Câmpul Severo obskoe. Geologia câmpului Priobskoye (Priobka)

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Postat pe http://www.allbest.ru/

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre depozit

1.2 Secţiune litostratigrafică

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracteristicile formațiunilor productive

1.6 Caracteristicile acviferelor

1.7 Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

1.8.1 Rezerve de petrol

2. Principalii indicatori tehnici și economici ai dezvoltării câmpului Priobskoye

2.1 Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare ai câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalilor indicatori tehnico-economici ai dezvoltării

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea puțului

3. Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegerea metodei de impact asupra rezervorului de ulei

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare la câmpul Priobskoye

3.2.1 Inundarea cu apă

3.3 Metode de impact asupra zonei de fund a sondei pentru stimularea producției de petrol

3.3.1 Tratamente cu acizi

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

Industria petrolieră este una dintre cele mai importante componente ale economiei ruse, afectând direct formarea bugetului țării și exportul acesteia.

Starea bazei de resurse a complexului de petrol și gaze este cea mai acută problemă în prezent. Resursele de petrol se epuizează treptat, un număr mare de câmpuri sunt în stadiul final de dezvoltare și au un procent mare de apă tăiată, prin urmare, sarcina cea mai urgentă și primară este căutarea și punerea în funcțiune a câmpurilor tinere și promițătoare, dintre care unul. este zăcământul Priobskoye (din punct de vedere al rezervelor, este unul dintre cele mai mari zăcăminte din Rusia).

Rezervele de rezerve de petrol, aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat, la categoria С 1 sunt de 1827,8 milioane tone, recuperabile 565,0 milioane tone. cu un factor de recuperare a petrolului de 0,309, ținând cont de rezervele din zona tampon de sub câmpiile inundabile ale râurilor Ob și Bolșoi Salym.

Rezervele de sold de petrol din categoria C 2 sunt de 524073 mii tone, recuperabile - 48970 mii tone cu un factor de recuperare a petrolului de 0,093.

Câmpul Priobskoye are o serie de trăsături caracteristice:

mare, multistrat, unic din punct de vedere al rezervelor de petrol;

dificil de accesat, caracterizat prin mlaștinătate semnificativă, în perioada primăvară-vară, cea mai mare parte a teritoriului este inundată cu ape de inundație;

râul Ob curge prin zăcământ, împărțindu-l în părți pe malul drept și pe malul stâng.

Domeniul se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive. Formațiunile AC10, AC11, AC12 sunt de interes industrial. Colectorii orizonturilor АС10 și АС11 sunt clasificați ca productivi medii și scăzuti, iar АС12 sunt anormal de slab productivi. Funcționarea formațiunii AS12 ar trebui evidențiată ca o problemă de dezvoltare separată, deoarece , rezervorul AC12 este, de asemenea, cel mai semnificativ din punct de vedere al rezervelor dintre toate rezervoarele. Această caracteristică indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a afecta activ straturile sale productive.

Una dintre modalitățile de rezolvare a acestei probleme este implementarea măsurilor de intensificare a producției de petrol.

1 . Caracteristica geologicăPriobskyLocul nașterii

1.1 Informații generale despre depozit

Priobskoe depozit de ulei situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Zona de lucru este situată la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk, la 100 km vest de orașul Nefteyugansk.În prezent, zona este una dintre cele cu cea mai rapidă creștere economică din regiunea autonomă, ceea ce a devenit posibil datorită creșterii volumul de explorare geologică și producție de petrol...

Cele mai mari câmpuri dezvoltate din apropiere: Salymskoye, situat la 20 km spre est, Prirazlomnoye, situat în imediata apropiere, Pravdinskoye - 57 km spre sud-est.

Gazoductul Urengoy-Celiabinsk-Novopolotsk și gazoductul Ust-Balyk-Omsk se desfășoară în sud-estul zăcământului.

Zona Priobskaya din partea sa de nord este situată în câmpia inundabilă Ob - o câmpie aluvionară tânără cu acumulare de depozite cuaternare de o grosime relativ mare. Cotele absolute ale reliefului sunt de 30-55 m. Partea sudică a zonei tinde spre o câmpie aluvionară plată la nivelul celei de-a doua terase deasupra lumpii inundabile cu o slabă forme pronunțate eroziunea și acumularea râului. Marcajele absolute aici sunt 46-60 m.

Rețeaua hidrografică este reprezentată de canalul Maliy Salym, care curge în direcție sublatitudinală în partea de nord a zonei și în această zonă este conectat prin canalele mici Malaya Berezovskaya și Polaya cu marele și adânc canalul Obskaya Bolshoy Salym. Râul Ob este principala cale navigabilă a regiunii Tyumen. Districtul are un număr mare de lacuri, dintre care cele mai mari sunt Lacul Olevashkina, Lacul Karasye, Lacul Okunevoe. Mlaștinile sunt impracticabile, îngheață până la sfârșitul lunii ianuarie și reprezintă principalul obstacol în calea circulației vehiculelor.

Clima regiunii este puternic continentală, cu ierni lungi și veri scurte și calde. Iarna este geroasă și înzăpezită. Cea mai rece lună a anului este ianuarie (temperatura medie lunară -19,5 grade C). Minima absolută este de -52 grade C. Cea mai caldă este iulie (temperatura medie lunară este de +17 grade C), maxima absolută este de +33 grade C. Precipitațiile medii anuale sunt de 500-550 mm pe an, cu 75% în scădere. pe sezonul cald. Stratul de zapada se infiinteaza in a doua jumatate a lunii octombrie si dureaza pana la inceputul lunii iunie Grosimea stratului de zapada este de la 0,7 m la 1,5-2 m. Adâncimea de inghet al solului este de 1-1,5 m.

Zona luată în considerare este caracterizată prin soluri argiloase podzolice în zone relativ înalte și soluri turboase-podzolice-silt și turboase în zonele mlăștinoase ale zonei. În limitele câmpiilor, solurile aluvionare ale teraselor fluviale sunt preponderent nisipoase, pe alocuri argiloase. Flora este diversă. Pădurea de conifere și mixtă predomină.

Zona este situată într-o zonă de așternut izolat de roci de permafrost aproape de suprafață și relicte. Solurile înghețate de aproape de suprafață se află pe bazine de apă sub turbărele. Grosimea lor este controlată de nivelul apei subterane și atinge 10-15 m, temperatura este constantă și aproape de 0 grade C.

În teritoriile adiacente (la câmpul Priobskoye, rocile înghețate nu au fost studiate), permafrostul are loc la adâncimi de 140-180 m (câmpul Lyantorskoye). Grosimea permafrostului este de 15-40 m, rareori mai mult. Înghețate sunt mai des cele mai joase, mai argiloase, parte din Novyikhailovskaya și o parte nesemnificativă a formațiunilor Atlym.

Cele mai mari așezări cele mai apropiate de zona de lucru sunt orașele Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut și din mai mici. aşezări- satele Seliyarovo, Sytomino, Lempino și altele.

1.2 Litostratigraficincizie

Secțiunea geologică a câmpului Priobskoye este compusă dintr-un strat gros (mai mult de 3000 m) de sedimente terigene ale învelișului sedimentar al epocii mezo-cenozoice, apărute pe rocile complexului pre-jurasic, reprezentate de crusta de intemperii.

Pre-Jurasic educatie (Pz)

În secțiunea straturilor pre-jurasice se disting două niveluri structurale. Cea inferioară, limitată la crusta consolidată, este reprezentată de grafit-porfirite foarte dislocate, pietrișuri și calcare metamorfozate. Etajul superior, identificat ca un complex intermediar, este compus din depozite efuziv-sedimentare mai puțin dislocate de epocă permian-triasic de până la 650 m grosime.

Sistemul jurasic (J)

Sistemul Jurasic este reprezentat de toate cele trei diviziuni: inferior, mijlociu și superior.

Include formațiunile Tyumen (J1 + 2), Abalak și Bazhenov (J3).

Depozite Tyumen Formațiunile se află la baza învelișului sedimentar pe rocile scoarței meteorologice cu neconformități unghiulare și stratigrafice și sunt reprezentate de un complex de roci terigene de compoziție argilo-nisipoasă-siltioasă.

Grosimea depozitelor din Formația Tyumen variază de la 40 la 450 m. În limitele zăcământului au fost deschise la adâncimi de 2806-2973m. Depozitele formațiunii Tyumen sunt în mod constant suprapuse de depozitele din Jurasicul superior ale formațiunilor Abalak și Bazhenov. Abalakskaya Formațiunea este compusă din noroi glauconit ramificat, de culoare gri închis până la negru, cu straturi intermediare de siltstone în partea superioară a secțiunii. Grosimea apartamentului variază de la 17 la 32 m.

Depozite Bazhenov Formațiunile sunt reprezentate de noroiuri bituminoase de culoare gri închis, aproape negre, cu straturi intermediare de noroiuri ușor mâloase și roci organic-argilo-carbonatice. Formatiunea are o grosime de 26-38 m.

Sistemul cretacic (K)

Depozitele sistemului Cretacic sunt dezvoltate peste tot reprezentate de secțiunile superioare și inferioare.

Formațiunile Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya și Khanty-Mansiysk se disting în secțiunea inferioară de jos în sus, iar în secțiunea superioară, formațiunile Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya și Gankinskaya.

Partea de jos ahskoy Formația (K1g) este reprezentată în principal de noroi cu straturi subțiri subordonate de silstone și gresii, combinate în secvența Achimov.

În partea superioară a Formației Akh, există un membru matur din argile Pimsk de culoare gri închis, fin elutriate.

Grosimea totală a suitei variază de la vest la est de la 35 la 415 m. În secțiunile situate la est, un grup de straturi BS1-BS12 sunt limitate la acest strat.

Incizie Cherkashin Formarea (K1g-br) este reprezentată de alternarea ritmică a argilelor cenușii, siltstones și gresiilor mâloase. Acestea din urmă, în limitele câmpului, precum și gresiile, sunt petroliere industrial și sunt alocate în formațiunile АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Grosimea formațiunii variază de la 290 la 600 m.

Deasupra sunt argile de la gri închis până la negru alym Formațiuni (K1a), în partea superioară cu straturi intermediare de noroiuri bituminoase, în partea inferioară - siltstones și gresii. Grosimea apartamentului variază de la 190 la 240 m. Argilele sunt un sigiliu regional pentru zăcămintele de hidrocarburi din întreaga regiune de petrol și gaze Sredneobskaya.

Vikulovskaya suita (K1a-al) este formată din două sub-formații.

Cel de jos este predominant argilos, cel de sus este nisipos-argilos cu predominanță de gresii și siltstones. Formarea se caracterizează prin prezența detritusului vegetal. Grosimea formațiunii variază de la 264 m în vest până la 296 m în nord-est.

Khanty-Mansiysk Formația (K1a-2s) este reprezentată de intercalarea neuniformă a rocilor nisipo-argilacee cu predominanța primelor în partea superioară a secțiunii. Rocile formațiunii se caracterizează printr-o abundență de detritus carbonice. Grosimea formațiunii variază de la 292 la 306 m.

Uvat Formarea (K2s) este reprezentată de retopirea neuniformă a nisipurilor, siltstones, gresiilor. Formațiunea se caracterizează prin prezența resturilor vegetale carbonizate și feruginoase, detritus carbonice și chihlimbar. Grosimea apartamentului este de 283-301 m.

Versovskaia Suita (K2k-st-km) este subdivizată în două subformații. Cea inferioară, formată din argile montmorellonite de culoare cenușie, cu straturi intermediare de tip opoka cu grosimea de 45 până la 94 m, iar cea superioară, reprezentată de argile gri, gri închis, silicioase, nisipoase, de 87-133 m grosime.

Gankinskaya Formația (K2mP1d) constă din argile gri, cenușii verzui, care trec în marne cu boabe de glauconit și noduli de siderit. Grosimea sa este de 55-82m.

Sistem paleogen (P2)

Sistemul paleogen include roci din formațiunile Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya și Turtasskaya. Primele trei sunt reprezentate de sedimente marine, restul sunt continentale.

Talitskaia formațiunea este compusă dintr-un strat de argile cenușii închise, în zone de mâl. Există resturi de plante peritizate și solzi de pește. Grosimea apartamentului este de 125-146 m.

Lyulinvorskaya formațiunea este reprezentată de argile verzi-gălbui, în partea inferioară a secțiunii sunt adesea opocoide cu straturi intermediare de opokas. Grosimea apartamentului este de 200-363 m.

Tavdinskaya formațiunea care completează secțiunea Paleogenului Marin este alcătuită din argile cenușii, cenușii-albăstrui, cu straturi intermediare de siltstone. Grosimea apartamentului este de 160-180 m.

Atlymskaya Formațiunea este compusă din sedimente aluvio-marine continentale, formate din nisipuri cenușii până la albe, predominant cuarț cu straturi intermediare de cărbune brun, argile și silstone. Grosimea apartamentului este de 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formație - reprezentată de nisipuri intercalate neuniforme, gri, cu granulație fină, cuarțo-feldspată cu argile cenușii și cenușii-maronii și siltstones cu straturi intermediare de nisip și cărbune brun. Grosimea apartamentului nu depășește 80 m.

Turtasskaya Formația este formată din argilă gri-verzuie și silstones, cu strat subțire de diatomite și nisipuri cuarț-glauconite. Grosimea apartamentului este de 40-70 m.

Sistem cuaternar (Q)

Este prezent pretutindeni si este reprezentat in partea inferioara prin alternarea nisipurilor, argilelor, luturilor si luturilor nisipoase, in partea superioara - prin facies de mlastina si lacustre - limoluri, lutoase si lutoase nisipoase. Grosimea totală este de 70-100 m.

1.3 Tectonicstructura

Structura Priobskaya este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansiysk, a megafoldului Lyaminskiy, a grupurilor de ridicări Salym și West Lempinskaya. Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări sub formă de umflături și în formă de cupolă de ordinul doi și structuri anticlinale locale separate, care sunt obiectele de prospectare și explorare pentru petrol și gaze.

Planul structural modern al fundației pre-Jurasice a fost studiat de-a lungul orizontului reflectorizant „A”. Toate elementele structurale sunt afișate pe harta structurală de-a lungul orizontului reflectorizant „A”. În partea de sud-vest a regiunii - ridicări Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye. În partea de nord-vest - Est-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, complicând versantul estic al zonei de ridicare a Lempinskoe de Vest. În partea centrală se află jgheabul Sakhalin de Vest, la est de ridicările sale Gorshkovskoe și Sahalin, complicând umflarea Sredne-Lyaminsky și, respectiv, arcul structural Sahalin.

Ridicarea în formă de dom Priobskoye, ridicarea de amplitudine mică a Priobskoye de Vest, structurile Sakhalin de Vest, Novoobskaya pot fi urmărite de-a lungul orizontului reflectorizant „DB”, limitat la vârful membrului Bystrinskaya. Ridicarea Khanty-Maniysk este conturată în vestul pieței. La nord de ridicarea Priobskoe iese în evidență ridicarea locală Svetloye. În partea de sud a câmpului în zona fântânii. 291, ridicarea fără nume se distinge condiționat. Zona ridicată de Est Seliyarovskaya din zona de studiu este conturată de un izo-gips seismic deschis - 2280 m. O structură izometrică de amplitudine mică poate fi urmărită lângă puțul 606. Zona Seliyarovskaya este acoperită cu o rețea rară de linii seismice, pe baza căreia se poate prezice o structură pozitivă. Ridicarea Seliyarovskoe este confirmată de planul structural pentru orizontul reflectorizant „B”. Datorită cunoașterii slabe a părții de vest a zonei, explorare seismică, la nord de structura Seliyarovskaya, se distinge în mod condiționat o ridicare fără nume în formă de cupolă.

1.4 Conținutul de ulei

În câmpul Priobskoye, podeaua purtătoare de petrol acoperă depozite groase semnificative de acoperire sedimentară din jurasicul mijlociu până în epoca apțiană și are mai mult de 2,5 km.

Din zăcămintele din formațiunile Tyumen (Yu 1 și Yu 2) și Bazhenov (Yu 0) au fost obținute afluxuri necomerciale de petrol și miezuri cu semne de hidrocarburi. Din cauza numărului limitat de materiale geologice și geofizice disponibile, structura zăcămintelor nu a fost suficient de fundamentată până în prezent.

Capacitatea petrolieră comercială este stabilită în formațiunile neocomiene ale grupului AS, unde sunt concentrate 90% din rezervele dovedite. Principalele straturi productive sunt închise între unitățile de argilă Pimskaya și Bystrinskaya. Depozitele se limitează la corpuri lenticulare de nisip formate în depozitele de raft și clinoforme ale Neocomianului, a căror productivitate nu este controlată de planul structural modern și este determinată practic doar de prezența rezervoarelor productive în secțiune. Absența apei de formare în timpul numeroaselor încercări în partea productivă a secțiunii demonstrează că depozitele de ulei asociate straturilor acestor pachete sunt corpuri lenticulare închise complet umplute cu ulei, iar contururile depozitelor pentru fiecare strat nisipos sunt determinate de limitele distribuției sale. O excepție este formațiunea AC 7, unde afluxurile de apă din formațiune au fost obținute din lentile de nisip umplute cu apă.

În cadrul sedimentelor productive neocomiene au fost identificate 9 obiecte de calcul: 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. Depozitele formațiunilor АС 7, АС 9 nu prezintă interes industrial.

Profilul geologic este prezentat în Figura 1.1.

1.5 Caracteristicăproductivstraturi

Principalele rezerve de petrol de pe câmpul Priobskoye sunt concentrate în sedimente din epoca neocomiană. O caracteristică a structurii geologice a zăcămintelor asociate cu rocile neocomiene este aceea că au o structură megastratificată, datorită formării lor în condiții de umplere laterală a unui bazin maritim suficient de adânc (300-400 m) datorită înlăturării clasticului terigen. material din est și sud-est. Formarea megacomplexului neocomian de roci sedimentare s-a petrecut într-o serie întreagă de condiții paleogeografice: sedimentare continentală, litoral-marină, de platformă și sedimentare foarte lentă în mare adâncime deschisă.

Pe măsură ce ne deplasăm de la est la vest, există o înclinare (față de Formația Bazhenov, care este un reper regional) atât a membrilor argiloși îmbătrâniți (referent zonal) cât și a rocilor nisipoase-siltstone conținute între ele.

Conform determinărilor făcute de specialiștii ZapSibNIGNI asupra faunei și polenului de spori prelevați din argile în intervalul de apariție a membrului Pimskaya, vârsta acestor depozite s-a dovedit a fi hauteriviană. Toate straturile care sunt situate deasupra membrului Pimskaya. Au fost indexați ca grup AS, prin urmare, la câmpul Priobskoye, straturile BS 1-5 au fost reindexate la AS 7-12.

La calcularea rezervelor au fost identificate 11 formațiuni productive ca parte a megacomplexului de zăcăminte productive neocomiene: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2. -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Unitatea de rezervor AS 12 se află la baza megacomplexului și este cea mai adâncă parte din punct de vedere al formării. Compoziția include trei straturi AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, care sunt separate prin argile relativ mature pe cea mai mare parte a zonei, a căror grosime variază de la 4 la 10 m.

Depozitele formațiunii AS 12/3 sunt limitate la elementul monoclinal (nasul structural), în interiorul căruia există ridicări de amplitudine redusă și jgheaburi cu zone de tranziție între ele.

Zăcământul principal AS12/3 a fost recuperat la adâncimi de 2620-2755 m și este cernat litologic din toate părțile. Din punct de vedere al suprafeței, ocupă partea centrală asemănătoare unei terase, cea mai înălțată a nasului structural și este orientată de la sud-vest la nord-est. Grosimile saturate cu ulei variază de la 12,8 m până la 1,4 m. Debitele de ulei variază de la 1,02 m 3 / zi, Нд = 1239 m până la 7,5 m3 / zi cu Нд = 1327 m. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 25,5 km pe 7,5 km, iar înălțimea este de 126 m.

Depozitul AS 12/3 a fost deschis la o adâncime de 2640-2707 m și se limitează la ridicarea locală Khanty-Mansiysk și zona de adâncime a acesteia. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Debitele de ulei sunt mici și se ridică la 0,4-8,5 m 3 / zi la diferite niveluri dinamice. Cea mai mare cotă din partea boltită este fixată la -2640 m, iar cea mai joasă (-2716 m). Dimensiunile depozitului sunt de 18 pe 8,5 km, înălțimea este de 76 m. Tipul este testat litologic.

Rezervorul principal AC12 / 1-2 este cel mai mare din domeniu. A fost recuperat la adâncimi de 2536-2728 m. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de mică amplitudine cu zone de tranziție între ele.Pe trei laturi, structura este limitată de ecrane litologice, iar numai în sud (până la zona Vostochno-Frolovskaya) lacurile de acumulare tind să se dezvolte. Grosimile saturate cu ulei variază într-un interval larg de la 0,8 la 40,6 m, în timp ce zona de grosimi maxime (mai mult de 12 m) acoperă partea centrală a zăcământului, precum și cea estică. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 45 km pe 25 km, înălțimea este de 176 m.

În rezervorul AS 12 / 1-2 au fost descoperite depozite de 7,5 pe 7 km, o înălțime de 7 m și 11 pe 4,5 km și o înălțime de 9 m. Ambele zăcăminte sunt de tip cernut litologic.

Rezervorul AS 12/0 are o zonă de dezvoltare mai mică. Depozitul principal AC 12/0 este un corp lenticular orientat de la sud-vest la nord-est. Dimensiunile sale sunt de 41 pe 14 km, înălțimea este de 187 m. Debitele de ulei variază de la primele unități de m3/zi la niveluri dinamice până la 48 m3/zi.

Acoperirea orizontului AS 12 este formată dintr-un strat gros (până la 60 m) de roci argiloase.

Deasupra secțiunii, există un strat de salariu AS 11, care include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ultimele trei sunt conectate într-un singur obiect de numărare, care are o structură foarte complexă atât în ​​secțiune, cât și în zonă. În zonele de dezvoltare a rezervorului, gravitând spre secțiunile laterale apropiate, se observă cea mai semnificativă grosime a orizontului cu tendință de creștere spre nord-est (până la 78,6 m). În sud-est, acest orizont este reprezentat doar de stratul AS 11/2, în partea centrală - de stratul AS 11/3, la nord - de stratul AS 11 / 2-4.

Depozitul principal AC11 / 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye. Stratul АС11 / 1 este dezvoltat în partea principală a ridicării submeridionale, care complică monoclinul. Pe trei laturi, depozitul este limitat de zone de argilă, iar în sud, granița este trasată condiționat. Dimensiunea rezervorului principal este de 48 pe 15 km, înălțimea este de 112 m. Ratele de producție de petrol variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m până la 11,8 m 3 / zi.

Stratul AC 11/0 a fost identificat ca corpuri lenticulare izolate în nord-est și în sud. Grosimea sa este de la 8,6 m la 22,8 m. Primul depozit are dimensiuni de 10,8 pe 5,5 km, al doilea 4,7 pe 4,1 km. Ambele zăcăminte sunt de tip cernut litologic. Se caracterizează prin intrări de petrol de la 4 la 14 m 3 / zi la nivel dinamic. Orizontul AC 10 este pătruns de aproape toate puțurile și este format din trei straturi AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Zăcământul principal AS 10/2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Tipul de rezervor este cernat litologic, dimensiuni 31 pe 11 km, înălțime până la 292 m. Grosimile saturate cu ulei variază de la 15,6 m la 0,8 m.

Zăcământul principal AC10/1 a fost recuperat la adâncimi de 2374-2492 m. Dimensiunea zăcământului este de 38 pe 13 km, înălțimea este de până la 120 m. Limita de sud este trasată condiționat. Grosimile saturate de ulei variază de la 0,4 la 11,8 m. Afluxurile de petrol anhidru au variat de la 2,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1064 m până la 6,4 m 3 / zi.

Secțiunea unității AS 10 este completată de stratul productiv AS 10/0, în cadrul căruia au fost identificate trei depozite, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Horizon AC 9 are o distribuție limitată și se prezintă sub formă de zone fasciale separate situate în părțile de nord-est și est ale structurii, precum și în regiunea plonjei de sud-vest.

Sedimentele productive neocomiene sunt completate de stratul AS 7, care are un model mozaic în locația câmpurilor petroliere și apoase.

Cel mai mare zăcământ Vostochnaya din zonă a fost deschis la adâncimi de 2291-2382 m. Este orientat de la sud-vest la nord-est. Afluxuri de petrol 4,9-6,7 m 3 / zi la cote dinamice de 1359-875 m. Grosimile saturate de petrol variază de la 0,8 la 67,8 m. Dimensiunile rezervorului sunt de 46 pe 8,5 km, înălțimea este de 91 m.

Un total de 42 de zăcăminte au fost descoperite în câmp. Zona maximă are rezervorul principal în rezervorul AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minim (10 km 2) - rezervorul în rezervorul AS 10/1.

Tabel rezumativ al parametrilor rezervorului din zona de producție

Tabelul 1.1

câmp de producție geologică formare petrolieră

1.6 Caracteristicăacviferecomplexe

Câmpul Priobskoye face parte din sistemul hidrodinamic al bazinului artezian siberian de vest. Caracteristica sa este prezența depozitelor argiloase rezistente la apă din Oligocen-Turonian, a căror grosime ajunge la 750 m, împărțind secțiunea mezo-cenozoică în niveluri hidrogeologice superioare și inferioare.

Etajul superior reunește sedimentele epocii turoniano-cuaternare și se caracterizează prin schimb liber de apă. În termeni hidrodinamici, podeaua este un acvifer, ale cărui ape subterane și interstratale sunt interconectate.

Nivelul hidrogeologic superior include trei acvifere:

1- acvifer al depozitelor cuaternare;

2- acviferul noilor zăcăminte Mikhaylovsky;

3- acviferul zăcămintelor Atlym.

O analiză comparativă a acviferelor a arătat că acviferul Atlym poate fi considerat principala sursă de alimentare centralizată cu apă potabilă. Cu toate acestea, din cauza unei reduceri semnificative a costurilor de operare, noul orizont Mihailovski poate fi recomandat.

Nivelul hidrogeologic inferior este reprezentat de sedimente de epocă cenomano-jurasică și roci udate din partea superioară a subsolului prejurasic. La adâncimi mari, într-un mediu dificil, iar pe alocuri aproape stagnant, se formează ape termale foarte mineralizate, care au o saturație mare de gaze și o concentrație crescută de microelemente. Etajul inferior se distinge prin izolarea fiabilă a acviferelor de factorii naturali și climatici de suprafață. În secțiunea sa se disting patru acvifere. Toate complexele și acvicludele pot fi urmărite la o distanță considerabilă, dar, în același timp, se observă formarea de argilă a celui de-al doilea complex în câmpul Priobskoye.

Pentru inundarea rezervoarelor de petrol din regiunea Ob Mijlociu, apele subterane ale complexului Aptian-Cenomanian sunt utilizate pe scară largă, compuse dintr-un strat de nisipuri slab cimentate, afanate, gresii, siltstone și argile din formațiunile Uvatskaya, Khanty-Mansiysk și Vikulovskaya, bine susținută în zonă, destul de omogenă în cadrul sitului. Apele se caracterizează printr-o corozivitate scăzută datorită absenței hidrogenului sulfurat și a oxigenului din ele.

1.7 Fizico-chimicproprietățirezervorfluide

Uleiurile de rezervor pentru formațiunile productive AC10, AC11 și AC12 nu prezintă diferențe semnificative în proprietățile lor. Natura modificării proprietăților fizice ale uleiurilor este tipică pentru depozitele care nu au o ieșire la suprafață și sunt înconjurate de apă de margine. În condiții de rezervor de petrol cu ​​saturație medie în gaz, presiunea de saturație este de 1,5-2 ori mai mică decât presiunea din rezervor (grad ridicat de compresie).

Datele experimentale privind variabilitatea uleiurilor de-a lungul secțiunii instalațiilor de producție a câmpului indică o eterogenitate nesemnificativă a petrolului în cadrul zăcămintelor.

Uleiurile formațiunilor АС10, АС11 și АС12 sunt apropiate unele de altele, uleiul mai ușor din formațiunea АС11, fracția molară de metan din el este de 24,56%, conținutul total de hidrocarburi С2Н6-С5Н12 este de 24,56%. Pentru uleiurile din toate rezervoarele, prevalența butanului și pentanului normal asupra izomerilor este caracteristică.

Cantitatea de hidrocarburi ușoare CH4 - C5H12 dizolvate în uleiuri degazate este de 8,2-9,2%.

Gazul petrolier de separare standard este bogat în grăsimi (raportul de grăsimi mai mult de 50), fracția molară a metanului din el este de 56,19 (formația AC10) - 64,29 (formația AC12). Cantitatea de etan este mult mai mică decât cea de propan, raportul C2H6 / C3H8 este de 0,6, ceea ce este tipic pentru gazele din zăcămintele de petrol. Conținutul total de butani 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, hidrocarburi grele С6Н14 + mai mare 0,95-1,28%. Cantitatea de dioxid de carbon și azot este mică, aproximativ 1%.

Uleiurile degazate din toate straturile sunt sulfuroase, parafinice, usor rasinoase, de densitate medie.

Ulei din rezervorul AS10 de vâscozitate medie, cu conținut de fracții până la 350_C mai mult de 55%, uleiurile rezervoarelor AS11 și AS12 sunt vâscoase, cu conținut de fracții până la 350_C de la 45% la 54,9%.

Cod tehnologic al uleiurilor din rezervorul AS10-II T1P2, rezervoarele AS11 și AS12-II T2P2.

Evaluarea parametrilor datorati caracteristicilor individuale ale uleiurilor si gazelor sa realizat in conformitate cu conditiile cele mai probabile pentru colectarea, tratarea si transportul petrolului in teren.

Condițiile de separare sunt următoarele:

Etapa 1 - presiune 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Etapa 2 - presiune 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Etapa 3 - presiune 0,491 MPa, temperatura 40_C;

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

Comparația valorilor medii ale porozității și permeabilității rezervoarelorstraturi АС10-АС12 prin miez și logare

Tabelul 1.2

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

Rezervele de petrol ale zăcământului Priobskoye au fost estimate în general pentru formațiunile fără diferențiere pe zăcăminte. Datorită absenței apelor de formare în depozitele limitate litologic, s-au calculat rezerve pentru zonele pur petroliere.

Bilanțul rezervelor de petrol ale zăcământului Priobskoye au fost estimate prin metoda volumetrică.

Baza pentru calcularea modelelor de rezervor au fost rezultatele interpretării exploatării forestiere. În acest caz, următoarele estimări ale parametrilor rezervorului au fost luate ca valori limită ale rezervorului-non-rezervor: K op 0,145, permeabilitate 0,4 mD. Din rezervoare și, în consecință, din calculul rezervelor, au fost excluse zone de straturi în care valorile acestor parametri au fost mai mici decât cele standard.

La calcularea rezervelor a fost utilizată metoda înmulțirii hărților a trei parametri principali de calcul: grosimea efectivă saturată de ulei, porozitatea deschisă și coeficienții de saturație în ulei. Plata netă a petrolului a fost calculată separat pe categorii de rezerve.

Alocarea categoriilor de rezerve se realizează în conformitate cu „Clasificarea rezervelor de depozite...” (1983). În funcție de nivelul de explorare a zăcămintelor din câmpul Priobskoye, rezervele de petrol și gaze dizolvate din acestea sunt calculate în categoriile B, C 1, C 2. Rezervele de categoria B au fost identificate în cadrul ultimelor sonde ale liniilor de producție din zona forată din stânga câmpului. Rezervele de categoria C 1 au fost alocate în zonele studiate de sonde de explorare, în care s-au obținut debite comerciale de petrol sau au existat informații pozitive privind exploatarea puțurilor. Rezervele din zonele neexplorate de zăcăminte au fost clasificate în categoria C 2. Limita dintre categoriile C1 și C2 a fost trasată la o distanță de o treaptă dublă a rețelei operaționale (500x500 m), conform prevederilor „Clasificarea...”.

Evaluarea rezervelor a fost finalizată prin înmulțirea volumelor obținute de rezervoare saturate cu petrol pentru fiecare rezervor și în cadrul categoriilor identificate cu densitatea petrolului degazat în timpul separării trepte și factorul de conversie. Trebuie remarcat faptul că acestea sunt oarecum diferite de cele adoptate anterior. Acest lucru se datorează, în primul rând, excluderii din calcule a puțurilor situate cu mult dincolo de zona licenței și, în al doilea rând, modificărilor în indexarea straturilor în sondele individuale de explorare ca urmare a unei noi corelații a zăcămintelor productive.

Parametrii de calcul acceptați și rezultatele obținute la calculul rezervelor de petrol sunt redate mai jos.

1.8.1 Stocuriulei

La data de 01.01.98, în bilanțul rezervelor de petrol VGF sunt trecute în valoare de:

Recuperabil 613 380 mii tone

Recuperabil 63.718 mii tone

Recuperabil 677098 mii tone

Rezerve de petrol pe strat

Tabelul 1.3

Pe secțiunea forată a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye a fost efectuată estimarea rezervelor de către Partidul Yuganskneftegaz.

Piesa forată conține 109.438 mii tone. bilant si 31.131 mii tone. rezerve recuperabile de petrol la factorul de recuperare a petrolului 0,284.

Pentru partea forată, rezervele sunt distribuite în cusături după cum urmează:

Echilibrul stratului AC10 50%

Recuperabil 46%

Soldul rezervorului AS11 15%

Recuperabil 21%

Soldul rezervorului AS12 35%

Recuperabil 33%

În zona luată în considerare, cea mai mare parte a rezervelor este concentrată în formațiunile AC10 și AC12. Această zonă conține 5,5% din rezerve m/r. 19,5% din rezervele formațiunii AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (malul stângparte)

Stocuriuleipezonaexploatare

Tabelul 1.4

*) Pentru partea din teritoriul de categoria C1, din care se desfășoară producția de petrol

2 . Metode de extracție, echipamente utilizate

Dezvoltarea fiecărei unități de producție АС 10, АС 11, АС 12 a fost realizată cu amplasarea puțurilor conform unei scheme triunghiulare liniare cu trei rânduri cu o densitate a rețelei de 25 hectare/puț, cu forarea tuturor puțurilor până la formare. АС 12.

În 2007, SibNIINP a pregătit un addendum la Schema de proces pentru dezvoltarea-pilot a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye, inclusiv zona inundabilă N4, în care s-au făcut ajustări pentru dezvoltarea părții de pe malul stâng a câmpului cu conectarea noilor tampoane N140 și 141 în zona inundabilă a câmpului ... În conformitate cu acest document, se are în vedere implementarea unui sistem de blocuri cu trei rânduri (densitatea rețelei - 25 hectare/puț) cu o tranziție ulterioară într-o etapă ulterioară de dezvoltare la un sistem bloc închis.

Dinamica principalilor indicatori tehnico-economici ai dezvoltării este prezentată în tabelul 2.1

2. 1 DinamicamajorindicatoridezvoltarePriobskyLocul nașterii

tabelul 2.1

2. 2 Analizămajortehnice si economiceindicatoridezvoltare

Dinamica indicatorilor de dezvoltare pe baza tabelului 2.1 este prezentată în Fig. 2.1.

Câmpul Priobskoye a fost dezvoltat din 1988. De 12 ani de dezvoltare, după cum se poate observa din Tabelul 3, producția de petrol este în continuă creștere.

Dacă în 1988 era de 2300 de tone de petrol, atunci până în 2010 a ajuns la 1485000 de tone, producția de lichid a crescut de la 2300 la 1608000 de tone.

Astfel, până în anul 2010, producția cumulată de petrol se ridica la 8583,3 mii tone. (tabelul 3.1).

Din 1991, pentru a menține presiunea din rezervor, au fost puse în funcțiune puțuri de injecție și începe injectarea apei. La sfârșitul anului 2010, erau 132 puțuri de injecție, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Odată cu o creștere a injecției, rata medie de producție de petrol a puțurilor în exploatare crește. Până în 2010, debitul crește, ceea ce se explică prin alegerea corectă a cantității de apă injectată.

De asemenea, de la punerea în funcțiune a fondului de injecție, tăierea de apă din producție începe să crească și până în 2010 ajunge la nivelul de 9,8%, în primii 5 ani tăierea de apă este de 0%.

Stocul de sonde producătoare până în anul 2010 a constituit 414 sonde, dintre care 373 sonde producătoare de produse prin metoda mecanizată, iar până în 2010, producția cumulată de petrol a fost de 8583,3 mii tone. (tabelul 2.1).

Câmpul Priobskoye este unul dintre cele mai tinere și promițătoare din Siberia de Vest.

2.3 Particularitățidezvoltare,influenţândpeexploatarefântâni

Câmpul este caracterizat de rate scăzute de producție de puțuri. Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost productivitatea scăzută a puțurilor de producție, injectivitate naturală scăzută (fără fracturarea straturilor prin apa injectată) a puțurilor de injecție, precum și redistribuirea slabă a presiunii între rezervoare în timpul menținerii presiunii din rezervor (datorită conexiunii hidrodinamice slabe). a secţiunilor individuale ale rezervoarelor). Funcționarea formațiunii AS 12 ar trebui menționată ca o problemă separată de dezvoltare a câmpului. Din cauza ratelor scăzute de producție, multe sonde din această formațiune trebuie să fie închise, ceea ce poate duce la suspendarea unor rezerve semnificative de petrol pentru o perioadă nedeterminată. Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă pentru rezervorul AS 12 este implementarea măsurilor de stimulare a producției de petrol.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în ​​zonă, cât și în secțiune. Colectorii orizonturilor AS 10 și AS 11 sunt clasificați ca productivi medii și scăzuti, iar AS 12 sunt productivi anormal de scăzut.

Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ formațiunile productive ale acestuia și fără a utiliza metode de intensificare a producției.

Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din malul stâng.

3 . Metode de recuperare îmbunătățită a uleiului aplicate

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

Alegerea unei metode de influențare a zăcămintelor de petrol este determinată de o serie de factori, dintre care cei mai semnificativi sunt caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor, posibilitățile tehnologice de implementare a metodei într-un anumit domeniu și criterii economice... Metodele de stimulare a rezervorului enumerate mai sus au numeroase modificări și, în esență, se bazează pe un set imens de compoziții de agenți de lucru utilizați. Prin urmare, atunci când se analizează metodele de stimulare existente, este logic, în primul rând, să se folosească experiența de dezvoltare a câmpurilor din Siberia de Vest, precum și a câmpurilor din alte regiuni cu proprietăți de rezervor similare câmpului Priobskoye (în primul rând permeabilitate scăzută a rezervorului) și rezervor. fluide.

Dintre metodele de stimulare a producției de petrol prin influențarea zonei de fund a puțului, cele mai răspândite sunt:

fracturare hidraulică;

tratamente cu acid;

tratamente fizice și chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

efecte de impuls-șoc, vibroacustice și acustice.

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare la câmpul Priobskoye

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diferitelor metode de stimulare sunt:

adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt cernute litologic, regim natural - elastic închis,

grosimea cusăturilor AC 10, AC 11 și, respectiv, AC 12, până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

presiunea inițială a rezervorului - 23,5-25 MPa,

temperatura rezervorului - 88-90 0 С,

permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii conform rezultatelor studiilor de bază - pentru formațiunile АС 10, АС 11 și АС 12, respectiv 15,4, 25,8, 2,4 mD,

eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

densitatea uleiului de formare - 780-800 kg / m 3,

vâscozitatea uleiului de formare - 1,4-1,6 mPa * s,

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei naftenic, parafinic și ușor rășinos.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru aplicarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele de mai sus: metodele termice și inundarea polimerilor ( ca metodă de deplasare a petrolului din formaţiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru rezervoare cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundarea polimerului este de preferință utilizată în rezervoare cu o permeabilitate mai mare de 0,1 μm 2 pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 0 С ( pentru temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri speciali, scumpi).

3.2.1 Inundarea cu apă

Experiența dezvoltării câmpurilor interne și externe arată că inundarea cu apă se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută, cu respectarea strictă a cerințelor necesare pentru tehnologia implementării sale.

Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundării cu apă a formațiunilor cu permeabilitate scăzută se numără:

deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

înfundarea rezervorului cu impurități mecanice fine în apa injectată,

precipitarea sedimentelor de sare în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și produse,

reducerea acoperirii rezervorului prin inundarea cu apă datorită formării de fracturi-fracturi în jurul puțurilor de injecție și propagării lor adânc în rezervor (pentru rezervoarele discontinue, este, de asemenea, posibilă o ușoară creștere a măturarii rezervorului de-a lungul secțiunii),

sensibilitate semnificativă la caracterul umectabilității rocii de către agentul injectat; scăderea semnificativă a permeabilității rezervorului datorită depunerii de parafină.

Manifestarea tuturor acestor fenomene în rezervoare cu permeabilitate scăzută provoacă consecințe mai semnificative decât în ​​rocile cu permeabilitate ridicată.

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, se folosesc soluții tehnologice adecvate: rețele optime de puțuri și moduri tehnologice de funcționare a puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în rezervoare, tratarea mecanică, chimică și biologică corespunzătoare a acesteia, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea cu apă ar trebui să fie considerată principala metodă de stimulare.

Aplicarea soluțiilor de surfactantîn teren a fost respinsă, în primul rând din cauza eficienței scăzute a acestor reactivi în rezervoare cu permeabilitate scăzută.

Pentru câmpul Priobskoye și inundatii alcaline nu poate fi recomandată din următoarele motive:

Principalul este conținutul predominant de argilă structurală și stratificată din rezervoare. Agregatele de argilă sunt reprezentate de caolinit, clorit și hidromica. Interacțiunea alcaline cu materialul argilos poate duce nu numai la umflarea argilelor, ci și la distrugerea rocii. O soluție alcalină de concentrație scăzută crește coeficientul de umflare al argilelor de 1,1-1,3 ori și reduce permeabilitatea rocii de 1,5-2 ori comparativ cu apa dulce, ceea ce este critic pentru rezervoarele cu permeabilitate scăzută ale câmpului Priobskoye. Utilizarea solutiilor de concentratie mare (reducerea umflarii argilelor) activeaza procesul de distrugere a rocii. În plus, argilele foarte schimbătoare de ioni pot afecta negativ marginea soluției alcaline prin înlocuirea sodiului cu hidrogen.

Eterogenitate foarte dezvoltată a formațiunii și un număr mare de straturi intermediare, ceea ce duce la o acoperire scăzută a formațiunii cu soluție alcalină.

Principalul obstacol în calea aplicării sisteme de emulsie pentru a influența depozitele câmpului Priobskoye, există caracteristici scăzute de filtrare ale rezervoarelor câmpului. Rezistența la filtrare creată de emulsii în rezervoare cu permeabilitate scăzută va duce la o scădere bruscă a injectivității puțurilor de injecție și la o scădere a ratei producției de petrol.

3.3 Metode de impact asupra zonei de formare a găurii pentru stimularea producției

3.3.1 Tratamente cu acizi

Tratamentul cu acid al rezervoarelor se efectuează atât pentru a crește, cât și pentru a restabili permeabilitatea rezervorului din zona de fund a puțului. Majoritatea acestor lucrări au fost efectuate în timpul transferului puțurilor la injecție și a creșterii ulterioare a injectivității acestora.

Acidizarea standard la câmpul Priobskoye constă în prepararea unei soluții care conține 14% HCl și 5% HF, cu un volum de 1,2-1,7 m 3 pe 1 metru de grosime a formațiunii perforate și pomparea acesteia în intervalul perforat. Timpul de răspuns este de aproximativ 8 ore.

Atunci când se ia în considerare eficacitatea acțiunii acizilor anorganici, au fost luate în considerare puțurile de injecție cu injecție prelungită (mai mult de un an) de apă înainte de tratare.Tratamentul cu acid al structurilor din apropierea puțurilor din puțurile de injecție se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de restaurare. injectivitatea lor. Ca exemplu, Tabelul 3.1 prezintă rezultatele tratamentelor pentru un număr de godeuri de injectare.

Rezultatele tratamentelor în puțuri de injecție

Tabelul 3.1

Analiza tratamentelor efectuate arată că compoziția acidului clorhidric și fluorhidric îmbunătățește permeabilitatea zonei din apropierea sondei, injectivitatea puțurilor a crescut de la 1,5 la 10 ori, efectul putând fi urmărit de la 3 luni la 1 an.

Astfel, pe baza analizei tratamentelor acide efectuate pe teren, se poate concluziona că este indicat să se efectueze tratamente acide ale zonelor de fund ale puțurilor de injecție pentru a restabili injectivitatea acestora.

3.3.2 Fracturarea hidraulica

Fracturarea hidraulică (fracturarea hidraulică) este una dintre cele mai eficiente metode de stimulare a producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută și de creștere a producției de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în ​​practica de producție de petrol autohtonă, cât și străină.

O experiență semnificativă în fracturare hidraulică a fost deja acumulată la câmpul Priobskoye. Analiza efectuată la câmpul de fracturare hidraulică indică eficiența ridicată a acestui tip de stimulare a producției pentru câmp, în ciuda ratei semnificative de scădere a ratei de producție după fracturarea hidraulică. Fracturarea hidraulică în cazul zăcământului Priobskoye nu este doar o metodă de stimulare a producției, ci și de creștere a recuperării petrolului. În primul rând, fracturarea hidraulică face posibilă conectarea rezervelor de petrol nedrenate în rezervoarele discontinue ale câmpului. În al doilea rând, acest tip de impact face posibilă retragerea unui volum suplimentar de ulei din formațiunea AS 12 cu permeabilitate scăzută într-un timp acceptabil de funcționare pe teren.

NotaadiţionalmineritdindeținereFracturarea hidraulicapePriobskomcamp.

Introducerea metodei de fracturare hidraulică la câmpul Priobskoye a început în 2006 ca una dintre cele mai recomandate metode de stimulare în condițiile de dezvoltare date.

În perioada 2006 – ianuarie 2011, pe teren au fost efectuate 263 de operațiuni de fracturare hidraulică (61% din fond). Principalul număr de lucrări de fracturare hidraulică a fost efectuat în 2008 - 126.

La sfârşitul anului 2008, producţia suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice se ridica deja la aproximativ 48% din totalul petrolului produs în cursul anului. Mai mult, cea mai mare parte a producției suplimentare a fost petrol din rezervorul AS-12 - 78,8% din producția totală din rezervor și 32,4% din producția totală. Pentru rezervorul AS11 - 30,8% din producția totală pentru rezervor și 4,6% din producție în general. Pentru rezervorul AS10 - 40,5% din producția totală pentru rezervor și 11,3% din producție în general.

După cum puteți vedea, principala țintă pentru fracturarea hidraulică a fost formațiunea AS-12 ca fiind cea mai puțin productivă și care conținea majoritatea rezervelor de petrol din zona malului stâng al câmpului.

La sfârșitul anului 2010, producția suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice a reprezentat mai mult de 44% din producția de petrol din totalul petrolului produs în cursul anului.

Dinamica producției de petrol pe câmp în ansamblu, precum și producția suplimentară de petrol datorată fracturării hidraulice, este prezentată în Tabelul 3.2.

Tabelul 3.2

Este evidentă o creștere semnificativă a producției de ulei din cauza fracturării hidraulice. Începând cu anul 2006, producția suplimentară din fracturarea hidraulică a fost de 4.900 de tone.În fiecare an creșterea producției din fracturarea hidraulică este în creștere. Valoarea maximă a creșterii este 2009 (701.000 tone), până în 2010 valoarea producției suplimentare scade la 606.000 tone, ceea ce este cu 5.000 tone mai mică decât în ​​2008.

Astfel, fracturarea hidraulică ar trebui considerată principala metodă de creștere a recuperării petrolului în câmpul Priobskoye.

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Un mijloc suplimentar de creștere a productivității puțurilor este îmbunătățirea operațiunilor de perforare, precum și formarea unor canale suplimentare de filtrare în timpul perforației.

Îmbunătățirea perforației CCD poate fi realizată prin utilizarea unor încărcături de perforare mai puternice pentru a crește adâncimea canalelor de perforare, a crește densitatea perforației și a utiliza fazarea.

Metodele de creare a canalelor de filtrare suplimentare pot include, de exemplu, tehnologia creării unui sistem de fracturi în timpul deschiderii secundare a formațiunii cu perforatoare pe conducte - un sistem de perforare fracturată a formațiunii (FFC).

Această tehnologie a fost aplicată pentru prima dată de Marathon (Texas, SUA) în 2006. Esența sa constă în perforarea formațiunii productive cu perforatoare puternice de 85,7 mm cu o densitate de aproximativ 20 de găuri pe metru în timpul represiunii pe formațiune, urmată de fixarea perforațiilor și fisurilor cu un agent de sprijinire - bauxită de fracțiune de la 0,42 la 1,19. mm.

Documente similare

Descrierea stării actuale de dezvoltare a câmpului Yuzhno-Priobskoye. Structura organizationala UBR. Tehnica de foraj petrolier. Design bine, carcasa care rulează și carcasa bine. Colectarea pe teren și tratarea petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 06.07.2013


Istoria dezvoltării și dezvoltării câmpului Priobskoye. Caracteristicile geologice ale rezervoarelor saturate cu petrol. Analiza performanței bine. Impactul asupra rezervoarelor de ulei de fracturare hidraulică - principala metodă de stimulare.

lucrare de termen, adăugată 18.05.2012


Caracteristicile geologice și fizice ale obiectului AS10 din partea de sud a câmpului Priobskoye. Caracteristicile stocului de sondă și indicatorii funcționării acestora. Dezvoltarea tehnologiei de cercetare pentru câmpurile petroliere multistrat. Analiza sensibilității proiectului la risc.

teză, adăugată 25.05.2014


Informații generale despre câmpul Priobskoye, caracteristicile sale geologice. Formațiuni productive în mega-complexul zăcămintelor neocomiene. Proprietățile fluidelor și gazelor din rezervor. Motive pentru contaminarea zonei de formare a găurii. Tipuri de tratamente cu acid.

lucrare de termen, adăugată 10.06.2014


Scurtă descriere a câmpului petrolier Priobskoye, structura geologică a zonei și descrierea straturilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetare geofizică integrată: selectarea și fundamentarea metodelor de desfășurare a lucrărilor de teren.

teză, adăugată 17.12.2012


Construcția unei sonde direcționale pentru condițiile geologice ale câmpului Priobskoye. Ratele de consum ale fluidelor de foraj pe intervale de foraj. Formule de fluid de foraj. Echipamente în sistemul de circulație. Colectarea și curățarea deșeurilor de foraj.

lucrare de termen adăugată 13.01.2011


Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive și informații generale despre rezervații. Istoria dezvoltării zăcământului. Analiza indicatorilor de performanță a stocurilor de puțuri. Principalele metode de îmbunătățire a recuperării petrolului și de implicare a rezervelor reziduale de petrol în dezvoltare.

lucrare de termen adăugată 22.01.2015


Caracteristicile geologice ale câmpului Khokhryakovskoye. Fundamentarea unei metode raționale de ridicare a fluidului în puțuri, cap de sondă, echipamente de fund. Starea dezvoltării câmpului și a stocului de puțuri. Controlul asupra dezvoltării domeniului.

teză, adăugată 09.03.2010


Dezvoltarea zăcămintelor de gaze. Caracteristicile geologice și tehnice ale domeniului. Straturi și obiecte productive. Compoziția gazului din zăcământul Orenburg. Justificarea construcției lifturilor cu fântână. Selectarea diametrului și adâncimii conductelor de curgere.

lucrare de termen adăugată la 14.08.2012


Informații despre zăcământul Amangeldy: structură și secțiune geologică, conținut de gaz. Sistem de dezvoltare a câmpului. Calculul rezervelor de gaz și condensat. Evaluarea și funcționarea puțului. Indicatori tehnico-economici ai dezvoltării zăcământului de gaze.

Sunt situate în Arabia Saudită, știe chiar și un elev de liceu. Precum și faptul că Rusia este chiar în spatele ei în lista țărilor cu rezerve semnificative de petrol. Cu toate acestea, în ceea ce privește producția, suntem inferiori mai multor țări deodată.

Cele mai mari din Rusia se găsesc în aproape toate regiunile: în Caucaz, în districtele Ural și Siberia de Vest, în nord, în Tatarstan. Cu toate acestea, nu toate au fost dezvoltate, iar unele, cum ar fi Tekhneftinvest, ale căror locații sunt situate în Yamalo-Nenets și districtul vecin Khanty-Mansiysk, sunt neprofitabile.

De aceea, pe 4 aprilie 2013 a fost deschisă o afacere cu Rockefeller Oil Company, care a început deja în zonă.

Cu toate acestea, nu toate câmpurile de petrol și gaze din Rusia sunt neprofitabile. Dovadă în acest sens este producția de succes pe care mai multe companii o desfășoară simultan în Yamalo-Nenets Okrug, pe ambele maluri ale Ob.

Câmpul Priobskoye este considerat unul dintre cele mai mari nu numai din Rusia, ci și din întreaga lume. A fost deschis în 1982. S-a dovedit că rezervele de petrol din Siberia de Vest sunt situate atât pe malul stâng, cât și pe malul drept.Dezvoltarea pe malul stâng a început șase ani mai târziu, în 1988, iar pe malul drept - unsprezece ani mai târziu.

Astăzi se știe că câmpul Priobskoye conține peste 5 miliarde de tone de petrol de înaltă calitate, care este situat la o adâncime care nu depășește 2,5 kilometri.

Rezervele uriașe de petrol au făcut posibilă construirea centralei electrice cu turbine cu gaz Priobskaya în apropierea câmpului, funcționând exclusiv cu combustibilul asociat. Această stație nu numai că îndeplinește pe deplin cerințele domeniului. Este capabil să furnizeze energie electrică produsă districtului Khanty-Mansiysk pentru nevoile rezidenților.

Mai multe companii dezvoltă în prezent câmpul Priobskoye.

Unii sunt convinși că în timpul extragerii din pământ vine uleiul finit, rafinat. Aceasta este o concepție greșită profundă. Lichidul din rezervor care iese

suprafata (titul) intra in ateliere, unde se curata de impuritati si apa, se normalizeaza cantitatea de ioni de magneziu, iar gazele asociate sunt separate. Aceasta este o lucrare mare și foarte precisă. Pentru implementarea sa, câmpul Priobskoye a fost dotat cu un întreg complex de laboratoare, ateliere și rețele de transport.

Produsele finite (petrol și gaze) sunt transportate și utilizate în scopul pentru care sunt destinate, rămânând doar deșeuri. Ei sunt cei care creează cea mai mare problemă în domeniu astăzi: sunt atât de mulți încât nu este încă posibil să le lichidăm.

Compania, creată special pentru reciclare, reciclează astăzi doar cele mai proaspete deșeuri. Din nămol (așa se numește întreprinderea argilă expandată, care este la mare căutare în construcții. Cu toate acestea, până acum se construiesc doar drumuri de acces pentru zăcământ din argila expandată obținută.

Domeniul are o altă semnificație: oferă locuri de muncă stabile, bine plătite pentru câteva mii de muncitori, printre care se numără specialiști de înaltă calificare și muncitori fără calificare.

MODEL ISTORIC ȘI GENETIC DE FORMARE A DEPOZITĂRILOR DE PETROLI ALE CÂMPULUI PRIOBSK AL SIBERIA DE VEST

T.N. Nemcenko (NK „YUKOS”)

Câmpul petrolier Priobskoye este unic din punct de vedere al rezervelor și a fost adus în dezvoltare în 1989. Câmpul este situat în districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen, la 65 km est de Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de Nefteyugansk. Face parte din regiunea de petrol și gaze Frolovskaya - partea de vest a provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest.

Câmpul petrolier Priobskoye ocupă un loc special în sistemul complexelor de petrol și gaze din Siberia de Vest. Descoperirea câmpului Priobskoye este un eveniment semnificativ în ultimii ani. Capacitatea comercială de țiței este stabilită în partea superioară a formațiunilor Tyumen și Bazhenov și în sedimentele neocomiene. Principalele rezerve sunt formațiunile neocomiene AS 10-12. Peste 20 de zăcăminte sunt limitate la straturile Hauterivian, situate la o adâncime de 2300-2700 m, dintre care majoritatea sunt clasificate ca mari. Conform analizei seismostratigrafice, a fost stabilită structura clinoformă a straturilor productive neocomiene. Câmpul Priobskoye este singurul din această zonă în care structura clinoformă a formațiunilor neocomiene este confirmată prin foraje adânci ().

Productivitatea zăcămintelor neocomiene din câmpul Priobskoye este controlată practic de un singur factor - prezența rezervoarelor permeabile în secțiune. Absența apei de formare în timpul numeroaselor teste (formațiuni AS 10-12) sugerează că depozitele de ulei asociate acestor unități sunt corpuri lenticulare închise complet umplute cu ulei (nu există contacte ulei-apă), iar contururile depozitelor pentru fiecare stratul nisipos sunt determinate de limitele sale.întindere ().

O analiză cuprinzătoare a condițiilor paleogeografice de sedimentare și a datelor seismice a făcut posibilă conturarea unei zone mari de dezvoltare a clinoformelor neocomiene la sud și la nord de câmpul Priobskoye. Este asociată o zonă independentă de acumulare de petrol și gaze, al cărei conținut de petrol și gaze nu este determinat de fundalul structural regional, ci este controlat de zona de dezvoltare a clinoformelor neocomiene (Karogodin Yu.N., 1998). ).

O serie de aspecte importante legate de condițiile de formare a zăcămintelor de petrol rămân prost înțelese. În acest sens, crearea unui model istoric și genetic fundamental al formării zăcămintelor de petrol în rezervoare complexe ale câmpului Priobskoye este de o importanță deosebită.

Câmpul este inclus într-o zonă mare de petrol și gaze de lovire meridională, limitată la un grup complicat de ridicări locale ale monoclinului în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansiysk și arcul Salym.

Ridicarea în formă de cupolă Priobskoe este direct adiacentă terenurilor Bolshoy Salym, unde Formația Bazhenov servește drept orizont de bază. De-a lungul acestui orizont se distinge un grup de câmpuri petroliere - Salym, Nord și Vest Salym, Verkhne- și Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye etc.

În timpul istoriei cretacice a Siberiei de Vest, depresiunea Khanty-Mansiysk a rămas cea mai scufundată parte a bazinului de sedimentare, motiv pentru care secțiunea de aici este mai argilosă în comparație cu teritoriile înconjurătoare. În timpul Volga, zona câmpului Priobskoye se afla într-o zonă axială adânc scufundată (până la 500 m) a paleobazinului, cu trăsăturile caracteristice ale unui bazin subcompensat. Acest lucru a condus la acumularea intervalului de noroi bogat în OM din Formația Bazhenov. În zona câmpului Priobskoye din Berriasianul timpuriu, pe fondul unei regresii generale mari, există o alternanță de transgresiuni și regresii regionale și zonale. Clinoformele și pachetele stratigrafice, alungite de-a lungul paleo-axei ​​bazinului, au început să se formeze dinspre est-sud-est și au umplut treptat întregul bazin. În fazele transgresive s-au acumulat în principal strate de argilă, cum ar fi Pimskaya, Bystrinskaya, iar în fazele regresive - nisip-siltsstones (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

Formația Bazhenov are un conținut ridicat de materie organică totală și potențial de generare. Se crede că acest orizont este stratul sursă pentru majoritatea câmpurilor petroliere identificate în Cretacicul Inferior din Bazinul Siberiei de Vest. Cu toate acestea, în lumina istoriei tectonice calme a câmpului Priobskoye, presupunerea formării de depozite în rezervoarele neocomiene ca urmare a migrației verticale pe scară largă a hidrocarburilor pare a fi foarte problematică.

Pentru a crea un model istorico-genetic al formării zăcămintelor de petrol ale zăcămintelor neocomiene ale zăcământului Priobskoye, a fost utilizat pachetul software Basin Modeling. Complexul vă permite să creați rapid și cu un set minim de date geologice un model de evaluare a potențialului de hidrocarburi. Fragmente din baza de date a programului care conține informații despre fântână. 151 și, respectiv, 254 din câmpul Priobskoye sunt date în. Pentru vizualizarea datelor modelului a fost utilizată o imagine a curbelor istoricului de tasare a sedimentelor împreună cu alte date: stadii de maturitate, izoterme etc. ().

După cum se poate observa din, zăcămintele de petrol ale formațiunilor neocomiene aparțin fazei principale a capacității petroliere, mai precis, părții sale superioare - zona stadiului timpuriu de generare. Spre deosebire de uleiurile neocomiene, uleiurile formațiunii Bazhenov aparțin zonei etapei târzii de generare (). Această concluzie este în deplin acord cu zonarea fază-genetică verticală a sistemelor HC stabilite în bazinul Siberiei de Vest. În secțiunea zăcămintelor mezozoice, se disting cinci zone, fiecare dintre acestea fiind caracterizată prin starea sa de fază proprie a hidrocarburilor, compoziția, gradul de maturitate OM, condițiile de temperatură și presiune etc. Orizonturile neocomiene (Valanginian-Hauterivian din regiunea Ob Mijlociu) fac parte din a treia zonă, în principal petrolieră - zona principală de formare și acumulare a petrolului în secțiunea mezozoică a bazinului Siberiei de Vest (temperatura rezervorului 80-100 ° C ), depozite identificate în zăcămintele din Jurasicul superior și mijlociu , - până la a patra zonă de condensat de petrol și gaze, unde se observă acumulări de petrol ușor (regiunile Salym, Krasnoleninsky, temperatura rezervorului 100-120 ° C).

Analiza parametrilor geochimici, inclusiv genetici (grup, compoziție izotopică a carbonului etc.) ai uleiurilor din zăcămintele neocomiene ale câmpului Priobskoye și formarea Bazhenov din câmpul Salym au arătat că aceste uleiuri sunt diferite și aparțin unor zone genetice diferite () .

În ceea ce privește indicatorii geochimici și termobarici, câmpul Priobskoye se distinge prin:

· subsaturare semnificativă a petrolului din zăcămintele din Cretacicul inferior cu gaze de hidrocarburi (valori scăzute ale P sat / P pl și factor de gaz);

· un salt în creșterea Ppl în timpul tranziției de la depozitele cretacice la cele jurasice (prezența unei presiuni anormale de formare în complexul jurasic). Există două niveluri de saturație în ulei practic izolate - Cretacicul inferior și Jurasicul. Formarea zăcămintelor de petrol ale formațiunilor neocomiene ale câmpului Priobskoye a avut loc independent și nu a fost asociată cu migrarea verticală din formațiunea Bazhenov.

Modelul istoric și genetic fundamental al formării zăcămintelor de petrol în rezervoare complexe neocomiene ale câmpului Priobskoye este prezentat după cum urmează. Mecanismul care a condus cel mai probabil la formarea zăcămintelor neocomiene este migrarea laterală (în sus) a petrolului din sedimentele argiloase de aceeași vârstă către părțile mai nisipoase ale clinoformelor. Petrolul și gazele au migrat în sus, umplând pietre nisipoase și lentile permeabile. Această idee a mecanismului migrației petrolului este susținută de: tipul litologic dominant de zăcăminte; absența apei de formare în orizonturile grupului AS; diferența dintre uleiurile Bazhenov și neocomiene.

Este de remarcat faptul că umplerea capcanelor cu ulei, aparent, a avut loc după principiul captării diferențiale, când cele mai multe capcane scufundate sunt umplute cu ulei relativ ușor (formație AC 12, densitate 0,86-0,87 g/cm 3), în timp ce partea superioară - relativ grea (stratul AC 10, densitate 0,88-0,89 g / cm 3), iar capcanele de sus - apă (stratul AC 6).

Crearea unui model istoric și genetic al formării zăcămintelor de petrol în câmpul Priobskoye este de o importanță fundamentală. Corpurile de nisip de acest tip sunt situate în imediata vecinătate a câmpului Priobskoye din Khanty-Mansiysk, Frolovskaya și alte zone. Cel mai probabil, zăcăminte de petrol de geneză similară vor fi găsite în alte regiuni ale Siberiei de Vest în cadrul zăcămintelor neocomiene.

O analiză cuprinzătoare a condițiilor paleogeografice de sedimentare și a datelor seismice a făcut posibilă conturarea unei zone mari de dezvoltare a clinoformelor neocomiene la sud și la nord de câmpul Priobskoye, care se întinde într-o fâșie de 25-50 km lățime de la Shapshinskoye și Erginskoye. câmpuri în sud până la Tumannoye și Studennoye în nord și cu care este asociată o zonă independentă acumulări de petrol și gaze, unde principalele roci sursă de petrol vor fi strate argiloase groase de aceeași vârstă a clinoformelor neocomiene.

Literatură

1) Geologia și dezvoltarea celor mai mari și unice zăcăminte de petrol și petrol și gaze din Rusia. // Provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest / Ed. V.E. Gavura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geologia petrolului și gazelor în Siberia de Vest / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov și alții - Moscova: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Modele de locație și condiții pentru formarea zăcămintelor de petrol și gaze în sedimentele paleozoice. - M .: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Zonarea verticală în distribuția hidrocarburilor lichide și gazoase în Mezozoicul Siberiei de Vest / Tr. ZapSibVNIGNI. - Problema. 147. -Tiumen, 1979.

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

Câmpul petrolier Priob din sistemul complexelor de petrol și gaze din Siberia de Vest ocupă un loc anume. Paturile neocomiene AC10-12 cu structură clinoformă sunt considerate ca principale de rezervele de petrol. Analiza complexă a condițiilor de sedimentare paleogeografică și datele de prospectare seismică au permis recunoașterea unei zone extinse de clinoforme neocomiene dezvoltate la sud și la nord de câmpul Priob. Această zonă este asociată cu o zonă independentă de acumulare de petrol și gaze, a cărei potențial de petrol și gaze nu este guvernat de structura regională, ci controlată de o zonă de dezvoltare a clinoformelor neocomiene.

În scopul creării unui model istorico-genetic al formării bazinelor de petrol ale zăcămintelor neocomiene la câmpul Priob, a fost utilizat un program complex de modelare a bazinului.

Orez. unu. FRAGMENT DIN SECȚIUNEA GEOLOGICĂ DE-A lungul probei laterale (după F.Z.Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Depozite: 1 - nisipoase, 2 - argiloase; 3 - noroioase bituminoase; 4 - crusta de intemperii; 5 - zăcăminte de petrol; 6 - puțuri

Orez. 2. SECȚIUNEA GEOLOGICĂ (câmpul Priobskoye)

1 - depozite nisipos-argiloase; 2 - interval de testare. Alte conv. vezi notația din fig. unu

Orez. 3. EXEMPLE DE VIZUALIZARE A DATELOR INIȚIALE ȘI A REZULTATELOR PRELUCRĂRII LOR DE CĂTRE SCR. 151 (A) și 245 (B)

Stadiile de maturitate (R 0,%): 1 - precoce (0,5-0,7), 2 - mijlocie (0,7-1,0), 3 - tardive (1,0-1,3); 4 - faza principală de generare (1,3-2,6); linii: I - istoricul scufundărilor, temperaturi inițiale (II) și aproximative (III).

Orez. 4. MODELAREA ISTORICULUI DE SFUNDARE A DEPOZITULUI PRIOBSKY

Stadii de maturitate (R 0,%): 1 - timpuriu (10-25), 2 - mijlociu (25-65), 3 - tardiv (65-90)

Câmpul Priobskoye este situat în partea centrală a Câmpiei Siberiei de Vest. Din punct de vedere administrativ, se află în regiunea Khanty-Mansiysk, la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de orașul Khanty-Mansiysk. Nefteiugansk.

În perioada 1978-1979. Ca rezultat al studiului seismic detaliat al MOU CDP, a fost identificată ridicarea Priobskoe. Din acest moment, începe un studiu detaliat al structurii geologice a teritoriului: dezvoltarea pe scară largă a explorării seismice în combinație cu adâncimi. foraj.

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982 ca urmare a forajși testarea puțului 151, când s-a obținut un flux comercial ulei debit de 14,2 m 3 / zi la șoc de 4 mm de la intervalele 2885-2977 m (Tyumenskaya suite YUS 2) și 2463-2467 m (formația AS 11 1) - 5,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1023 m.

Structura Priobskaya, conform hărții tectonice a acoperirii platformei mezo-cenozoice.

Geosinecliza din Siberia de Vest, situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, megafoldul Lyaminsky, grupurile de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări sub formă de umflături și în formă de cupolă de ordinul doi și structuri anticlinale locale separate, care fac obiectul lucrărilor de prospectare și explorare asupra uleiși gaz.

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiuni din grupul „AC”: AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafic, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale suitei superioare Vartovskaya. Din punct de vedere litologic, Formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalare frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt gri închis, cenușii cu o nuanță verzuie, mătăsoase, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroi și gresii se întâlnesc straturi intermediare de calcare argiloase, noduli de siderit.

Rocile conțin detritus vegetal carbonizat, rar bivalve (inocerame) conservate prost și moderat.

Rocile permeabile din straturile productive au lovire nord-estică și submeridiană. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii efective totale, a raportului net-brut, în principal către părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, întărirea materialului clastic are loc în est ( pentru straturile orizontului AS 12) şi direcţiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

Orizontul AC 12 este un corp nisipos gros alungit de la sud-vest spre nord-est sub forma unei benzi late cu grosimi maxime de net în partea centrală de până la 42 m (puţul 237). În acest orizont, se disting trei obiecte: straturi АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Depozitele formațiunii AS 12 3 se prezintă sub forma unui lanț de corpuri lenticulare nisipoase cu lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, valorile mai mari fiind limitate la depozitul principal.

Zăcământul principal AS 12 3 a fost recuperat la adâncimi de -2620 și -2755 m și este ecranat litologic din toate părțile. Dimensiunile depozitului sunt de 34 x 7,5 km, iar înălțimea este de 126 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost recuperat la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile depozitului sunt de 18 x 8,5 km, inaltimea de 76 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 234 a fost recuperat la adâncimi de 2632-2672 m și reprezintă o lentilă de gresie la adâncimea vestică a structurii Priobskaya. Dimensiunile depozitului sunt de 8,5 x 4 km, iar inaltimea de 40 m, tipul este cernut litologic.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 15-С a fost recuperat la adâncimi de 2664-2689 m în marginea structurală Seliyarovskiy. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 11,5 x 5,5 km, iar înălțimea este de 28 m.

Depozitul AS 12 1-2 este principalul și este cel mai mare din domeniu. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de amplitudine mică (zona puțurilor 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Pe trei laturi este delimitat de ecrane litologice, iar numai în sud (până în zona Vostochno-Frolovskaya) colecționarii tind să se dezvolte. Cu toate acestea, având în vedere distanțele semnificative, limita rezervorului este încă limitată condiționat de o linie care se întinde la 2 km sud de sondă. 271 și 259. Saturat cu ulei grosimile variază într-o gamă largă de afluenți de la 0,8 m (puțul 407) la 40,6 m (puțul 237). ulei până la 26 m 3 / zi la un şoc de 6 mm (puţ 235). Dimensiunile depozitului sunt de 45 x 25 km, inaltimea de 176 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 4-KhM a fost recuperat la adâncimi de 2659-2728 m și este limitat la o lentilă nisipoasă pe versantul nord-vestic al ridicării locale Khanty-Mansiysk. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 la 1,2 m. Dimensiunile depozitului sunt de 7,5 x 7 km, înălțimea este de 71 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 330 recuperate la adâncimi de 2734-2753m Saturat cu ulei grosimea variază de la 2,2 la 2,8 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 11 x 4,5 km, înălțimea de 9 m. Tipul este ecranat litologic.

Depozitele stratului AS 12 0 - cel principal - au fost deschise la adâncimi de 2421-2533 m. Este un corp lenticular orientat de la sud-vest spre nord-est. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,6 (forajul 172) la 27 m (forajul 262). Afluenţii ulei până la 48m 3 / zi pe șoc de 8 mm. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea de 187 m. Depozit AS 12 0 în zona forajului nr. 331 este recuperat la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Ulei saturat grosimea acestui puț este de 10 m. Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m. ulei- 2,5 m 3 / zi la Нд = 1932 m.

Depozitul stratului AS 11 2-4 este de tip cernut litologic, sunt 8 in total, cu 1-2 sonde patrunse. Din punct de vedere al suprafeței, depozitele sunt situate sub formă de 2 lanțuri de lentile în partea de est (cea mai ridicată) și în vest în partea mai scufundată a structurii monoclinale. Saturat cu ulei grosimile din est cresc de 2 sau mai multe ori comparativ cu fântânile vestice. Intervalul total de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona puțului 246 a fost descoperit la o adâncime de 2513-2555 m. Dimensiunile rezervorului sunt de 7 x 4,6 km, înălțimea este de 43 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 247 a fost recuperat la o adâncime de 2469-2490 m. Dimensiunile depozitului sunt de 5 x 4,2 km, înălțimea este de 21 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 251 a fost recuperat la o adâncime de 2552-2613 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 7 x 3,6 km, înălțimea este de 60 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 232 a fost deschis la o adâncime de 2532-2673m. Dimensiunile depozitului sunt de 11,5 x 5 km, inaltimea de 140 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 262 a fost deschis la o adâncime de 2491-2501m. Dimensiunile depozitului sunt de 4,5 x 4 km, inaltimea de 10 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona sondei 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunea depozitului este de 14 x 5 km.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 151 au fost deschise la o adâncime de 2464-2501m. Dimensiunile depozitului sunt de 5,1 x 3 km, inaltimea de 37 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 293 a fost recuperat la o adâncime de 2612-2652 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6,2 x 3,6 km, înălțimea este de 40 m.

Depozitele stratului AS 11 1 sunt limitate în principal la porțiunea apropiată de arc sub forma unei fâșii largi de lovitură de nord-est, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

Depozitul principal AC 11 1 este al doilea ca valoare din câmpul Priobskoye, care a fost deschis la adâncimi de 2421-2533 m. 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m (puţ 243) până la 118 m 3 / zi printr-un şocul de 8 mm (puţ 246). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (puţ 172) până la 41,6 (puţ 246). Dimensiunea depozitului este de 48 x 15 km, înălțimea este de până la 112 m, tipul este cernat litologic.

Depozitele formaţiunii AS 11 0. Formaţiunea AS 11 0 are o zonă foarte nesemnificativă de dezvoltare a rezervorului sub formă de corpuri lenticulare, limitate la secţiunile scufundate ale părţii aeriene.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 408 a fost recuperat la o adâncime de 2432-2501 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 10,8 x 5,5 km, înălțimea este de 59 m, tipul este cernat litologic. Debit ulei din fântână. 252 a fost de 14,2 m3/zi la Нд = 1410 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 172 a fost pătruns de o fântână la o adâncime de 2442-2446 m și are dimensiunile de 4,7 x 4,1 km, o înălțime de 3 m. ulei s-a ridicat la 4,8 m 3 / zi la Нд = 1150 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. Ulei saturat grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul de rezervor este cernut litologic. Debit ulei din fântână. 461 a fost de 15,5 m 3 / zi, Nd = 1145 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 425 a fost pătruns de o fântână. Ulei saturat capacitate - 3,6 m. ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 / zi la Нд = 1260 m.

Orizontul AS 10 este pătruns în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde se limitează la locurile mai scufundate din partea superioară, precum și la aripa de sud-vest a structurii. Împărțirea orizontului în straturi АС 10 1, АС 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și АС 10 2-3 (în partea de vest) este într-o anumită măsură condiționată și este determinată de condițiile de apariție. , formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și de caracteristicile fizico-chimice uleiuri.

Zăcământul principal AS 10 2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Debit ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 / zi la 8 mm de şoc (puţ 181) până la 10 m 3 / zi la Nd = 1633 m (puţ 421). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (puţ 180) până la 15,6 m (puţ 181). Dimensiunile zăcământului sunt de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, zăcământul este cernut litologic.

Depuneți AS 10 2-3 în zona puțului. 243 au fost recuperate la adancimi de 2393-2433 m. Debit ulei este de 8,4 m 3 / zi la Нд = 1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, înălțime până la 40 m. Tip depozit - ecranat litologic.

Depuneți AS 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la o adâncime de 2500-2566 m și este controlat de zonele argiloase de formare. Saturat cu ulei grosimi variază de la 1,6 la 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / zi a fost obținut la Нд = 1100 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9,7 x 4 km, înălțimea este de 59 m.

Zăcământul principal AC 10 1 a fost deschis la adâncimi de 2374-2492 m. Zonele de înlocuire ale rezervoarelor controlează zăcământul din trei părți, iar în sud limita acestuia a fost trasată condiționat la o distanță de 2 km de fântână. 259 și 271. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 (puţ 237) la 11,8 m (puţ 265). Debit ulei: de la 2,9 m 3 / zi la Нд = 1064 m (forajul 236) până la 6,4 m 3 / zi la un șoc de 2 mm. Dimensiunile zăcământului sunt de 38 x 13 km, înălțimea este de până la 120 m, tipul zăcământului este cernut litologic.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 420 a fost recuperat la adâncimi de 2480-2496 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea este de 16 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 330 a fost recuperat la adâncimi de 2499-2528 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6 x 4 km, înălțimea este de 29 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 255 au fost recuperate la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunea zăcământului este de 4 x 3,2 km.

Secțiunea stratului AS 10 este completată de stratul productiv AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei zăcăminte, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 242 a fost recuperat la adâncimi de 2356-2427 m și este cernut litologic. Debit ulei sunt 4,9 - 9 m 3 / zi la Nd-1261-1312 m. Saturat cu ulei grosimea este de 2,8 - 4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 15 x 4,5 km, inaltimea este de pana la 58 m.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 239 a fost recuperat la adâncimi de 2370-2433 m. ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 / zi la Nd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimea este de 1,6-2,4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, inaltimea este de pana la 63 m.

Depuneți AS 10 0 în zona puțului. 180 a fost recuperat la adâncimi de 2388-2391 m și este cernut litologic. Ulei saturat grosime - 2,6 m. Aflux ulei a însumat 25,9 m 3 / zi la Nd-1070 m.

Acoperirea de deasupra orizontului AS 10 este reprezentată de un membru de roci argiloase, variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipos-siltstone din formațiunea AS 9 sunt de distribuție limitată și sunt prezentate sub formă de ferestre facies, gravitând în principal spre părțile de nord-est și est ale structurii, precum și spre plonjonul de sud-vest.

Depunerea stratului AS 9 în zona puțului. 290 a fost recuperat la adâncimi de 2473-2548 m și se limitează la partea de vest a câmpului. Saturat cu ulei grosimi variază de la 3,2 la 7,2 m. Rate de producţie ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 / zi cu Nd - 1382-1184 m. Dimensiunea depozitului este de 16,1 x 6 km, inaltimea este de pana la 88 m.

În estul câmpului au fost identificate două mici depozite (6 x 3 km). Saturat cu ulei grosimi variază de la 0,4 la 6,8 m. ulei 6 şi 5,6 m 3 / zi la Нд = 1300-1258 m. Depozitele sunt cernute litologic.

Completarea sedimentelor productive neocomiene este formația AS 7, care are un model foarte mozaic în plasare. purtătoare de uleiși acvifere.

Cel mai mare rezervor estic din formațiunea AS 7 a fost recuperat la adâncimi de 2291-2382 m. Pe trei laturi este conturat de zone de înlocuire a rezervorului, iar la sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii care trece la 2 km de puțuri. 271 si 259. Zacamantul este orientat de la sud-vest spre nord-est. Afluenţii ulei: 4,9 - 6,7 m 3 / zi la Нд = 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 la 7,8 m. Dimensiunile zăcămintei ecranate litologic sunt de 46 x 8,5 km, iar înălțimea este de până la 91 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. purtătoare de ulei grosimea este de 1,6 - 3 m. 290 au primit 5,3 m 3 / zi ulei la P = 15MPA. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea este de 24 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 331 a fost deschis la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp lenticular arcuat. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3 la 6 m. 331 intrări primite ulei 1,5 m 3 / zi la Нд = 1511 m. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea este de 27 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 243 au fost deschise la o adâncime de 2254-2304 m. Saturat cu ulei grosime 2,2-3,6 m.Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, inaltime - 51 m. In bine. 243 primite ulei 1,84 m 3 / zi la Nd-1362 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 259, recuperat la o adâncime de 2300 m, este o lentilă de gresie. Ulei saturat grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale rezervoarelor

Câmpul Priobskoye

Caracteristicile petrofizice ale rezervoarelor

Caracteristici fizico-chimice uleiși gaz

Compoziția și proprietățile apelor de formare

Câmpul petrolier Priobskoye

§1 Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- cel mai mare câmp din Siberia de Vest este situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk la o distanță de 65 km de Khanty-Mansiysk și 200 km de Nefteyugansk. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și malul drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, a malului drept - în 1999. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului este de 863-868 kg/m3 (tipul de ulei este mediu, deoarece se încadrează în intervalul 851-885 kg/m3), conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1 , 3% (aparține clasei de sulf, clasa 2 de ulei furnizat rafinăriei în conformitate cu GOST 9965-76). La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 puţuri producătoare şi 376 de injecţie. Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 a fost de 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone. Compoziția oligoelementelor a petrolului este o caracteristică importantă a acestui tip de materie primă și poartă diverse informații geochimice despre vârsta petrolului, condițiile de formare, originea și rutele de migrare și este utilizată pe scară largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiei de căutare a câmpurilor, și separarea producției de puțuri operate în comun.

Tabelul 1. Intervalul și valoarea medie a conținutului de oligoelemente din uleiul Ob (mg / kg)

Rata de producție inițială a sondelor de petrol în exploatare variază de la 35 de tone/zi. până la 180 t/zi Locația puțurilor este cluster. Factorul de recuperare a uleiului este 0,35.

Un grup de puțuri este un astfel de aranjament atunci când capurile de sondă sunt aproape una de alta pe același amplasament tehnologic, iar puțurile sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea sondelor de producție sunt forate în mod cluster. Acest lucru se datorează faptului că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de puțurile forate și apoi de puțuri de producție, drumuri, linii electrice și conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervații, în tundra, unde stratul de suprafață perturbat al pământului este restabilit după câteva decenii, în zonele mlăștinoase care complică și măresc foarte mult costul construcției. și lucrările de instalare a instalațiilor de foraj și producție. Forarea în cluster este necesară și atunci când este necesară deschiderea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de pe coastă și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri pe teritoriul Tyumen, Tomsk și alte regiuni din Siberia de Vest, ceea ce a făcut posibilă construirea cu succes a puțurilor de petrol și gaze pe insule de umplere într-o regiune greu accesibilă, mlăștinoasă și populată. .

Amplasarea puțurilor în pad depinde de condițiile terenului și de mijloacele de comunicare prevăzute între pad și bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe rutele de transport. Pe clusterele locale, puțurile, de regulă, sunt aranjate sub formă de ventilator în toate direcțiile, ceea ce permite să existe un număr maxim de puțuri pe cluster.

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate astfel încât atunci când instalația de foraj se deplasează de la un puț la altul, pompele de noroi, gropile de recepție și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de foraj să rămână staționare până la finalizarea construcției toate (sau o parte) puțurile de pe acest pad.

Numărul de puțuri dintr-un cluster poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe sonde în cluster, cu atât este mai mare abaterea găurii de fund de la capete de sondă, lungimea găurii de sondă crește, lungimea găurii de sondă crește, ceea ce duce la creșterea costului forajului puțurilor. În plus, există pericolul întâlnirii cu trunchiurile. Prin urmare, devine necesar să se calculeze numărul necesar de puțuri în cluster.

Metoda de pompare adâncă a producției de petrol se numește o astfel de metodă în care ridicarea lichidului de la o sondă la suprafață se realizează folosind tije de ventuză și unități de pompare fără tije de diferite tipuri.
La câmpul Priobskoye se folosesc pompe centrifuge electrice - o pompă submersibilă fără tije, constând dintr-o pompă centrifugă cu mai multe trepte (50-600 de trepte) situată vertical pe un arbore comun, un motor electric (motor electric asincron umplut cu ulei dielectric) și un protector care servește la protejarea motorului electric de pătrunderea lichidului în el. Motorul este alimentat de un cablu blindat, care coboară împreună cu țevile de pompare. Viteza de rotație a arborelui motorului este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată la suprafață de o stație de control. Performanța unei pompe centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi cu o eficiență de 30-50%.

Instalarea unei pompe centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice (ESP) pentru foraj are doar o stație de control cu ​​un transformator de putere pe suprafața sondei și se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare, care este coborât în ​​puț împreună cu tubulatura. . Sondele de mare productivitate cu presiune mare de rezervor sunt operate cu instalații de pompe centrifuge electrice.

Câmpul este îndepărtat, inaccesibil, 80% din teritoriu este situat în lunca râului Ob și este inundat în perioada de inundație. Depozitul se distinge printr-o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri nisipoase în zonă și secțiune, straturile sunt slab conectate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în ​​zonă, cât și în secțiune. Colectorii din orizonturile АС10 și АС11 sunt clasificați ca productivi medii și slabi, iar АС12 sunt clasificați ca fiind anormal de slab productivi. Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ formațiunile productive ale acestuia și fără a utiliza metode de intensificare a producției. Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din malul stâng.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diferitelor metode de stimulare sunt:

1) adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt cernute litologic, regim natural - elastic, închis,

3) grosimea straturilor AC 10, AC 11 și respectiv AC 12 până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

4) presiunea inițială a rezervorului - 23,5-25 MPa,

5) temperatura rezervorului - 88-90 ° С,

6) permeabilitate scăzută a rezervorului, valori medii bazate pe rezultate

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

8) vâscozitatea uleiului din rezervor - 1,4-1,6 mPa * s,

9) presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

10) ulei naftenic, parafinic și slab rășinos.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru aplicarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele de mai sus: metodele termice și inundarea polimerilor ( ca metodă de deplasare a petrolului din formaţiuni). Metodele termice se folosesc pentru rezervoare cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. la temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri scumpi, speciali).

Experiența dezvoltării câmpurilor interne și externe arată că inundarea cu apă se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută, cu respectarea strictă a cerințelor necesare pentru tehnologia implementării sale. Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundării cu apă a formațiunilor cu permeabilitate scăzută se numără:

Deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

Umflarea componentelor rocii argiloase în contact cu apa injectată,

Înfundarea rezervorului cu impurități mecanice fine în apa injectată,

Precipitarea sării în mediul poros al rezervorului datorită interacțiunii chimice a apei injectate și produse,

Scăderea acoperirii rezervorului prin inundarea cu apă din cauza formării de fracturi în jurul puțurilor de injecție - ruptura și propagarea lor în adâncime

Sensibilitate semnificativă la caracterul umectabilității rocii de către agentul injectat; scăderea semnificativă a permeabilității rezervorului datorită depunerii de parafină.

Manifestarea tuturor acestor fenomene în rezervoare cu permeabilitate scăzută provoacă consecințe mai semnificative decât în ​​rocile cu permeabilitate ridicată.

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, se folosesc soluții tehnologice adecvate: rețele optime de puțuri și moduri tehnologice de funcționare a puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în rezervoare, tratarea mecanică, chimică și biologică corespunzătoare a acesteia, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea cu apă ar trebui să fie considerată principala metodă de stimulare.

Utilizarea soluțiilor de surfactant în teren a fost respinsă, în primul rând din cauza eficienței scăzute a acestor reactivi în rezervoare cu permeabilitate scăzută.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea cu apă alcalină nu poate fi recomandată din următoarele motive:

Principalul este conținutul predominant de argilă structurală și stratificată din rezervoare. Agregatele de argilă sunt reprezentate de caolinit, clorit și hidromica. Interacțiunea alcaline cu materialul argilos poate duce nu numai la umflarea argilelor, ci și la distrugerea rocii. O soluție alcalină de concentrație scăzută crește coeficientul de umflare al argilelor de 1,1-1,3 ori și reduce permeabilitatea rocii de 1,5-2 ori comparativ cu apa dulce, ceea ce este critic pentru rezervoarele cu permeabilitate scăzută ale câmpului Priobskoye. Utilizarea solutiilor de concentratie mare (reducerea umflarii argilelor) activeaza procesul de distrugere a rocii.

Fracturarea hidraulică rămâne tehnologia preferată a petroliștilor ruși: fluidul este pompat în puț la o presiune de până la 650 atm. pentru formarea fisurilor în rocă. Crăpăturile sunt fixate cu nisip artificial (adeziv): nu le permite să se închidă. Prin ele, uleiul se infiltrează în fântână. Potrivit OOO SibNIINP, fracturarea hidraulică duce la o creștere a fluxului de petrol în câmpurile din Siberia de Vest de la 1,8 la 19 ori.

În prezent, companiile producătoare de petrol, care desfășoară activități geologice și tehnice, se limitează în principal la utilizarea tehnologiilor standard de fracturare hidraulică (fracturare hidraulică) cu utilizarea unei soluții apoase gelificate pe bază de polimer. Aceste fluide, precum și fluidele ucidente, precum și fluidele de foraj, provoacă daune semnificative formațiunii și fracturii în sine, ceea ce reduce semnificativ conductivitatea reziduală a fracturilor și, ca urmare, producția de ulei. Înfundarea formațiunii și a fisurilor are o importanță deosebită în câmpurile cu o presiune curentă a rezervorului mai mică de 80% din cea inițială.

Dintre tehnologiile utilizate pentru a rezolva această problemă, tehnologiile se disting folosind un amestec de lichid și gaz:

Lichide spumate (de exemplu, nitrurate) cu un conținut de gaz mai mic de 52% din volumul total al amestecului;

Fracturarea spumei - mai mult de 52% din gaz.

Luând în considerare tehnologiile disponibile pe piața rusă și rezultatele implementării acestora, specialiștii Gazpromneft-Khantos LLC au ales fracturarea hidraulică cu spumă și i-au oferit lui Schlumberger să efectueze lucrări pilot (EPW). Pe baza rezultatelor lor, a fost făcută o evaluare a eficienței fracturării hidraulice cu spumă la câmpul Priobskoye. Fracturarea spumei, ca și fracturarea convențională, are ca scop crearea unei fracturi în formațiune, a cărei conductivitate ridicată asigură fluxul de hidrocarburi către puț. Cu toate acestea, odată cu fracturarea spumei, datorită înlocuirii (în medie, 60% din volum) a unei părți din soluția apoasă gelificată cu gaz comprimat (azot sau dioxid de carbon), permeabilitatea și conductibilitatea fracturilor cresc semnificativ și, pe măsură ce în consecință, gradul de deteriorare a formării este minim. În practica mondială, cea mai eficientă utilizare a fluidelor de spumă pentru fracturarea hidraulică a fost deja observată în puțuri în care energia rezervorului nu este suficientă pentru a împinge fluidul de fracturare hidraulică uzat în puțul de foraj în timpul dezvoltării sale. Acest lucru se aplică atât stocului de puțuri noi, cât și celui existent. De exemplu, pentru puțurile selectate ale câmpului Priobskoye, presiunea rezervorului a scăzut la 50% din cea inițială. În timpul fracturării spumei, gazul comprimat, care a fost injectat ca parte a spumei, ajută la stoarcerea soluției reziduale din formațiune, ceea ce crește volumul de fluid rezidual și reduce timpul.

bine dezvoltare. Azotul a fost selectat pentru lucrul la câmpul Priobskoye drept cel mai versatil gaz:

Este utilizat pe scară largă în dezvoltarea puțurilor de tuburi spiralate;

Inert;

Compatibil cu fluide hidraulice de fracturare.

Sondele de după finalizarea lucrării, care face parte din serviciul „spumă”, au fost realizate de Schlumberger. O caracteristică a proiectului a fost implementarea lucrărilor-pilot nu doar în noul, ci și în stocul de sondă existent, în formațiunile cu fracturi hidraulice deja existente de la primele lucrări, așa-numita fracturare hidraulică. Un sistem polimeric reticulat a fost ales ca fază lichidă a amestecului de spumă. Amestecul de spumă rezultat ajută cu succes la rezolvarea problemelor de conservare a proprietăților premiului.

zona de lupta. Concentrația de polimer în sistem este de numai 7 kg / t de agent de susținere, pentru comparație, în puțurile din mediul imediat - 11,8 kg / t.

În prezent, putem observa implementarea cu succes a fracturării hidraulice cu spumă folosind azot în puțurile formațiunilor АС10 și АС12 ale câmpului Priobskoye. S-a acordat o atenție deosebită lucrărilor din stocul de sondă existent, deoarece fracturarea hidraulică repetată permite implicarea în dezvoltare a unor noi formațiuni și straturi intermediare care nu au fost afectate anterior de dezvoltare. Pentru a analiza eficacitatea fracturării hidraulice cu spumă, rezultatele acestora au fost comparate cu rezultatele obținute din sondele compensate în care s-a efectuat fracturarea hidraulică convențională. Straturile aveau aceeași grosime de plată netă. Debitul real de lichid și petrol în puțuri după fracturarea spumei la o presiune medie la admisia pompei de 5 MPa a depășit debitul sondelor adiacente cu 20 și, respectiv, 50% Comparând performanța medie a noului stoc de sondă după convențional fracturarea și fracturarea spumei, rezultă că debitele de lichid și ulei sunt egale, cu toate acestea, presiunea de lucru în fundul găurii înaintea pompei în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei este în medie de 8,9 MPa, în puțurile din jur - 5,9 MPa. Recalcularea potențialului sondei la o presiune echivalentă permite evaluarea efectului fracturării hidraulice a spumei.

Lucrările pilot cu fracturare hidraulică cu spumă în cinci sonde ale câmpului Priobskoye au arătat eficacitatea metodei atât în ​​stocul de sondă existent, cât și în cel nou. O presiune mai mare de admisie a pompei în puțuri după utilizarea amestecurilor de spumă indică formarea de fracturi de conductivitate ridicată ca urmare a fracturării hidraulice a spumei, care asigură producția suplimentară de petrol din puțuri.

În prezent, partea de nord a câmpului este dezvoltată de SRL RN-Yuganskneftegaz, deținută de Rosneft, iar partea de sud, de către SRL Gazpromneft - Khantos, deținută de Gazprom Neft.

Prin decizia guvernatorului regiunii autonome Khanty-Mansi, câmpului i s-a atribuit statutul de „Teritoriu al unei proceduri speciale pentru utilizarea subsolului”, ceea ce a determinat atitudinea specială a lucrătorilor petrolieri față de dezvoltarea câmpului Priobskoye. Inaccesibilitatea rezervelor, fragilitatea ecosistemului câmpului, au condus la utilizarea celor mai noi tehnologii de mediu. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a câmpiei inundabile a râului Ob; tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Facilități la fața locului situate pe teritoriul câmpului:

Stații de pompare de rapel - 3

Statie de pompare multifazata Sulzer - 1

Stații de pompare în grup pentru pomparea unui agent de lucru în rezervor - 10

Stații de pompare plutitoare - 4

Ateliere de pregătire și pompare a uleiului - 2

Unitate de separare a uleiului (USN) - 1

În mai 2001, o stație unică de pompare multifazică Sulzer a fost instalată pe locul 201 de pe malul drept al câmpului Priobskoye. Fiecare pompă a instalației este capabilă să pompeze 3,5 mii de metri cubi de lichid pe oră. Complexul este deservit de un singur operator, toate datele și parametrii sunt afișați pe un monitor de computer. Stația este singura din Rusia.

Stația de pompare olandeză „Rosscor” a fost echipată pe câmpul Priobskoye în 2000. Este proiectat pentru pomparea în câmp a fluidului multifazic, fără utilizarea de explozie (pentru a evita arderea gazelor asociate în lunca inundabilă a râului Ob).

O fabrică de prelucrare a nămolului de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămizi de silicat, care sunt folosite ca material de construcții pentru constructia de drumuri, fundatii cluster etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la zăcământul Priobskoye, prima centrală electrică cu turbină cu gaz din districtul autonom Khanty-Mansi a fost construită la zăcământul Prirazlomnoye, furnizând energie electrică câmpurilor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia electrică construită peste Ob nu are analogi, a cărei deschidere este de 1020 m, iar diametrul firului special fabricat în Marea Britanie este de 50 mm.

§2 Pregătirea uleiului pentru rafinare

Țițeiul recuperat din puțuri conține gaze asociate (50-100 m3/t), apă de formare (200-300 kg/t) și săruri minerale dizolvate în apă (10-15 kg/t), care afectează negativ transportul, depozitarea și prelucrarea sa ulterioară. Prin urmare, pregătirea petrolului pentru rafinare include în mod necesar următoarele operațiuni:

Îndepărtarea gazelor asociate (dizolvate în petrol) sau stabilizarea uleiului;

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

Stabilizarea uleiului -țițeiul din regiunea Ob conține o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare dizolvate în el. În timpul transportului și depozitării uleiului, acestea pot fi eliberate, drept urmare compoziția uleiului se va schimba. Pentru a evita pierderea de gaze și, odată cu aceasta, a fracțiunilor ușoare de benzină și pentru a preveni poluarea aerului, aceste produse trebuie extrase din petrol înainte de rafinare. Se numește un proces similar pentru separarea hidrocarburilor ușoare din petrol sub formă de gaz asociat stabilizare ulei. Stabilizarea petrolului în câmpul Ob se realizează prin metoda de separare direct în zona de producție a acestuia folosind unități de măsurare.

Gazul asociat este separat de petrol prin separare în mai multe etape în separatoare de gaze, în care presiunea și debitul de ulei sunt reduse succesiv. Ca urmare, gazele sunt desorbite, împreună cu care hidrocarburile lichide volatile sunt îndepărtate și apoi condensate, formând un „condens gazos”. Cu metoda de separare de stabilizare, până la 2% din hidrocarburi rămân în ulei.

Desalinizare și deshidratare ulei- îndepărtarea sărurilor și apei din petrol are loc la stațiile de tratare a petrolului de câmp și direct la rafinăriile de petrol (rafinării).

Luați în considerare proiectarea instalațiilor electrice de desalinizare.

Uleiul din rezervorul de alimentare 1 cu adăugarea unui demulgator și o soluție slabă alcalină sau de sodă trece prin schimbătorul de căldură 2, este încălzit în preîncălzitorul 3 și intră în mixerul 4, în care se adaugă apă în ulei. Emulsia rezultată trece secvenţial prin deshidratatoarele electrice 5 şi 6, în care cea mai mare parte a apei şi a sărurilor dizolvate în ea sunt separate de ulei, drept urmare conţinutul lor scade de 8-10 ori. Uleiul demineralizat trece prin schimbătorul de căldură 2 și, după răcire în frigiderul 7, intră în colectorul 8. Apa separată în deshidratatoarele electrice se depune în separatorul de ulei 9 și este trimisă la curățare, iar uleiul separat este adăugat în ulei furnizat către ELOU.

Procesele de desalinizare și deshidratare a uleiului sunt asociate cu nevoia de a distruge emulsiile pe care apa le formează cu uleiul. În același timp, emulsiile de origine naturală, formate în procesul de producere a uleiului, sunt distruse pe câmp, iar la plantă - emulsii artificiale obținute prin spălarea multiplă a uleiului cu apă pentru îndepărtarea sărurilor din acesta. După tratament, conținutul de apă și cloruri metalice în ulei scade în prima etapă la 0,5-1,0% și, respectiv, 100-1800 mg/l, iar în a doua etapă la 0,05-0,1% și 3-5 mg/l. l.

Pentru a accelera procesul de distrugere a emulsiilor, este necesară supunerea uleiului la alte măsuri de impact care vizează mărirea picăturilor de apă, creșterea diferenței de densitate și scăderea vâscozității uleiului.

În uleiul Ob, se utilizează introducerea unei substanțe (demulgator) în ulei, datorită căreia stratificarea emulsiei este facilitată.

Iar pentru desalinizarea uleiului, uleiul este spălat cu apă proaspătă proaspătă, care nu numai că spăla sărurile, ci are și un efect hidromecanic asupra emulsiei.

§ 3. Prelucrarea primară a petrolului din zăcământul Priobskoye

Uleiul este un amestec de mii de substanțe diferite. Compoziția completă a uleiurilor chiar și astăzi, când sunt disponibile cele mai sofisticate mijloace de analiză și control: cromatografia, rezonanța magnetică nucleară, microscoapele electronice - departe de toate aceste substanțe sunt pe deplin determinate. Dar, în ciuda faptului că compoziția uleiului include aproape toate elementele chimice ale D.I. Mendeleev, baza sa este încă organică și constă dintr-un amestec de hidrocarburi din diferite grupe care diferă unele de altele prin proprietățile lor chimice și fizice. Indiferent de complexitate și compoziție, rafinarea petrolului începe cu distilarea primară. De obicei, distilarea se realizează în două etape - cu o ușoară presiune în exces, aproape de atmosferă și sub vid, în timp ce se utilizează cuptoare tubulare pentru a încălzi materia primă. Prin urmare, instalațiile pentru rafinarea primară a petrolului se numesc AVT - tuburi vid atmosferice.

Uleiurile din câmpul Obbskoye au un conținut potențial ridicat de fracții de petrol, prin urmare, rafinarea primară a petrolului se realizează în conformitate cu balanța păcură și se realizează în trei etape:

Distilarea atmosferică pentru a obține fracțiuni de combustibil și păcură

Distilarea în vid a păcurului pentru a obține fracțiuni înguste de ulei și gudron

Distilarea în vid a unui amestec de păcură și gudron pentru a obține o fracție largă de ulei și un reziduu ponderat utilizat pentru producerea de bitum.

Distilarea uleiului Ob-oil se realizează în unități tubulare atmosferice conform schemei cu evaporare rapidă, adică. cu o coloană de distilare complexă cu secțiuni laterale de stripare - acest lucru este cel mai avantajos din punct de vedere energetic, deoarece Uleiul Obb îndeplinește pe deplin cerințele atunci când se utilizează o astfel de instalație: un conținut relativ scăzut de benzină (12-15%) și randamentul fracțiilor de până la 350 0 С nu mai mult de 45%.

Țițeiul, încălzit prin fluxuri fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratorul electric 3. De acolo, uleiul desalinizat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 în cuptorul 5 și apoi în coloana de distilare 6, unde este fulgerat și separat în fracțiile necesare. In cazul uleiului demineralizat, in diagramele instalatiei nu exista un deshidrator electric.

Cu un conținut ridicat de gaz dizolvat și fracții cu punct de fierbere scăzut în ulei, prelucrarea acestuia conform unei astfel de scheme unice de evaporare fără evaporare preliminară este dificilă, deoarece se creează o presiune crescută în pompa de alimentare și în toate dispozitivele situate în schemă înainte. cuptorul. În plus, aceasta crește sarcina pe cuptor și pe coloana de distilare.

Scopul principal al distilării în vid a păcurelor: obținerea unei fracțiuni largi (350 - 550 0С și mai mare) - materii prime pentru procese catalitice și distilate pentru producerea de uleiuri și parafine.

Păcura este pompată printr-un sistem de schimbătoare de căldură într-un cuptor tubular, unde este încălzită la 350 ° -375 ° și intră în coloana de vid de rectificare. Vidul din coloană este creat de ejectoarele cu jet de abur (presiune reziduală 40-50 mm). Vaporii de apă sunt furnizați în partea de jos a coloanei. Distilatele de ulei sunt preluate din diferite tăvi ale coloanei, trec prin schimbătoare de căldură și răcitoare. Restul este îndepărtat din partea de jos a coloanei - gudron.

Fracțiile de ulei separate din ulei sunt purificate cu soluții selective - fenol sau furfural pentru a îndepărta unele dintre substanțele rășinoase, apoi deparafinarea se efectuează folosind un amestec de metil etil cetona sau acetonă cu toluen pentru a scădea punctul de curgere al uleiului. Prelucrarea fracțiilor de ulei se termină cu un tratament suplimentar cu argile de albire. Tehnologiile recente de producere a uleiurilor folosesc procese de hidrotratare pentru a înlocui argilele.

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului de Ob ':

§4 Cracarea catalitică

Cracarea catalitică este cel mai important proces de rafinare care afectează semnificativ eficiența rafinăriei în ansamblu. Esența procesului este descompunerea hidrocarburilor care alcătuiesc materia primă (motorina în vid) sub influența temperaturii în prezența unui catalizator de aluminosilicat care conține zeolit. Produsul țintă al unității KK este o componentă cu octan mare a benzinei cu un rating octanic de 90 de puncte sau mai mult, randamentul său este de la 50 la 65%, în funcție de materiile prime utilizate, tehnologia utilizată și mod. Cifra octanică mare se datorează faptului că izomerizarea are loc și în timpul cracarei catalitice. În timpul procesului, se formează gaze care conțin propilenă și butilene, care sunt utilizate ca materie primă pentru petrochimice și producția de componente de benzină cu octan mare, motorină ușoară - o componentă a motorinei și combustibililor pentru cuptoare și motorină grea - o materie primă pentru producția de funingine sau o componentă a păcurului.
Capacitatea instalatiilor moderne este in medie de la 1,5 la 2,5 milioane de tone, insa, la fabricile companiilor de top din lume exista instalatii cu o capacitate de 4,0 milioane de tone.
Secțiunea cheie a instalației este unitatea de regenerare a reactorului. Blocul include un cuptor de încălzire a alimentării, un reactor în care au loc reacții de cracare și un regenerator de catalizator. Scopul regeneratorului este arderea cocsului format în timpul cracării și depus pe suprafața catalizatorului. Reactorul, regeneratorul și unitatea de intrare a materiei prime sunt conectate prin conducte prin care circulă catalizatorul.
În prezent, capacitățile de cracare catalitică la rafinăriile rusești sunt în mod clar insuficiente și, datorită punerii în funcțiune a noilor unități, se rezolvă problema cu deficitul proiectat de benzină.

§4 Reformarea catalitică

Dezvoltarea producției de benzină este asociată cu dorința de a îmbunătăți baza proprietate de performanță combustibil - rezistența la detonare a benzinei, evaluată prin cifra octanică.

Reformarea servește la producerea simultană a unei componente de bază cu octan mare a benzinelor pentru motoare, hidrocarburi aromatice și gaze care conțin hidrogen.

Pentru uleiul Ob, o fracție care fierbe în intervalul 85-180 0 C este supusă reformării, o creștere a sfârșitului punctului de fierbere favorizează formarea de cocs și, prin urmare, este nedorită.

Pregătirea materiei prime de reformare - rectificare pentru izolarea fracțiilor, hidrotratare pentru îndepărtarea impurităților (azot, sulf etc.) care otrăvește catalizatorii procesului.

Catalizatorii de platină sunt utilizați în procesul de reformare. Costul ridicat al platinei a predeterminat conținutul său scăzut în catalizatori industriali de reformare și, prin urmare, necesitatea utilizării sale eficiente. Acest lucru este facilitat de utilizarea aluminei ca purtător, care a fost mult timp cunoscut drept cel mai bun purtător pentru catalizatorii de aromatizare.

A fost important să se transforme catalizatorul de platină-alumină într-un catalizator de reformare bifuncțional, pe care ar urma întregul complex de reacții. Pentru aceasta, a fost necesar să se confere suportului proprietățile acide necesare, ceea ce a fost realizat prin tratarea oxidului de aluminiu cu clor.

Avantajul unui catalizator clorurat este capacitatea de a controla conținutul de clor din catalizatori și, prin urmare, aciditatea acestora, direct în condiții de funcționare.

Odată cu trecerea unităților de reformare existente la catalizatori polimetalici, indicatorii de performanță au crescut, deoarece costul lor este mai mic, stabilitatea lor ridicată permite desfășurarea procesului la o presiune mai mică fără teama de cocsificare. La reformarea pe catalizatori polimetalici, conținutul următoarelor elemente din materie primă nu trebuie să depășească 1 mg / kg sulf, 1,5 mg / kg nichel, 3 mg / kg apă. În ceea ce privește nichel, uleiul Obb nu este potrivit pentru catalizatori polimetalici; prin urmare, catalizatorii de platină-alumină sunt utilizați în reformare.

Bilanțul material tipic al fracțiunii de reformare 85-180 ° C la o presiune de 3 MPa.

Lista bibliografică

1. Glagoleva OF, Kapustin V.M. Rafinarea primară a petrolului (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologia și dezvoltarea celor mai mari zăcăminte de petrol și petrol și gaze din Rusia, JSC VNIIOENG, Moscova: 1996

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - despre Ob în Wikipedia

4.http: //minenergo.gov.ru - Ministerul Energiei al Federației Ruse

5. Bannov P.G., Procesele de rafinare a petrolului, TsNIITEnef-tekhim, Moscova: 2001

6. Boyko E.V., Chimia uleiului și combustibililor, UlSTU: 2007

7.http: //vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft, buletinul companiei