Severo obskoe polje. Geologija polja Priobskoye (Priobka)

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

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

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

Uvod

1 Geološke karakteristike polja Priobskoye

1.1 Opći podaci o depozitu

1.2 Litostratigrafski presjek

1.3 Tektonska struktura

1.4 Sadržaj ulja

1.5 Obilježja proizvodnih formacija

1.6 Karakteristike vodonosnika

1.7 Fizikalno-kemijska svojstva formacijskih fluida

1.8 Procjena rezervi nafte

1.8.1 Rezerve nafte

2. Glavni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja polja Priobskoye

2.1 Dinamika glavnih pokazatelja razvoja polja Priobskoye

2.2. Analiza glavnih tehničko-ekonomskih pokazatelja razvoja

2.3 Značajke razvoja koje utječu na rad bušotine

3. Primijenjene metode pojačanog povrata nafte

3.1 Izbor metode utjecaja na ležište nafte

3.2 Geološki i fizički kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

3.2.1 Poplavljivanje

3.3 Metode utjecaja na zonu dna bušotine za poticanje proizvodnje nafte

3.3.1 Tretmani kiselinom

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Zaključak

Uvod

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

Stanje resursne baze naftnog i plinskog kompleksa danas je najakutniji problem. Naftni resursi se postupno iscrpljuju, veliki broj polja je u završnoj fazi razvoja i ima veliki postotak zatopljenosti, stoga je najhitniji i primarni zadatak traženje i puštanje u rad mladih i perspektivnih polja, od kojih je jedno je Priobskoe polje (u smislu rezervi jedno je od najvećih ležišta u Rusiji).

Bilansne rezerve nafte, odobrene od strane Odbora za državne rezerve, u kategoriji C1 iznose 1.827,8 milijuna tona, nadoknadive 565,0 milijuna tona. s faktorom povrata nafte od 0,309, uzimajući u obzir rezerve u tampon zoni ispod poplavnih ravnica rijeka Ob i Boljšoj Salym.

Bilansne rezerve nafte kategorije C 2 su 524073 tisuće tona, nadoknadive - 48970 tisuća tona s faktorom iskorištenja nafte 0,093.

Polje Priobskoye ima niz karakterističnih značajki:

velika, višeslojna, jedinstvena po rezervama nafte;

teško pristupačan, karakteriziran značajnom močvarnošću, u proljetno-ljetnom razdoblju, većina teritorija je poplavljena poplavnim vodama;

rijeka Ob teče kroz teritorij ležišta, dijeleći ga na desnoobalni i lijevoobalni dio.

Polje karakterizira složena struktura proizvodnih horizonata. Formacije AC10, AC11, AC12 su od industrijskog interesa. Kolektori horizonta AS10 i AS11 klasificiraju se kao srednje i niskoproduktivni, a AS12 su abnormalno nisko produktivni. Kao zaseban razvojni problem treba izdvojiti djelovanje formacije AS12, jer , ležište AC12 je i po rezervama najznačajnije od svih ležišta. Ova karakteristika ukazuje na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve.

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

1 . Geološka karakteristikaPriobskyMjesto rođenja

1.1 Opći podaci o depozitu

Naftno polje Priobskoye administrativno se nalazi u Hanti-Mansijskom okrugu Hanti-Mansijskog autonomnog okruga Tjumenske regije.

Radno područje se nalazi 65 km istočno od grada Khanty-Mansiysk, 100 km zapadno od grada Nefteyuganska. Trenutno je ovo područje jedno od najbrže rastućih ekonomskih područja u Autonomnom okrugu, što je postalo moguće zbog povećanja obujam geoloških istraživanja i proizvodnje nafte ...

Najveća razvijena obližnja polja: Salymskoye, koje se nalazi 20 km istočno, Prirazlomnoye, koje se nalazi u neposrednoj blizini, Pravdinskoye - 57 km na jugoistok.

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

Područje Priobskaya u svom sjevernom dijelu nalazi se unutar poplavne ravnice Ob - mlade aluvijalne ravnice s akumulacijom kvartarnih naslaga relativno velike debljine. Apsolutne kote reljefa iznose 30-55 m. Južni dio područja teži ravnoj aluvijalnoj ravni u razini druge nadplavne terase sa slabo izraženim oblicima riječne erozije i akumulacije. Ovdje su apsolutne ocjene 46-60 m.

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

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

Razmatrano područje karakteriziraju podzolasta glinena tla na relativno povišenim područjima te tresetno-podzolisto-muljna i tresetna tla u močvarnim područjima područja. U granicama ravnice aluvijalna tla riječnih terasa su uglavnom pjeskovita, mjestimično glinasta. Flora je raznolika. Prevladava crnogorična i mješovita šuma.

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

Na susjednim područjima (na polju Priobskoye, smrznute stijene nisu proučavane), permafrost se javlja na dubinama od 140-180 m (Lyantorskoye polje). Debljina permafrosta je 15-40 m, rijetko više. Zamrznuti su češće niži, glinovitiji, dio Novomihailovske i neznatan dio formacija Atlyma.

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

1.2 Litostratigrafskirez

Geološki dio Priobskog polja sastoji se od debelog sloja (više od 3000 m) terigenih sedimenata sedimentnog pokrivača mezo-kenozojske starosti, koji se javljaju na stijenama predjurskog kompleksa, predstavljenog korom za vremenske utjecaje.

Predjurski obrazovanje (Pz)

U presjeku predjurskih slojeva izdvajaju se dvije strukturne razine. Donju, ograničenu na konsolidiranu koru, predstavljaju visoko dislocirani grafit-porfiriti, šljunaci i metamorfizirani vapnenci. Gornji kat, identificiran kao međukompleks, sastavljen je od manje dislociranih efuzivno-sedimentnih naslaga permsko-trijaskog doba debljine do 650 m.

Jurski sustav (J)

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

Uključuje formacije Tyumen (J1 + 2), Abalak i Bazhenov (J3).

Depoziti Tyumen Formacije leže u podnožju sedimentnog pokrova na stijenama kore trošenja s kutnim i stratigrafskim neusklađenostima i predstavljene su kompleksom terigenih stijena glineno-pjeskovito-alevritnog sastava.

Debljina naslaga Tjumenske formacije varira od 40 do 450 m. U granicama ležišta otvoreni su na dubinama od 2806-2973m. Naslage Tjumenske formacije dosljedno se preklapaju s gornjojurskim naslagama formacija Abalak i Bazhenov. Abalakskaya Formacija je sastavljena od tamno sivih do crnih, razgranatih, glaukonitnih muljnjaka s međuslojevima aleveta u gornjem dijelu presjeka. Debljina svite kreće se od 17 do 32 m.

Depoziti Bazhenov Formacije su predstavljene tamno sivim, gotovo crnim, bitumenskim muljevitima s međuslojevima blago muljevitih muljevina i organsko-glinasto-karbonatnih stijena. Formacija je debljine 26-38 m.

Sustav krede (K)

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

Formacije Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya i Hanty-Mansiysk razlikuju se u donjem dijelu odozdo prema gore, au gornjem dijelu formacije Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya i Gankinskaya.

Donji dio ahskoy Formacija (K1g) je uglavnom predstavljena muljnjacima s podređenim tankim slojevima aleveta i pješčenjaka, spojenih u Achimovsku sekvencu.

U gornjem dijelu formacije Akh nalazi se zreli član fino elutriranih, tamnosive, približavajućih se sivim pimskim glinama.

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

Rez Čerkašina Formacija (K1g-br) je predstavljena ritmičnom izmjenom sivih glina, aleveta i muljevitih pješčenjaka. Potonji su u granicama polja, kao i pješčenici, industrijski naftonosni i raspoređeni su u slojevima AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Debljina formacije varira od 290 do 600 m.

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

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

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

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

Uvat Formacija (K2s) je predstavljena neravnomjernim ponovnim otapanjem pijeska, aleveta, pješčenjaka. Formaciju karakterizira prisutnost ugljenisanih i željeznih biljnih ostataka, karbonatnog detritusa i jantara. Debljina svite je 283-301 m.

Bertsovskaya Svita (K2k-st-km) je podijeljena u dvije podformacije. Donji, koji se sastoji od sivih montmorelonitnih glina, s međuslojevima nalik na opoka, debljine od 45 do 94 m, a gornji, predstavljen sivim, tamno sivim, silikatnim, pjeskovitim glinama, debljine 87-133 m.

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

Paleogenski sustav (P2)

Paleogenski sustav uključuje stijene formacija Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya i Turtasskaya. Prva tri predstavljaju morski sedimenti, ostali su kontinentalni.

Talitskaya Formacija je sastavljena od sloja tamnosive gline, u područjima muljevitih. Ima peritiziranih biljnih ostataka i riblje ljuske. Debljina apartmana je 125-146 m.

Lyulinvorskaya formacija je predstavljena žućkastozelenim glinama, u donjem dijelu presjeka često su opokoidne s međuslojevima opoka. Debljina svite je 200-363 m.

Tavdinskaya formacija koja zaokružuje dio morskog paleogena izgrađena je od sivih, plavičasto-sivih glina s međuslojevima alevrita. Debljina apartmana je 160-180 m.

Atlymskaya Formacija je sastavljena od kontinentalnih aluvijalno-morskih sedimenata, koji se sastoje od sivog do bijelog pijeska, pretežno kvarca sa međuslojevima smeđeg ugljena, gline i aleveta. Debljina apartmana je 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formacija - predstavljena je neravnomjernim prožimanjem pijeska, sivog, sitnozrnog, kvarc-feldspata sa sivim i smeđe-sivim glinama i alevritom s međuslojevima pijeska i mrkog ugljena. Debljina apartmana ne prelazi 80 m.

Turtasskaya Formacija se sastoji od zelenkastosive gline i alevrita, tankoslojnih s međuslojevima dijatomita i kvarc-glaukonitnih pijeska. Debljina apartmana je 40-70 m.

kvartarni sustav (Q)

Prisutan je posvuda i u donjem dijelu je zastupljen naizmjeničnim pijeskom, glinom, ilovačom i pješčanom ilovačom, u gornjem dijelu - močvarnim i jezerskim facijama - muljevima, ilovačama i pjeskovitima. Ukupna debljina je 70-100 m.

1.3 Tektonskistruktura

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

Uz reflektivni horizont "A" proučavan je suvremeni strukturni plan temelja predjure. Svi strukturni elementi prikazani su na strukturnoj karti duž reflektirajućeg horizonta "A". U jugozapadnom dijelu regije - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye uzvišenja. U sjeverozapadnom dijelu - East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, komplicirajući istočnu padinu zone West Lempinskaya uzdizanja. U središnjem dijelu nalazi se Zapadno-Sahalinsko korito, istočno od njegovih Gorškovsko i Sahalinsko uzdizanje, komplicirajući Srednje-Ljaminski otok i Sahalinski strukturni pramac, respektivno.

Izdizanje u obliku kupole Priobskoye, izdizanje niske amplitude West Priobskoye, strukture Zapadnog Sahalina, Novoobskaya prate se duž reflektirajućeg horizonta "DB", ograničenog na vrh člana Bystrinskaya. Hanty-Maniysk uzdizanje ocrtava se na zapadu trga. Sjeverno od Priobskog uzvišenja ističe se lokalno uzdizanje Svetloje. U južnom dijelu polja u predjelu bunara. 291, uvjetno se izdvaja Bezimeno uzdizanje. Uzdignuta zona East Seliyarovskaya u području istraživanja ocrtana je otvorenim seizmičkim izogipsom - 2280 m. Izometrijska struktura niske amplitude može se pratiti u blizini bušotine 606. Područje Seliyarovskaya prekriveno je rijetkom mrežom seizmičkih profila, na temelju kojih se može predvidjeti pozitivna struktura. Selijarovsko izdizanje potvrđuje strukturni plan za reflektirajući horizont "B". Zbog slabog poznavanja zapadnog dijela područja, seizmičkih istraživanja, sjeverno od strukture Seliyarovskaya, uvjetno se izdvaja kupolasto neimenovano izdizanje.

1.4 Sadržaj ulja

U polju Priobskoye, uljno podnožje pokriva značajne naslage debelog sedimentnog pokrova od srednje jure do aptanskog doba i iznosi više od 2,5 km.

Nekomercijalni priljevi nafte i jezgre sa znakovima ugljikovodika dobiveni su iz ležišta Tjumenske (Yu 1 i Yu 2) i Baženovske (Yu 0) formacije. Zbog ograničenog broja raspoloživih geoloških i geofizičkih materijala, struktura ležišta do danas nije dovoljno potkrijepljena.

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

U sklopu produktivnih neokomskih sedimenata identificirano je 9 proračunskih objekata: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Naslage formacija AS 7, AS 9 nisu od industrijskog interesa.

Geološki profil prikazan je na slici 1.1.

1.5 Značajkaproduktivanslojeva

Glavne rezerve nafte u polju Priobskoye koncentrirane su u sedimentima neokomskog doba. Značajka geološke strukture naslaga povezanih s neokomskim stijenama je da imaju megaslojnu strukturu, zbog nastajanja u uvjetima bočnog punjenja dovoljno dubokog morskog bazena (300-400 m) zbog uklanjanja klastičnih slojeva. terigenski materijal s istoka i jugoistoka. Formiranje neokomskog megakompleksa sedimentnih stijena odvijalo se u cijelom nizu paleogeografskih uvjeta: kontinentalna sedimentacija, obalno-morska, šelfska i vrlo spora sedimentacija na otvorenom dubokom moru.

Kako se krećemo od istoka prema zapadu, dolazi do nagiba (u odnosu na formaciju Bazhenov, koja je regionalna mjerilo) kako ostarjelih glinenih članova (zonsko mjerilo) tako i pješčano-alevritnih stijena koje se nalaze između njih.

Prema određenjima stručnjaka ZapSibNIGNI o fauni i peludi spora uzorkovanim iz gline u intervalu pojavljivanja pripadnika Pimskaya, pokazalo se da je starost ovih naslaga hauterivijanska. Svi slojevi koji se nalaze iznad člana Pimskaya. Oni su indeksirani kao AS grupa, stoga su na polju Priobskoye slojevi BS 1-5 ponovno indeksirani na AS 7-12.

Prilikom izračuna rezervi identificirano je 11 produktivnih formacija kao dio megakompleksa produktivnih neokomskih naslaga: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Jedinica rezervoara AS 12 leži u podnožju megakompleksa i najdublji je dio u smislu formacije. Sastav obuhvaća tri sloja AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, koji su na većem dijelu površine odvojeni relativno zrelim glinama, čija se debljina kreće od 4 do 10 m.

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

Glavno ležište AS12 / 3 otkriveno je na dubinama od 2620-2755 m i litološki je prosijano sa svih strana. Po površini zauzima središnji terasasti, najizdignutiji dio strukturnog nosa i orijentiran je od jugozapada prema sjeveroistoku. Debljine zasićene uljem variraju od 12,8m do 1,4m. Protoci nafte kreću se od 1,02 m 3 / dan, Nd = 1239 m do 7,5 m3 / dan s Nd = 1327 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 25,5 km x 7,5 km, a visina 126 m.

Ležište AS 12/3 otkriveno je na dubini od 2640-2707 m i ograničeno je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansijsk i zonu njegovog istočnog poniranja. Spremnik se kontrolira sa svih strana pomoću zona zamjene rezervoara. Protoci ulja su mali i iznose 0,4-8,5 m 3 / dan na različitim dinamičkim razinama. Najviša kota u nadsvođenom dijelu je fiksirana na -2640 m, a najniža na (-2716 m). Dimenzije ležišta su 18 puta 8,5 km, visina je 76 m. Tip je litološki prosijan.

Glavni rezervoar AC12 / 1-2 najveći je na terenu. Iskopan je na dubini od 2536-2728 m. Ograničen je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdizanjima male amplitude sa zonama prijelaza između njih. S tri strane struktura je ograničena litološkim zaslonima i samo na jugu (do područje Vostochno-Frolovskaya) imaju li akumulacije tendenciju razvoja. Debljine zasićene naftom variraju u širokom rasponu od 0,8 do 40,6 m, dok zona maksimalnih debljina (više od 12 m) pokriva središnji dio ležišta, kao i istočni. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 45 km x 25 km, visina je 176 m.

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

Akumulacija AS 12/0 ima manju razvojnu zonu. Glavno ležište AC 12/0 je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Njegove dimenzije su 41 puta 14 km, visina je 187 m. Brzine protoka ulja variraju od prvih jedinica m 3 / dan na dinamičkim razinama do 48 m 3 / dan.

Pokrov horizonta AS 12 tvori debeo (do 60 m) sloj glinovitih stijena.

Iznad sekcije nalazi se AS 11 platni sloj, koji uključuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posljednja tri povezana su u jedan objekt za brojanje, koji ima vrlo složenu strukturu i po presjeku i po površini. U zonama razvoja akumulacije, koje gravitiraju bliskim dijelovima, uočava se najznačajnija debljina horizonta s tendencijom povećanja prema sjeveroistoku (do 78,6 m). Na jugoistoku ovaj horizont je predstavljen samo slojem AS 11/2, u središnjem dijelu - slojem AS 11/3, na sjeveru - slojem AS 11 / 2-4.

Glavno ležište AC11 / 1 drugo je po veličini unutar polja Priobskoye. Sloj AS11 / 1 razvijen je u vodećim dijelovima nabujalog izdizanja submeridionalnog strijeljanja, što komplicira monoklinalu. S tri strane ležište je ograničeno glinenim zonama, a na jugu granica je povučena uvjetno. Veličina glavnog rezervoara je 48 x 15 km, visina je 112 m. Stope proizvodnje nafte variraju od 2,46 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1195 m do 11,8 m 3 / dan.

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

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

Glavno ležište AC10 / 1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Dimenzije ležišta su 38 puta 13 km, visina do 120 m. Južna granica je povučena uvjetno. Debljine zasićene naftom variraju od 0,4 do 11,8 m. Dotoci bezvodne nafte kretali su se od 2,9 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1064 m do 6,4 m 3 / dan.

Presjek jedinice AS 10 upotpunjuje produktivni sloj AS 10/0, unutar kojeg su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijalnog prostiranja.

Horizont AC 9 ima ograničenu rasprostranjenost i predstavljen je u obliku zasebnih fascijalnih zona smještenih u sjeveroistočnom i istočnom dijelu strukture, kao iu području jugozapadnog poniranja.

Neokomske produktivne sedimente upotpunjuje sloj AS 7 koji ima mozaični uzorak na mjestu naftonosnih i vodonosnih polja.

Najveće po površini ležište Vostochnaya otvoreno je na dubinama od 2291-2382 m. Orijentirano je od jugozapada prema sjeveroistoku. Dotoci nafte 4,9-6,7 m

Na terenu su otkrivena ukupno 42 ležišta. Maksimalno područje ima glavni rezervoar u sloju AS 12/1-2 (1018 km 2), minimalno (10 km 2) - rezervoar u ležištu AS 10/1.

Zbirna tablica parametara ležišta unutar proizvodnog područja

Tablica 1.1

geološko proizvodno polje oil-bearing formacija

1.6 Značajkavodonosnicikompleksi

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

Gornji kat objedinjuje sedimente turonsko-kvartarnog doba i karakterizira ga slobodna izmjena vode. U hidrodinamičkom smislu, pod je vodonosnik čije su podzemne i međustratalne vode međusobno povezane.

Gornja hidrogeološka razina uključuje tri vodonosnika:

1- vodonosnik kvartarnih naslaga;

2 - vodonosnik novih Mikhaylovsky depozita;

3- vodonosnik naslaga Atlym.

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

Nižu hidrogeološku razinu predstavljaju sedimenti senomansko-jurskog doba i navodnjene stijene gornjeg dijela predjurskog podruma. Na velikim dubinama, u okruženju otežanih, a ponegdje i gotovo stajaćih, nastaju termalne visokomineralizirane vode koje imaju visoku zasićenost plinovima i povećanu koncentraciju mikroelemenata. Donji kat odlikuje se pouzdanom izolacijom vodonosnika od površinskih prirodnih i klimatskih čimbenika. U svom dijelu izdvajaju se četiri vodonosnika. Svi kompleksi i akvikludi su praćeni na znatnoj udaljenosti, ali istodobno se u Priobskom polju opaža glinasta formacija drugog kompleksa.

Za plavljenje naftnih ležišta u regiji Srednjeg Oba, naširoko se koriste podzemne vode aptisko-cenomanskog kompleksa, formirane od sloja slabo cementiranog, rastresitog pijeska, pješčenjaka, siljevca i gline formacija Uvat, Khanty-Mansi i Vikulovskaya, dobro održavan u području, prilično homogen unutar mjesta. Vode karakterizira niska korozivnost zbog odsutnosti sumporovodika i kisika u njima.

1.7 Fizikalno-kemijskiSvojstvarezervoartekućine

Ležišna ulja za proizvodne formacije AC10, AC11 i AC12 nemaju značajne razlike u svojstvima. Priroda promjene fizikalnih svojstava ulja tipična je za naslage koje nemaju izlaz na površinu i okružene su rubnom vodom. U uvjetima ležišta nafte srednje zasićenosti plinom, tlak zasićenja je 1,5-2 puta niži od tlaka u ležištu (visok stupanj kompresije).

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

Ulja formacija AS10, AS11 i AS12 su blizu jedna drugoj, lakša nafta u formaciji AS11, molarni udio metana u njoj je 24,56%, ukupni sadržaj ugljikovodika S2N6-S5N12 je 19,85%. Za ulja svih ležišta karakteristična je prevalencija normalnog butana i pentana nad izomerima.

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

Uljni plin standardne separacije je s visokim udjelom masti (omjer masti veći od 50), molarni udio metana u njemu je 56,19 (tvorba AC10) - 64,29 (tvorba AC12). Količina etana je mnogo manja od propana, omjer C2H6 / C3H8 je 0,6, što je tipično za plinove iz naftnih nalazišta. Ukupni sadržaj butana 8,1-9,6%, pentana 2,7-3,2%, teških ugljikovodika S6N14 + viši 0,95-1,28%. Količina ugljičnog dioksida i dušika je mala, oko 1%.

Degazirana ulja svih slojeva su sumporna, parafinska, slabo smolasta, srednje gustoće.

Nafta formacije AC10 srednje viskoznosti, s frakcijama do 350_C više od 55%, ulja formacija AC11 i AC12 su viskozna, s frakcijama do 350_C od 45% do 54,9%.

Tehnološka šifra ulja iz sloja AC10 - II T1P2, slojeva AC11 i AS12 - II T2P2.

Procjena parametara određenih individualnim karakteristikama ulja i plinova provedena je u skladu s najvjerojatnijim uvjetima za prikupljanje, obradu i transport nafte u polju.

Uvjeti razdvajanja su sljedeći:

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

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

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

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

Usporedba prosječnih vrijednosti poroznosti i propusnosti ležištaslojevi AS10-AS12 jezgrom i karotažom

Tablica 1.2

1.8 Procjena rezervi nafte

Zalihe nafte polja Priobskoye općenito su procijenjene za slojeve bez diferencijacije po naslagama. Zbog nepostojanja formacijskih voda u litološki ograničenim ležištima, izračunate su rezerve za čisto naftne zone.

Bilančne rezerve nafte Priobskog polja procijenjene su volumetrijskom metodom.

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

Pri proračunu rezervi korištena je metoda množenja karata tri glavna proračunska parametra: efektivne debljine zasićene uljem, otvorene poroznosti i koeficijenata zasićenosti uljem. Efektivni volumen zasićenosti naftom izračunat je odvojeno po kategoriji rezervi.

Raspodjela kategorija pričuva vrši se u skladu s "Klasifikacijom rezervi depozita..." (1983.). Ovisno o proučavanju ležišta Priobskog polja, rezerve nafte i otopljenog plina izračunavaju se u kategorijama B, C 1, C 2. Rezerve B kategorije identificirane su unutar zadnjih bušotina proizvodnih linija na lijevoj obali izbušenog područja polja. Rezerve kategorije C 1 identificirane su u područjima koja su proučavana istražnim bušotinama, u kojima su dobiveni komercijalni tokovi nafte ili su postojale pozitivne informacije o karotaži bušotina. Zalihe u neotkrivenim područjima ležišta svrstane su u kategoriju C 2. Granica između kategorija C1 i C2 povučena je na udaljenosti dvostrukog koraka operativne mreže (500x500 m), kako je predviđeno "Klasifikacija...".

Procjena rezervi je završena množenjem dobivenih volumena naftom zasićenih ležišta za svako ležište i unutar odabranih kategorija s gustoćom otplinjene nafte tijekom postupnog odvajanja i faktorom konverzije. Treba napomenuti da se oni donekle razlikuju od onih koji su ranije usvojeni. To je zbog, prvo, isključenja iz proračuna bušotina koje se nalaze daleko izvan područja dozvole, i, drugo, promjena u indeksiranju slojeva u pojedinim istražnim bušotinama kao rezultat nove korelacije produktivnih ležišta.

U nastavku su navedeni prihvaćeni proračunski parametri i dobiveni rezultati proračuna rezervi nafte.

1.8.1 Zaliheulje

Na dan 01.01.98. u bilanci VGF rezerve nafte navedene su u iznosu od:

Nadoknadivo 613 380 tisuća tona

Nadoknadivo 63.718 tisuća tona

Nadoknadivo 677098 tisuća tona

Rezerve nafte po slojevima

Tablica 1.3

Na izbušenom dijelu lijevoobalnog dijela polja Priobskoye izvršena je procjena rezervi Partije Yuganskneftegaza.

Izbušeni dio sadrži 109.438 tisuća tona. bilance i 31.131 tisuću tona. povratne rezerve nafte uz faktor iskorištenja nafte 0,284.

Za izbušeni dio rezerve su raspoređene u šavovima na sljedeći način:

Stanje sloja AC10 50%

Nadoknadivo 46%

AS11 saldo ležišta 15%

Nadoknadivo 21%

AS12 saldo ležišta 35%

Nadoknadivo 33%

U području koje se razmatra, najveći dio rezervi koncentriran je u formacijama AC10 i AC12. Ovo područje sadrži 5,5% m / r rezervi. 19,5% rezervi ležišta AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (lijeva obaladio)

Dioniceuljenazonaeksploatacije

Tablica 1.4

*) Za dio teritorija kategorije C1 s kojeg se vrši proizvodnja nafte

2 . Metode vađenja, korištena oprema

Razvoj svakog proizvodnog pogona AS 10, AS 11, AS 12 izveden je postavljanjem bušotina prema linearnoj trorednoj trokutastoj shemi s gustoćom mreže 25 ha/bušotinu, uz bušenje svih bušotina do formacije AS. 12.

U 2007. godini SibNIINP je pripremio Dodatak Procesnoj shemi za pilot razvoj lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, uključujući poplavno područje N4, u kojem su izvršene prilagodbe za razvoj lijevoobalnog dijela polja s priključak novih jastučića N140 i 141 u poplavnom dijelu terena ... Sukladno ovom dokumentu, predviđena je implementacija trorednog blok sustava (gustoća mreže - 25 ha/bušotina) s daljnjim prijelazom u kasnijoj fazi razvoja na blok-zatvoreni sustav.

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

2. 1 DinamikamajorpokazateljirazvojPriobskyMjesto rođenja

tablica 2.1

2. 2 Analizamajortehnički i ekonomskipokazateljirazvoj

Dinamika pokazatelja razvoja na temelju tablice 2.1 prikazana je na sl. 2.1.

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

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

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

Od 1991. godine, radi održavanja ležišnog tlaka, puštene su u rad injekcione bušotine i počinje injektiranje vode. Na kraju 2010. godine fond injekcionih bušotina iznosio je 132 bušotine, a utiskivanje vode povećano je sa 100 na 2362 tisuće tona. do 2010. godine. S povećanjem utiskivanja, povećava se prosječna stopa proizvodnje nafte u operativnim bušotinama. Do 2010. godine povećava se protok, što se objašnjava pravilnim odabirom količine ubrizgane vode.

Također, od puštanja u rad injekcionog fonda, vodnjak proizvodnje počinje rasti i do 2010. godine dostiže razinu od 9,8%, prvih 5 godina vodnjak je 0%.

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

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

2.3 Osobitostirazvoj,utječućinaeksploatacijebunari

Polje karakteriziraju niske stope proizvodnje bušotina. Glavni problemi razvoja polja bili su niska produktivnost proizvodnih bušotina, niska prirodna (bez lomljenja formacija injektiranom vodom) injektivnost injektnih bušotina, kao i loša preraspodjela tlaka po ležištima tijekom održavanja ležišnog tlaka (zbog slaba hidrodinamička povezanost pojedinih dionica formacija). Kao poseban problem razvoja polja treba izdvojiti rad ležišta AS 12. Zbog niskih stopa proizvodnje, mnoge bušotine u ovoj formaciji moraju biti zatvorene, što može dovesti do obustave značajnih rezervi nafte na neodređeno vrijeme. Jedan od načina rješavanja ovog problema za ležište AS 12 je provedba mjera za poticanje proizvodnje nafte.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonata i po površini i po presjeku. Kolektori horizonta AS 10 i AS 11 klasificiraju se kao srednje i niskoproduktivni, a AS 12 su abnormalno nisko produktivni.

Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne formacije i bez korištenja metoda poticanja proizvodnje.

To potvrđuje i iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

3 . Primijenjene metode poboljšanog povrata ulja

3.1 Izbormetodaudaracnauljedepozit

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

Od metoda za poticanje proizvodnje nafte utjecajem na zonu dna bušotine, najraširenije su:

hidrauličko frakturiranje;

tretmani kiselinom;

fizikalne i kemijske obrade raznim reagensima;

termofizičke i termo-kemijske obrade;

impulsno-šok, vibroakustički i akustički učinci.

3.2 Geološki i fizički kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

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

dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

ležišta su litološki prosijana, prirodni režim - elastično zatvoren,

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

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

temperatura rezervoara - 88-90 0 C,

niska propusnost akumulacija, prosječne vrijednosti prema rezultatima temeljnih studija - za formacije AS 10, AS 11 i AS 12, odnosno 15,4, 25,8, 2,4 mD,

visoka lateralna i vertikalna heterogenost slojeva,

gustoća nafte u formaciji - 780-800 kg / m 3,

viskoznost ulja formacije - 1,4-1,6 mPa * s,

tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

naftensko ulje, parafinsko i blago smolasto.

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

3.2.1 Poplavljivanje

Iskustvo razvoja domaćih i stranih polja pokazuje da se plavljenje pokazuje kao prilično učinkovita metoda utjecaja na akumulacije niske propusnosti uz strogo poštivanje potrebnih zahtjeva za tehnologiju njegove provedbe.

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

pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

bubrenje glinenih komponenti stijene u kontaktu s ubrizganom vodom,

začepljenje rezervoara finim mehaničkim nečistoćama u ubrizganoj vodi,

taloženje soli u poroznom mediju kolektora tijekom kemijske interakcije ubrizgane i proizvedene vode,

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

značajna osjetljivost na karakter vlaženja stijene ubrizganim sredstvom, značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog taloženja parafina.

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

Kako bi se otklonio utjecaj ovih čimbenika na proces plavljenja, koriste se odgovarajuća tehnološka rješenja: optimalna mreža bušotina i tehnološki načini rada bušotine, utiskivanje vode traženog tipa i sastava u ležišta, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanjem posebnih komponenti u vodu.

Za polje Priobskoye, plavljenje treba smatrati glavnom metodom stimulacije.

Korištenje otopina surfaktanata na terenu je odbijen, prije svega, zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u uvjetima niskopropusnih ležišta.

Za polje Priobskoye i alkalne poplave ne može se preporučiti iz sljedećih razloga:

Glavni je prevladavajući strukturni i slojeviti sadržaj gline u ležištima. Glinene agregate predstavljaju kaolinit, klorit i hidromica. Interakcija lužine s glinenim materijalom može dovesti ne samo do bubrenja gline, već i do uništenja stijena. Alkalna otopina niske koncentracije povećava koeficijent bubrenja glina za 1,1-1,3 puta i smanjuje propusnost stijene za 1,5-2 puta u usporedbi sa slatkom vodom, što je kritično za niskopropusna ležišta polja Priobskoye. Primjena otopina visoke koncentracije (smanjenje bubrenja glina) aktivira proces razaranja stijena. Osim toga, gline koje se mogu izmjenjivati ​​ioni mogu negativno utjecati na rub mulja zamjenom natrija vodikom.

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

Glavna prepreka za prijavu emulzijski sustavi za utjecaj na naslage polja Priobskoye, postoje niske filtracijske karakteristike ležišta polja. Otpor filtracije stvoren emulzijama u niskopropusnim ležištima dovest će do oštrog smanjenja injektivnosti injektnih bušotina i smanjenja brzine proizvodnje nafte.

3.3 Metode utjecaja na zonu formiranja dna za poticanje proizvodnje

3.3.1 Tretmani kiselinom

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

Standardno zakiseljavanje na polju Priobskoye sastoji se od pripreme otopine koja sadrži 14% HCl i 5% HF, volumena 1,2-1,7 m 3 po 1 metar debljine perforirane formacije i upumpavanja u perforirani interval. Vrijeme odgovora je oko 8 sati.

Prilikom razmatranja učinkovitosti djelovanja anorganskih kiselina u obzir su se uzimale injekcione bušotine s dugim (više od jedne godine) utiskivanjem vode prije tretmana. Tretman kiselina u blizini bušotinskih struktura u injektnim bušotinama pokazuje se prilično učinkovitom metodom vraćanje njihove injektivnosti. Kao primjer, u tablici 3.1 prikazani su rezultati tretmana za određeni broj injekcionih bušotina.

Rezultati tretmana u injekcijskim bušotinama

Tablica 3.1

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

Dakle, na temelju provedene analize kiselinskih tretmana na terenu, može se zaključiti da je preporučljivo provoditi kiselinske obrade donjih zona injektnih bušotina kako bi se povratila njihova injektivnost.

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

Hidrauličko frakturiranje (hidraulično frakturiranje) jedna je od najučinkovitijih metoda za poticanje proizvodnje nafte iz niskopropusnih ležišta i povećanje proizvodnje naftnih rezervi. Hidrauličko frakturiranje ima široku primjenu u domaćoj i inozemnoj proizvodnji nafte.

Na polju Priobskoye već je akumulirano značajno iskustvo hidrauličkog frakturiranja. Analiza provedena na polju hidrauličkog lomljenja ukazuje na visoku učinkovitost ove vrste poticanja proizvodnje za polje, unatoč značajnoj stopi pada proizvodnje nakon hidrauličkog frakturiranja. Hidrauličko frakturiranje u slučaju polja Priobskoye nije samo metoda poticanja proizvodnje, već i povećanje iskorištenja nafte. Prvo, hidrauličko frakturiranje omogućuje spajanje neisušenih rezervi nafte u diskontinuiranim ležištima polja. Drugo, ova vrsta udara omogućuje ekstrakciju dodatne količine nafte iz niskopropusne formacije AS 12 unutar prihvatljivog vremena rada na terenu.

RazreddodatnirudarstvoizdržanjeHidrauličko frakturiranjenaPriobskompolje.

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

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

Krajem 2008. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja već je iznosila oko 48% ukupne nafte proizvedene tijekom godine. Štoviše, najveći dio dodatne proizvodnje bila je nafta iz ležišta AS-12 - 78,8% ukupne proizvodnje u ležištu i 32,4% proizvodnje općenito. Za ležište AS11 - 30,8% ukupne proizvodnje za ležište i 4,6% proizvodnje općenito. Za ležište AS10 - 40,5% ukupne proizvodnje za ležište i 11,3% proizvodnje općenito.

Kao što vidite, glavni cilj hidrauličkog frakturiranja bila je formacija AS-12 kao najneproduktivnija i koja sadrži većinu rezervi nafte u zoni lijeve obale polja.

Na kraju 2010. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja činila je više od 44% proizvodnje nafte od ukupne nafte proizvedene tijekom godine.

Dinamika proizvodnje nafte po polju u cjelini, kao i dodatna proizvodnja nafte uslijed hidrauličkog frakturiranja, prikazana je u tablici 3.2.

Tablica 3.2

Evidentan je značajan porast proizvodnje nafte zbog hidrauličkog frakturiranja. Počevši od 2006. dodatna proizvodnja iz hidrauličkog frakturiranja iznosila je 4.900 tona, a svake godine raste povećanje proizvodnje iz hidrauličkog frakturiranja. Maksimalna vrijednost povećanja je 2009. (701.000 tona), do 2010. vrijednost dodatne proizvodnje pada na 606.000 tona, što je za 5.000 tona manje nego u 2008. godini.

Dakle, hidrauličko frakturiranje treba smatrati glavnom metodom povećanja iskorištenja nafte u polju Priobskoye.

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

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

Poboljšanje CCD perforacije može se postići korištenjem snažnijih perforirajućih punjenja za povećanje dubine perforacijskih kanala, povećanje gustoće perforacije i korištenje faziranja.

Metode za stvaranje dodatnih filtracijskih kanala mogu uključivati ​​npr. tehnologiju stvaranja sustava prijeloma tijekom sekundarnog otvaranja formacije s perforatorima na cijevima – sustav frakturirane perforacije formacije (FFC).

Ovu tehnologiju prvi je primijenio Marathon (Texas, SAD) 2006. godine. Njegova je suština u perforaciji produktivne formacije snažnim perforatorima od 85,7 mm gustoće oko 20 rupa po metru tijekom potiskivanja na formaciju, nakon čega slijedi fiksiranje perforacija i pukotina sredstvom za posipanje - boksitom frakcije od 0,42 do 1,19 mm.

Slični dokumenti

Opis trenutnog stanja razvoja Južno-Priobskog polja. Organizacijska struktura UBR-a. Tehnika bušenja nafte. Dizajn bušotine, pogon kućišta i kućište bušotine. Terensko prikupljanje i obrada nafte i plina.

izvješće o praksi, dodano 07.06.2013


Povijest razvoja i razvoja polja Priobskoye. Geološke karakteristike naftom zasićenih ležišta. Analiza učinka bušotine. Utjecaj na ležišta koja sadrže naftu hidrauličkim frakturiranjem - glavna metoda stimulacije.

seminarski rad, dodan 18.05.2012


Geološke i fizičke karakteristike objekta AS10 u južnom dijelu polja Priobskoye. Karakteristike fonda bušotina i pokazatelji njihovog rada. Razvoj tehnologije istraživanja višeslojnih naftnih polja. Analiza osjetljivosti projekta na rizik.

rad, dodan 25.05.2014


Opći podaci o polju Priobskoye, njegovim geološkim karakteristikama. Produktivne formacije u megakompleksu neokomskih naslaga. Svojstva ležišnih tekućina i plinova. Razlozi kontaminacije zone formiranja dna rupe. Vrste tretmana kiselinom.

seminarski rad dodan 06.10.2014


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

rad, dodan 17.12.2012


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

seminarski rad, dodan 13.01.2011


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

seminarski rad, dodan 22.01.2015


Geološke karakteristike polja Khokhryakovskoye. Obrazloženje racionalne metode dizanja tekućine u bušotinama, ušću bušotine, bušotinskoj opremi. Stanje razvijenosti polja i bušotine. Kontrola razvoja polja.

rad, dodan 03.09.2010


Razvoj plinskih polja. Geološke i tehničke karakteristike polja. Produktivni slojevi i objekti. Sastav plina iz Orenburškog polja. Opravdanost izgradnje fontana liftova. Odabir promjera i dubine protočnih cijevi.

seminarski rad, dodan 14.08.2012


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

Nalaze se u Saudijskoj Arabiji, zna čak i srednjoškolac. Kao i to da je Rusija odmah iza nje na popisu zemalja sa značajnim rezervama nafte. Međutim, po proizvodnji smo inferiorni u odnosu na nekoliko zemalja odjednom.

Najveće u Rusiji nalaze se u gotovo svim regijama: na Kavkazu, u uralskim i zapadnosibirskim okruzima, na sjeveru, u Tatarstanu. Međutim, nisu svi razvijeni, a neki, poput Tekhneftinvesta, čije se lokacije nalaze u Yamalo-Nenetskom i susjednom Hanti-Mansijskom okrugu, su neprofitabilni.

Zbog toga je 4. travnja 2013. otvoren posao s tvrtkom Rockefeller Oil Company, koja je već započela na tom području.

Međutim, nisu sva naftna i plinska polja u Rusiji neisplativa. Dokaz za to je uspješna proizvodnja koju nekoliko tvrtki istovremeno provodi u okrugu Jamalo-Nenets, na obje obale rijeke Ob.

Polje Priobskoye smatra se jednim od najvećih ne samo u Rusiji, već iu cijelom svijetu. Otvorena je 1982. godine. Ispostavilo se da se rezerve zapadnosibirske nafte nalaze i na lijevoj i na desnoj obali.Razvoj na lijevoj obali započeo je šest godina kasnije, 1988., a na desnoj obali - jedanaest godina kasnije.

Danas je poznato da polje Priobskoye sadrži preko 5 milijardi tona visokokvalitetne nafte, koja se nalazi na dubini koja ne prelazi 2,5 kilometara.

Ogromne rezerve nafte omogućile su izgradnju plinske turbine Priobskaya u blizini polja, koja radi isključivo na povezanom gorivu. Ova stanica ne samo da u potpunosti zadovoljava zahtjeve polja. Sposoban je opskrbljivati ​​proizvedenom električnom energijom Hanty-Mansiysk Distrikt za potrebe stanovnika.

Nekoliko tvrtki trenutno razvija polje Priobskoye.

Neki su uvjereni da tijekom vađenja iz zemlje izlazi gotovo, rafinirano ulje. Ovo je duboka zabluda. Tekućina u spremniku koja izlazi

površina (sirova nafta) ulazi u radionice, gdje se čisti od nečistoća i vode, normalizira se količina magnezijevih iona, te se odvaja prateći plin. Ovo je velik i precizan rad. Za njegovu provedbu, polje Priobskoye dobilo je cijeli kompleks laboratorija, radionica i prometnih mreža.

Gotovi proizvodi (nafta i plin) se transportiraju i koriste za svoju namjenu, ostaje samo otpad. Upravo oni danas stvaraju najveći problem terenu: toliko ih je da ih još nije moguće likvidirati.

Tvrtka, stvorena posebno za recikliranje, danas reciklira samo najsvježiji otpad. Od mulja (tako se poduzeće naziva ekspandirana glina, koja je vrlo tražena u građevinarstvu. Međutim, zasad se od dobivene ekspandirane gline grade samo pristupne ceste za ležište.

Područje ima još jedan značaj: osigurava stabilne, dobro plaćene poslove za nekoliko tisuća radnika, među kojima ima visokokvalificiranih stručnjaka i radnika bez kvalifikacija.

POVIJESNI I GENETSKI MODEL FORMIRANJA NALJETNIH LEŽIŠTA PRIOBSKOG POLJA ZAPADNOG SIBIRA

T.N. Nemčenko (NK YUKOS)

Naftno polje Priobskoye jedinstveno je po rezervama i uvedeno je u razvoj 1989. Polje se nalazi u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu Tjumenske regije, 65 km istočno od Hanti-Mansijska i 100 km zapadno od Neftejuganska. Dio je naftno-plinske regije Frolovskaya - zapadnog dijela zapadnosibirske naftno-plinske provincije.

Naftno polje Priobskoye zauzima posebno mjesto u sustavu naftnih i plinskih kompleksa u Zapadnom Sibiru. Otkriće polja Priobskoye značajan je događaj posljednjih godina. Komercijalni kapacitet nosivosti nafte uspostavljen je u gornjem dijelu Tjumenske i Baženovske formacije te u neokomskim sedimentima. Glavne pričuve su formacije Neocomian AS 10-12. Više od 20 naslaga ograničeno je na hauterivske slojeve, koji leže na dubini od 2300-2700 m, od kojih je većina klasificirana kao velika. Seizmostratigrafskom analizom utvrđena je klinoformna struktura neokomskih proizvodnih slojeva. Polje Priobskoye jedino je na ovom području gdje je klinoformna struktura novokomskih formacija potvrđena dubokim bušenjem ().

Produktivnost neokomskih naslaga polja Priobskoye kontrolira praktički samo jedan čimbenik - prisutnost propusnih ležišta u odjeljku. Odsutnost formacijske vode tijekom brojnih ispitivanja (formacije AS 10-12) sugerira da su naslage nafte povezane s tim jedinicama zatvorena lećasta tijela potpuno ispunjena naftom (nema kontakta ulje-voda), a konture naslaga za svaku pjeskovitog sloja određuju njegove granice.rasprostranjenost ().

Sveobuhvatna analiza paleogeografskih uvjeta sedimentacije i seizmičkih podataka omogućila je ocrtavanje velike razvojne zone neokomskih klinoforma južno i sjeverno od polja Priobskoye. Uz njega je povezana neovisna zona akumulacije nafte i plina, čiji sadržaj nafte i plina nije određen regionalnom strukturnom pozadinom, već je kontroliran područjem razvoja novokomskih klinoforma (Karogodin Yu.N., 1998. ).

Niz važnih pitanja vezanih uz uvjete nastajanja naftnih naslaga i dalje je slabo shvaćen. U tom smislu od posebne je važnosti stvaranje temeljnog povijesnog i genetskog modela formiranja naftnih naslaga u složenim ležištima Priobskog polja.

Polje je uključeno u veliku naftno-plinonosnu zonu meridijanskog udara, ograničenu na složenu skupinu lokalnih uzdizanja monoklinale u zoni spoja Hanti-Mansijske depresije i Salimskog luka.

Izdizanje u obliku kupole Priobskoe izravno je uz zemlju Bolshoy Salyma, gdje formacija Bazhenov služi kao osnovni horizont. Duž ovog horizonta izdvaja se grupa naftnih polja - Salym, North i West Salym, Verkhne- i Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, itd.

Tijekom kredne povijesti Zapadnog Sibira, Hanti-Mansijska depresija je ostala najpotopljeniji dio taložnog bazena, zbog čega je ovaj dio više glinoviti u usporedbi s okolnim područjima. U volgijskom vremenu pokazalo se da se područje Priobskog polja nalazi u duboko potopljenoj (do 500 m) aksijalnoj zoni paleobasena s karakterističnim obilježjima podkompenziranog bazena. To je dovelo do akumulacije intervala muljnjaka bogatog OM u formaciji Bazhenov. Na području polja Priobskoye iz ranog Berriasiana, na pozadini opće velike regresije, dolazi do izmjenjivanja regionalnih i zonskih transgresija i regresija. Klinoformi i stratigrafski paketi, izduženi uz paleoos bazena, počeli su se formirati u smjeru istok-jugoistok i postupno ispunili cijeli bazen. U transgresivnim fazama akumulirali su se uglavnom slojevi gline, kao što su Pimskaya, Bystrinskaya, au regresivnim fazama - pjeskovito-aljevti (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998.).

Bazhenovska formacija ima visok sadržaj ukupne organske tvari i proizvodni potencijal. Vjeruje se da je ovaj horizont izvorni sloj za većinu naftnih polja identificiranih u donjoj kredi u zapadnosibirskom bazenu. Međutim, u svjetlu mirne tektonske povijesti polja Priobskoye, pretpostavka o stvaranju naslaga u neokomskim ležištima kao rezultat velike vertikalne migracije ugljikovodika čini se vrlo problematičnom.

Za izradu povijesnog i genetskog modela formiranja naftnih naslaga neokomskih naslaga Priobskog polja korišten je programski paket Basin Modeling. Kompleks vam omogućuje da brzo i s minimalnim skupom geoloških podataka stvorite model za procjenu potencijala ugljikovodika. Fragmenti baze podataka programa koji sadrže informacije o bušotini. 151 i 254 polja Priobskoye date su, redom. Za vizualizaciju podataka modela korištena je slika krivulja povijesti slijeganja sedimenta zajedno s ostalim podacima: fazama zrelosti, izotermama itd. ().

Kao što se vidi iz, naftne naslage neokomskih formacija pripadaju glavnoj fazi naftonosnosti, točnije, njenom gornjem dijelu - zoni ranog stadija generiranja. Za razliku od neokomskih ulja, ulja formacije Bazhenov pripadaju zoni kasne faze generiranja (). Ovaj zaključak u potpunosti se slaže s vertikalnim fazno-genetskim zoniranjem HC sustava uspostavljenim u zapadnosibirskom bazenu. U dijelu mezozojskih naslaga izdvaja se pet zona od kojih se svaka odlikuje svojim faznim stanjem ugljikovodika, sastavom, stupnjem zrelosti OM, temperaturnim i tlačnim uvjetima itd. Neokomski horizonti (valanginijan-hauteriv regije Srednjeg Ob) dio su treće, pretežno naftne, zone - glavne zone proizvodnje nafte i akumulacije nafte u mezozojskom dijelu zapadnosibirskog bazena (temperatura ležišta 80-100 ° C ), naslage identificirane u naslagama gornje i srednje jure , - do četvrte zone naftnog i plinskog kondenzata, gdje su zabilježene akumulacije lake nafte (Salym, Krasnoleninsky region, temperatura ležišta 100-120 ° C).

Analiza geokemijskih, uključujući genetske, parametara (skupina, izotopski sastav ugljika, itd.) ulja iz neokomskih naslaga polja Priobskoye i Bazhenovske formacije polja Salym pokazala je da su ta ulja različita i da pripadaju različitim genetskim zonama () .

U pogledu geokemijskih i termobaričkih pokazatelja, polje Priobskoye odlikuje se:

· značajna nezasićenost ulja donjokrednih naslaga ugljikovodičnim plinovima (niske vrijednosti P sat / P pl i faktora plina);

· skok u rastu Ppl tijekom prijelaza iz krede u jurske naslage (prisutnost abnormalnog formacijskog tlaka u jurskom kompleksu). Postoje dvije praktički izolirane razine zasićenosti uljem - donja kreda i jura. Formiranje naftnih naslaga neokomskih formacija Priobskog polja odvijalo se neovisno i nije bilo povezano s vertikalnom migracijom iz formacije Bazhenov.

Temeljni povijesni i genetski model nastanka naftnih naslaga u složenim neokomskim ležištima Priobskog polja prikazan je na sljedeći način. Mehanizam koji je najvjerojatnije doveo do nastanka novokomskih naslaga je lateralna (uzlazna) migracija nafte iz istodobnih glinenih naslaga u pjeskovitije dijelove klinoforma. Nafta i plin su migrirali uz ustanak, ispunjavajući propusne pješčane alevke i leće. Ovu ideju o mehanizmu migracije nafte podržavaju: dominantni litološki tip naslaga; odsutnost formacijske vode u horizontima AS grupe; razlika između baženovskog i neokomskog ulja.

Važno je napomenuti da se punjenje zamki uljem, očito, odvijalo prema principu diferencijalnog hvatanja, kada se najpotopljenije zamke pune relativno laganim uljem (tvorba AC 12, gustoća 0,86-0,87 g / cm 3), dok je gornji - relativno težak (sloj AC 10, gustoća 0,88-0,89 g / cm 3), a najgornji zamke - voda (sloj AC 6).

Stvaranje povijesnog i genetskog modela formiranja naftnih naslaga polja Priobskoye od temeljne je važnosti. Pješčana tijela ovog tipa nalaze se u neposrednoj blizini polja Priobskoye unutar Hanty-Mansiysk, Frolovskaya i drugih područja. Najvjerojatnije će se nalazišta nafte slične geneze naći u drugim regijama zapadnog Sibira unutar neokomskih naslaga.

Sveobuhvatna analiza paleogeografskih uvjeta sedimentacije i seizmičkih podataka omogućila je da se ocrta velika zona razvoja neokomskih klinoforma južno i sjeverno od polja Priobskoye, koja se proteže u pojasu širine 25-50 km od Shapshinskoye i Erginskoye polja na jugu do Tumannoye i Studennoye na sjeveru i s kojima je samostalna zona povezana akumulacija nafte i plina, gdje će glavni izvor nafte biti debeli glinoviti slojevi iste starosti neokomskih klinoforma.

Književnost

1) Geologija i razvoj najvećih i jedinstvenih naftnih i naftnih i plinskih polja u Rusiji. // Zapadnosibirska naftna i plinska provincija / Ed. V.E. Gavoura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geologija nafte i plina zapadnog Sibira / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov i dr. - M .: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Obrasci položaja i uvjeti za stvaranje naslaga nafte i plina u paleozojskim sedimentima. - M .: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Vertikalno zoniranje u distribuciji tekućih i plinovitih ugljikovodika u mezozoiku zapadnog Sibira / Tr. ZapSibVNIGNI. - Problem. 147. -Tjumenj, 1979.

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

Posebno mjesto zauzima naftno polje Priob u sustavu naftnih i plinskih kompleksa Zapadnog Sibira. Neokomski slojevi AC10-12 klinoformne strukture smatraju se glavnim po rezervama nafte. Kompleksna analiza paleogeografskih uvjeta sedimentacije i podataka seizmičke prospekcije omogućila je prepoznavanje velike zone neokomskih klinoforma razvijenih južno i sjeverno od polja Priob. Uz ovu zonu pridružuje se samostalna zona akumulacije nafte i plina čiji potencijal za naftu i plin nije reguliran regionalnom strukturom već je kontroliran zonom razvoja neokomskih klinoforma.

U svrhu izrade povijesno-genetskog modela formiranja naftnih bazena neokomskih naslaga na polju Priob korišten je programski kompleks Basin Modeling.

Riža. 1. FRAGMENT GEOLOŠKOG PRESJEKA UZ BOČNI DOKAZ (po F.Z. Khafizovi, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Ležišta: 1 - pješčana, 2 - glinasta; 3 - bitumenski mulci; 4 - kora za vremenske utjecaje; 5 - nalazišta nafte; 6 - bunari

Riža. 2. GEOLOŠKI SEKCIJA (Priobskoye polje)

1 - pjeskovito-ilovaste naslage; 2 - interval ispitivanja. Ostale konv. vidi oznaku na sl. 1

Riža. 3. PRIMJERI VIZUALIZACIJE POČETNIH PODATAKA I REZULTATA NJIHOVE OBRADE SCR-om. 151 (A) i 245 (B)

Faze zrelosti (R 0,%): 1 - rani (0,5-0,7), 2 - srednji (0,7-1,0), 3 - kasni (1,0-1,3); 4 - glavna faza generacije (1,3-2,6); linije: I - povijest ronjenja, početne (II) i približne (III) temperature

Riža. 4. MODELIRANJE POVIJESTI RONENA PRIOBSKY NALOG

Faze zrelosti (R 0,%): 1 - rani (10-25), 2 - srednji (25-65), 3 - kasni (65-90)

Polje Priobskoye nalazi se u središnjem dijelu Zapadnosibirske nizine. Administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk, 65 km istočno od grada Hanti-Mansijsk i 100 km zapadno od grada Hanti-Mansijsk. Nefteyugansk.

U razdoblju 1978.-1979. Kao rezultat detaljnog seizmičkog istraživanja CDP MOU, identificirano je izdizanje Priobskoye. Od ovog trenutka počinje detaljna studija geološke strukture teritorija: raširen razvoj seizmičkih istraživanja u kombinaciji s dubokim bušenje.

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. godine kao rezultat bušenje i ispitivanje bušotine 151, kada je dobiven komercijalni protok ulje s protokom od 14,2 m 3 / dan na prigušnici od 4 mm iz intervala 2885-2977 m (Tyumen apartman YUS 2) i 2463-2467 m (formacija AS 11 1) - 5,9 m 3 / dan na dinamičkom nivou od 1023 m.

Priobskaya struktura, prema tektonskoj karti mezo-kenozojske platforme.

Zapadnosibirska geosinekliza, smještena u zoni spoja Hanti-Mansijske depresije, Ljaminskog megafolda, Salymske i Zapadnoljaminske skupine izdizanja.

Građevine prvog reda kompliciraju nabujala i kupolasta izdizanja drugog reda i zasebne lokalne antiklinalne strukture koje su predmet istražnih i istražnih radova. ulje i plin.

Produktivne formacije u polju Priobskoye su formacije grupe "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafski, ovi slojevi pripadaju krednim naslagama gornje Vartovske svite. Litološki, gornja Vartovska formacija je sastavljena od čestih i neravnomjernih prožimanja muljika s pješčenicima i alevritom. Muljici su tamno sivi, sivi sa zelenkastom nijansom, muljeviti, liskunasti. Pješčenjaci i alevci su sivi, glinoviti, liskunasti, sitnozrni. Među muljicima i pješčenicima nalaze se međuslojevi glinovitih vapnenaca, sideritnih nodula.

Stijene sadrže pougljeni biljni detritus, rijetko slabo i umjereno očuvane školjke (inocerama).

Propusne stijene produktivnih slojeva imaju sjeveroistočni i submeridijalni udar. Gotovo sve formacije karakterizira povećanje ukupne neto debljine, neto-to-bruto omjera, uglavnom u središnjim dijelovima zona razvoja ležišta, kako bi se povećala svojstva ležišta i, sukladno tome, jačanje klastičnog materijala događa se na istoku ( za slojeve horizonta AS 12) i sjeveroistočne smjerove (za horizont AC 11).

Horizont AC 12 je debelo pješčano tijelo izduženo od jugozapada prema sjeveroistoku u obliku širokog pojasa s najvećim neto debljinama u središnjem dijelu do 42 m (bušotina 237). U ovom horizontu razlikuju se tri objekta: slojevi AS 12 3, AS 12 1-2, AS 12 0.

Naslage formacije AS 12 3 predstavljene su u obliku lanca pješčanih lećastih tijela sa sjeveroistočnim potezom. Učinkovite debljine variraju od 0,4 m do 12,8 m, s tim da su veće vrijednosti ograničene na glavno ležište.

Glavno ležište AS 12 3 otkriveno je na dubinama od -2620 i -2755 m i litološki je prosijano sa svih strana. Dimenzije ležišta su 34 x 7,5 km, a visina 126 m.

Depozit AS 12 3 u području bušotine. 241 otvoren je na dubinama od -2640-2707 m i ograničen je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansijsk. Spremnik se kontrolira sa svih strana pomoću zona zamjene rezervoara. Dimenzije ležišta su 18 x 8,5 km, visina 76 m.

Depozit AS 12 3 u području bušotine. 234 pronađen je na dubinama od 2632-2672 m i predstavlja leću pješčenjaka na zapadnom uronu strukture Priobskaya. Dimenzije ležišta su 8,5 x 4 km, a visina 40 m, tip je litološki ekraniziran.

Depozit AS 12 3 u području bušotine. 15-C pronađen je na dubinama od 2664-2689 m unutar strukturne izbočine Seliyarovsky. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 11,5 x 5,5 km, a visina 28 m.

Ležište AS 12 1-2 je glavno i najveće je na terenu. Ograničena je na monoklinalu kompliciranu lokalnim izdizanjima male amplitude (područje bušotina 246, 400) s prijelaznim zonama između njih. S tri strane omeđen je litološkim zaslonima, a samo na jugu (do područja Vostochno-Frolovskaya) imaju tendenciju razvoja kolektora. Međutim, s obzirom na znatne udaljenosti, granica ležišta još uvijek je uvjetno ograničena linijom koja prolazi 2 km južno od bušotine. 271 i 259. Zasićena uljem debljine variraju u širokom rasponu od 0,8 m (bušotina 407) do 40,6 m (bušotina 237) pritoka ulje do 26 m 3 / dan na prigušnici od 6 mm (bušotina 235). Dimenzije ležišta su 45 x 25 km, visina je 176 m.

Depozit AS 12 1-2 u području bušotine. 4-KhM pronađen je na dubinama od 2659-2728 m i ograničen je na pješčanu leću na sjeverozapadnoj padini lokalnog uzdizanja Hanti-Mansijsk. Zasićena uljem debljine variraju od 0,4 do 1,2 m. Dimenzije ležišta su 7,5 x 7 km, visina 71 m.

Depozit AS 12 1-2 u području bušotine. 330 je otvoreno na dubinama od 2734-2753m Zasićena uljem debljina se kreće od 2,2 do 2,8 m. Dimenzije ležišta su 11 x 4,5 km, visina 9 m. Tip je litološki ekraniziran.

Naslage sloja AS 12 0 - glavnog - otvorene su na dubinama od 2421-2533 m. To je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Zasićena uljem debljine variraju od 0,6 (bušotina 172) do 27 m (bušotina 262). Pritoke ulje do 48m 3 / dan na prigušnici od 8 mm. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 41 x 14 km, visina 187 m. Ležište AS 12 0 u zoni bušotina. 331 je otkriven na dubinama od 2691-2713 m i predstavlja leću pješčanih stijena. Uljem zasićeno debljina ovog bunara je 10 m. Dimenzije 5 x 4,2 km, visina - 21 m. ulje- 2,5 m 3 / dan na Nd = 1932 m.

Ležište formacije AS 11 2-4 je litološki prosijanog tipa, ima ih ukupno 8, s 1-2 probijene bušotine. Po površini naslage se nalaze u obliku 2 lanca leća u istočnom dijelu (najviše uzdignutom) i na zapadu u potopljenijem dijelu monoklinalne strukture. Zasićena uljem debljine se na istoku povećavaju za 2 ili više puta u odnosu na zapadne bušotine. Ukupni raspon promjene je od 0,4 do 11 m.

Ležište AS 11 2-4 na području bušotine 246 otkriveno je na dubini od 2513-2555 m. Dimenzije ležišta su 7 x 4,6 km, visina 43 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 247 otkriven je na dubini 2469-2490 m. Dimenzije ležišta su 5 x 4,2 km, visina 21 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 251 otkriven je na dubini 2552-2613 m. Dimenzije ležišta su 7 x 3,6 km, visina 60 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 232 otvorena je na dubini od 2532-2673m. Dimenzije ležišta su 11,5 x 5 km, visina je 140 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 262 otvorena je na dubini od 2491-2501m. Dimenzije ležišta su 4,5 x 4 km, visina 10 m.

Ležište AS 11 2-4 na području bušotine 271 otkriveno je na dubini od 2550-2667 m. Veličina ležišta je 14 x 5 km.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 151 otvorena je na dubini od 2464-2501m. Dimenzije ležišta su 5,1 x 3 km, visina 37 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 293 otkriveno je na dubini 2612-2652 m. Dimenzije ležišta su 6,2 x 3,6 km, visina 40 m.

Naslage sloja AS 11 1 uglavnom su ograničene na lučni dio u obliku širokog pojasa sjeveroistočnog iscrtavanja, ograničenog s tri strane glinovitim zonama.

Glavno ležište AC 11 1 drugo je po vrijednosti unutar polja Priobskoye, koje je otkriveno na dubinama od 2421-2533 m. 259. Debita ulje variraju od 2,46 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1195 m (bušotina 243) do 118 m 3 / dan kroz prigušnicu od 8 mm (bušotina 246). Zasićena uljem debljine variraju od 0,4 m (bušotina 172) do 41,6 (bušotina 246). Veličina ležišta je 48 x 15 km, visina do 112 m, tip je litološki prosijan.

Depoziti formacije AS 11 0. Sloj AS 11 0 ima vrlo neznatnu zonu razvoja ležišta u obliku lećastih tijela, ograničenih na potopljene dijelove prigornjeg dijela.

Depozit AS 11 0 u području bušotine. 408 otkriven je na dubini 2432-2501 m. Dimenzije ležišta su 10,8 x 5,5 km, visina 59 m, tip je litološki prosijan. Zaduženje ulje iz bunara. 252 iznosio je 14,2 m3 / dan na Nd = 1410 m.

Depozit AS 11 0 u području bušotine. 172 probio je jedan bunar na dubini od 2442-2446 m i ima dimenzije 4,7 x 4,1 km, visine 3 m. ulje iznosio je 4,8 m 3 / dan na Nd = 1150 m.

Depozit AS 11 0 u području bušotine. 461 ima dimenzije 16 x 6 km. Uljem zasićeno debljina se kreće od 1,6 do 4,8 m. Tip ležišta je litološki ekraniziran. Zaduženje ulje iz bunara. 461 iznosio je 15,5 m 3 / dan, Nd = 1145 m.

Depozit AS 11 0 u području bušotine. 425 probio je jedan bunar. Uljem zasićeno kapacitet - 3,6 m. ulje iznosio je 6,1 m 3 / dan na Nd = 1260 m.

Horizont AS 10 probijen je unutar središnje zone polja Priobskoye, gdje su ograničeni na potopljenija mjesta prigornjeg dijela, kao i na jugozapadno krilo strukture. Podjela horizonta na slojeve AS 10 1, AS 10 2-3 (u središnjem i istočnom dijelu) i AS 10 2-3 (u zapadnom dijelu) je u određenoj mjeri uvjetna i određena je uvjetima nastanka. , formiranje ovih naslaga, uzimajući u obzir litološki sastav stijena i fizikalno-kemijske karakteristike ulja.

Glavno ležište AS 10 2-3 otvoreno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu polja. Zaduženje ulje su u rasponu od 1,5 m 3 / dan na 8 mm prigušnici (bušotina 181) do 10 m 3 / dan na Nd = 1633 m (bušotina 421). Zasićena uljem debljine se kreću od 0,8 m (bušotina 180) do 15,6 m (bušotina 181). Dimenzije ležišta su 31 x 11 km, visina do 292 m, ležište je litološki prosijano.

Depozit AS 10 2-3 u području bušotine. 243 otvorena su na dubinama 2393-2433 m. Debit ulje iznosi 8,4 m 3 / dan na Nd = 1248 m (bušotina 237). Zasićena uljem debljina - 4,2 - 5 m. Dimenzije 8 x 3,5 km, visina do 40 m. Vrsta ležišta - litološki ekranizirana.

Depozit AS 10 2-3 u području bušotine. 295 otvorena je na dubini od 2500-2566 m i kontrolirana je zonama formacijskih glina. Zasićena uljem debljine variraju od 1,6 do 8,4 m. 295, dobiveno je 3,75 m 3 / dan na Hd = 1100 m. Dimenzije ležišta su 9,7 x 4 km, visina je 59 m.

Glavno ležište AC 10 1 otkriveno je na dubinama 2374-2492 m. Zone zamjene ležišta kontroliraju ležište s tri strane, a na jugu je njegova granica povučena uvjetno na udaljenosti od 2 km od bušotine. 259 i 271. Zasićena uljem debljine variraju od 0,4 (bušotina 237) do 11,8 m (bušotina 265). Zaduženje ulje: od 2,9 m 3 / dan na Nd = 1064 m (bušotina 236) do 6,4 m 3 / dan na prigušnici od 2 mm. Dimenzije ležišta su 38 x 13 km, visina do 120 m, tip ležišta je litološki prosijan.

Depozit AS 10 1 u području bušotine. 420 otkriveno je na dubinama 2480-2496 m. Dimenzije ležišta su 4,5 x 4 km, visina 16 m.

Depozit AS 10 1 u području bušotine. 330 otkriveno je na dubinama 2499-2528 m. Dimenzije ležišta su 6 x 4 km, visina 29 m.

Depozit AS 10 1 u području bušotine. 255 otkriveno je na dubinama od 2468-2469 m. Veličina ležišta je 4 x 3,2 km.

Odsjek AS 10 stratuma upotpunjuje produktivni stratum AS 10 0. Unutar kojeg su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijanskog prostiranja.

Depozit AS 10 0 u području bušotine. 242 pronađen je na dubinama od 2356-2427 m i litološki je pregledan. Zaduženje ulje su 4,9 - 9 m 3 / dan na Nd-1261-1312 m. Zasićena uljem debljina je 2,8 - 4 m. Dimenzije ležišta su 15 x 4,5 km, visina do 58 m.

Depozit AS 10 0 u području bušotine. 239 pronađen je na dubinama od 2370-2433 m. ulje su 2,2 - 6,5 m 3 / dan na Nd-1244-1275 m. Zasićena uljem debljina je 1,6-2,4 m. Dimenzije ležišta su 9 x 5 km, visina do 63 m.

Depozit AS 10 0 u području bušotine. 180 pronađen je na dubinama od 2388-2391 m i litološki je pregledan. Uljem zasićeno debljina - 2,6m. Priljev ulje iznosio je 25,9 m 3 / dan na Nd-1070 m.

Pokrov iznad horizonta AC 10 predstavljen je članom glinovitih stijena koje variraju od 10 do 60 m od istoka prema zapadu.

Pješčano-alevritne stijene formacije AS 9 su ograničene rasprostranjenosti i predstavljene su u obliku facijalnih prozora, koji gravitiraju uglavnom sjeveroistočnom i istočnom dijelu strukture, kao i jugozapadnom uronu.

Nanos sloja AS 9 u području bušotine. 290 pronađen je na dubinama od 2473-2548 m i ograničen je na zapadni dio polja. Zasićena uljem debljine se kreću od 3,2 do 7,2 m. ulje su 1,2 - 4,75 m 3 / dan sa Nd - 1382-1184 m. Veličina ležišta je 16,1 x 6 km, visina do 88 m.

Na istoku polja utvrđena su dva manja ležišta (6 x 3 km). Zasićena uljem debljine variraju od 0,4 do 6,8 m. ulje 6 i 5,6 m 3 / dan na Nd = 1300-1258 m. Naslage su litološki prosijane.

Neokomske produktivne sedimente dovršava formacija AS 7, koja ima vrlo mozaični uzorak u postavljanju. uljnonosni i vodonosnici.

Najveći po površini istočni rezervoar formacije AC 7 otkriven je na dubinama od 2291-2382 m. S tri strane ocrtan je zonama zamjene ležišta, a na jugu je njegova granica uvjetna i povučena je linijom koja prolazi 2 km od bušotina. 271 i 259. Ležište je orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Pritoke ulje: 4,9 - 6,7 m 3 / dan na Nd = 1359-875 m. Zasićena uljem debljine variraju od 0,8 do 7,8 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 46 x 8,5 km, a visina do 91 m.

Depozit AS 7 u području bušotine. 290 otvorena je na dubini od 2302-2328 m. Uljnonosni debljina je 1,6 - 3 m. 290 primljeno 5,3 m 3 / dan ulje pri P = 15MPA. Veličina ležišta je 10 x 3,6 km, visina je 24 m.

Depozit AS 7 u području bušotine. 331 otvorena je na dubini od 2316-2345 m i lučno je lećasto tijelo. Zasićena uljem debljine variraju od 3 do 6 m. Primljeno 331 priljeva ulje 1,5 m 3 / dan na Nd = 1511 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 17 x 6,5 km, visina 27 m.

Depozit AS 7 u području bušotine. 243 otvorena su na dubini od 2254-2304 m. Zasićena uljem debljina 2,2-3,6 m. Dimenzije 11,5 x 2,8 km, visina - 51 m. U dobro. 243 primljeno ulje 1,84 m 3 / dan na Nd-1362 m.

Depozit AS 7 u području bušotine. 259, pronađen na dubini od 2300 m, leća je od pješčenjaka. Uljem zasićeno debljine 5,0 m. Dimenzije 4 x 3 km.

Priobskoye polje

Kratke geološke i terenske karakteristike ležišta

Priobskoye polje

Petrofizičke karakteristike ležišta

Fizikalno-kemijske karakteristike ulje i plin

Sastav i svojstva formacijskih voda

Priobskoye naftno polje

§1 Priobskoye naftno polje.

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

Stol 1. Raspon i prosječna vrijednost sadržaja elemenata u tragovima u ulju Ob (mg/kg)

Početna stopa proizvodnje u pogonskim naftnim bušotinama kreće se od 35 tona/dan. do 180 t/dan Lokacija bunara je klaster. Faktor povrata nafte je 0,35.

Grupa bušotina je takav raspored kada su bušotine blizu jedna drugoj na istoj tehnološkoj lokaciji, a bušotine se nalaze na čvorovima razradne mreže ležišta.

Trenutno se većina proizvodnih bušotina buši na klaster način. To je zbog činjenice da klaster bušenje polja može značajno smanjiti veličinu površina koje zauzimaju bušotine koje se buše, a zatim proizvodne bušotine, ceste, dalekovodi i cjevovodi.

Ova prednost je od posebne važnosti prilikom izgradnje i rada bunara na plodnim zemljištima, u rezervatima, u tundri, gdje se poremećeni površinski sloj zemlje obnavlja nakon nekoliko desetljeća, u močvarnim područjima koja kompliciraju i uvelike poskupljuju izgradnju. i montažni radovi bušaćih i proizvodnih objekata. Klastersko bušenje potrebno je i kada je potrebno otvoriti naftna ležišta ispod industrijskih i civilnih objekata, ispod dna rijeka i jezera, ispod zone šelfa s obale i nadvožnjaka. Posebno mjesto zauzima klasterska izgradnja bušotina na području Tjumena, Tomska i drugih regija Zapadnog Sibira, što je omogućilo uspješnu izgradnju naftnih i plinskih bušotina na otocima punjenja u teško dostupnom, močvarnom i naseljenom području. .

Položaj bunara u podlozi ovisi o uvjetima terena i predviđenom komunikacijskom sredstvu između jastučića i baze. Grmlje koje nije povezano stalnim cestama s bazom smatra se lokalnim. U nekim slučajevima grmovi mogu biti osnovni kada se nalaze na transportnim rutama. Na lokalnim klasterima, bunari su obično lepezasto oblikovani u svim smjerovima, što omogućuje maksimalan broj bušotina na klasteru.

Bušaća i pomoćna oprema montirana je na način da prilikom pomicanja bušaće opreme iz jedne bušotine u drugu, isplačne pumpe, prihvatne jame i dio opreme za čišćenje, kemijsku obradu i pripremu bušaće tekućine ostaju nepomični do završetka izgradnje. svih (ili dijela) bunara na ovom jastučiću.

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

Metoda dubokog crpljenja za proizvodnju nafte naziva se takva metoda u kojoj se dizanje tekućine iz bušotine na površinu vrši pomoću pumpnih šipki i pumpnih jedinica bez šipke različitih tipova.
Na polju Priobskoye koriste se električne centrifugalne pumpe - potopna pumpa bez šipke, koja se sastoji od višestupanjske (50-600 stupnjeva) centrifugalne pumpe smještene okomito na zajedničkoj osovini, elektromotora (asinkroni elektromotor napunjen dielektričnim uljem) i zaštitnika koji služi za zaštitu elektromotora od ulaska tekućine u njega. Motor se napaja oklopnim kabelom, koji prolazi zajedno s cijevima za pumpanje. Brzina rotacije osovine motora je oko 3000 o/min. Crpkom na površini upravlja kontrolna stanica. Učinak električne centrifugalne pumpe varira od 10 do 1000 m3 tekućine dnevno s učinkovitošću od 30-50%.

Ugradnja električne centrifugalne crpke uključuje podzemnu i površinsku opremu.
Instalacija bušotinske električne centrifugalne pumpe (ESP) ima samo kontrolnu stanicu s energetskim transformatorom na površini bušotine i karakterizira je prisutnost visokog napona u strujnom kabelu koji se spušta u bušotinu zajedno s cijevima. . Visoko produktivne bušotine s visokim ležišnim tlakom rade pomoću električnih centrifugalnih pumpnih instalacija.

Polje je udaljeno, nepristupačno, 80% teritorija nalazi se u poplavnoj ravnici rijeke Ob i poplavljeno je tijekom poplavnog razdoblja. Ležište se odlikuje složenom geološkom građom - složenom građom pješčanih tijela po površini i presjeku, slojevi su slabo hidrodinamički povezani. Rezervoari proizvodnih formacija karakteriziraju:

Niska propusnost;

Nizak sadržaj pijeska;

Povećan sadržaj gline;

Visoka disekcija.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonata i po površini i po presjeku. Kolektori horizonta AS10 i AS11 klasificiraju se kao srednje i niskoproduktivni, a AS12 su abnormalno nisko produktivni. Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne formacije i bez korištenja metoda poticanja proizvodnje. To potvrđuje i iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

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

1) dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

2) naslage su litološki prosijane, prirodnog režima - elastične, zatvorene,

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

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

5) temperatura rezervoara - 88-90 ° C,

6) niska propusnost ležišta, prosječne vrijednosti temeljene na rezultatima

7) visoka lateralna i vertikalna heterogenost slojeva,

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

9) tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

10) naftensko ulje, parafinsko i nisko smolasto.

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

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

Pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

Bubrenje komponenti glinene stijene u dodiru s ubrizganom vodom,

Začepljenje rezervoara finim mehaničkim nečistoćama u ubrizganoj vodi,

Taloženje soli u poroznom mediju ležišta tijekom kemijske interakcije ubrizgane i proizvedene vode,

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

Značajna osjetljivost na karakter vlaženja stijene injektiranim agensom, značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog taloženja parafina.

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

Kako bi se otklonio utjecaj ovih čimbenika na proces plavljenja, koriste se odgovarajuća tehnološka rješenja: optimalna mreža bušotina i tehnološki načini rada bušotine, utiskivanje vode traženog tipa i sastava u ležišta, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanjem posebnih komponenti u vodu.

Za polje Priobskoye, plavljenje treba smatrati glavnom metodom stimulacije.

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

Za polje Priobskoye, alkalno plavljenje se ne može preporučiti iz sljedećih razloga:

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

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

Trenutačno su naftne tvrtke koje obavljaju geološke i tehničke djelatnosti uglavnom ograničene na korištenje standardnih tehnologija hidrauličkog frakturiranja (hidrauličko frakturiranje) uz korištenje gelirane vodene otopine na bazi polimera. Ove tekućine, kao i tekućine za ubijanje, kao i tekućine za bušenje, uzrokuju značajna oštećenja formacije i samog loma, što značajno smanjuje zaostalu vodljivost loma, a kao rezultat toga i proizvodnju nafte. Začepljenje formacije i pukotina od posebne je važnosti na poljima s trenutnim tvorbenim tlakom manjim od 80% početnog.

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

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

Punjenje pjene - više od 52% plina.

Uzimajući u obzir tehnologije dostupne na ruskom tržištu i rezultate njihove implementacije, stručnjaci Gazpromneft-Khantos LLC odabrali su pjenasto hidrauličko frakturiranje i ponudili Schlumbergeru da izvede pilot radove (EPW). Na temelju njihovih rezultata napravljena je procjena učinkovitosti pjenastog hidrauličkog frakturiranja na polju Priobskoye. Punjenje pjenom, kao i konvencionalno frakturiranje, ima za cilj stvaranje loma u formaciji, čija visoka vodljivost osigurava protok ugljikovodika u bušotinu. Međutim, kod lomljenja pjene zbog zamjene (u prosjeku 60% volumena) dijela gelirane vodene otopine komprimiranim plinom (dušikom ili ugljičnim dioksidom) značajno se povećava propusnost i vodljivost fraktura, a kao posljedica toga, stupanj oštećenja formacije je minimalan. U svjetskoj praksi najveća učinkovitost korištenja pjenastih tekućina za hidrauličko frakturiranje zabilježena je u bušotinama u kojima energija ležišta nije dovoljna za potiskivanje istrošene tekućine za hidrauličko frakturiranje u bušotinu tijekom njenog razvoja. To se odnosi i na nove i na postojeće bušotine. Na primjer, za odabrane bušotine polja Priobskoye, ležišni tlak je pao na 50% od početnog. Tijekom lomljenja pjene, komprimirani plin, koji je ubrizgan kao dio pjene, pomaže istiskivanju otpadne otopine iz formacije, što povećava volumen otpadne tekućine i skraćuje vrijeme

razvoj bušotine. Dušik je odabran za izvođenje radova na polju Priobskoye kao najsvestraniji plin:

Široko se koristi u razvoju bušotina sa spiralnim cijevima;

Inertan;

Kompatibilan s tekućinama za hidrauličko frakturiranje.

Bušotine nakon završetka radova, koji su dio usluge "pjena", izveo je Schlumberger. Značajka projekta bila je izvođenje pilot radova ne samo na novom, već i na postojećem fondu bušotina, u formacijama s već postojećim hidrauličkim lomovima iz prvih radova, tzv. rehidrauličko frakturiranje. Kao tekuća faza pjenaste smjese odabran je umreženi polimerni sustav. Dobivena smjesa pjene uspješno pomaže u rješavanju problema očuvanja svojstava nagrade.

bojna zona. Koncentracija polimera u sustavu je samo 7 kg / t propanta, za usporedbu, u bušotinama iz neposrednog okruženja - 11,8 kg / t.

Trenutno možemo primijetiti uspješnu provedbu pjenastog hidrauličkog frakturiranja pomoću dušika u bušotinama formacija AC10 i AC12 polja Priobskoye. Posebna pozornost posvećena je radu u postojećem fondu bušotina, budući da ponovljeno hidrauličko frakturiranje omogućuje uključivanje novih formacija i međuslojeva u razvoj koji nisu bili pod utjecajem razvoja. Kako bi se analizirala učinkovitost pjenastog hidrauličkog frakturiranja, njihovi su rezultati uspoređeni s rezultatima dobivenim iz offset bušotina u kojima je izvedeno konvencionalno hidrauličko frakturiranje. Slojevi su imali istu debljinu neto plate. Stvarni protok tekućine i nafte u bušotinama nakon lomljenja pjene s prosječnim tlakom na ulazu u pumpu od 5 MPa premašio je protok susjednih bušotina za 20, odnosno 50%. nakon konvencionalnog frakturiranja i frakturiranja pjenom, proizlazi da su brzine protoka tekućine i nafte jednake, međutim, radni tlak u dnu bušotine prije pumpe u bušotinama nakon pjenastog hidrauličkog frakturiranja je u prosjeku 8,9 MPa, u okolnim bušotinama - 5,9 MPa. Ponovno izračunavanje potencijala bušotine za ekvivalentni tlak omogućuje procjenu učinka pjenastog hidrauličkog frakturiranja.

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

Trenutno, sjeverni dio polja razvija LLC RN-Yuganskneftegaz, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio razvija LLC Gazpromneft - Khantos, u vlasništvu Gazprom Nefta.

Odlukom guvernera Khanty-Mansi autonomnog okruga, polju je dodijeljen status "Teritorija posebnog postupka za korištenje podzemlja", što je odredilo poseban stav naftnih radnika prema razvoju polja Priobskoye. Nedostupnost rezervata, krhkost ekosustava polja dovela je do korištenja najnovijih ekoloških tehnologija. 60% teritorija polja Priobskoye nalazi se u poplavljenom dijelu poplavnog područja rijeke Ob; ekološki prihvatljive tehnologije koriste se u izgradnji bunara, tlačnih naftovoda i podvodnih prijelaza.

Objekti na licu mjesta koji se nalaze na području terena:

Booster crpne stanice - 3

Višefazna crpna stanica Sulzer - 1

Klasterne crpne stanice za pumpanje radnog sredstva u rezervoar - 10

Plutajuće crpne stanice - 4

Radionice za pripremu i crpljenje nafte - 2

Jedinica za odvajanje ulja (USN) - 1

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

Nizozemska crpna stanica Rosscor opremljena je na polju Priobskoye 2000. godine. Namijenjen je za crpljenje višefaznog fluida na terenu bez upotrebe baklji (kako bi se izbjeglo spaljivanje povezanog plina u poplavnoj ravnici rijeke Ob).

Postrojenje za preradu bušaćeg mulja na desnoj obali polja Priobskoye proizvodi silikatne opeke koje se koriste kao građevinski materijal za izgradnju cesta, temelja klastera itd. Kako bi se riješio problem iskorištavanja povezanog plina proizvedenog na polju Priobskoye, na polju Prirazlomnoye izgrađena je prva plinska turbina u autonomnom okrugu Hanty-Mansi, koja je opskrbljivala električnom energijom polja Priobskoye i Prirazlomnoye.

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

§2 Priprema ulja za rafiniranje

Sirova nafta dobivena iz bušotina sadrži prateće plinove (50-100 m3/t), formacijske vode (200-300 kg/t) i mineralne soli otopljene u vodi (10-15 kg/t), koji negativno utječu na transport, skladištenje i njegovu naknadnu obradu. Stoga priprema ulja za rafiniranje nužno uključuje sljedeće radnje:

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

Odsoljavanje nafte;

Dehidracija (dehidracija) ulja.

Stabilizacija ulja - sirova nafta iz regije Ob sadrži značajnu količinu lakih ugljikovodika otopljenih u njoj. Tijekom transporta i skladištenja ulja mogu se osloboditi, zbog čega će se promijeniti sastav ulja. Kako bi se izbjegao gubitak plina i, zajedno s njim, lakih frakcija benzina te kako bi se spriječilo onečišćenje zraka, ovi proizvodi se moraju ekstrahirati iz nafte prije rafiniranja. Sličan proces za odvajanje lakih ugljikovodika iz nafte u obliku povezanog plina naziva se stabilizacija ulje. Stabilizacija nafte u polju Ob provodi se metodom separacije izravno u području njezine proizvodnje pomoću mjernih jedinica.

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

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

Razmotrite dizajn električnih postrojenja za odsoljavanje.

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

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

Kako bi se ubrzao proces uništavanja emulzija, potrebno je ulje podvrgnuti drugim udarnim mjerama usmjerenim na povećanje kapljica vode, povećanje razlike gustoće i smanjenje viskoznosti ulja.

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

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

§ 3. Primarna prerada nafte iz polja Priobskoye

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

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

Atmosferska destilacija za dobivanje frakcija goriva i loživog ulja

Vakuumska destilacija loživog ulja za dobivanje uskih frakcija ulja i katrana

Vakuumska destilacija mješavine loživog ulja i katrana kako bi se dobila široka uljna frakcija i ponderirani ostatak koji se koristi za proizvodnju bitumena.

Destilacija nafte iz Obja provodi se u atmosferskim cjevastim jedinicama prema shemi s flash isparavanjem, t.j. s jednom složenom destilacijskom kolonom s bočnim odjeljcima za uklanjanje - to je energetski najpovoljnije, jer Ob 'ulje u potpunosti ispunjava zahtjeve pri korištenju takve instalacije: relativno nizak sadržaj benzina (12-15%) i prinos frakcija do 350 0 S ne više od 45%.

Sirova nafta, zagrijana vrućim strujama u izmjenjivaču topline 2, šalje se u električni dehidrator 3. Odatle se desalinizirano ulje pumpa kroz izmjenjivač topline 4 u peć 5, a zatim u destilacijski stup 6, gdje se isparava i razdvaja na potrebne frakcije. U slučaju demineraliziranog ulja, na shemama postrojenja nema električnog dehidratora.

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

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

Gorivo ulje se pumpa kroz sustav izmjenjivača topline u cjevastu peć, gdje se zagrijava na 350 ° -375 ° i ulazi u vakuumski stup za ispravljanje. Vakuum u koloni stvaraju parni mlazni ejektori (zaostali tlak 40-50 mm). Vodena para se dovodi na dno kolone. Uljni destilati uzimaju se iz različitih ladica kolone, prolaze kroz izmjenjivače topline i hladnjake. Ostatak se uklanja s dna stupca - katran.

Uljne frakcije odvojene od ulja pročišćavaju se selektivnim otopinama - fenolom ili furfurolom kako bi se uklonile neke od smolastih tvari, zatim se provodi deparatizacija mješavinom metil etil ketona ili acetona s toluenom kako bi se snizila točka tečenja ulja. Obrada uljnih frakcija završava se dodatnom obradom glinama za izbjeljivanje. Novije tehnologije za proizvodnju ulja koriste postupke hidrotretiranja umjesto gline.

Materijalna bilanca atmosferske destilacije nafte Ob':

§4 Katalitičko pucanje

Katalitički kreking je najvažniji proces rafiniranja koji značajno utječe na učinkovitost rafinerije u cjelini. Bit procesa je razgradnja ugljikovodika koji čine sirovinu (vakuumsko plinsko ulje) pod utjecajem temperature u prisutnosti aluminosilikatnog katalizatora koji sadrži zeolit. Ciljani proizvod KK jedinice je visokooktanska komponenta benzina s oktanskim brojem od 90 bodova ili više, prinos mu je od 50 do 65%, ovisno o korištenim sirovinama, primijenjenoj tehnologiji i načinu rada. Visok oktanski broj posljedica je činjenice da se izomerizacija događa i tijekom katalitičkog krekinga. Tijekom procesa nastaju plinovi koji sadrže propilen i butilene, koji se koriste kao sirovina za petrokemikalije i proizvodnju visokooktanskih benzinskih komponenti, lako plinsko ulje - sastavni dio dizelskog goriva i goriva za peć, te teško plinsko ulje - sirovina za proizvodnja čađe ili komponente loživog ulja.
Kapacitet modernih postrojenja je u prosjeku od 1,5 do 2,5 milijuna tona, međutim, u tvornicama vodećih svjetskih tvrtki postoje instalacije kapaciteta 4,0 milijuna tona.
Ključni dio postrojenja je reaktorsko-regeneracijska jedinica. Jedinica uključuje dovodnu peć za zagrijavanje, reaktor u kojem se odvijaju reakcije krekiranja i regenerator katalizatora. Svrha regeneratora je izgaranje koksa nastalog tijekom krekiranja i taloženog na površini katalizatora. Reaktor, regenerator i ulazna jedinica za sirovinu povezani su cjevovodima kroz koje cirkulira katalizator.
Kapaciteti katalitičkog krekinga u ruskim rafinerijama trenutno su očito nedostatni, a upravo se puštanjem u pogon novih blokova rješava problem predviđenog nedostatka benzina.

§4 Katalitičko reformiranje

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

Reformiranje služi za istovremenu proizvodnju visokooktanske osnovne komponente motornih benzina, aromatskih ugljikovodika i plina koji sadrži vodik.

Za ulje Ob, frakcija koja vrije unutar 85-180 0 C podvrgava se reformiranju, povećanje na kraju vrelišta potiče stvaranje koksa i stoga je nepoželjno.

Priprema sirovine za reforming - rektifikacija za izolaciju frakcija, hidrotretiranje radi uklanjanja nečistoća (dušik, sumpor, itd.) koje truju katalizatore procesa.

U procesu reformiranja koriste se platinasti katalizatori. Visoka cijena platine predodredila je njezin nizak sadržaj u katalizatorima industrijskog reformiranja i stoga potrebu za njezinom učinkovitom uporabom. To je olakšano korištenjem glinice kao nosača, koji je dugo bio poznat kao najbolji nosač za katalizatore aromatizacije.

Bilo je važno pretvoriti platina-aluminij katalizator u bifunkcionalni reforming katalizator, na kojem bi se odvijao cijeli kompleks reakcija. Za to je bilo potrebno podlogu dati potrebna kisela svojstva, što je postignuto obradom aluminijevog oksida klorom.

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

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

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

Bibliografski popis

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

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

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - o Ob u Wikipediji

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

5. Bannov P.G., Procesi prerade nafte, TsNIITEnef-tekhim, Moskva: 2001.

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

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