töötlemine. Seetõttu hõlmab õli ettevalmistamine töötlemiseks tingimata järgmisi toiminguid:

Seotud (õlis lahustunud) gaaside eemaldamine või õli stabiliseerimine;

Õli magestamine;

Õli dehüdratsioon (dehüdratsioon).

Õli stabiliseerimine - Obi piirkonnast pärit toornafta sisaldab märkimisväärses koguses selles lahustunud kergeid süsivesinikke. Õli transportimisel ja ladustamisel võivad need eralduda, mille tulemusena muutub õli koostis. Gaasi ja sellega koos kergete bensiinifraktsioonide kadumise vältimiseks ning õhusaaste vältimiseks tuleb need tooted enne töötlemist naftast eraldada. Sarnast protsessi nimetatakse kergete süsivesinike eraldamiseks naftast seostatud gaasi kujul stabiliseerimineõli. Nafta stabiliseerimine Priobskoje väljal toimub eraldusmeetodil otse selle tootmispiirkonnas mõõtesõlmedes.

Seotud gaas eraldatakse õlist mitmeastmelise eraldamisega gaasiseparaatorites, mille käigus vähendatakse järjestikku rõhku ja õli voolukiirust. Selle tulemusena toimub gaaside desorptsioon, millega koos eemaldatakse lenduvad vedelad süsivesinikud ja seejärel kondenseeritakse, moodustades "gaasi kondensaadi". Eraldusmeetodil stabiliseerimisel jääb õlisse kuni 2% süsivesinikke.

Soola eemaldamine ja dehüdratsioon õli- soolade ja vee eemaldamine õlist toimub õlipõldude puhastusjaamades ja otse naftatöötlemistehastes (rafineerimistehastes).

Vaatleme elektrosoolamisseadmete seadet.

Õli toitepaagist 1 koos demulgaatori ja nõrga leelise või sooda lahuse lisamisega läbib soojusvahetit 2, soojendatakse küttekehas 3 ja siseneb segistisse 4, milles õlile lisatakse vett. Saadud emulsioon läbib järjestikku elektrilised dehüdraatorid 5 ja 6, milles eraldatakse õlist põhiosa veest ja selles lahustunud sooladest, mille tulemusena väheneb nende sisaldus 8-10 korda. Magestatud õli läbib soojusvaheti 2 ja pärast jahutamist külmkapis 7 siseneb kollektorisse 8. Elektrilistes dehüdraatorites eraldatud vesi settib õliseparaatoris 9 ja suunatakse puhastamisele ning eraldatud õli lisatakse CDU-le tarnitud õli.

Õli magestamise ja dehüdratsiooni protsessid on seotud vajadusega purustada emulsioone, mis tekivad vees õliga. Samal ajal hävitatakse põldudel õlitootmise käigus tekkinud looduslikku päritolu emulsioone ning tehases hävitatakse õli korduval veega pesemisel soolade eemaldamiseks saadud kunstlikud emulsioonid. Pärast töötlemist vähendatakse vee ja metallkloriidide sisaldust õlis esimesel etapil vastavalt 0,5-1,0% ja 100-1800 mg/l ning teises etapis 0,05-0,1% ja 3-5 mg/l. vastavalt l.

Emulsioonide purustamise protsessi kiirendamiseks on vaja õli allutada muudele mõjumeetmetele, mille eesmärk on veepiiskade jämendamine, tiheduse erinevuse suurendamine ja õli viskoossuse vähendamine.

Obi õlis kasutatakse aine (demulgaatori) lisamist õlisse, tänu millele hõlbustatakse emulsiooni eraldamist.

Ja õli magestamise jaoks pestakse õli värske mageveega, mis mitte ainult ei pese välja sooli, vaid avaldab emulsioonile ka hüdromehaanilist toimet.

§ 3. Priobskoje naftavälja esmane rafineerimine

Õli on segu tuhandetest erinevatest ainetest. Õlide täielik koostis ka tänapäeval, mil on olemas kõige keerukamad analüüsi- ja kontrollivahendid: kromatograafia, tuumamagnetresonants, elektronmikroskoobid – kaugeltki kõik need ained pole täielikult kindlaks määratud. Kuid hoolimata asjaolust, et õli koostis sisaldab peaaegu kõiki tabeli keemilisi elemente D.I. Mendelejevi sõnul on selle alus endiselt orgaaniline ja koosneb erinevate rühmade süsivesinike segust, mis erinevad üksteisest oma keemiliste ja füüsikaliste omaduste poolest. Olenemata keerukusest ja koostisest algab õli rafineerimine esmase destilleerimisega. Tavaliselt toimub destilleerimine kahes etapis - väikese atmosfäärilähedase ülerõhuga ja vaakumis, kasutades tooraine soojendamiseks toruahjusid. Seetõttu nimetatakse esmase õlirafineerimise rajatisi AVT-ks - atmosfäärivaakumtorudeks.

Priobskoje välja õlidel on potentsiaalselt kõrge õlifraktsioonide sisaldus, seetõttu toimub esmane nafta rafineerimine vastavalt kütte-õli tasakaalule ja see toimub kolmes etapis:

Atmosfääri destilleerimine kütusefraktsioonide ja kütteõli saamiseks

Kütteõli vaakumdestilleerimine kitsa õlifraktsiooni ja tõrva saamiseks

Kütteõli ja tõrva segu vaakumdestilleerimine, et saada laia õlifraktsiooni ja bituumeni tootmiseks kasutatavat rasket jääki.

Priobskaja õli destilleerimine toimub atmosfääri torukujulistes üksustes vastavalt skeemile ühe aurustamisega, s.o. ühe kompleksse destilleerimiskolonniga, millel on külgmised eemaldamise sektsioonid - see on energeetiliselt kõige soodsam, kuna Priobskaja õli vastab sellise paigalduse kasutamisel täielikult nõuetele: suhteliselt madal bensiinisisaldus (12-15%) ja fraktsioonide saagis kuni 350 0 С ei ületa 45%.

Soojusvahetis 2 kuumade vooludega kuumutatud toornafta suunatakse elektrikuivatisse 3. Sealt pumbatakse soolavaba õli läbi soojusvaheti 4 ahju 5 ja seejärel destilleerimiskolonni 6, kus see aurustatakse üks kord ja eraldatakse vajalikuks osaks. fraktsioonid. Soolavaba õli puhul ei ole paigaldusskeemides elektrilist dehüdraatorit.

Kuna õlis on kõrge lahustunud gaasi ja madala keemistemperatuuriga fraktsioonide sisaldus, on selle töötlemine sellise ühekordse aurustamise skeemi järgi ilma eelneva aurustamiseta keeruline, kuna toitepumbas ja kõigis vooluringis ülesvoolu asuvates seadmetes tekib suurenenud rõhk. ahju. Lisaks suurendab see ahju ja destilleerimiskolonni koormust.

Kütteõli vaakumdestilleerimise põhieesmärk on saada laia fraktsiooni (350 - 550 0С ja rohkem) - toorainet katalüütiliste protsesside jaoks ning destillaate õlide ja parafiinide tootmiseks.

Kütteõli pumbatakse pumba abil läbi soojusvahetite süsteemi torukujulisse ahju, kus see kuumutatakse temperatuurini 350°-375°, ja siseneb destilleerimise vaakumkolonni. Vaakum kolonnis luuakse aurujoa ejektorite abil (jääkrõhk 40-50 mm). Veeaur juhitakse kolonni põhja. Õlidestillaadid võetakse kolonni erinevatelt plaatidelt, läbivad soojusvahetid ja jahutid. Kolonni põhjast tühjendatakse ülejäänud osa - tõrv.

Õlist eraldatud õlifraktsioonid puhastatakse selektiivlahustega – fenooli või furfuraaliga, et eemaldada osa vaiguseid aineid, seejärel vahatatakse, kasutades metüületüülketooni või atsetooni ja tolueeni segu, et alandada õli hangumistemperatuuri. Õlifraktsioonide töötlemine lõpetatakse järeltöötlusega pleegitussavidega. Hiljutised naftatehnoloogiad kasutavad savi asemel hüdrotöötlusprotsesse.

Ob-õli atmosfäärirõhul destilleerimise materjalide tasakaal:

§4.Katalüütiline krakkimine

Katalüütiline krakkimine on kõige olulisem nafta rafineerimisprotsess, mis mõjutab oluliselt rafineerimistehase kui terviku efektiivsust. Protsessi olemus seisneb tooraine (vaakumgaasiõli) koostises olevate süsivesinike lagunemises temperatuuri mõjul tseoliiti sisaldava aluminosilikaatkatalüsaatori juuresolekul. KK-seadme sihttooteks on bensiini kõrge oktaanarvuga komponent oktaaniarvuga 90 punkti või rohkem, selle saagis on 50–65%, olenevalt kasutatud toorainest, tehnoloogiast ja kasutatavast režiimist. Kõrge oktaanarv on tingitud sellest, et katalüütiline krakkimine põhjustab ka isomerisatsiooni. Protsessi käigus saadakse propüleeni ja butüleene sisaldavad gaasid, mida kasutatakse toorainena naftakeemiatööstuses ja kõrge oktaanarvuga bensiinikomponentide tootmiseks, kerge gaasiõli (diisli- ja küttekütuste komponent) ning raske gaasiõli (tooraine tootmiseks) tahmast või kütteõlide komponendist.
Kaasaegsete tehaste keskmine võimsus on 1,5-2,5 miljonit tonni, samas on maailma juhtivate ettevõtete tehaste juures 4,0 miljoni tonnise võimsusega tehaseid.
Jaama põhiosa on reaktor-regeneraatori plokk. Seade sisaldab ahju tooraine soojendamiseks, reaktorit, milles krakkimisreaktsioonid toimuvad vahetult, ja katalüsaatori regeneraatorit. Regeneraatori eesmärk on põletada ära krakkimisel tekkinud ja katalüsaatori pinnale sadestunud koks. Reaktor, regeneraator ja lähteaine sisendseade on ühendatud torujuhtmetega, mille kaudu katalüsaator ringleb.
Venemaa rafineerimistehaste katalüütilise krakkimise võimsusest praegu ilmselgelt ei piisa ning just uute agregaatide kasutuselevõtuga lahendatakse probleem prognoositava bensiinipuudusega.

§ 4. Katalüütiline reformimine

Bensiinitootmise arendamine on seotud sooviga parandada põhilist tegutsev vara kütus - bensiini löögikindlus, mida hinnatakse oktaanarvu järgi.

Reformimist kasutatakse mootoribensiinide, aromaatsete süsivesinike ja vesinikku sisaldava gaasi kõrge oktaanarvuga baaskomponendi üheaegseks saamiseks.

Priobskoi õli puhul toimub reformimine fraktsioonil, mis keeb ära vahemikus 85-180 0 C ja keemistemperatuuri lõpu tõus soodustab koksi moodustumist ja on seetõttu ebasoovitav.

Reformimise lähteaine valmistamine - rektifikatsioon fraktsioonideks eraldamiseks, hüdrotöötlus protsessi katalüsaatoreid mürgitavate lisandite (lämmastik, väävel jne) eemaldamiseks.

Reformimisprotsessis kasutatakse plaatina katalüsaatoreid. Plaatina kõrge hind määras ette selle madala sisalduse tööstuslikes reformimiskatalüsaatorites ja sellest tulenevalt ka vajaduse selle tõhusaks kasutamiseks. Seda soodustab alumiiniumoksiidi kasutamine kandjana, mis on ammu tuntud kui parim aromatiseerimiskatalüsaatorite kandja.

Oluline oli muuta alumiiniumoksiid-plaatina katalüsaator bifunktsionaalseks reformimiskatalüsaatoriks, millel toimuks kogu reaktsioonide kompleks. Selleks oli vaja anda kandjale vajalikud happelised omadused, mis saavutati alumiiniumoksiidi töötlemisel klooriga.

Klooritud katalüsaatori eeliseks on võimalus reguleerida katalüsaatorite kloorisisaldust ja seega ka nende happesust vahetult töötingimustes.

Olemasolevate reformijate üleminekuga polümetallkatalüsaatoritele jõudlusnäitajad tõusid, kuna. nende maksumus on madalam, nende kõrge stabiilsus võimaldab teostada protsessi madalamal rõhul, kartmata koksimist. Polümetallkatalüsaatoritel reformimisel ei tohi järgmiste elementide sisaldus lähteaines ületada 1 mg/kg väävlit, 1,5 mg/kg niklit ja 3 mg/kg vett. Nikli osas ei sobi Priobskaja õli polümetallkatalüsaatoriteks, seetõttu kasutatakse reformimisel alumiinium-plaatina katalüsaatoreid.

Reformifraktsiooni tüüpiline materjalibilanss on 85-180 °C rõhul 3 MPa.

Bibliograafiline loetelu

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Õli esmane rafineerimine (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Venemaa suurimate nafta- ja nafta- ja gaasimaardlate geoloogia ja areng, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – Priobye kohta Vikipeedias

4. http://minenergo.gov.ru – Vene Föderatsiooni energeetikaministeerium

5. Bannov P.G., Nafta rafineerimise protsessid, TsNIITEneftekhim, M.: 2001

6. Boyko E.V., Nafta ja kütuste keemia, UlGTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html – Rosneft, ettevõtte bülletään