Fusha Severo obskoe. Gjeologjia e fushës Priobskoye (Priobka)

Dërgoni punën tuaj të mirë në bazën e njohurive është e thjeshtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar në http://www.allbest.ru/

Prezantimi

1 Karakteristikat gjeologjike të fushës Priobskoye

1.1 Informacion i përgjithshëm për depozitën

1.2 Seksioni litostratigrafik

1.3 Struktura tektonike

1.4 Përmbajtja e vajit

1.5 Karakteristikat e formacioneve prodhuese

1.6 Karakteristikat e akuifereve

1.7 Vetitë fiziko-kimike të lëngjeve formuese

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

1.8.1 Rezervat e naftës

2. Treguesit kryesorë teknikë dhe ekonomikë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.1 Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.2 Analiza e treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit

2.3 Karakteristikat e zhvillimit që ndikojnë në funksionimin e pusit

3. Metodat e aplikuara të rikuperimit të zgjeruar të naftës

3.1 Zgjedhja e metodës së ndikimit në rezervuarin e naftës

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për aplikimin e metodave të ndryshme të stimulimit në fushën e Priobskoye

3.2.1 Përmbytja e ujit

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e vrimës së poshtme të pusit për të stimuluar prodhimin e naftës

3.3.1 Trajtimet me acid

3.3.2 Thyerje hidraulike

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të shpimit

konkluzioni

Prezantimi

Industria e naftës është një nga komponentët më të rëndësishëm të ekonomisë ruse, duke ndikuar drejtpërdrejt në formimin e buxhetit të vendit dhe eksportin e tij.

Gjendja e bazës së burimeve të kompleksit të naftës dhe gazit është problemi më i mprehtë sot. Burimet e naftës gradualisht po shterohen, një numër i madh vendburimesh janë në fazën përfundimtare të zhvillimit dhe kanë një përqindje të madhe të ndërprerjes së ujit, prandaj, detyra më urgjente dhe parësore është kërkimi dhe vënia në punë e fushave të reja dhe premtuese, njëra prej të cilave. është fusha Priobskoye (për sa i përket rezervave, është një nga depozitat më të mëdha në Rusi).

Rezervat e bilancit të naftës, të miratuara nga Komiteti Shtetëror i Rezervave, në kategorinë С 1 janë 1827.8 milionë tonë, të rikuperueshme 565.0 milionë tonë. me një faktor të rikuperimit të naftës prej 0,309, duke marrë parasysh rezervat në zonën tampon nën fushat e përmbytjeve të lumenjve Ob dhe Bolshoi Salym.

Rezervat e bilancit të naftës së kategorisë C 2 janë 524073 mijë ton, të rikuperueshme - 48970 mijë ton me një faktor të rikuperimit të naftës 0,093.

Fusha Priobskoye ka një numër karakteristikash karakteristike:

të mëdha, me shumë shtresa, unike për sa i përket rezervave të naftës;

e vështirë për t'u aksesuar, e karakterizuar nga moçalitet i konsiderueshëm, në periudhën pranverë-verë, pjesa më e madhe e territorit përmbytet nga ujërat e përmbytjes;

Lumi Ob rrjedh përmes depozitës, duke e ndarë atë në pjesë të bregut të djathtë dhe të majtë.

Fusha karakterizohet nga një strukturë komplekse horizontesh prodhuese. Formacionet AC10, AC11, AC12 janë me interes industrial. Koleksionistët e horizontit АС10 dhe АС11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe АС12 janë anormalisht me produktivitet të ulët. Funksionimi i formacionit AS12 duhet të veçohet si një problem i veçantë zhvillimi, pasi , rezervuari AC12 është gjithashtu më i rëndësishmi për sa i përket rezervave nga të gjithë rezervuarët. Kjo karakteristikë tregon pamundësinë e zhvillimit të fushës pa prekur në mënyrë aktive shtresat e saj prodhuese.

Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem është zbatimi i masave për intensifikimin e prodhimit të naftës.

1 . Karakteristikë gjeologjikePriobskyVendi i lindjes

1.1 Informacion i përgjithshëm për depozitën

Fusha e naftës Priobskoye ndodhet administrativisht në rrethin Khanty-Mansiysk të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen.

Zona e punës ndodhet 65 km në lindje të qytetit të Khanty-Mansiysk, 100 km në perëndim të qytetit të Nefteyugansk. Aktualisht, zona është një nga vendet me rritje ekonomike më të shpejtë në Okrug Autonome, e cila u bë e mundur për shkak të rritjes së vëllimi i kërkimit gjeologjik dhe prodhimit të naftës ...

Fushat më të mëdha të zhvilluara afër: Salymskoye, e vendosur 20 km në lindje, Prirazlomnoye, e vendosur në afërsi, Pravdinskoye - 57 km në juglindje.

Tubacioni i gazit Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk dhe tubacioni i naftës Ust-Balyk-Omsk shkojnë në juglindje të fushës.

Zona Priobskaya në pjesën veriore të saj ndodhet brenda fushës së përmbytjes Ob - një fushë e re aluviale me akumulimin e depozitave Kuaternare me një trashësi relativisht të madhe. Shenjat absolute të relievit janë 30-55 m.Pjesa jugore e zonës priret në një fushë të rrafshët aluviale në nivelin e tarracës së dytë mbipërmbytëse me forma të shprehura dobët të erozionit lumor dhe akumulimit. Shenjat absolute këtu janë 46-60 m.

Rrjeti hidrografik përfaqësohet nga kanali Maliy Salym, i cili rrjedh në një drejtim nënndërsor në pjesën veriore të zonës dhe në këtë zonë lidhet me kanale të vogla Malaya Berezovskaya dhe Polaya me kanalin e madh dhe të thellë Obskaya Bolshoy Salym. Lumi Ob është rruga kryesore ujore e rajonit Tyumen. Rrethi ka një numër të madh liqenesh, më të mëdhenjtë prej të cilëve janë Liqeni Olevashkina, Liqeni Karasye, Liqeni Okunevoe. Kënetat janë të pakalueshme, ngrijnë deri në fund të janarit dhe janë pengesa kryesore për lëvizjen e mjeteve.

Klima e rajonit është ashpër kontinentale me dimër të gjatë dhe verë të shkurtër të ngrohtë. Dimri është i ftohtë dhe me borë. Muaji më i ftohtë i vitit është janari (temperatura mesatare mujore -19,5 gradë C). Minimumi absolut është -52 gradë C. Më i ngrohti është korriku (temperatura mesatare mujore është +17 gradë C), maksimumi absolut është +33 gradë C. Reshjet mesatare vjetore janë 500-550 mm në vit, me 75% rënie. në stinën e ngrohtë. Mbulesa e borës vendoset në gjysmën e dytë të tetorit dhe zgjat deri në fillim të qershorit.Trashësia e mbulesës së borës është nga 0,7 m deri në 1,5-2 m.Thellësia e ngrirjes së dheut është 1-1,5 m.

Zona në shqyrtim karakterizohet nga toka argjilore podzolike në zona relativisht të larta dhe toka torfe-podzolike-llum dhe torfe në zonat kënetore të zonës. Brenda kufijve të fushave, tokat aluviale të tarracave lumore janë kryesisht ranore, vende-vende argjilore. Flora është e larmishme. Mbizotëron pyjet halore dhe të përziera.

Zona ndodhet në një zonë të shtratit të izoluar të shkëmbinjve të përhershëm të ngrirë afër sipërfaqes dhe relikte. Tokat e ngrira pranë sipërfaqes shtrihen në pellgje ujëmbledhëse nën moçalet e torfe. Trashësia e tyre kontrollohet nga niveli i ujërave nëntokësore dhe arrin 10-15 m, temperatura është konstante dhe afër 0 gradë C.

Në territoret ngjitur (në fushën Priobskoye, shkëmbinjtë e ngrirë nuk janë studiuar), ngrirja e përhershme ndodh në thellësi 140-180 m (fusha Lyantorskoye). Trashësia e permafrostit është 15-40 m, rrallë më shumë. Të ngrira janë më shpesh pjesët e poshtme, më argjilore, pjesë e Novyikhailovskaya dhe një pjesë e parëndësishme e formacioneve Atlym.

Vendbanimet më të mëdha më afër zonës së punës janë qytetet Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut dhe nga vendbanimet më të vogla - fshatrat Seliyarovo, Sytomino, Lempino dhe të tjerët.

1.2 Litostratigrafikeprerje

Seksioni gjeologjik i fushës Priobskoye përbëhet nga një shtresë e trashë (më shumë se 3000 m) sedimentesh terrigjene të mbulesës sedimentare të epokës Meso-Cenozoike, që ndodhin në shkëmbinjtë e kompleksit para-Jurasik, të përfaqësuar nga korja e motit.

Para-Jurasiku arsimi (Pz)

Në seksionin e shtresave para-jurasike dallohen dy nivele strukturore. Pjesa e poshtme, e kufizuar në koren e konsoliduar, përfaqësohet nga grafit-porfirite shumë të dislokuara, gurë zhavorri dhe gëlqerorë të metamorfozuar. Kati i sipërm, i identifikuar si një kompleks i ndërmjetëm, përbëhet nga depozitime efuzive-sedimentare më pak të dislokuara të epokës Permian-Triasike deri në 650 m të trasha.

Sistemi Jurasik (J)

Sistemi Jurasik përfaqësohet nga të tre ndarjet: i poshtëm, i mesëm dhe i sipërm.

Ai përfshin formacionet Tyumen (J1 + 2), Abalak dhe Bazhenov (J3).

Depozitat Tyumen Formacionet shtrihen në bazën e mbulesës sedimentare mbi shkëmbinjtë e kores së motit me moskonformitet këndor dhe stratigrafik dhe përfaqësohen nga një kompleks shkëmbinjsh terrigjenë me përbërje argjilore-ranore-siltstone.

Trashësia e depozitave të Formacionit Tyumen varion nga 40 në 450 m. Brenda kufijve të depozitimit, ato u hapën në thellësi 2806-2973 m. Depozitat e Formacionit Tyumen mbivendosen vazhdimisht nga depozitat e Jurasikut të Sipërm të Formacioneve Abalak dhe Bazhenov. Abalakskaya Formacioni është i përbërë nga baltë gri të errët në të zezë, të degëzuar, glaukonite me ndërshtresa të aluminit në pjesën e sipërme të seksionit. Trashësia e suitës varion nga 17 në 32 m.

Depozitat Bazhenov Formacionet përfaqësohen nga baltë bituminoze me ngjyrë gri të errët, pothuajse të zezë, me ndërshtresa balte pak të lyer dhe shkëmbinj organikë-argjilo-karbonatikë. Trashësia e formacionit është 26-38 m.

Sistemi i Kretakut (K)

Depozitat e sistemit të Kretakut janë zhvilluar kudo të përfaqësuara nga seksionet e sipërme dhe të poshtme.

Formacionet Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya dhe Khanty-Mansiysk dallohen në pjesën e poshtme nga poshtë lart, dhe në pjesën e sipërme, formacionet Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya dhe Gankinskaya.

Pjesa e poshtme ahskoy Formimi (K1g) përfaqësohet kryesisht nga gurë balte me shtresa të holla vartëse të aluminit dhe gurëve ranorë, të kombinuar në sekuencën Achimov.

Në pjesën e sipërme të Formacionit Akh, ekziston një pjesë e pjekur e argjilave Pimsk të elutriuara imët, gri të errët, që afrohen gri.

Trashësia totale e suitës varion nga perëndimi në lindje nga 35 në 415 m. Në seksionet e vendosura në lindje, një grup shtresash BS1-BS12 kufizohen në këtë shtresë.

Prerje Çerkashin Formimi (K1g-br) përfaqësohet nga alternimi ritmik i argjilave gri, lytgurëve dhe ranorëve të baltë. Këta të fundit, brenda kufijve të fushës, si dhe ranorët, janë industrialisht naftëmbajtës dhe shpërndahen në formacionet АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Trashësia e formacionit varion nga 290 në 600 m.

Sipër janë argjilat gri të errët në të zezë alim Formacionet (K1a), në pjesën e sipërme me ndërshtresa balte bituminoze, në pjesën e poshtme - aroma dhe ranorë. Trashësia e suitës varion nga 190 në 240 m. Argjilat janë një vulë rajonale për depozitat e hidrokarbureve në të gjithë rajonin e naftës dhe gazit Sredneobskaya.

Vikulovskaya suita (K1a-al) përbëhet nga dy nënformacione.

Pjesa e poshtme është kryesisht argjilore, ajo e sipërme është ranore-argjilore me mbizotërim të ranorëve dhe argjilës. Formimi karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore. Trashësia e formacionit varion nga 264 m në perëndim deri në 296 m në verilindje.

Khanty-Mansiysk Formacioni (K1a-2s) përfaqësohet nga ndërthurja e pabarabartë e shkëmbinjve ranorë-argjilë me mbizotërim të të parëve në pjesën e sipërme të seksionit. Shkëmbinjtë e formacionit karakterizohen nga një bollëk detritusi karbonik. Trashësia e formacionit varion nga 292 në 306 m.

Uvat Formimi (K2s) përfaqësohet nga rishkrirja e pabarabartë e rërave, aluminit, ranorëve. Formacioni karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore të karbonizuara dhe me ngjyrë, detritus karbonatik dhe qelibar. Trashësia e suitës është 283-301 m.

Bertsovskaya Kompleti (K2k-st-km) është i ndarë në dy nënformacione. E poshtme, e përbërë nga argjila montmorellonite gri, me ndërshtresa të ngjashme me opoka, me trashësi 45 deri në 94 m dhe ajo e sipërme, e përfaqësuar nga argjila gri, gri të errët, silicore, ranore, me trashësi 87-133 m.

Gankinskaya Formacioni (K2mP1d) përbëhet nga argjila gri, gri në të gjelbër, që kalon në merla me kokrriza glaukoniti dhe nodula siderite. Trashësia e saj është 55-82 m.

Sistemi paleogjen (P2)

Sistemi i Paleogjenit përfshin shkëmbinj të formacioneve Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya dhe Turtasskaya. Tre të parat përfaqësohen nga sedimentet detare, pjesa tjetër janë kontinentale.

Talitskaya formacioni është i përbërë nga një shtresë argjilash gri të errët, në zona me baltë. Ka mbetje bimore të peritizuara dhe luspa peshku. Trashësia e suitës është 125-146 m.

Lyulinvorskaya formacioni përfaqësohet nga argjila të verdha-jeshile, në pjesën e poshtme të seksionit shpesh janë opokoid me ndërshtresa opokash. Trashësia e suitës është 200-363 m.

Tavdinskaya Formacioni që plotëson seksionin e Paleogjenit Detar është i përbërë nga argjila gri, gri-kaltërosh me shtresa të ndërthurura prej guri. Trashësia e suitës është 160-180 m.

Atlymskaya Formacioni përbëhet nga sedimente aluviale-detare kontinentale, të përbërë nga rëra gri në të bardhë, kryesisht kuarci me ndërshtresa qymyri të murrmë, argjila dhe aroma. Trashësia e suitës është 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formimi - përfaqësohet nga rëra të pabarabarta të ndërthurura, gri, grimcuar, kuarc-feldspat me argjila gri dhe kafe-gri dhe argjilë me shtresa rëre dhe qymyr kafe. Trashësia e suitës nuk i kalon 80 m.

Turtasskaya Formacioni përbëhet nga argjilë dhe argjilë në ngjyrë gri të gjelbër, me shtrat të hollë me shtresa diatomite dhe rëra kuarc-glaukonite. Trashësia e suitës është 40-70 m.

Sistemi kuaternar (Q)

Ajo është e pranishme kudo dhe përfaqësohet në pjesën e poshtme me alternim të rërës, argjilave, argjilës dhe argjilës ranore, në pjesën e sipërme - nga facialet e moçaleve dhe liqeneve - llumrat, zhardhokët dhe argjilat ranore. Trashësia totale është 70-100 m.

1.3 Tektonikestrukturën

Struktura Priobskaya ndodhet në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansiysk, megafold Lyaminskiy, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lempinskaya. Strukturat e rendit të parë janë të ndërlikuara nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura të veçanta antiklinale lokale, të cilat janë objekt kërkimi dhe kërkimi për naftë dhe gaz.

Plani strukturor modern i themelit para Jurasik u studiua përgjatë horizontit reflektues "A". Të gjithë elementët strukturorë shfaqen në hartën strukturore përgjatë horizontit reflektues "A". Në pjesën jugperëndimore të rajonit - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, ngritjet Svetloye. Në pjesën veri-perëndimore - Lindje-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, duke ndërlikuar shpatin lindor të zonës së ngritjes së Lempinskoe Perëndimore. Në pjesën qendrore ndodhet lugina e Sakhalinit Perëndimor, në lindje të ngritjeve të tij Gorshkovskoe dhe Sakhalin, duke komplikuar përkatësisht fryrjen Sredne-Lyaminsky dhe harkun strukturor Sakhalin.

Ngritja në formë kubeje Priobskoye, ngritja me amplitudë të ulët të Priobskoye Perëndimore, strukturat West Sakhalin, Novoobskaya mund të gjurmohen përgjatë horizontit reflektues "DB", i kufizuar në majën e anëtarit Bystrinskaya. Ngritja e Khanty-Maniysk është përshkruar në perëndim të sheshit. Në veri të ngritjes Priobskoe, spikat ngritja lokale Svetloye. Në pjesën jugore të fushës në zonën e pusit. 291, dallohet me kusht ngritja Pa emër. Zona e ngritur e Seliyarovskaya Lindore në zonën e studimit përvijohet nga një izo-gips sizmik i hapur - 2280 m. Një strukturë izometrike me amplitudë të ulët mund të gjurmohet pranë pusit 606. Zona Seliyarovskaya është e mbuluar me një rrjet të rrallë linjash sizmike, në bazë të të cilave mund të parashikohet një strukturë pozitive. Ngritja e Seliyarovskoe konfirmohet nga plani strukturor për horizontin reflektues "B". Për shkak të njohurive të dobëta të pjesës perëndimore të zonës, eksplorimit sizmik, në veri të strukturës Seliyarovskaya, me kusht, dallohet një ngritje pa emër në formë kube.

1.4 Përmbajtja e vajit

Në fushën e Priobskoye, dyshemeja me naftë mbulon depozita të konsiderueshme të trasha të mbulesës sedimentare nga Jurasiku i Mesëm deri në epokën Aptian dhe është më shumë se 2.5 km.

Flukset dhe bërthamat jo-tregtare të naftës me shenja hidrokarburesh u morën nga depozitat e formacioneve Tyumen (Yu 1 dhe Yu 2) dhe Bazhenov (Yu 0). Për shkak të numrit të kufizuar të materialeve gjeologjike dhe gjeofizike në dispozicion, struktura e depozitave nuk është vërtetuar mjaftueshëm deri më sot.

Kapaciteti tregtar naftëmbajtës është krijuar në formacionet neokomiane të grupit AS, ku janë përqendruar 90% e rezervave të provuara. Shtresat kryesore prodhuese janë të mbyllura midis njësive të argjilës Pimskaya dhe Bystrinskaya. Depozitimet kufizohen në trupa rëre thjerrëz të formuar në raftin dhe depozitimet klinoforme të Neocomian, produktiviteti i të cilave nuk kontrollohet nga plani strukturor modern dhe përcaktohet praktikisht vetëm nga prania e rezervuarëve prodhues në seksion. Mungesa e ujit formues gjatë provave të shumta në pjesën prodhuese të seksionit dëshmon se depozitat e vajit që lidhen me shtresat e këtyre paketimeve janë trupa thjerrëzash të mbyllura të mbushura plotësisht me vaj, dhe konturet e depozitimeve për secilën shtresë ranore përcaktohen nga kufijtë e shpërndarjes së tij. Përjashtim bën formacioni AC 7, ku prurjet e ujit të formacionit janë marrë nga thjerrëzat e rërës të mbushura me ujë.

Si pjesë e sedimenteve prodhuese neokomiane, janë identifikuar 9 objekte llogaritëse: 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. Depozitat e formacioneve АС 7, АС 9 nuk kanë interes industrial.

Profili gjeologjik është paraqitur në figurën 1.1.

1.5 Veçoriproduktiveshtresa

Rezervat kryesore të naftës në fushën Priobskoye janë të përqendruara në sedimente të epokës Neokomiane. Një tipar i strukturës gjeologjike të depozitimeve të lidhura me shkëmbinjtë neokomianë është se ato kanë një strukturë mega-shtresore, për shkak të formimit të tyre në kushtet e mbushjes anësore të një pellgu detar mjaft të thellë (300-400 m) për shkak të largimit të terrigjenëve klastikë. materiale nga lindja dhe juglindja. Formimi i megakompleksit neokomian të shkëmbinjve sedimentarë u zhvillua në një sërë kushtesh paleogjeografike: sedimentim kontinental, bregdetar-detar, shelf dhe sedimentim shumë i ngadaltë në detin e hapur të thellë.

Ndërsa lëvizim nga lindja në perëndim, ka një pjerrësi (në lidhje me Formacionin Bazhenov, i cili është një pikë referimi rajonal) të dy anëtarëve argjilë të vjetër (pika referuese zonale) dhe shkëmbinjve ranorë-siltstone që gjenden midis tyre.

Sipas përcaktimeve të bëra nga specialistët e ZapSibNIGNI mbi faunën dhe polenin e sporeve të kampionuar nga argjilat në intervalin e shfaqjes së anëtarit Pimskaya, mosha e këtyre depozitave rezultoi të ishte Hauteriviane. Të gjitha shtresat që ndodhen sipër anëtarit Pimskaya. Ata u indeksuan si një grup AS, prandaj, në fushën Priobskoye, shtresat BS 1-5 u riindeksuan në AS 7-12.

Gjatë llogaritjes së rezervave, 11 formacione prodhuese u identifikuan si pjesë e megakompleksit të depozitave prodhuese Neocomian: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2. -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Njësia e rezervuarit AS 12 shtrihet në bazën e megakompleksit dhe është pjesa më e thellë në ujë për nga formimi. Përbërja përfshin tre shtresa AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, të cilat ndahen nga argjila relativisht të pjekura në pjesën më të madhe të sipërfaqes, trashësia e të cilave varion nga 4 deri në 10 m.

Depozitimet e shtresës AS 12/3 kufizohen në elementin monoklinal (hundë strukturore), brenda të cilit ka ngritje me amplitudë të ulët dhe depresione me zona tranzicioni ndërmjet tyre.

Depozita kryesore AS12 / 3 u gjet në thellësi 2620-2755 m dhe është e kontrolluar litologjikisht nga të gjitha anët. Për sa i përket sipërfaqes, ai zë pjesën qendrore të tarracës, pjesën më të ngritur të hundës strukturore dhe është i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 12.8 m në 1.4 m. Normat e rrjedhjes së naftës variojnë nga 1,02 m 3 / ditë, Нд = 1239 m në 7,5 m3 / ditë me Нд = 1327 m. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 25.5 km me 7.5 km, dhe lartësia është 126 m.

Depozita AS 12/3 u hap në një thellësi prej 2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale të Khanty-Mansiysk dhe zonën e zhytjes së saj lindore. Rezervuari kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarit. Normat e rrjedhjes së vajit janë të vogla dhe arrijnë në 0,4-8,5 m 3 / ditë në nivele të ndryshme dinamike. Lartësia më e lartë në pjesën e harkuar është fiksuar në -2640 m, dhe më e ulëta në (-2716 m). Dimensionet e depozitimit janë 18 me 8.5 km, lartësia është 76 m. Lloji është i shqyrtuar litologjikisht.

Rezervuari kryesor AC12 / 1-2 është më i madhi në terren. Ajo u gjet në thellësi 2536-2728 m. Është e kufizuar në një monoklin të ndërlikuar nga ngritje lokale me amplitudë të vogël me zona kalimi ndërmjet tyre. Nga tre anët, struktura kufizohet nga ekranet litologjike dhe vetëm në jug (në Zona Vostochno-Frolovskaya) tentojnë të zhvillohen rezervuarët. Trashësia e ngopur me vaj varion në një gamë të gjerë nga 0,8 deri në 40,6 m, ndërsa zona e trashësisë maksimale (më shumë se 12 m) mbulon pjesën qendrore të depozitimit, si dhe atë lindore. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 45 km me 25 km, lartësia është 176 m.

Në rezervuarin AS 12 / 1-2 u zbuluan vendburime 7.5 me 7 km, lartësi 7 m dhe 11 me 4.5 km dhe lartësi 9 m. Të dy vendburimet janë të llojit të skanuar litologjikisht.

Rezervuari AS 12/0 ka një zonë më të vogël zhvillimi. Depozita kryesore AC 12/0 është një trup thjerrëzor i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Dimensionet e tij janë 41 me 14 km, lartësia 187 m. Normat e rrjedhjes së naftës variojnë nga njësitë e para m3/ditë në nivele dinamike deri në 48 m3/ditë.

Mbulesa e horizontit AS 12 formohet nga një shtresë e trashë (deri në 60 m) e shkëmbinjve argjilë.

Mbi seksionin, ekziston një shtresë pagese AS 11, e cila përfshin AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Tre të fundit janë të lidhur në një objekt të vetëm numërues, i cili ka një strukturë shumë komplekse si në seksion ashtu edhe në zonë. Në zonat e zhvillimit të rezervuarit, duke gravituar në pjesët e afërta, vërehet trashësia më domethënëse e horizontit me tendencë rritjeje në verilindje (deri në 78,6 m). Në juglindje, ky horizont përfaqësohet vetëm nga shtresa AS 11/2, në pjesën qendrore - nga shtresa AS 11/3, në veri - nga shtresa AS 11 / 2-4.

Depozita kryesore AC11 / 1 është e dyta më e madhe brenda fushës Priobskoye. Shtresa АС11 / 1 është zhvilluar në pjesën drejtuese të ngritjes në formë fryrje të goditjes nënmeridionale, e cila ndërlikon monoklinin. Nga tre anët, vendburimi kufizohet me zona argjilore dhe në jug, kufiri është tërhequr me kusht. Madhësia e rezervuarit kryesor është 48 me 15 km, lartësia është 112 m. Normat e prodhimit të naftës variojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m në 11,8 m 3 / ditë.

Shtresa AC 11/0 u identifikua si trupa thjerrëzash të izoluar në verilindje dhe në jug. Trashësia e tij është nga 8,6 m deri në 22,8 m. Depozitimi i parë ka përmasa 10,8 me 5,5 km, i dyti 4,7 me 4,1 km. Të dy depozitimet janë të llojit të skanuar litologjikisht. Ato karakterizohen nga prurje vaji nga 4 deri në 14 m 3 / ditë në nivel dinamik. Horizonti AC 10 depërtohet nga pothuajse të gjitha puset dhe përbëhet nga tre shtresa AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Depozita kryesore AS 10 / 2-3 u hap në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Lloji i rezervuarit është i ekranizuar litologjikisht, përmasat 31 me 11 km, lartësia deri në 292 m. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 15.6 m deri në 0.8 m.

Depozitimi kryesor AC10 / 1 u gjet në thellësi 2374-2492 m. Madhësia e depozitimit është 38 me 13 km, lartësia deri në 120 m. Kufiri jugor është tërhequr me kusht. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 0,4 në 11,8 m. Prurjet e vajit anhidrik varionin nga 2,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik nga 1064 m 3 në 6,4 m 3 / ditë.

Seksioni i njësisë AS 10 plotësohet nga shtresa prodhuese AS 10/0, brenda së cilës janë identifikuar tre depozitime, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjeje nënmeridiale.

Horizonti AC 9 ka një shpërndarje të kufizuar dhe paraqitet në formën e zonave të veçanta fasciale të vendosura në pjesët verilindore dhe lindore të strukturës, si dhe në rajonin e zhytjes jugperëndimore.

Sedimentet prodhuese neokomiane plotësohen nga shtresa AS 7, e cila ka një model mozaik në vendndodhjen e fushave naftëmbajtëse dhe ujore.

Depozita më e madhe në zonë Vostochnaya u hap në thellësi 2291-2382 m. Ajo është e orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Prurjet e naftës 4,9-6,7 m

Në terren janë zbuluar gjithsej 42 vendburime. Zona maksimale ka rezervuarin kryesor në rezervuarin AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minimumin (10 km 2) - rezervuarin në rezervuarin AS 10/1.

Tabela përmbledhëse e parametrave të rezervuarit brenda zonës së prodhimit

Tabela 1.1

Formacioni naftëmbajtës i fushës së prodhimit gjeologjik

1.6 Veçoriakuiferetkomplekset

Fusha Priobskoye është pjesë e sistemit hidrodinamik të pellgut artezian të Siberisë Perëndimore. Karakteristikë e tij është prania e depozitimeve argjilore rezistente ndaj ujit të Oligocen-Turonianit, trashësia e të cilave arrin 750 m, duke e ndarë seksionin mezo-cenozoik në nivelet e sipërme dhe të poshtme hidrogjeologjike.

Kati i sipërm bashkon sedimente të epokës Turonio-Kuaternare dhe karakterizohet nga shkëmbimi i lirë i ujit. Në terma hidrodinamikë, dyshemeja është një akuifer, ujërat tokësore dhe ndërstratale të të cilit janë të ndërlidhura.

Niveli i sipërm hidrogjeologjik përfshin tre akuiferë:

1- akuiferi i depozitimeve kuaternare;

2 - akuifer i depozitave të reja të Mikhaylovsky;

3- akuiferi i depozitimeve të Atlymit.

Një analizë krahasuese e akuiferëve tregoi se akuiferi i Atlymit mund të merret si burimi kryesor i furnizimit të madh të centralizuar me ujë të pijshëm. Sidoqoftë, për shkak të një ulje të konsiderueshme të kostove operative, mund të rekomandohet horizonti i ri i Mikhailovsky.

Niveli i poshtëm hidrogjeologjik përfaqësohet nga sedimente të epokës kenomane-jurasike dhe shkëmbinj të ujitur të pjesës së sipërme të bodrumit para-jurasik. Në thellësi të mëdha, në një mjedis me vështirësi, dhe në disa vende pothuajse të ndenjura, formohen ujëra termale shumë të mineralizuar, të cilët kanë një ngopje të lartë të gazit dhe një përqendrim të shtuar të mikroelementeve. Kati i poshtëm dallohet nga izolimi i besueshëm i akuiferëve nga faktorët natyrorë dhe klimatikë sipërfaqësorë. Në seksionin e tij dallohen katër akuiferë. Të gjitha komplekset dhe akuiduktet mund të gjurmohen në një distancë të konsiderueshme, por në të njëjtën kohë, formimi i argjilës i kompleksit të dytë vërehet në fushën Priobskoye.

Për përmbytjen me ujë të rezervuarëve të naftës në rajonin e Obit të Mesëm, përdoren gjerësisht ujërat nëntokësore të kompleksit Aptian-Cenomanian, të përbërë nga një shtresë rërash të çimentuara dobët, të lirshme, gurë ranorë, argjilë dhe argjila të formacioneve Uvatskaya, Khanty-Mansiysk dhe Vikulovskaya. e qëndrueshme në zonë, mjaft homogjene brenda zonës. Ujërat karakterizohen nga gërryerje e ulët për shkak të mungesës së sulfurit të hidrogjenit dhe oksigjenit në to.

1.7 FizikokimikVetitërezervuarilëngjeve

Vajrat e rezervuarëve për formacionet prodhuese AC10, AC11 dhe AC12 nuk kanë dallime të rëndësishme në vetitë e tyre. Natyra e ndryshimit në vetitë fizike të vajrave është tipike për depozitat që nuk kanë dalje në sipërfaqe dhe janë të rrethuara nga uji buzë. Në kushtet e rezervuarit të vajit me ngopje mesatare të gazit, presioni i ngopjes është 1.5-2 herë më i ulët se presioni i rezervuarit (shkalla e lartë e ngjeshjes).

Të dhënat eksperimentale mbi ndryshueshmërinë e vajrave përgjatë seksionit të objekteve të prodhimit të fushës tregojnë një heterogjenitet të parëndësishëm të naftës brenda depozitave.

Vajrat e formacioneve АС10, АС11 dhe АС12 janë afër njëri-tjetrit, vaji më i lehtë në formacionin АС11, fraksioni molar i metanit në të është 24.56%, përmbajtja totale e hidrokarbureve С2Н6-С5Н12 është 19.85%. Për vajrat e të gjithë rezervuarëve, prevalenca e butanit dhe pentanit normal mbi izomerët është karakteristike.

Sasia e hidrokarbureve të lehta CH4 - C5H12 të tretura në vajrat e degazuar është 8,2-9,2%.

Gazi i naftës me ndarje standarde është me yndyrë të lartë (raporti i yndyrës më shumë se 50), fraksioni molar i metanit në të është 56.19 (formimi AC10) - 64.29 (formimi AC12). Sasia e etanit është shumë më e vogël se ajo e propanit, raporti C2H6 / C3H8 është 0.6, i cili është tipik për gazrat nga depozitat e naftës. Përmbajtja totale e butaneve 8,1-9,6%, pentaneve 2,7-3,2%, hidrokarbureve të rënda С6Н14 + më e lartë 0,95-1,28%. Sasia e dioksidit të karbonit dhe e azotit është e vogël, rreth 1%.

Vajrat e degazuar të të gjitha shtresave janë squfurë, parafinikë, pak rrëshirë, me densitet mesatar.

Vaji i formacionit AS10 është me viskozitet mesatar, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C më shumë se 55%, vajrat e formacioneve AC11 dhe AC12 janë viskoze, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C nga 45% në 54.9%.

Kodi teknologjik i vajrave nga rezervuari AS10-II T1P2, rezervuarët AS11 dhe AS12-II T2P2.

Vlerësimi i parametrave për shkak të karakteristikave individuale të vajrave dhe gazeve u krye në përputhje me kushtet më të mundshme për grumbullimin, trajtimin dhe transportimin e naftës në terren.

Kushtet e ndarjes janë si më poshtë:

Faza 1 - presioni 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Faza 2 - presioni 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Faza 3 - presioni 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Faza 4 - presioni 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Krahasimi i vlerave mesatare të porozitetit dhe përshkueshmërisë së rezervuarëveshtresat АС10-АС12 sipas bërthamës dhe prerjeve

Tabela 1.2

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

Rezervat e naftës të fushës Priobskoye u vlerësuan në përgjithësi për formacionet pa dallime sipas depozitave. Për shkak të mungesës së ujërave të formacionit në vendburime të kufizuara litologjikisht, rezervat u llogaritën për zona thjesht nafte.

Rezervat e bilancit të naftës të fushës Priobskoye u vlerësuan duke përdorur metodën vëllimore.

Baza për llogaritjen e modeleve të rezervuarit ishin rezultatet e interpretimit të prerjeve. Në këtë rast, si vlera kufitare të rezervuarit-jorezervuar janë marrë vlerësimet e mëposhtme të parametrave të rezervuarit: K op 0,145, përshkueshmëria 0,4 mD. Nga rezervuarët dhe, rrjedhimisht, llogaritja e rezervave, u përjashtuan zonat e shtresave në të cilat vlerat e këtyre parametrave ishin më të vogla se ato standarde.

Gjatë llogaritjes së rezervave, u përdor metoda e shumëzimit të hartave të tre parametrave kryesorë të llogaritjes: trashësia efektive e ngopur me vaj, poroziteti i hapur dhe koeficientët e ngopjes së vajit. Paga neto e naftës është llogaritur veçmas sipas kategorive të rezervave.

Shpërndarja e kategorive të rezervave kryhet në përputhje me "Klasifikimin e rezervave të depozitave ..." (1983). Në varësi të nivelit të eksplorimit të depozitave të fushës Priobskoye, rezervat e naftës dhe gazit të tretur në to llogariten në kategoritë B, C 1, C 2. Rezervat e kategorisë B janë identifikuar brenda puseve të fundit të linjave të prodhimit në zonën e shpuar në bregun e majtë të fushës. Rezervat e kategorisë C 1 u shpërndanë në zona të studiuara nga puset eksploruese, në të cilat u morën flukse tregtare nafte ose kishte informacion pozitiv për prerjet e puseve. Rezervat në zonat e paeksploruara të depozitave u klasifikuan në kategorinë C 2. Kufiri ndërmjet kategorive C1 dhe C2 është tërhequr në një distancë prej një hapi të dyfishtë të rrjetës operative (500x500 m), siç parashikohet nga "Klasifikimi ...".

Vlerësimi i rezervave u plotësua duke shumëzuar vëllimet e marra të rezervuarëve të ngopur me naftë për çdo rezervuar dhe brenda kategorive të identifikuara me dendësinë e naftës së degazuar gjatë ndarjes hap pas hapi dhe faktorin e konvertimit. Duhet të theksohet se ato janë disi të ndryshme nga ato të miratuara më parë. Kjo, së pari, për shkak të përjashtimit nga llogaritjet e puseve që ndodhen shumë përtej zonës së licencës dhe, së dyti, ndryshimeve në indeksimin e shtresave në puset individuale të kërkimit, si rezultat i një korrelacioni të ri të depozitave prodhuese.

Parametrat e pranuar të llogaritjes dhe rezultatet e marra nga llogaritja e rezervave të naftës janë dhënë më poshtë.

1.8.1 Inventarëtvaj

Që nga data 01.01.98, në bilancin e gjendjes së rezervave të naftës VGF renditen në shumën prej:

Të rikuperueshme 613 380 mijë tonë

Të rikuperueshme 63,718 mijë ton

Të rikuperueshme 677098 mijë tonë

Rezervat e naftës sipas shtresës

Tabela 1.3

Në pjesën e shpuar të pjesës së majtë të fushës Priobskoye, u krye vlerësimi i rezervave të Partisë së Yuganskneftegaz.

Pjesa e shpuar përmban 109,438 mijë tonë. bilanc dhe 31,131 mijë ton. Rezervat e rikuperueshme të naftës në faktorin e rikuperimit të naftës 0.284.

Për pjesën e shpuar, rezervat shpërndahen në shtresa si më poshtë:

Bilanci i shtresës AC10 50%

E rikuperueshme 46%

Bilanci i rezervuarit AS11 15%

E rikuperueshme 21%

Bilanci i rezervuarit AS12 35%

E rikuperueshme 33%

Në zonën në shqyrtim, pjesa më e madhe e rezervave është e përqendruar në formacionet AC10 dhe AC12. Kjo zonë përmban 5.5% të rezervave m/r. 19.5% e rezervave të formacionit AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (bregu i majtëpjesë)

Stoqetvajnëzonëshfrytëzimit

Tabela 1.4

*) Për pjesën e territorit të kategorisë C1, nga e cila kryhet prodhimi i naftës

2 . Metodat e nxjerrjes, pajisjet e përdorura

Zhvillimi i çdo objekti prodhimi АС 10, АС 11, АС 12 u krye me vendosjen e puseve sipas një skeme lineare trekëndore me tre rreshta me një densitet rrjeti 25 hektarë / pus, me shpimin e të gjithë puseve deri në formim. AС 12.

Në vitin 2007, SibNIINP përgatiti një Shtojcë të Skemës së Procesit për Zhvillimin Pilot të Pjesës së Bregut të Majtë të Fushës Priobskoye, duke përfshirë zonën e fushës së përmbytjes N4, në të cilën u bënë rregullime për zhvillimin e pjesës së majtë të fushës me lidhja e jastëkëve të rinj N140 dhe 141 në pjesën e përmbytjeve të fushës ... Në përputhje me këtë dokument, parashikohet zbatimi i një sistemi blloku me tre rreshta (dendësia e rrjetit - 25 hektarë / pus) me një kalim të mëtejshëm në një fazë të mëvonshme të zhvillimit në një sistem të mbyllur me bllok.

Dinamika e treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit është paraqitur në tabelën 2.1

2. 1 Dinamikai madhtreguesitzhvilliminPriobskyVendi i lindjes

tabela 2.1

2. 2 Analizai madhteknike dhe ekonomiketreguesitzhvillimin

Dinamika e treguesve të zhvillimit bazuar në tabelën 2.1 është paraqitur në Fig. 2.1.

Fusha Priobskoye është zhvilluar që nga viti 1988. Për 12 vjet zhvillim, siç mund të shihet nga Tabela 3., prodhimi i naftës është vazhdimisht në rritje.

Nëse në vitin 1988 ishte 2300 ton naftë, atëherë deri në vitin 2010 arriti në 1485000 tonë, prodhimi i lëngut u rrit nga 2300 në 1608000 ton.

Kështu, deri në vitin 2010, prodhimi kumulativ i naftës arriti në 8583.3 mijë tonë. (tabela 3.1).

Që nga viti 1991, për të ruajtur presionin e rezervuarit, janë vënë në punë puset e injektimit dhe ka filluar injektimi i ujit. Në fund të vitit 2010 kishte 132 puse injektuese dhe u rrit nga 100 në 2362 mijë tonë. deri në vitin 2010. Me një rritje të injektimit, shkalla mesatare e prodhimit të naftës në puset operative rritet. Deri në vitin 2010, shkalla e prurjes rritet, gjë që shpjegohet me zgjedhjen e saktë të sasisë së ujit të injektuar.

Gjithashtu, që nga vënia në punë e fondit të injektimit, prerja e ujit të prodhimit fillon të rritet dhe deri në vitin 2010 arrin në nivelin 9.8%, 5 vitet e para prerja e ujit është 0%.

Stoku i puseve prodhuese deri në vitin 2010 arriti në 414 puse, nga të cilët 373 puse prodhonin produkte me metodë të mekanizuar. Deri në vitin 2010, prodhimi kumulativ i naftës arriti në 8583.3 mijë tonë. (tabela 2.1).

Fusha Priobskoye është një nga më të rejat dhe më premtueset në Siberinë Perëndimore.

2.3 Veçoritëzhvillimi,duke ndikuarnëshfrytëzimitpuse

Fusha karakterizohet nga ritme të ulëta të prodhimit të puseve. Problemet kryesore të zhvillimit të fushës ishin produktiviteti i ulët i puseve të prodhimit, injektiviteti i ulët natyror (pa thyerje të shtresave nga uji i injektuar) i puseve të injektimit, si dhe rishpërndarja e dobët e presionit nëpër rezervuarë gjatë mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (për shkak të lidhjes së dobët hidrodinamike të seksioneve individuale të rezervuarëve). Funksionimi i formacionit AS 12 duhet të veçohet si një problem i veçantë i zhvillimit të fushës. Për shkak të niveleve të ulëta të prodhimit, shumë puse në këtë formacion duhet të mbyllen, gjë që mund të çojë në pezullimin e rezervave të konsiderueshme të naftës për një periudhë të pacaktuar. Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem për rezervuarin AS 12 është zbatimi i masave për stimulimin e prodhimit të naftës.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Mbledhësit e horizontit AS 10 dhe AS 11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AS 12 janë anormalisht me produktivitet të ulët.

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikuar aktivisht në shtresat prodhuese të saj dhe pa përdorur metoda të intensifikimit të prodhimit.

Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së majtë.

3 . Metodat e Zbatuara të Përmirësimit të Rikuperimit të Vajit

3.1 Zgjedhjametodëndikimnëvajdepozitim

Zgjedhja e një metode për të ndikuar në depozitat e naftës përcaktohet nga një sërë faktorësh, ndër të cilët më domethënës janë karakteristikat gjeologjike dhe fizike të depozitave, mundësitë teknologjike të zbatimit të metodës në një fushë të caktuar dhe kriteret ekonomike. Metodat e stimulimit të rezervuarit të listuara më sipër kanë modifikime të shumta dhe, në thelbin e tyre, bazohen në një grup të madh përbërjesh të agjentëve punues të përdorur. Prandaj, kur analizohen metodat ekzistuese të stimulimit, ka kuptim, para së gjithash, të përdoret përvoja e zhvillimit të fushave në Siberinë Perëndimore, si dhe fusha në rajone të tjera me veti rezervuari të ngjashme me fushën e Priobskoye (kryesisht përshkueshmërinë e ulët të rezervuarit) dhe rezervuarin. lëngjeve.

Nga metodat për stimulimin e prodhimit të naftës duke ndikuar në zonën e vrimës së poshtme të pusit, më të përhapurat janë:

thyerje hidraulike;

trajtime me acid;

trajtime fizike dhe kimike me reagentë të ndryshëm;

trajtime termofizike dhe termo-kimike;

efekte impuls-shoku, vibroakustike dhe akustike.

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për aplikimin e metodave të ndryshme të stimulimit në fushën e Priobskoye

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të fushës Priobskoye për vlerësimin e zbatueshmërisë së metodave të ndryshme të stimulimit janë:

thellësia e shtresave prodhuese - 2400-2600 m,

depozitat janë të shqyrtuara litologjikisht, regjimi natyror - elastik i mbyllur,

trashësia e shtresave AC 10, AC 11 dhe AC 12, përkatësisht, deri në 20.6, 42.6 dhe 40.6 m.

Presioni fillestar i rezervuarit - 23,5-25 MPa,

temperatura e rezervuarit - 88-90 0 С,

përshkueshmëria e ulët e rezervuarëve, vlerat mesatare sipas rezultateve të studimeve thelbësore - për formacionet АС 10, АС 11 dhe АС 12, përkatësisht 15.4, 25.8, 2.4 mD,

heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i shtresave,

Dendësia e vajit të formimit - 780-800 kg / m 3,

viskoziteti i vajit të formimit - 1,4-1,6 mPa * s,

presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

vaj naftenik, parafinik dhe pak rrëshirë.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për aplikimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarit, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të hollësishme, metodat e mëposhtme për fushën e Priobskoye mund të përjashtohen nga metodat e mësipërme: metodat termike dhe përmbytja e polimerit ( si metodë e zhvendosjes së vajit nga formacionet). Metodat termike përdoren për rezervuarët me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m. Përmbytja e polimerit preferohet të përdoret në rezervuarë me përshkueshmëri më shumë se 0,1 μm 2 për të zhvendosur vajin me viskozitet 10 deri në 100 mPa * s dhe në temperatura deri në 90 0 C (për temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta, speciale).

3.2.1 Përmbytja e ujit

Përvoja e zhvillimit të fushave vendase dhe të huaja tregon se përmbytja e ujit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive për të ndikuar në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët me respektim të rreptë të kërkesave të nevojshme për teknologjinë e zbatimit të tij.

Ndër arsyet kryesore që shkaktojnë uljen e efikasitetit të përmbytjes së ujit të formacioneve me përshkueshmëri të ulët janë:

përkeqësimi i vetive filtruese të shkëmbit për shkak të:

ënjtja e përbërësve argjilë të shkëmbit në kontakt me ujin e injektuar,

bllokimi i rezervuarit me papastërti të imta mekanike në ujin e injektuar,

precipitimi i sedimenteve të kripës në mjedisin poroz të rezervuarit gjatë ndërveprimit kimik të ujit të injektuar dhe të prodhuar,

zvogëlimi i mbulimit të rezervuarit nga përmbytjet e ujit për shkak të formimit të thyerjeve-thyerjeve rreth puseve të injektimit dhe përhapjes së tyre thellë në rezervuar (për rezervuarët e ndërprerë, është gjithashtu e mundur një rritje e lehtë e fshirjes së rezervuarit përgjatë seksionit),

ndjeshmëri e konsiderueshme ndaj karakterit të lagshmërisë së shkëmbinjve nga agjenti i injektuar; ulje e ndjeshme e përshkueshmërisë së rezervuarit për shkak të depozitimit të parafinës.

Shfaqja e të gjitha këtyre dukurive në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët shkakton pasoja më të rëndësishme sesa në shkëmbinj me përshkueshmëri të lartë.

Për të eliminuar ndikimin e këtyre faktorëve në procesin e përmbytjes së ujit, përdoren zgjidhjet e duhura teknologjike: rrjetet optimale të puseve dhe mënyrat teknologjike të funksionimit të pusit, injektimi i ujit të llojit dhe përbërjes së kërkuar në rezervuarë, trajtimi i tij përkatës mekanik, kimik dhe biologjik; si dhe shtimi i përbërësve të veçantë në ujë.

Për fushën Priobskoye, vërshimi i ujit duhet të konsiderohet si metoda kryesore e stimulimit.

Aplikimi i solucioneve surfaktant në terren u refuzua, kryesisht për shkak të efikasitetit të ulët të këtyre reagentëve në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët.

Për fushën Priobskoye dhe përmbytje alkaline nuk mund të rekomandohet për arsyet e mëposhtme:

Kryesorja është përmbajtja mbizotëruese e argjilës strukturore dhe e shtresëzuar e rezervuarëve. Agregatet e argjilës përfaqësohen nga kaolini, kloriti dhe hidromica. Ndërveprimi i alkalit me materialin argjilë mund të çojë jo vetëm në fryrjen e argjilave, por edhe në shkatërrimin e shkëmbinjve. Një zgjidhje alkaline me përqendrim të ulët rrit koeficientin e bymimit të argjilave me 1,1-1,3 herë dhe zvogëlon përshkueshmërinë e shkëmbit me 1,5-2 herë në krahasim me ujin e ëmbël, gjë që është kritike për rezervuarët me përshkueshmëri të ulët të fushës Priobskoye. Përdorimi i solucioneve me përqendrim të lartë (duke ulur fryrjen e argjilave) aktivizon procesin e shkatërrimit të shkëmbinjve. Përveç kësaj, argjilat shumë të këmbyeshme me jon mund të ndikojnë negativisht në buzën e tretësirës alkaline duke zëvendësuar natriumin me hidrogjen.

Heterogjeniteti shumë i zhvilluar i formacionit dhe një numër i madh ndërshtresash, duke çuar në mbulim të ulët të formacionit me tretësirë ​​alkali.

Pengesa kryesore për aplikimin sistemet e emulsionit për të ndikuar në depozitat e fushës Priobskoye, ka karakteristika të ulëta të filtrimit të rezervuarëve të fushës. Rezistenca e filtrimit e krijuar nga emulsionet në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët do të çojë në një rënie të mprehtë të injektivitetit të puseve të injektimit dhe një ulje të shkallës së prodhimit të naftës.

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e formimit të vrimës së poshtme për stimulimin e prodhimit

3.3.1 Trajtimet me acid

Trajtimi me acid i rezervuarëve kryhet si për të rritur ashtu edhe për të rivendosur përshkueshmërinë e rezervuarit të zonës së vrimës së poshtme të pusit. Shumica e këtyre punimeve janë kryer gjatë kalimit të puseve në injektim dhe rritjes së mëvonshme të injektivitetit të tyre.

Acidizimi standard në fushën Priobskoye konsiston në përgatitjen e një solucioni që përmban 14% HCl dhe 5% HF, me një vëllim 1,2-1,7 m 3 për 1 metër trashësi formimi të shpuar dhe pompimin e tij në intervalin e shpuar. Koha e përgjigjes është rreth 8 orë.

Kur merret parasysh efektiviteti i ndikimit të acideve inorganike, janë marrë parasysh puset e injektimit me injektim afatgjatë (më shumë se një vit) të ujit përpara trajtimit. Trajtimi acid i strukturave afër pusit në puset e injektimit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive rikthimin e injektivitetit të tyre. Si shembull, Tabela 3.1 tregon rezultatet e trajtimeve për një numër pusesh injektimi.

Rezultatet e trajtimeve në puset e injektimit

Tabela 3.1

Analiza e trajtimeve të kryera tregon se përbërja e acidit klorhidrik dhe hidrofluorik përmirëson përshkueshmërinë e zonës afër pusit, injektiviteti i puseve është rritur nga 1.5 në 10 herë, efekti mund të gjurmohet nga 3 muaj në 1 vit.

Kështu, bazuar në analizën e trajtimeve acidike të kryera në terren, mund të konkludohet se këshillohet që të kryhen trajtime acide të zonave të fundgropave të puseve të injektimit për të rikthyer injektivitetin e tyre.

3.3.2 Thyerje hidraulike

Thyerja hidraulike (thyerja hidraulike) është një nga metodat më efektive për stimulimin e prodhimit të naftës nga rezervuarët me përshkueshmëri të ulët dhe rritjen e prodhimit të rezervave të naftës. Thyerja hidraulike përdoret gjerësisht në praktikën e prodhimit vendas dhe të huaj të naftës.

Përvoja e rëndësishme e thyerjes hidraulike tashmë është grumbulluar në fushën e Priobskoye. Analiza e kryer në fushën e thyerjes hidraulike tregon efikasitetin e lartë të këtij lloji të stimulimit të prodhimit për terrenin, pavarësisht shkallës së konsiderueshme të rënies së shkallës së prodhimit pas thyerjes hidraulike. Thyerja hidraulike në rastin e fushës Priobskoye nuk është vetëm një metodë e stimulimit të prodhimit, por edhe rritjes së rikuperimit të naftës. Së pari, thyerja hidraulike bën të mundur lidhjen e rezervave të vajit të pa drenazhuar në rezervuarët e ndërprerë të fushës. Së dyti, ky lloj ndikimi bën të mundur tërheqjen e një vëllimi shtesë vaji nga formacioni AS 12 me përshkueshmëri të ulët brenda një kohe të pranueshme të funksionimit në terren.

Gradështesëminieravengaduke mbajturThyerje hidraulikenëPriobskomfushë.

Prezantimi i metodës së thyerjes hidraulike në fushën e Priobskoye filloi në vitin 2006 si një nga metodat më të rekomanduara të stimulimit në kushtet e caktuara të zhvillimit.

Gjatë periudhës nga viti 2006 deri në janar 2011, në terren janë kryer 263 operacione thyerjeje hidraulike (61% e fondit). Numri kryesor i punëve të thyerjes hidraulike është kryer në vitin 2008 - 126.

Në fund të vitit 2008, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike tashmë arrinte në rreth 48% të totalit të naftës të prodhuar gjatë vitit. Për më tepër, pjesa më e madhe e prodhimit shtesë ishte nafta nga rezervuari AS-12 - 78.8% e prodhimit të përgjithshëm në rezervuar dhe 32.4% e prodhimit të përgjithshëm. Për rezervuarin AS11 - 30.8% e prodhimit total për rezervuarin dhe 4.6% e prodhimit në përgjithësi. Për rezervuarin AS10 - 40.5% e prodhimit total për rezervuarin dhe 11.3% e prodhimit në përgjithësi.

Siç mund ta shihni, objektivi kryesor për thyerjen hidraulike ishte formacioni AS-12 si më pak produktiv dhe që përmbante pjesën më të madhe të rezervave të naftës në zonën e bregut të majtë të fushës.

Në fund të vitit 2010, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike arriti në më shumë se 44% të prodhimit të naftës të gjithë naftës së prodhuar gjatë vitit.

Dinamika e prodhimit të naftës nga fusha në tërësi, si dhe prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike, është paraqitur në tabelën 3.2.

Tabela 3.2

Është evidente një rritje e konsiderueshme e prodhimit të naftës për shkak të thyerjes hidraulike. Duke filluar nga viti 2006, prodhimi shtesë nga thyerja hidraulike arriti në 4900 ton. Çdo vit rritja e prodhimit nga thyerja hidraulike është në rritje. Vlera maksimale e rritjes është viti 2009 (701,000 ton), deri në vitin 2010 vlera e prodhimit shtesë bie në 606,000 ton, që është 5,000 tonë më e ulët se në vitin 2008.

Kështu, thyerja hidraulike duhet të konsiderohet metoda kryesore e rritjes së rikuperimit të naftës në fushën Priobskoye.

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të perforimit

Një mjet shtesë për rritjen e produktivitetit të puseve është përmirësimi i operacioneve të shpimit, si dhe formimi i kanaleve shtesë të filtrimit gjatë shpimit.

Përmirësimi i shpimit të CCD mund të arrihet përmes përdorimit të ngarkesave shpuese më të fuqishme për të rritur thellësinë e kanaleve të shpimit, për të rritur densitetin e shpimit dhe për të përdorur fazat.

Metodat për krijimin e kanaleve shtesë të filtrimit mund të përfshijnë, për shembull, teknologjinë e krijimit të një sistemi të çarjeve gjatë hapjes dytësore të formacionit me perforatorë në tuba - një sistem i perforimit të thyer të formacionit (FFC).

Kjo teknologji u aplikua për herë të parë nga Marathon (Texas, SHBA) në vitin 2006. Thelbi i tij qëndron në perforimin e formacionit prodhues me perforatorë të fuqishëm 85,7 mm me një densitet rreth 20 vrima për metër gjatë shtypjes në formacion, e ndjekur nga fiksimi i perforimeve dhe çarjeve me një agjent mbështetës - boksit të fraksionit nga 0,42 në 1,19. mm.

Dokumente të ngjashme

Përshkrimi i gjendjes aktuale të zhvillimit të fushës Yuzhno-Priobskoye. Struktura organizative e UBR. Teknika e shpimit të naftës. Dizajni i pusit, funksionimi i kasës dhe kafazja e pusit. Grumbullimi në terren dhe trajtimi i naftës dhe gazit.

raport praktik, shtuar 06/07/2013


Historia e zhvillimit dhe zhvillimit të fushës Priobskoye. Karakteristikat gjeologjike të rezervuarëve të ngopur me naftë. Analiza e performancës së pusit. Ndikimi në rezervuarët vajmbajtës të thyerjes hidraulike - metoda kryesore e stimulimit.

punim afatshkurtër, shtuar 18.05.2012


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objektit AS10 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Karakteristikat e stokut të puseve dhe treguesit e funksionimit të tyre. Zhvillimi i teknologjisë kërkimore për fushat e naftës me shumë shtresa. Analiza e ndjeshmërisë së projektit ndaj rrezikut.

tezë, shtuar 25.05.2014


Informacione të përgjithshme rreth fushës Priobskoye, karakteristikat e saj gjeologjike. Formacione prodhuese në megakompleksin e depozitimeve neokomiane. Vetitë e lëngjeve dhe gazeve të rezervuarit. Arsyet e kontaminimit të zonës së formimit të vrimës së poshtme. Llojet e trajtimeve me acid.

punim afatshkurtër, shtuar 10/06/2014


Përshkrim i shkurtër i fushës së naftës Priobskoye, struktura gjeologjike e zonës dhe përshkrimi i shtresave prodhuese, vlerësimi i rezervave të naftës dhe gazit. Kërkime të integruara gjeofizike: përzgjedhja dhe vërtetimi i metodave për kryerjen e punës në terren.

tezë, shtuar 17.12.2012


Ndërtimi i një pusi drejtimi për kushtet gjeologjike të fushës Priobskoye. Normat e konsumit të lëngjeve të shpimit sipas intervaleve të shpimit. Formulimet e lëngjeve të shpimit. Pajisjet në sistemin e qarkullimit. Grumbullimi dhe pastrimi i mbetjeve të shpimit.

punim term i shtuar më 13.01.2011


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacioneve prodhuese dhe informacione të përgjithshme për rezervat. Historia e zhvillimit të depozitës. Analiza e treguesve të performancës së stokut të puseve. Metodat kryesore për rritjen e rikuperimit të naftës dhe përfshirjen e rezervave të mbetura të naftës në zhvillim.

punim termi shtuar 22.01.2015


Karakteristikat gjeologjike të fushës Khokhryakovskoye. Vërtetimi i një metode racionale për ngritjen e lëngjeve në puse, pajisje pusesh, gropa. Gjendja e zhvillimit të fushës dhe stokut të puseve. Kontroll mbi zhvillimin e fushës.

tezë, shtuar 09/03/2010


Zhvillimi i fushave të gazit. Karakteristikat gjeologjike dhe teknike të fushës. Shtresat dhe objektet prodhuese. Përbërja e gazit nga fusha e Orenburgut. Arsyetimi i ndërtimit të ashensorëve të shatërvanëve. Zgjedhja e diametrit dhe thellësisë së tubave që rrjedhin.

punim afatshkurtër shtuar më 14.08.2012


Informacion rreth fushës Amangeldy: struktura dhe seksioni gjeologjik, përmbajtja e gazit. Sistemi i zhvillimit të terrenit. Llogaritja e rezervave të gazit dhe kondensatës. Vlerësimi i mirë dhe funksionimi. Treguesit tekniko-ekonomikë të zhvillimit të fushës së gazit.

Ato ndodhen në Arabinë Saudite, e di edhe një gjimnazist. Si dhe fakti që Rusia është menjëherë pas saj në listën e vendeve me rezerva të konsiderueshme nafte. Megjithatë, për sa i përket prodhimit, ne jemi inferiorë ndaj disa vendeve njëherësh.

Më të mëdhenjtë në Rusi gjenden pothuajse në të gjitha rajonet: në Kaukaz, në rrethet Ural dhe Siberian Perëndimor, në Veri, në Tatarstan. Sidoqoftë, jo të gjitha prej tyre janë zhvilluar, dhe disa, si Tekhneftinvest, faqet e të cilit ndodhen në Yamalo-Nenets dhe okrugun fqinj Khanty-Mansiysk, janë joprofitabile.

Kjo është arsyeja pse një marrëveshje u hap më 4 prill 2013 me Rockefeller Oil Company, e cila tashmë ka filluar në zonë.

Megjithatë, jo të gjitha fushat e naftës dhe gazit në Rusi janë jofitimprurëse. Dëshmi e kësaj është prodhimi i suksesshëm që disa kompani po kryejnë njëkohësisht në Yamalo-Nenets Okrug, në të dy brigjet e Ob.

Fusha Priobskoye konsiderohet si një nga më të mëdhatë jo vetëm në Rusi, por në të gjithë botën. Ajo u hap në vitin 1982. Doli se rezervat e naftës së Siberisë Perëndimore ndodhen në bregun e majtë dhe të djathtë. Zhvillimi në bregun e majtë filloi gjashtë vjet më vonë, në 1988, dhe në bregun e djathtë - njëmbëdhjetë vjet më vonë.

Sot dihet se fusha Priobskoye përmban mbi 5 miliardë tonë naftë me cilësi të lartë, e cila ndodhet në një thellësi jo më të madhe se 2.5 kilometra.

Rezervat e mëdha të naftës bënë të mundur ndërtimin e termocentralit të turbinës me gaz Priobskaya pranë fushës, duke funksionuar ekskluzivisht në karburantin përkatës. Ky stacion jo vetëm që plotëson plotësisht kërkesat e fushës. Është në gjendje të furnizojë me energji elektrike të prodhuar rrethin Khanty-Mansiysk për nevojat e banorëve.

Aktualisht, disa kompani po zhvillojnë fushën e Priobskoye.

Disa janë të bindur se gjatë nxjerrjes nga toka vjen vaji i përfunduar, i rafinuar. Ky është një keqkuptim i thellë. Lëngu i rezervuarit që del jashtë

sipërfaqja (nafta bruto) hyn në punishte, ku pastrohet nga papastërtitë dhe uji, normalizohet sasia e joneve të magnezit dhe ndahet gazi shoqërues. Kjo është një punë e madhe dhe shumë e saktë. Për zbatimin e tij, fusha Priobskoye u pajis me një kompleks të tërë laboratorësh, punëtorish dhe rrjetesh transporti.

Produktet e gatshme (nafta dhe gazi) transportohen dhe përdoren për qëllimin e tyre të synuar, mbeten vetëm mbeturina. Janë ata që sot po i krijojnë terrenit problemin më të madh: janë aq të shumtë sa nuk është ende e mundur likuidimi i tyre.

Kompania e krijuar posaçërisht për riciklim, sot riciklon vetëm mbetjet më të freskëta. Nga llumi (kështu quhet sipërmarrja balta e zgjeruar, e cila është shumë e kërkuar në ndërtimtari. Mirëpo, deri më tani nga argjila e përftuar e zgjeruar po ndërtohen vetëm rrugë hyrëse për vendburimin.

Fusha ka një rëndësi tjetër: ofron vende pune të qëndrueshme, të paguara mirë për disa mijëra punëtorë, mes të cilëve ka specialistë të kualifikuar dhe punëtorë pa kualifikim.

MODELI HISTORIK DHE GJENETIK I FORMIMIT TË DEPOZITAVE TË NAFIT TË FUSHËS SË PRIOBSKY TË SIBERISË PERËNDIMORE

T.N. Nemchenko (NK "YUKOS")

Fusha e naftës Priobskoye është unike për sa i përket rezervave dhe u soll në zhvillim në vitin 1989. Fusha ndodhet në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen, 65 km në lindje të Khanty-Mansiysk dhe 100 km në perëndim të Nefteyugansk. Është pjesë e rajonit të naftës dhe gazit Frolovskaya - pjesa perëndimore e provincës së naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore.

Fusha e naftës Priobskoye zë një vend të veçantë në sistemin e komplekseve të naftës dhe gazit në Siberinë Perëndimore. Zbulimi i fushës Priobskoye është një ngjarje e rëndësishme në vitet e fundit. Kapaciteti tregtar naftëmbajtës është krijuar në pjesën e sipërme të formacioneve Tyumen dhe Bazhenov dhe në sedimentet neokomiane. Rezervat kryesore janë formacionet Neocomian AS 10-12. Më shumë se 20 depozitime janë të kufizuara në shtresat Hauteriviane, të shtrira në një thellësi prej 2300-2700 m, shumica e të cilave klasifikohen si të mëdha. Sipas analizës sizmostratigrafike, është vendosur struktura klinoforme e shtresave prodhuese neokomiane. Fusha Priobskoye është e vetmja në këtë zonë ku struktura klinoforme e formacioneve neokomiane konfirmohet nga shpimi i thellë ().

Produktiviteti i depozitave Neocomian të fushës Priobskoye kontrollohet praktikisht nga vetëm një faktor - prania e rezervuarëve të depërtueshëm në seksion. Mungesa e ujit të formimit gjatë provave të shumta (formacionet AS 10-12) sugjeron që depozitat e vajit të lidhura me këto njësi janë trupa thjerrëzash të mbyllura të mbushura plotësisht me vaj (nuk ka kontakte vaj-ujë), dhe konturet e depozitave për secilën shtresa ranore përcaktohen nga kufijtë e saj.përhapja ().

Një analizë gjithëpërfshirëse e kushteve paleogjeografike të sedimentimit dhe të dhënave sizmike bëri të mundur përshkrimin e një zone të madhe zhvillimi të klinoformave Neocomian në jug dhe veri të fushës Priobskoye. Një zonë e pavarur e akumulimit të naftës dhe gazit është e lidhur me të, përmbajtja e naftës dhe gazit të së cilës nuk përcaktohet nga sfondi strukturor rajonal, por kontrollohet nga zona e zhvillimit të klinoformave neokomiane (Karogodin Yu.N., 1998 ).

Një sërë çështjesh të rëndësishme që lidhen me kushtet për formimin e depozitave të naftës mbeten keq të kuptuara. Në këtë drejtim, krijimi i një modeli themelor historik dhe gjenetik të formimit të depozitave të naftës në rezervuarët kompleksë të fushës Priobskoye ka një rëndësi të veçantë.

Fusha përfshihet në një zonë të madhe mbajtëse nafte dhe gazi të goditjes meridionale, e kufizuar në një grup të ndërlikuar ngritjesh lokale të monoklinit në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansiysk dhe harkut Salym.

Ngritja në formë kube Priobskoe është drejtpërdrejt ngjitur me tokat e Bolshoy Salym, ku Formacioni Bazhenov shërben si horizont bazë. Përgjatë këtij horizonti dallohet një grup fushash nafte - Salym, Salym Veri dhe Perëndimor, Verkhne- dhe Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, etj.

Gjatë historisë së Kretakut të Siberisë Perëndimore, depresioni Khanty-Mansiysk mbeti pjesa më e zhytur e pellgut të sedimentimit, kjo është arsyeja pse pjesa këtu është më argjilore në krahasim me territoret përreth. Në kohën e Vollgës, zona e fushës së Priobskoye ishte në një zonë boshtore të zhytur thellë (deri në 500 m) të paleobasenit me tiparet karakteristike të një pellgu të nënkompensuar. Kjo çoi në akumulimin e intervalit të pasur me baltë OM të Formacionit Bazhenov. Në zonën e fushës Priobskoye nga Berriasia e Hershme, në sfondin e një regresioni të përgjithshëm të madh, ka një alternim të shkeljeve dhe regresioneve rajonale dhe zonale. Klinoformat dhe paketat stratigrafike, të zgjatura përgjatë boshtit paleo të pellgut, filluan të formoheshin nga lindja-juglindja dhe gradualisht mbushën të gjithë pellgun. Në fazat transgresive u grumbulluan kryesisht shtresa balte, si Pimskaya, Bystrinskaya, dhe në fazat regresive - rërë-siltgurë (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

Formacioni Bazhenov ka një përmbajtje të lartë të lëndës organike totale dhe potencial gjenerues. Besohet se ky horizont është shtresa burimore për shumicën e fushave të naftës të identifikuara në Kretakun e Poshtëm në pellgun e Siberisë Perëndimore. Sidoqoftë, në dritën e historisë së qetë tektonike të fushës Priobskoye, supozimi i formimit të depozitave në rezervuarët Neocomian si rezultat i migrimit vertikal në shkallë të gjerë të hidrokarbureve duket të jetë shumë problematik.

Për të krijuar një model historiko-gjenetik të formimit të depozitave të naftës të depozitave Neocomian të fushës Priobskoye, u përdor paketa softuerike e Modelimit të Basinit. Kompleksi ju lejon të krijoni shpejt dhe me një grup minimal të dhënash gjeologjike një model për vlerësimin e potencialit hidrokarbur. Fragmente të bazës së të dhënave të programit që përmbajnë informacion mbi pusin. 151 dhe 254 të fushës Priobskoye janë dhënë, përkatësisht. Për të vizualizuar të dhënat e modelit, u përdor një imazh i kurbave të historisë së rënies së sedimentit së bashku me të dhëna të tjera: fazat e pjekurisë, izotermat, etj. ().

Siç shihet, depozitat e naftës të formacioneve neokomiane i përkasin fazës kryesore të kapacitetit naftëmbajtës, më saktë, pjesës së sipërme të saj - zonës së fazës së hershme të gjenerimit. Në ndryshim nga vajrat neokomiane, vajrat e formacionit Bazhenov i përkasin zonës së fazës së vonë të gjenerimit (). Ky përfundim është në përputhje të plotë me zonimin vertikal fazor gjenetik të sistemeve HC të vendosura në pellgun e Siberisë Perëndimore. Në seksionin e depozitimeve mezozoike dallohen pesë zona, secila prej të cilave karakterizohet nga gjendja e saj fazore e hidrokarbureve, përbërja, shkalla e pjekurisë së OM, kushtet e temperaturës dhe presionit, etj. Horizontet neokomiane (Valanginian-Hauterivian i rajonit të Obit të Mesëm) janë pjesë e zonës së tretë, kryesisht të naftës, - zona kryesore e formimit të naftës dhe akumulimit të naftës në seksionin mezozoik të pellgut të Siberisë Perëndimore (temperatura e rezervuarit 80-100 ° C ), depozitat e identifikuara në depozitat e Jurasikut të Sipërm dhe të Mesëm, - në zonën e katërt të kondensatës së naftës dhe gazit, ku vërehen akumulime të naftës së lehtë (rajonet Salym, Krasnoleninsky, temperatura e rezervuarit 100-120 ° C).

Analiza gjeokimike, përfshirë gjenetike, parametrat (grupi, përbërja izotopike e karbonit, etj.) e vajrave nga depozitat Neocomian të fushës Priobskoye dhe formimi Bazhenov i fushës Salym tregoi se këto vajra janë të ndryshëm dhe i përkasin zonave të ndryshme gjenetike () .

Për sa i përket treguesve gjeokimikë dhe termobarikë, fusha Priobskoye dallohet nga:

· nënngopje e konsiderueshme e vajrave në depozitat e Kretakut të Poshtëm me gaze hidrokarbure (vlera të ulëta të P sat / P pl dhe faktori i gazit);

· një kërcim në rritjen e Ppl gjatë kalimit nga depozitat Kretake në Jurasik (prania e presionit jonormal të formimit në kompleksin Jurasik). Ekzistojnë dy nivele praktikisht të izoluara të ngopjes së vajit - Kretaku i Poshtëm dhe Jurasiku. Formimi i depozitave të naftës të formacioneve Neocomian të fushës Priobskoye u zhvillua në mënyrë të pavarur dhe nuk u shoqërua me migrimin vertikal nga formacioni Bazhenov.

Modeli themelor historik dhe gjenetik i formimit të depozitave të naftës në rezervuarët komplekse Neocomian të fushës Priobskoye është paraqitur si më poshtë. Mekanizmi që ka çuar me shumë gjasa në formimin e depozitave neokomiane është migrimi anësor (lart) i naftës nga sedimentet argjilore të moshës së njëjtë në pjesët më ranore të klinoformave. Nafta dhe gazi migruan deri në kryengritje, duke mbushur gurët dhe thjerrëzat e depërtueshme me rërë. Kjo ide e mekanizmit të migrimit të naftës mbështetet nga: lloji litologjik dominues i depozitave; mungesa e ujit formues në horizontet e grupit AS; ndryshimi midis vajrave Bazhenov dhe Neocomian.

Vlen të përmendet se mbushja e kurtheve me vaj, me sa duket, u bë sipas parimit të kapjes diferenciale, kur kurthët më të zhytur mbushen me vaj relativisht të lehtë (formimi AC 12, dendësia 0,86-0,87 g / cm 3), ndërsa pjesa e sipërme - relativisht e rëndë (shtresa AC 10, dendësia 0,88-0,89 g / cm 3), dhe kurthet më të larta - uji (shtresa AC 6).

Krijimi i një modeli historik dhe gjenetik të formimit të depozitave të naftës në fushën e Priobskoye është me rëndësi thelbësore. Trupat e rërës të këtij lloji janë të vendosura në afërsi të fushës Priobskoye brenda Khanty-Mansiysk, Frolovskaya dhe zona të tjera. Me shumë mundësi, depozitat e naftës të një gjeneze të ngjashme do të gjenden në rajone të tjera të Siberisë Perëndimore brenda depozitave Neocomian.

Një analizë gjithëpërfshirëse e kushteve paleogjeografike të sedimentimit dhe të dhënave sizmike bëri të mundur përshkrimin e një zone të madhe të zhvillimit të klinoformave neokomiane në jug dhe në veri të fushës Priobskoye, e cila shtrihet në një rrip 25-50 km të gjerë nga Shapshinskoye dhe Erginskoye. fushat në jug deri në Tumannoye dhe Studennoye në veri dhe me të cilat shoqërohet një zonë e pavarur akumulimet e naftës dhe gazit, ku shkëmbinjtë burim kryesor të naftës do të jenë shtresa të trasha argjilore të së njëjtës moshë të klinoformave neokomiane.

Letërsia

1) Gjeologjia dhe zhvillimi i fushave më të mëdha dhe unike të naftës dhe naftës dhe gazit në Rusi. // Provinca e naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore / Ed. V.E. Gavura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Gjeologjia e naftës dhe gazit në Siberinë Perëndimore / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov et al. - M .: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Modelet e vendndodhjes dhe kushtet për formimin e depozitave të naftës dhe gazit në sedimentet paleozoike. - M .: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Zonimi vertikal në shpërndarjen e hidrokarbureve të lëngëta dhe të gazta në Mesozoikun e Siberisë Perëndimore / Tr. ZapSibVNIGNI. - Çështje. 147. -Tyumen, 1979.

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

Fusha e naftës Priob në sistemin e komplekseve të naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore zë një vend të veçantë. Shtretërit neokomian AC10-12 me strukturë klinoforme konsiderohen si kryesorë nga rezervat e naftës. Analiza komplekse e kushteve të sedimentimit paleogjeografik dhe të dhënave të kërkimit sizmik lejuan të njohin një zonë të madhe klinoformash neokomiane të zhvilluara në jug dhe në veri të fushës së Priobit. Zona e pavarur e akumulimit të naftës dhe gazit, e cila potenciali i naftës dhe gazit nuk qeveriset nga struktura rajonale, por kontrollohet nga një zonë e zhvillimit të klinoformave neokomiane, është e lidhur me këtë zonë.

Për qëllimin e krijimit të një modeli historiko-gjenetik të formimit të pishinave të naftës të depozitimeve neokomiane në fushën e Priobit, u përdor një kompleks programor Modelimi i Basenit.

Oriz. 1. FRAGMENT I NJË SEKSIONI GJEOLOGJIK PËRÇË PROFËSË ANËSORE (pas F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Depozita: 1 - ranore, 2 - argjilore; 3 - gurë balte bituminoze; 4 - kore e motit; 5 - depozitat e naftës; 6 - puse

Oriz. 2. SEKSIONI GJEOLOGJIK (fusha Priobskoye)

1 - depozitime ranore-argjilore; 2 - intervali i testit. Konvertime të tjera shih shënimin në fig. 1

Oriz. 3. SHEMBUJ TË VIZUALIZIMIT TË TË DHËNAVE FILLESTARE DHE REZULTATEVE TË PËRPUNIMIT TË TYRE SIPAS SCR. 151 (A) dhe 245 (B)

Fazat e pjekurisë (R 0,%): 1 - e hershme (0,5-0,7), 2 - e mesme (0,7-1,0), 3 - e vonë (1,0-1,3); 4 - faza kryesore e gjenerimit (1.3-2.6); linjat: I - historia e zhytjes, temperaturat fillestare (II) dhe të përafërta (III).

Oriz. 4. MODELIMI I HISTORISË SË PIKITAVE TË DEPOZITËS SË PRIOBSKY

Fazat e pjekurisë (R 0,%): 1 - e hershme (10-25), 2 - e mesme (25-65), 3 - e vonë (65-90)

Fusha Priobskoye ndodhet në pjesën qendrore të Rrafshit të Siberisë Perëndimore. Administrativisht, ndodhet në rajonin Khanty-Mansiysk, 65 km në lindje të qytetit të Khanty-Mansiysk dhe 100 km në perëndim të qytetit të Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

Në periudhën 1978-1979. Si rezultat i studimit të detajuar sizmik të Memorandumit të Mirëkuptimit të CDP, u identifikua ngritja e Priobskoe. Nga ky moment, fillon një studim i hollësishëm i strukturës gjeologjike të territorit: zhvillimi i gjerë i kërkimit sizmik në kombinim me të thellë. shpimi.

Fusha Priobskoye u zbulua në 1982 si rezultat i shpimi dhe testimi i pusit 151, kur u arrit rrjedha komerciale vaj shpejtësia e rrjedhës prej 14,2 m 3 / ditë në mbytje 4 mm nga intervalet 2885-2977 m (suite Tyumenskaya YUS 2) dhe 2463-2467 m (formimi AS 11 1) - 5,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1023 m.

Struktura Priobskaya, sipas hartës tektonike të mbulesës së platformës Meso-Cenozoike.

Gjeosinekliza e Siberisë Perëndimore, e vendosur në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansi, megafold Lyaminsky, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lyaminsky.

Strukturat e rendit të parë janë të ndërlikuara nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura të veçanta antiklinale lokale, të cilat janë objekt i punës kërkimore dhe eksploruese. vaj dhe gazit.

Formacionet prodhuese në fushën Priobskoye janë formacione të grupit "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafikisht, këto shtresa i përkasin depozitimeve të Kretakut të suitës Vartovskaya të Epërme. Litologjikisht, Formacioni Vartovskaya i Sipërm përbëhet nga ndërthurja e shpeshtë dhe e pabarabartë e baltës me gurë ranorë dhe aromatikë. Gurët e baltës janë gri të errët, gri me një nuancë të gjelbër, baltë, mike. Gurët ranorë dhe alumini janë gri, argjilore, mike, me kokërr të imët. Midis baltës dhe ranoreve dallohen ndërshtresa gëlqerorë argjilorë, nyje siderite.

Shkembinjte permbajne detrite bimore te shkrumbuara, rralle bivalves te ruajtura keq dhe mesatarisht (inocerama).

Shkëmbinjtë e përshkueshëm të shtresave prodhuese kanë goditje verilindore dhe nënmeridiale. Pothuajse të gjitha formacionet karakterizohen nga një rritje në trashësinë totale efektive, raportin neto-bruto, kryesisht në pjesët qendrore të zonave të zhvillimit të rezervuarit, për të rritur vetitë e rezervuarit dhe, në përputhje me rrethanat, forcimi i materialit klastik ndodh në lindje ( për shtresat e horizontit AS 12) dhe drejtimet verilindore (për horizontin AC 11).

Horizonti AC 12 është një trup i trashë ranor i zgjatur nga jugperëndimi në verilindje në formën e një brezi të gjerë me trashësi rrjete maksimale në pjesën qendrore deri në 42 m (pus 237). Në këtë horizont dallohen tre objekte: shtresa AС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Depozitimet e formacionit AS 12 3 paraqiten në formën e një zinxhiri trupash thjerrëzorë ranorë me goditje verilindore. Trashësia efektive varion nga 0,4 m në 12,8 m, me vlera më të larta që kufizohen në depozitën kryesore.

Depozitimi kryesor AS 12 3 u gjet në thellësi -2620 dhe -2755 m dhe është analizuar litologjikisht nga të gjitha anët. Dimensionet e vendburimit janë 34 x 7.5 km, dhe lartësia 126 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 241 u gjet në thellësi prej -2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale Khanty-Mansiysk. Rezervuari kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarit. Dimensionet e depozitimit janë 18 x 8.5 km, lartësia 76 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 234 u gjet në thellësi 2632-2672 m dhe përfaqëson një lente gurësh ranorë në zhytjen perëndimore të strukturës Priobskaya. Dimensionet e vendburimit janë 8,5 x 4 km, lartësia 40 m, lloji është i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 15-С u gjet në thellësi 2664-2689 m brenda parvazit strukturor Seliyarovskiy. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 11,5 x 5,5 km, dhe lartësia 28 m.

Depozita AS 12 1-2 është ajo kryesore dhe është më e madhja në terren. Kufizohet në një monoklin të ndërlikuar nga ngritjet lokale me amplitudë të vogël (zona e puseve 246, 400) me zona kalimi midis tyre. Nga tre anët kufizohet me ekrane litologjike dhe vetëm në jug (në zonën Vostochno-Frolovskaya) mbledhësit priren të zhvillohen. Megjithatë, duke pasur parasysh distancat e konsiderueshme, kufiri i rezervuarit është ende i kufizuar me kusht nga një linjë që shkon 2 km në jug të pusit. 271 dhe 259. E ngopur me vaj trashësitë ndryshojnë në një gamë të gjerë nga 0,8 m (pus 407) deri në 40,6 m (pus 237) degë vaj deri në 26 m 3 / ditë me një mbytje 6 mm (pus 235). Dimensionet e vendburimit janë 45 x 25 km, lartësia 176 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 4-KhM u gjet në thellësi 2659-2728 m dhe është i kufizuar në një lente ranore në shpatin veriperëndimor të ngritjes lokale Khanty-Mansiysk. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 1,2 m. Përmasat e depozitimit janë 7,5 x 7 km, lartësia 71 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 330 të gjetura në thellësi 2734-2753 m E ngopur me vaj trashësia varion nga 2,2 deri në 2,8 m.Përmasat e depozitimit janë 11 x 4,5 km, lartësia 9 m.Tipi është i ekranizuar litologjikisht.

Depozitimet e shtresës AS 12 0 - kryesore - u hapën në thellësi 2421-2533 m. Është një trup thjerrëzor i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,6 (pushim 172) deri në 27 m (pushim 262). Degët vaj deri në 48 m 3 / ditë me mbytje 8 mm. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 41 x 14 km, lartësia 187 m. Depozitimi AS 12 0 në zonën e shpimit nr. 331 është gjetur në thellësi 2691-2713 m dhe përfaqëson një lente shkëmbinjsh ranorë. Vaj i ngopur trashësia në këtë pus është 10 m.Përmasat 5 x 4.2 km, lartësia - 21 m. vaj- 2,5 m 3 / ditë në Нд = 1932 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 është i tipit litologjikisht të ekranizuar, gjithsej 8, me 1-2 puse të depërtuara. Për sa i përket sipërfaqes, depozitimet ndodhen në formën e 2 vargjeve thjerrëzash në pjesën lindore (më e ngritura) dhe në perëndim në pjesën më të zhytur të strukturës monoklinale. E ngopur me vaj trashësitë në lindje rriten 2 ose më shumë herë në krahasim me puset perëndimore. Gama totale e ndryshimit është nga 0.4 në 11 m.

Rezervuari AS 11 2-4 në zonën e pusit 246 u zbulua në një thellësi 2513-2555 m. Përmasat e rezervuarit janë 7 x 4.6 km, lartësia 43 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 247 u gjet në një thellësi 2469-2490 m. Përmasat e depozitimit janë 5 x 4.2 km, lartësia 21 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 251 u gjet në thellësinë 2552-2613 m. Përmasat e depozitimit janë 7 x 3.6 km, lartësia 60 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 232 u hap në një thellësi prej 2532-2673 m. Dimensionet e vendburimit janë 11.5 x 5 km, lartësia 140 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 262 u hap në një thellësi prej 2491-2501 m. Dimensionet e depozitimit janë 4,5 x 4 km, lartësia 10 m.

Rezervuari AS 11 2-4 në zonën e pusit 271 u zbulua në një thellësi 2550-2667 m. Madhësia e depozitës është 14 x 5 km.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 151 u hapën në një thellësi 2464-2501 m. Dimensionet e vendburimit janë 5,1 x 3 km, lartësia 37 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 293 u gjet në një thellësi 2612-2652 m. Përmasat e depozitimit janë 6.2 x 3.6 km, lartësia 40 m.

Depozitimet e shtresës AS 11 1 kufizohen kryesisht në pjesën afër harkut në formën e një brezi të gjerë goditës verilindor, i kufizuar në tre anët nga zona balte.

Depozita kryesore AC 11 1 është e dyta në vlerë brenda fushës Priobskoye, e cila u hap në thellësi 2421-2533 m. 259. Debi vaj ndryshojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m (pus 243) në 118 m 3 / ditë përmes një mbytjeje 8 mm (pus 246). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 m (pus 172) në 41,6 (pus 246). Madhësia e vendburimit është 48 x 15 km, lartësia deri në 112 m, lloji është i shqyrtuar litologjikisht.

Depozitat e formacionit AS 11 0. Formacioni AS 11 0 ka një zonë shumë të parëndësishme të zhvillimit të rezervuarit në formën e trupave thjerrëz, të kufizuar në seksionet e zhytura të pjesës së sipërme.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 408 u gjet në thellësinë 2432-2501 m.Përmasat e vendburimit janë 10.8 x 5.5 km, lartësia 59 m, tipi i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi. 252 ishte 14.2 m3 / ditë në Нд = 1410 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 172 u depërtua nga një pus në një thellësi 2442-2446 m dhe ka përmasa 4,7 x 4,1 km, lartësi 3 m. vaj arriti në 4.8 m 3 / ditë në Нд = 1150 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 461 masa 16 x 6 km. Vaj i ngopur trashësia varion nga 1.6 në 4.8 m Lloji i rezervuarit është i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi. 461 ishte 15,5 m 3 / ditë, Nd = 1145 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 425 u depërtua nga një pus. Vaj i ngopur kapaciteti - 3.6 m. vaj arriti në 6.1 m 3 / ditë në Нд = 1260 m.

Horizonti AS 10 depërtohet brenda zonës qendrore të fushës Priobskoye, ku ato janë të kufizuara në vendet më të zhytura të pjesës afër majës, si dhe në krahun jugperëndimor të strukturës. Ndarja e horizontit në shtresa АС 10 1, АС 10 2-3 (në pjesët qendrore dhe lindore) dhe АС 10 2-3 (në pjesën perëndimore) është në një farë mase e kushtëzuar dhe përcaktohet nga kushtet e shfaqjes. , formimi i këtyre depozitimeve, duke marrë parasysh përbërjen litologjike të shkëmbinjve dhe karakteristikat kimike fizike vajra.

Depozita kryesore AS 10 2-3 u hap në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Debiti vaj janë në rangun nga 1,5 m 3 / ditë në mbytje 8 mm (pus 181) deri në 10 m 3 / ditë në Nd = 1633 m (pus 421). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 m (pus 180) deri në 15,6 m (pus 181). Dimensionet e vendburimit janë 31 x 11 km, lartësia deri në 292 m, vendburimi është i skanuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 2-3 në zonën e pusit. 243 u gjetën në thellësi 2393-2433 m.Debit vajështë 8,4 m 3 / ditë në Нд = 1248 m (pus 237). E ngopur me vaj trashësia - 4.2 - 5 m Përmasat 8 x 3.5 km, lartësia deri në 40 m Lloji i depozitimit - i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 2-3 në zonën e pusit. 295 u hap në një thellësi 2500-2566 m dhe kontrollohet nga zonat argjilore të formacionit. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 1.6 në 8.4 m. 295, 3,75 m 3 / ditë është marrë në Нд = 1100 m. Dimensionet e depozitimit janë 9,7 x 4 km, lartësia është 59 m.

Depozitimi kryesor AC 10 1 u hap në thellësi 2374-2492 m. Zonat e zëvendësimit të rezervuarëve kontrollojnë depozitimin nga tre anët dhe në jug kufiri i tij u tërhoq me kusht në një distancë prej 2 km nga pusi. 259 dhe 271. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 (pus 237) në 11,8 m (pus 265). Debiti vaj: nga 2,9 m 3 / ditë në Нд = 1064 m (gropë 236) në 6,4 m 3 / ditë në një mbytje 2 mm. Dimensionet e vendburimit janë 38 x 13 km, lartësia deri në 120 m, lloji i depozitimit është i shqyrtuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 420 u gjet në thellësi 2480-2496 m. Përmasat e depozitimit janë 4.5 x 4 km, lartësia 16 m.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 330 u gjet në thellësi 2499-2528 m. Përmasat e depozitimit janë 6 x 4 km, lartësia 29 m.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 255 u gjetën në thellësi 2468-2469 m. Madhësia e depozitimit është 4 x 3.2 km.

Seksioni i shtresës AS 10 plotësohet nga shtresa prodhuese AS 10 0. Brenda të cilave janë identifikuar tre depozita, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjesh nënmeridiane.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 242 u gjet në thellësi 2356-2427 m dhe është ekzaminuar litologjikisht. Debiti vaj janë 4,9 - 9 m 3 / ditë në Nd-1261-1312 m. E ngopur me vaj trashësia është 2,8 - 4 m Përmasat e vendburimit janë 15 x 4,5 km, lartësia deri në 58 m.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 239 u gjet në thellësi 2370-2433 m. vaj janë 2,2 - 6,5 m 3 / ditë në Nd-1244-1275 m. E ngopur me vaj trashësia është 1,6-2,4 m Përmasat e vendburimit janë 9 x 5 km, lartësia deri në 63 m.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 180 u gjet në thellësi 2388-2391 m dhe është ekzaminuar litologjikisht. Vaj i ngopur trashësia - 2.6 m. Fluksi hyrës vaj arriti në 25,9 m 3 / ditë në Nd-1070 m.

Mbulesa mbi horizontin AS 10 përfaqësohet nga një pjesë e shkëmbinjve argjilë, që variojnë nga 10 në 60 m nga lindja në perëndim.

Shkembinjte ranore-siltstone te formacionit AS 9 jane me perhapje te kufizuar dhe paraqiten ne forme dritaresh faciale, qe gravitojne kryesisht ne pjeset verilindore dhe lindore te struktures, si dhe ne zhytjen jugperendimore.

Depozitimi i shtresës AS 9 në zonën e pusit. 290 u gjet në thellësi 2473-2548 m dhe kufizohet në pjesën perëndimore të fushës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3.2 deri në 7.2 m Normat e prodhimit vaj janë 1,2 - 4,75 m 3 / ditë me Nd - 1382-1184 m Madhësia e depozitimit është 16,1 x 6 km, lartësia deri në 88 m.

Në lindje të fushës janë evidentuar dy vendburime të vogla (6 x 3 km). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 6,8 m. vaj 6 dhe 5.6 m 3 / ditë në Нд = 1300-1258 m. Depozitimet janë shqyrtuar litologjikisht.

Kompletimi i sedimenteve prodhuese neokomiane është formacioni AS 7, i cili ka një model shumë mozaik në vendosje. vajmbajtëse dhe akuiferet.

Rezervuari lindor më i madh në zonë i formacionit AS 7 u gjet në thellësi 2291-2382 m. Nga tre anët ai është i konturuar nga zona zëvendësuese të rezervuarit dhe në jug kufiri i tij është i kushtëzuar dhe është tërhequr përgjatë një linje që kalon 2 km nga puset. 271 dhe 259. Depozitimi është i orientuar nga jug-perëndimi në verilindje. Degët vaj: 4,9 - 6,7 m 3 / ditë në Нд = 1359-875 m. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 deri në 7,8 m. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 46 x 8,5 km dhe lartësia deri në 91 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 290 u hap në një thellësi prej 2302-2328 m. Naftëmbajtëse trashësia është 1.6 - 3 m. 290 marrë 5.3 m 3 / ditë vaj në P = 15MPA. Madhësia e depozitës është 10 x 3.6 km, lartësia është 24 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 331 u hap në një thellësi 2316-2345 m dhe është një trup thjerrëzor me hark. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3 në 6 m. 331 hyrje të marra vaj 1,5 m 3 / ditë në Нд = 1511 m. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 17 x 6,5 km, lartësia është 27 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 243 u hapën në një thellësi 2254-2304 m. E ngopur me vaj trashësia 2.2-3.6 m.Përmasat 11.5 x 2.8 km, lartësia - 51 m. Në pus. 243 të marra vaj 1,84 m 3 / ditë në Nd-1362 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 259, e gjetur në një thellësi prej 2300 m, është një lente ranor. Vaj i ngopur trashësia 5.0 m Përmasat 4 x 3 km.

Fusha Priobskoye

Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të rezervuarëve

Fusha Priobskoye

Karakteristikat petrofizike të rezervuarëve

Karakteristikat fiziko-kimike vaj dhe gazit

Përbërja dhe vetitë e ujërave të formacionit

Fusha e naftës Priobskoye

§1 Fusha e naftës në Priobskoye.

Priobskoe- fusha më e madhe në Siberinë Perëndimore ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk në një distancë prej 65 km nga Khanty-Mansiysk dhe 200 km nga Nefteyugansk. I ndarë nga lumi Ob në dy pjesë - bregu i majtë dhe i djathtë. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, bregu i djathtë - në 1999. Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit është 863-868 kg / m3 (lloji i vajit është mesatar, pasi bie në intervalin 851-885 kg / m3), përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe përmbajtja e squfurit 1,2-1, 3% (i përket klasës së squfurit, klasa 2 e naftës e furnizuar në rafineri në përputhje me GOST 9965-76). Deri në fund të vitit 2005, ka 954 puse prodhuese dhe 376 puse injektuese në terren. Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2007 arriti në 40.2 milion ton, nga të cilat Rosneft - 32.77 dhe Gazprom Neft - 7.43 milion ton. Përbërja e elementëve gjurmë të naftës është një karakteristikë e rëndësishme e këtij lloji të lëndës së parë dhe mbart informacione të ndryshme gjeokimike për moshën e naftës, kushtet e formimit, origjinën dhe rrugët e migrimit dhe përdoret gjerësisht për identifikimin e fushave të naftës, optimizimin e strategjisë së kërkimit për vendburimet. dhe ndarjen e prodhimit të puseve të operuara së bashku.

Tabela 1. Gama dhe vlera mesatare e përmbajtjes së elementit gjurmë të vajit Ob (mg / kg)

Shkalla fillestare e prodhimit të puseve të naftës në funksion varion nga 35 ton / ditë. deri në 180 t / ditë Vendndodhja e puseve është grupore. Faktori i rikuperimit të naftës është 0.35.

Një grup pusesh është një rregullim i tillë kur kokat e puseve janë afër njëra-tjetrës në të njëjtin vend teknologjik dhe puset ndodhen në nyjet e rrjetit të zhvillimit të rezervuarit.

Aktualisht, shumica e puseve të prodhimit janë shpuar në mënyrë grupore. Kjo për faktin se shpimi grupor i fushave mund të zvogëlojë ndjeshëm madhësinë e zonave të zëna nga puset që shpohen dhe më pas nga puset e prodhimit, rrugët, linjat e energjisë dhe tubacionet.

Ky avantazh është i një rëndësie të veçantë gjatë ndërtimit dhe funksionimit të puseve në toka pjellore, në rezerva, në tundra, ku shtresa e trazuar sipërfaqësore e tokës restaurohet pas disa dekadash, në zona kënetore që ndërlikojnë dhe rrisin shumë koston e ndërtimit. dhe punimet e instalimit të objekteve të shpimit dhe prodhimit. Shpimi grupor është gjithashtu i nevojshëm kur kërkohet hapja e depozitave të naftës nën strukturat industriale dhe civile, nën fundin e lumenjve dhe liqeneve, nën zonën e raftit nga bregu dhe mbikalimet. Një vend të veçantë zë ndërtimi grupor i puseve në territorin e Tyumen, Tomsk dhe rajone të tjera të Siberisë Perëndimore, të cilat bënë të mundur ndërtimin me sukses të puseve të naftës dhe gazit në ishujt mbushës në një rajon të vështirë për t'u arritur, me moçal dhe të populluar. .

Vendndodhja e puseve në jastëk varet nga kushtet e terrenit dhe mjetet e synuara të komunikimit midis jastëkut dhe bazës. Shkurret që nuk lidhen me rrugë të përhershme me bazën konsiderohen lokale. Në disa raste, shkurret mund të jenë bazë kur ato ndodhen në rrugë transporti. Në grupimet lokale, puset, si rregull, janë rregulluar në formën e një tifoz në të gjitha drejtimet, gjë që lejon të ketë numrin maksimal të puseve në grup.

Pajisjet e shpimit dhe ato ndihmëse janë montuar në atë mënyrë që kur pajisja e shpimit lëviz nga një pus në tjetrin, pompat e baltës, gropat e marrjes dhe një pjesë e pajisjeve për pastrimin, trajtimin kimik dhe përgatitjen e lëngut shpues mbeten të palëvizshme deri në përfundimin e ndërtimit të të gjitha (ose një pjesë) e puseve në këtë jastëk.

Numri i puseve në një grup mund të variojë nga 2 në 20-30 ose më shumë. Për më tepër, sa më shumë puse në grup, aq më i madh është devijimi i vrimës së poshtme nga kokat e puseve, rritet gjatësia e puseve, rritet gjatësia e puseve, gjë që çon në një rritje të kostos së shpimit të puseve. Përveç kësaj, ekziston rreziku i takimit me trungjet. Prandaj, bëhet e nevojshme të llogaritet numri i kërkuar i puseve në grup.

Metoda e pompimit të thellë të prodhimit të naftës quhet një metodë e tillë në të cilën ngritja e lëngut nga një pus në sipërfaqe kryhet duke përdorur shufra thithëse dhe njësi pompimi pa shufër të llojeve të ndryshme.
Në fushën Priobskoye, përdoren pompat centrifugale elektrike - një pompë zhytëse pa shufër, e përbërë nga një pompë centrifugale shumëfazëshe (50-600 faza) e vendosur vertikalisht në një bosht të përbashkët, një motor elektrik (motor elektrik asinkron i mbushur me vaj dielektrik) dhe një mbrojtës. që shërben për të mbrojtur motorin elektrik nga hyrja e lëngjeve në të. Motori mundësohet nga një kabllo e blinduar, e cila shkon poshtë së bashku me tubat e pompimit. Shpejtësia e rrotullimit të boshtit të motorit është rreth 3000 rpm. Pompa kontrollohet në sipërfaqe nga një stacion kontrolli. Performanca e një pompe centrifugale elektrike varion nga 10 në 1000 m3 lëng në ditë me një rendiment prej 30-50%.

Instalimi i një pompe centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompe centrifugale elektrike të pusit (ESP) ka vetëm një stacion kontrolli me një transformator fuqie në sipërfaqen e pusit dhe karakterizohet nga prania e tensionit të lartë në kabllon e energjisë, i cili ulet në pus së bashku me tubin. . Puset shumë produktive me presion të lartë rezervuari operohen me instalime pompash centrifugale elektrike.

Fusha është e largët, e paarritshme, 80% e territorit ndodhet në fushën e përmbytjes së lumit Ob dhe përmbytet gjatë periudhës së përmbytjeve. Depozita dallohet nga një strukturë komplekse gjeologjike - një strukturë komplekse trupash ranorë në zonë dhe seksion, shtresat janë të lidhura dobët hidrodinamikisht. Rezervuarët e formacioneve prodhuese karakterizohen nga:

Përshkueshmëria e ulët;

Përmbajtja e ulët e rërës;

Rritja e përmbajtjes së argjilës;

Diseksion i lartë.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Koleksionistët e horizontit АС10 dhe АС11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe АС12 klasifikohen si jonormalisht me produktivitet të ulët. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikuar aktivisht në shtresat prodhuese të saj dhe pa përdorur metoda të intensifikimit të prodhimit. Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së majtë.

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të fushës Priobskoye për vlerësimin e zbatueshmërisë së metodave të ndryshme të stimulimit janë:

1) thellësia e shtresave prodhuese - 2400-2600 m,

2) depozitat janë të shqyrtuara litologjikisht, regjimi natyror - elastik, i mbyllur,

3) trashësia e shtresave AC 10, AC 11 dhe AC 12, përkatësisht, deri në 20.6, 42.6 dhe 40.6 m.

4) presioni fillestar i rezervuarit - 23,5-25 MPa,

5) temperatura e rezervuarit - 88-90 ° С,

6) përshkueshmëria e ulët e rezervuarit, vlerat mesatare të bazuara në rezultate

7) heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i shtresave,

8) viskoziteti i vajit të rezervuarit - 1,4-1,6 mPa * s,

9) presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

10) vaj naftenik, parafinik dhe me rrëshirë të ulët.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për aplikimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarit, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të hollësishme, metodat e mëposhtme për fushën e Priobskoye mund të përjashtohen nga metodat e mësipërme: metodat termike dhe përmbytja e polimerit ( si metodë e zhvendosjes së vajit nga formacionet). Metodat termike përdoren për rezervuarë me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m në temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta, speciale).

Përvoja e zhvillimit të fushave vendase dhe të huaja tregon se përmbytja e ujit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive për të ndikuar në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët me respektim të rreptë të kërkesave të nevojshme për teknologjinë e zbatimit të tij. Ndër arsyet kryesore që shkaktojnë uljen e efikasitetit të përmbytjes së ujit të formacioneve me përshkueshmëri të ulët janë:

Përkeqësimi i vetive filtruese të shkëmbit për shkak të:

Ënjtje e përbërësve të shkëmbinjve argjilë në kontakt me ujin e injektuar,

Mbyllja e rezervuarit me papastërti të imta mekanike në ujin e injektuar,

Reshjet e kripës në mjedisin poroz të rezervuarit për shkak të ndërveprimit kimik të ujit të injektuar dhe të prodhuar,

Ulja e mbulimit të rezervuarit nga përmbytjet e ujit për shkak të formimit të thyerjeve rreth puseve të injektimit - këputja dhe përhapja e tyre në thellësi

Ndjeshmëri e konsiderueshme ndaj karakterit të lagshmërisë së shkëmbinjve nga agjenti i injektuar; ulje e ndjeshme e përshkueshmërisë së rezervuarit për shkak të depozitimit të parafinës.

Shfaqja e të gjitha këtyre dukurive në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët shkakton pasoja më të rëndësishme sesa në shkëmbinj me përshkueshmëri të lartë.

Për të eliminuar ndikimin e këtyre faktorëve në procesin e përmbytjes së ujit, përdoren zgjidhjet e duhura teknologjike: rrjetet optimale të puseve dhe mënyrat teknologjike të funksionimit të pusit, injektimi i ujit të llojit dhe përbërjes së kërkuar në rezervuarë, trajtimi i tij përkatës mekanik, kimik dhe biologjik; si dhe shtimi i përbërësve të veçantë në ujë.

Për fushën Priobskoye, vërshimi i ujit duhet të konsiderohet si metoda kryesore e stimulimit.

Përdorimi i solucioneve surfaktant në terren u refuzua, kryesisht për shkak të efikasitetit të ulët të këtyre reagentëve në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët.

Për fushën Priobskoye, përmbytjet alkaline nuk mund të rekomandohen për arsyet e mëposhtme:

Kryesorja është përmbajtja mbizotëruese e argjilës strukturore dhe e shtresëzuar e rezervuarëve. Agregatet e argjilës përfaqësohen nga kaolini, kloriti dhe hidromica. Ndërveprimi i alkalit me materialin argjilë mund të çojë jo vetëm në fryrjen e argjilave, por edhe në shkatërrimin e shkëmbinjve. Një zgjidhje alkaline me përqendrim të ulët rrit koeficientin e bymimit të argjilave me 1,1-1,3 herë dhe zvogëlon përshkueshmërinë e shkëmbit me 1,5-2 herë në krahasim me ujin e ëmbël, gjë që është kritike për rezervuarët me përshkueshmëri të ulët të fushës Priobskoye. Përdorimi i solucioneve me përqendrim të lartë (duke ulur fryrjen e argjilave) aktivizon procesin e shkatërrimit të shkëmbinjve.

Thyerja hidraulike mbetet teknologjia e preferuar e naftëtarëve rusë: lëngu pompohet në pus me një presion deri në 650 atm. për formimin e çarjeve në shkëmb. Të çarat fiksohen me rërë artificiale (proppant): nuk i lejon të mbyllen. Nëpërmjet tyre, vaji depërton në pus. Sipas OOO SibNIINP, thyerja hidraulike çon në një rritje të fluksit të naftës në fushat në Siberinë Perëndimore nga 1.8 në 19 herë.

Aktualisht, kompanitë prodhuese të naftës, që kryejnë aktivitete gjeologjike dhe teknike, janë të kufizuara kryesisht në përdorimin e teknologjive standarde të thyerjes hidraulike (thyerje hidraulike) duke përdorur një zgjidhje ujore të xhelit mbi bazën e polimerit. Këto lëngje, si dhe lëngjet vrasëse, si dhe lëngjet shpuese, shkaktojnë dëme të konsiderueshme në formacionin dhe vetë thyerjen, gjë që redukton ndjeshëm përçueshmërinë e mbetur të thyerjeve dhe, si rezultat, prodhimin e vajit. Bllokimi i formacionit dhe i çarjeve është i një rëndësie të veçantë në fushat me presion aktual të rezervuarit më të vogël se 80% të atij fillestar.

Nga teknologjitë e përdorura për të zgjidhur këtë problem, teknologjitë dallohen duke përdorur një përzierje të lëngut dhe gazit:

Lëngje të shkumëzuara (për shembull, të nitriduara) me përmbajtje gazi më pak se 52% të vëllimit të përgjithshëm të përzierjes;

Thyerja e shkumës - më shumë se 52% e gazit.

Duke marrë në konsideratë teknologjitë e disponueshme në tregun rus dhe rezultatet e zbatimit të tyre, specialistët e Gazpromneft-Khantos LLC zgjodhën thyerjen hidraulike me shkumë dhe i ofruan Schlumberger të kryente punime pilot (EPW). Bazuar në rezultatet e tyre, u bë një vlerësim i efektivitetit të thyerjes hidraulike të shkumës në fushën e Priobskoye. Thyerja e shkumës, si thyerja konvencionale, ka për qëllim krijimin e një frakture në formacion, përçueshmëria e lartë e së cilës siguron rrjedhjen e hidrokarbureve në pus. Megjithatë, me thyerje hidraulike me shkumë, për shkak të zëvendësimit (mesatarisht, 60% të vëllimit) të një pjese të tretësirës ujore të xhelit me gaz të ngjeshur (azoti ose dioksid karboni), përshkueshmëria dhe përçueshmëria e thyerjeve rritet ndjeshëm, dhe si pasojë, shkalla e dëmtimit të formacionit është minimale. Në praktikën botërore, përdorimi më efikas i lëngjeve të shkumës për thyerje hidraulike është vërejtur tashmë në puse ku energjia e rezervuarit nuk është e mjaftueshme për të shtyrë lëngun e shpenzuar të thyerjes hidraulike në pus gjatë zhvillimit të tij. Kjo vlen si për puset e reja ashtu edhe për ato ekzistuese. Për shembull, për puset e zgjedhura të fushës Priobskoye, presioni i rezervuarit ra në 50% të atij fillestar. Gjatë thyerjes së shkumës, gazi i ngjeshur, i cili u injektua si pjesë e shkumës, ndihmon në shtrydhjen e tretësirës së shpenzuar jashtë formimit, gjë që rrit vëllimin e lëngut të mbeturinave dhe zvogëlon kohën.

zhvillimi i pusit. Azoti u zgjodh për punë në fushën Priobskoye si gazi më i gjithanshëm:

Përdoret gjerësisht në zhvillimin e puseve të tubave të mbështjellë;

Inerte;

E përputhshme me lëngjet hidraulike të thyerjes.

Puset pas përfundimit të punës, e cila është pjesë e shërbimit “shkumë”, u krye nga Schlumberger. Karakteristikë e projektit ishte zbatimi i punës pilot jo vetëm në stokun e ri, por edhe në pusin ekzistues, në formacione me thyerje hidraulike tashmë ekzistuese që nga punimet e para, të ashtuquajturat thyerje rihidraulike. Një sistem polimer i ndërlidhur u zgjodh si faza e lëngshme e përzierjes së shkumës. Përzierja e shkumës që rezulton ndihmon me sukses në zgjidhjen e problemeve të ruajtjes së vetive të çmimit.

zona e betejës. Përqendrimi i polimerit në sistem është vetëm 7 kg / t mbështetës, për krahasim, në puset e mjedisit të menjëhershëm - 11.8 kg / t.

Aktualisht, mund të vërehet zbatimi i suksesshëm i thyerjes hidraulike të shkumës duke përdorur azot në puset e formacioneve АС10 dhe АС12 të fushës Priobskoye. Vëmendje e madhe iu kushtua punës në stokun ekzistues të pusit, pasi thyerja e përsëritur hidraulike lejon përfshirjen e formacioneve dhe shtresave të reja në zhvillim që nuk janë prekur më parë nga zhvillimi. Për të analizuar efektivitetin e thyerjes hidraulike me shkumë, rezultatet e tyre u krahasuan me rezultatet e marra nga puset e kompensimit në të cilat u krye thyerja hidraulike konvencionale. Shtresat kishin të njëjtën trashësi të pagës neto. Shkalla aktuale e rrjedhjes së lëngut dhe vajit në puset pas thyerjes hidraulike me shkumë me një presion mesatar në hyrjen e pompës prej 5 MPa tejkaloi normën e rrjedhës së puseve ngjitur me përkatësisht 20 dhe 50%. Krahasimi i performancës mesatare të puseve të puseve të reja stoku pas thyerjes konvencionale dhe thyerjes së shkumës, rrjedh se normat e rrjedhës së lëngut dhe vajit janë të barabarta, megjithatë, presioni i punës së vrimës së poshtme para pompës në puset pas thyerjes hidraulike me shkumë është mesatarisht 8.9 MPa, në puset përreth - 5.9 MPa . Rillogaritja e potencialit të pusit në një presion ekuivalent lejon që dikush të vlerësojë efektin e thyerjes hidraulike të shkumës.

Puna pilot me thyerje hidraulike me shkumë në pesë puse të fushës Priobskoye tregoi efektivitetin e metodës si në stokun ekzistues ashtu edhe në pusin e ri. Një presion më i lartë i marrjes së pompës në puse pas përdorimit të përzierjeve të shkumës tregon formimin e thyerjeve me përçueshmëri të lartë si rezultat i thyerjes hidraulike të shkumës, e cila siguron prodhim shtesë të naftës nga puset.

Aktualisht, pjesa veriore e fushës po zhvillohet nga LLC RN-Yuganskneftegaz, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore po zhvillohet nga LLC Gazpromneft - Khantos, në pronësi të Gazprom Neft.

Me vendim të Guvernatorit të Okrug Autonome Khanty-Mansi, fushës iu caktua statusi i "Territorit të një procedure të veçantë për përdorimin e nëntokës", i cili përcaktoi qëndrimin e veçantë të punëtorëve të naftës ndaj zhvillimit të fushës Priobskoye. Paarritshmëria e rezervave, brishtësia e ekosistemit të fushës, çuan në përdorimin e teknologjive më të fundit mjedisore. 60% e territorit të fushës Priobskoye ndodhet në pjesën e përmbytur të fushës së përmbytjes së lumit Ob; teknologjitë miqësore me mjedisin përdoren në ndërtimin e puseve, tubacioneve të naftës nën presion dhe kalimeve nënujore.

Objektet në vend të vendosura në territorin e fushës:

Stacionet e pompimit përforcues - 3

Stacioni i pompimit shumëfazor Sulzer - 1

Stacionet e pompimit grumbull për pompimin e një agjenti pune në rezervuar - 10

Stacionet e pompimit lundrues - 4

Punëtori për përgatitjen dhe pompimin e naftës - 2

Njësia e ndarjes së vajit (USN) - 1

Në maj 2001, një stacion unik pompimi shumëfazor Sulzer u instalua në jastëkun e 201-të në bregun e djathtë të fushës Priobskoye. Çdo pompë e instalimit është e aftë të pompojë 3.5 mijë metra kub lëng në orë. Kompleksi shërbehet nga një operator, të gjitha të dhënat dhe parametrat shfaqen në një monitor kompjuteri. Stacioni është i vetmi në Rusi.

Stacioni holandez i pompimit "Rosscor" u pajis në fushën Priobskoye në 2000. Është projektuar për pompimin në terren të lëngut shumëfazor pa përdorimin e flakëruesve (për të shmangur ndezjen e gazit shoqërues në fushën e përmbytjes së lumit Ob).

Një fabrikë e përpunimit të llumit të shpimit në bregun e djathtë të fushës Priobskoye prodhon tulla silikate, të cilat përdoren si material ndërtimi për ndërtimin e rrugëve, themelet e grumbullimit, etj. Për të zgjidhur problemin e përdorimit të gazit shoqërues të prodhuar në fushën Priobskoye, termocentrali i parë i turbinës me gaz në Okrug Autonome Khanty-Mansi u ndërtua në fushën Prirazlomnoye, duke siguruar energji elektrike në fushat Priobskoye dhe Prirazlomnoye.

Linja e energjisë e ndërtuar përgjatë Ob nuk ka analoge, hapësira e së cilës është 1020 m, dhe diametri i telit të bërë posaçërisht në Britaninë e Madhe është 50 mm.

§2 Përgatitja e vajit për rafinim

Nafta e papërpunuar e nxjerrë nga puset përmban gazra shoqërues (50-100 m3/t), ujë formues (200-300 kg/t) dhe kripëra minerale të tretura në ujë (10-15 kg/t), të cilat ndikojnë negativisht në transportin, ruajtjen dhe. përpunimin e tij të mëvonshëm. Prandaj, përgatitja e vajit për rafinim përfshin domosdoshmërisht operacionet e mëposhtme:

Heqja e gazrave të lidhur (të tretur në vaj) ose stabilizimi i naftës;

Çkripëzimi i vajit;

Dehidratim (dehidratim) i vajit.

Stabilizimi i naftës - Nafta bruto nga rajoni Ob përmban një sasi të konsiderueshme të hidrokarbureve të lehta të tretura në të. Gjatë transportit dhe ruajtjes së vajit, ato mund të lirohen, si rezultat i së cilës përbërja e vajit do të ndryshojë. Për të shmangur humbjen e gazit dhe, së bashku me të, të fraksioneve të lehta të benzinës dhe për të parandaluar ndotjen e ajrit, këto produkte duhet të nxirren nga nafta përpara përpunimit. Një proces i ngjashëm për ndarjen e hidrokarbureve të lehta nga nafta në formën e gazit shoqërues quhet stabilizimi vaj. Stabilizimi i naftës në fushën Ob kryhet me metodën e ndarjes direkt në zonën e prodhimit të tij duke përdorur njësi matëse.

Gazi i lidhur ndahet nga nafta me ndarje shumëfazore në ndarësit e gazit, në të cilët presioni dhe shkalla e rrjedhjes së vajit reduktohen në mënyrë të njëpasnjëshme. Si rezultat, gazrat desorbohen, së bashku me të cilët hiqen hidrokarburet e lëngshme të avullueshme dhe më pas kondensohen, duke formuar një "kondensatë gazi". Me metodën e ndarjes së stabilizimit, deri në 2% të hidrokarbureve mbeten në vaj.

Dekripëzimi dhe dehidratimi vaj- Largimi i kripërave dhe ujit nga nafta ndodh në impiantet e trajtimit të naftës në terren dhe drejtpërdrejt në rafineritë e naftës (rafineritë).

Merrni parasysh projektimin e impianteve të shkripëzimit elektrik.

Vaji nga rezervuari i ushqimit 1 me shtimin e një demulsifikuesi dhe një zgjidhje të dobët alkaline ose sode kalon përmes shkëmbyesit të nxehtësisë 2, nxehet në parangrohësin 3 dhe futet në mikserin 4, në të cilin vaji i shtohet ujë. Emulsioni që rezulton kalon në mënyrë sekuenciale nëpër dehidratuesit elektrikë 5 dhe 6, në të cilët pjesa më e madhe e ujit dhe kripërave të tretura në të ndahen nga vaji, si rezultat i të cilit përmbajtja e tyre zvogëlohet me 8-10 herë. Vaji i demineralizuar kalon nëpër shkëmbyesin e nxehtësisë 2 dhe, pasi ftohet në frigoriferin 7, futet në kolektorin 8. Uji i ndarë në dehidratuesit elektrikë vendoset në ndarësin e vajit 9 dhe dërgohet për pastrim, dhe vaji i ndarë shtohet në naftë e furnizuar në ELOU.

Proceset e shkripëzimit dhe dehidrimit të vajit shoqërohen me nevojën për të shkatërruar emulsionet që formon uji me vajin. Në të njëjtën kohë, emulsionet me origjinë natyrore, të formuara në procesin e prodhimit të naftës, shkatërrohen në fusha, dhe në fabrikë - emulsione artificiale të marra nga shpëlarja e shumëfishtë e vajit me ujë për të hequr kripërat prej tij. Pas trajtimit, përmbajtja e ujit dhe klorureve të metaleve në vaj zvogëlohet në fazën e parë në 0,5-1,0% dhe 100-1800 mg / l, përkatësisht, dhe në fazën e dytë në 0,05-0,1% dhe 3-5 mg / l. l.

Për të përshpejtuar procesin e shkatërrimit të emulsioneve, është e nevojshme që vaji t'i nënshtrohet masave të tjera të ndikimit që synojnë zgjerimin e pikave të ujit, rritjen e ndryshimit të densitetit dhe uljen e viskozitetit të vajit.

Në vajin Ob, përdoret futja e një substance (demulsifikuesi) në vaj, për shkak të së cilës lehtësohet shtresimi i emulsionit.

Dhe për shkripëzimin e vajit, vaji shpëlahet me ujë të freskët të freskët, i cili jo vetëm që lan kripërat, por gjithashtu ka një efekt hidromekanik në emulsion.

§3. Përpunimi parësor i naftës nga fusha e Priobskoye

Vaji është një përzierje e mijëra substancave të ndryshme. Përbërja e plotë e vajrave edhe sot, kur janë në dispozicion mjetet më të sofistikuara të analizës dhe kontrollit: kromatografia, rezonanca magnetike bërthamore, mikroskopët elektronikë - larg nga të gjitha këto substanca janë plotësisht të përcaktuara. Por, përkundër faktit se përbërja e vajit përfshin pothuajse të gjithë elementët kimikë të D.I. Mendeleev, baza e tij është ende organike dhe përbëhet nga një përzierje e hidrokarbureve të grupeve të ndryshme që ndryshojnë nga njëri-tjetri në vetitë e tyre kimike dhe fizike. Pavarësisht nga kompleksiteti dhe përbërja, rafinimi i naftës fillon me distilimin parësor. Zakonisht, distilimi kryhet në dy faza - me një presion të lehtë të tepërt, afër atmosferës dhe nën vakum, ndërsa përdoren furrat me tuba për të ngrohur lëndën e parë. Prandaj, instalimet për rafinimin parësor të naftës quhen AVT - tuba vakum atmosferik.

Vajrat e fushës Obbskoye kanë një përmbajtje potencialisht të lartë të fraksioneve të naftës, prandaj, rafinimi parësor i naftës kryhet sipas bilancit të karburantit dhe vajit dhe kryhet në tre faza:

Distilim atmosferik për të marrë fraksione të karburantit dhe naftë

Distilimi me vakum i vajit të karburantit për të marrë fraksione të ngushta vaji dhe katrani

Distilimi me vakum i një përzierjeje vaji djegës dhe katranit për të marrë një fraksion të gjerë vaji dhe një mbetje të peshuar që përdoret për prodhimin e bitumit.

Distilimi i vajit Ob-oil kryhet në njësi tubulare atmosferike sipas skemës me avullim të shpejtë, d.m.th. me një kolonë komplekse distilimi me seksione të zhveshjes anësore - kjo është energjikisht më e favorshme, sepse Vaji Obb plotëson plotësisht kërkesat kur përdorni një instalim të tillë: një përmbajtje relativisht e ulët e benzinës (12-15%) dhe rendimenti i fraksioneve deri në 350 0 С jo më shumë se 45%.

Nafta e papërpunuar, e ngrohur nga rrymat e nxehta në shkëmbyesin e nxehtësisë 2, dërgohet në dehidratuesin elektrik 3. Prej aty, vaji i shkripëzuar pompohet përmes shkëmbyesit të nxehtësisë 4 në furrën 5 dhe më pas në kolonën e distilimit 6, ku ndizet dhe ndahet në fraksionet e kërkuara. Në rastin e vajit të demineralizuar, nuk ka dehidratues elektrik në diagramet e impiantit.

Me një përmbajtje të lartë të gazit të tretur dhe fraksioneve me zierje të ulët në vaj, përpunimi i tij sipas një skeme të tillë të vetme avullimi pa avullim paraprak është i vështirë, pasi krijohet një presion i shtuar në pompën e ushqimit dhe në të gjitha pajisjet e vendosura në skemë para furre. Përveç kësaj, kjo rrit ngarkesën në furrën dhe kolonën e distilimit.

Qëllimi kryesor i distilimit me vakum të vajrave të karburantit: marrja e një fraksioni të gjerë (350 - 550 0С dhe më i lartë) - lëndët e para për proceset katalitike dhe distilimet për prodhimin e vajrave dhe parafinave.

Vaji i karburantit pompohet përmes një sistemi këmbyesish nxehtësie në një furre tubulare, ku nxehet në 350 ° -375 ° dhe hyn në kolonën e vakumit të korrigjimit. Vakuumi në kolonë krijohet nga nxjerrësit me avull (presioni i mbetur 40-50 mm). Avulli i ujit furnizohet në fund të kolonës. Distilatet e vajit merren nga tabaka të ndryshme të kolonës, kalojnë nëpër shkëmbyes nxehtësie dhe ftohës. Pjesa e mbetur hiqet nga fundi i kolonës - katrani.

Fraksionet e vajit të ndara nga vaji pastrohen me solucione selektive - fenol ose furfural për të hequr disa nga substancat rrëshinore, më pas depilimi kryhet duke përdorur një përzierje të metil etil ketonit ose acetonit me toluen për të ulur pikën e derdhjes së vajit. Përpunimi i fraksioneve të vajit përfundon me trajtim shtesë me argjila zbardhuese. Teknologjitë e fundit për prodhimin e vajrave përdorin procese hidrotrajtimi për të zëvendësuar argjilat.

Bilanci material i distilimit atmosferik të vajit të Ob:

§4 Plasaritja katalitike

Plasaritja katalitike është procesi më i rëndësishëm i rafinimit që ndikon ndjeshëm në efikasitetin e rafinerisë në tërësi. Thelbi i procesit është dekompozimi i hidrokarbureve që përbëjnë lëndën e parë (gazin vaji me vakum) nën ndikimin e temperaturës në prani të një katalizatori aluminosilikat që përmban zeolit. Produkti i synuar i njësisë KK është një përbërës i benzinës me oktan të lartë me një vlerësim oktani prej 90 pikë ose më shumë, rendimenti i tij është nga 50 në 65%, në varësi të lëndëve të para të përdorura, teknologjisë së përdorur dhe mënyrës. Numri i lartë i oktanit është për faktin se izomerizimi ndodh edhe gjatë plasaritjes katalitike. Gjatë procesit, formohen gazra që përmbajnë propilen dhe butilene, të cilat përdoren si lëndë ushqyese për petrokimikat dhe prodhimin e përbërësve të benzinës me oktan të lartë, vajin e lehtë të gazit - një përbërës i karburanteve të naftës dhe furrave, dhe vajin e rëndë të gazit - lëndë e parë për prodhimi i blozës, ose një përbërësi i naftës.
Kapaciteti i instalimeve moderne është mesatarisht nga 1.5 në 2.5 milion ton, megjithatë, në fabrikat e kompanive kryesore botërore ka instalime me një kapacitet prej 4.0 milion ton.
Seksioni kyç i objektit është njësia e rigjenerimit të reaktorit. Blloku përfshin një furrë për ngrohjen e ushqimit, një reaktor në të cilin ndodhin reaksionet e plasaritjes dhe një rigjenerues katalizator. Qëllimi i rigjeneruesit është të djegë koksin e formuar gjatë plasaritjes dhe të depozituar në sipërfaqen e katalizatorit. Reaktori, rigjeneruesi dhe njësia hyrëse e lëndës së parë janë të lidhura me tubacione nëpër të cilat qarkullon katalizatori.
Aktualisht, kapacitetet e plasaritjes katalitike në rafineritë ruse janë qartësisht të pamjaftueshme dhe është për shkak të vënies në punë të njësive të reja që po zgjidhet problemi me mungesën e parashikuar të benzinës.

§4 Reformimi katalitik

Zhvillimi i prodhimit të benzinës shoqërohet me dëshirën për të përmirësuar vetinë kryesore operacionale të karburantit - rezistencën ndaj shpërthimit të benzinës, e vlerësuar nga numri i oktanit.

Reformimi shërben për prodhimin e njëkohshëm të një komponenti bazë me oktan të lartë të benzinës motorike, hidrokarbureve aromatike dhe gazit që përmban hidrogjen.

Për vajin Ob, një fraksion që zien brenda 85-180 0 C i nënshtrohet reformimit, një rritje në fundin e pikës së vlimit nxit formimin e koksit dhe për këtë arsye është e padëshirueshme.

Përgatitja e lëndës së parë reformuese - korrigjimi për të izoluar fraksionet, hidrotrajtimi për të hequr papastërtitë (azoti, squfuri, etj.) që helmojnë katalizatorët e procesit.

Katalizatorët e platinit përdoren në procesin e reformimit. Kostoja e lartë e platinit paracaktoi përmbajtjen e tij të ulët në katalizatorët reformues industrialë dhe, për rrjedhojë, nevojën për përdorimin efektiv të tij. Kjo lehtësohet nga përdorimi i aluminit si mbartës, i cili prej kohësh njihet si bartësi më i mirë për katalizatorët e aromatizimit.

Ishte e rëndësishme të konvertohej katalizatori platin-alumin në një katalizator reformues dyfunksional, mbi të cilin do të vazhdonte i gjithë kompleksi i reaksioneve. Për këtë, ishte e nevojshme t'i jepeshin suportit vetitë e nevojshme acidike, gjë që u arrit duke trajtuar oksidin e aluminit me klor.

Avantazhi i një katalizatori të klorur është aftësia për të kontrolluar përmbajtjen e klorit në katalizatorë, dhe rrjedhimisht aciditetin e tyre, drejtpërdrejt në kushtet e funksionimit.

Me kalimin e njësive ekzistuese reformuese në katalizatorë polimetalikë, treguesit e performancës u rritën, sepse kostoja e tyre është më e ulët, qëndrueshmëria e tyre e lartë lejon që procesi të kryhet me presion më të ulët pa frikën e koksit. Kur reformoni në katalizatorë polimetalë, përmbajtja e elementëve të mëposhtëm në lëndën e parë nuk duhet të kalojë 1 mg / kg squfur, 1,5 mg / kg nikel, 3 mg / kg ujë. Për sa i përket nikelit, vaji Obb nuk është i përshtatshëm për katalizatorët polimetalikë, prandaj, katalizatorët platin-alumin përdoren në reformim.

Bilanci tipik material i fraksionit reformues 85-180 ° C në një presion prej 3 MPa.

Lista bibliografike

1. Glagoleva OF, Kapustin V.M. Rafinimi primar i naftës (kap1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Gjeologjia dhe zhvillimi i fushave më të mëdha të naftës dhe naftës dhe gazit në Rusi, SHA VNIIOENG, Moskë: 1996

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - rreth Ob në Wikipedia

4.http: //minenergo.gov.ru - Ministria e Energjisë e Federatës Ruse

5. Bannov P.G., Proceset e rafinimit të naftës, TsNIITENef-tekhim, Moskë: 2001

6. Boyko E.V., Kimia e naftës dhe karburanteve, UlSTU: 2007

7.http: //vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft, buletini i kompanisë