Severo obskoe fält. Priobskoyefältets geologi (Priobka)

Skicka ditt goda arbete i kunskapsbasen är enkelt. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara er mycket tacksamma.

Postat på http://www.allbest.ru/

Introduktion

1 Geologiska egenskaper hos Priobskoyefältet

1.1 Allmän information om depositionen

1.2 Litostratigrafiskt avsnitt

1.3 Tektonisk struktur

1.4 Oljehalt

1.5 Egenskaper hos produktiva formationer

1.6 Egenskaper för akviferer

1.7 Fysikalisk-kemiska egenskaper hos formationsvätskor

1.8 Uppskattning av oljereserver

1.8.1 Oljereserver

2. De viktigaste tekniska och ekonomiska indikatorerna för utvecklingen av Priobskoye-fältet

2.1 Dynamiken för de viktigaste utvecklingsindikatorerna för Priobskoye-fältet

2.2 Analys av de viktigaste tekniska och ekonomiska indikatorerna för utveckling

2.3 Utvecklingsegenskaper som påverkar brunnsdriften

3. Tillämpade metoder för förbättrad oljeutvinning

3.1 Val av metod för påverkan på oljebehållaren

3.2 Geologiska och fysikaliska kriterier för tillämpligheten av olika stimuleringsmetoder på Priobskoyefältet

3.2.1 Vattenöversvämning

3.3 Metoder för påverkan på brunnens bottenhålszon för att stimulera oljeproduktion

3.3.1 Syrabehandlingar

3.3.2 Hydraulisk sprickbildning

3.3.3 Förbättring av perforeringseffektiviteten

Slutsats

Introduktion

Oljeindustrin är en av de viktigaste komponenterna i den ryska ekonomin, som direkt påverkar bildandet av landets budget och dess export.

Tillståndet för olje- och gaskomplexets resursbas är det mest akuta problemet idag. Oljeresurserna utarmas gradvis, ett stort antal fält befinner sig i det sista utvecklingsstadiet och har en stor andel vattenavbrott, därför är den mest akuta och primära uppgiften att söka och driftsätta unga och lovande fält, varav ett är Priobskoye-fältet (när det gäller reserver är det en av de största fyndigheterna i Ryssland).

Balansreserverna av olja, godkända av statens reservkommitté, i kategori С 1 är 1827,8 miljoner ton, utvinningsbara 565,0 miljoner ton. med en oljeutvinningsfaktor på 0,309, med hänsyn tagen till reserver i buffertzonen under floderna Ob och Bolshoi Salyms översvämningsslätter.

Balansreserverna för olja i kategori C 2 är 524073 tusen ton, utvinningsbara - 48970 tusen ton med en oljeutvinningsfaktor på 0,093.

Priobskoye-fältet har ett antal karakteristiska egenskaper:

stor, flera lager, unik när det gäller oljereserver;

svårtillgänglig, kännetecknad av betydande sumpighet, under vår-sommarperioden är det mesta av territoriet översvämmat med översvämningsvatten;

floden Ob flyter genom fyndigheten och delar upp den i delar på höger och vänster.

Fältet kännetecknas av en komplex struktur av produktiva horisonter. Formationer AC10, AC11, AC12 är av industriellt intresse. Samlarna av horisonterna АС10 och АС11 klassificeras som medel- och lågproduktiva, och АС12 är onormalt lågproduktiva. Driften av AS12-formationen bör pekas ut som ett separat utvecklingsproblem, eftersom , AC12-reservoaren är också den mest betydande när det gäller reserver av alla reservoarer. Denna egenskap indikerar omöjligheten att utveckla fältet utan att aktivt påverka dess produktiva skikt.

Ett av sätten att lösa detta problem är genomförandet av åtgärder för att intensifiera oljeproduktionen.

1 . Geologisk egenskapPriobskyFödelseort

1.1 Allmän information om depositionen

Priobskoe oljefyndighet administrativt belägen i Khanty-Mansiysk-regionen i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug i Tyumen-regionen.

Arbetsområdet ligger 65 km öster om staden Khanty-Mansiysk, 100 km väster om staden Nefteyugansk. För närvarande är området ett av de snabbast växande ekonomiskt i den autonoma okrugen, vilket blev möjligt på grund av ökningen av volym av geologisk utforskning och oljeproduktion ...

De största utvecklade närliggande fälten: Salymskoye, som ligger 20 km österut, Prirazlomnoye, som ligger i omedelbar närhet, Pravdinskoye - 57 km sydost.

Gasledningen Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk och oljeledningen Ust-Balyk-Omsk går sydost om fältet.

Priobskaya-området i dess norra del ligger inom Ob-flodslätten - en ung alluvial slätt med ansamling av kvartära avlagringar med relativt stor tjocklek. Reliefens absoluta höjder är 30-55 m. Den södra delen av området tenderar till en platt alluvial slätt i nivå med den andra terrassen ovanför översvämningsslätten med en svag uttalade former floderosion och ackumulering. De absoluta markeringarna här är 46-60 m.

Det hydrografiska nätverket representeras av Maliy Salym-kanalen, som flyter i en sublatitudinell riktning i den norra delen av området och i detta område är förbunden med små kanaler Malaya Berezovskaya och Polaya med den stora och djupa Ob-kanalen Bolshoy Salym. Ob-floden är den huvudsakliga vattenvägen i Tyumen-regionen. Distriktet har ett stort antal sjöar, varav de största är Lake Olevashkina, Lake Karasye, Lake Okunevoe. Träskarna är oframkomliga, fryser till i slutet av januari och är det främsta hindret för fordons rörelse.

Klimatet i regionen är kraftigt kontinentalt med långa vintrar och korta varma somrar. Vintern är frostig och snörik. Den kallaste månaden på året är januari (genomsnittlig månadstemperatur -19,5 grader C). Det absoluta minimum är -52 grader C. Den varmaste är juli (medeltemperaturen per månad är +17 grader C), det absoluta maximum är +33 grader C. Den genomsnittliga årliga nederbörden är 500-550 mm per år, med 75 % fallande på den varma årstiden. Snötäcket etableras under andra hälften av oktober och varar till början av juni Snötäckets tjocklek är från 0,7 m till 1,5-2 m. Djupet av jordfrysning är 1-1,5 m.

Det aktuella området kännetecknas av podzoliska lerjordar i relativt höga områden och torv-podzol-slam- och torvjordar i sumpiga områden i området. Inom slätternas gränser är flodterrassernas alluvialjordar huvudsakligen sandiga, ibland leriga. Floran är mångsidig. Barr- och blandskog råder.

Området är beläget i en zon med isolerad bädd av ytnära och kvarvarande permafroststenar. Ytnära frusna jordar ligger på vattendelar under torvmossar. Deras tjocklek styrs av grundvattennivån och når 10-15 m, temperaturen är konstant och nära 0 grader C.

I angränsande territorier (vid Priobskoyefältet har frusna bergarter inte studerats) förekommer permafrost på 140-180 m djup (Lyantorskoyefältet). Permafrostens tjocklek är 15-40 m, sällan mer. Frysta är oftare den lägre, mer argillaceous delen av Novyikhailovskaya och en obetydlig del av Atlym-formationerna.

De största bosättningarna närmast arbetsområdet är städerna Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut och från mindre avräkningar- byarna Seliyarovo, Sytomino, Lempino och andra.

1.2 Litostratigrafisksnitt

Den geologiska delen av Priobskoye-fältet består av ett tjockt lager (mer än 3000 m) av fruktansvärda sediment från det sedimentära täcket av den meso-kenozoiska åldern, som förekommer på klipporna i det pre-jura komplexet, representerat av vittringsskorpan.

Pre-Jurassic utbildning (Pz)

I sektionen av de förjura skikten urskiljs två strukturella nivåer. Den nedre, begränsad till den konsoliderade skorpan, representeras av högt dislokerade grafitporfyriter, grusstenar och metamorfoserade kalkstenar. Den övre våningen, identifierad som ett mellanliggande komplex, är sammansatt av mindre dislokerade utströmmande sedimentära avlagringar från Perm-Trias ålder upp till 650 m tjocka.

Jurassic system (J)

Jurassic-systemet representeras av alla tre divisionerna: nedre, mellersta och övre.

Det inkluderar Tyumen (J1 + 2), Abalak och Bazhenov-formationerna (J3).

Insättningar Tyumen Formationerna ligger vid basen av det sedimentära täcket på klipporna i vittringsskorpan med kantig och stratigrafisk oöverensstämmelse och representeras av ett komplex av fruktansvärda bergarter av argillaceous-sandy-siltstone-sammansättning.

Tjockleken på Tyumen-formationen varierar från 40 till 450 m. Inom gränserna för fyndigheten öppnades de på djup av 2806-2973m. Tyumenformationens avlagringar överlappas konsekvent av de övre jura avlagringarna från Abalak- och Bazhenov-formationerna. Abalakskaya Formationen är sammansatt av mörkgrå till svarta, grenade, glaukonit lerstenar med siltsten mellanskikt i den övre delen av sektionen. Tjockleken på sviten sträcker sig från 17 till 32 m.

Insättningar Bazhenov Formationerna representeras av mörkgrå, nästan svarta, bituminösa lerstenar med mellanskikt av lätt siltig lersten och organiska lerhaltiga karbonatstenar. Formationen är 26-38 m tjock.

Kritasystem (K)

Avlagringar av kritasystemet utvecklas överallt representerade av de övre och nedre sektionerna.

Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya och Khanty-Mansiysk formationerna särskiljs i den nedre sektionen från botten och uppåt, och i den övre sektionen, formationerna Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya och Gankinskaya.

Nedre delen ahskoy Bildning (K1g) representeras huvudsakligen av lerstenar med underordnade tunna lager av siltstenar och sandstenar, kombinerade till Achimov-sekvensen.

I den övre delen av Akh-formationen finns en mogen del av fint elutrierade, mörkgråa, närmar sig grå Pimsk-leror.

Den totala tjockleken på sviten varierar från väst till öst från 35 till 415 m. I sektionerna som ligger österut är en grupp BS1-BS12 strata begränsade till detta stratum.

Snitt Cherkashin Bildning (K1g-br) representeras av rytmisk växling av grå leror, siltstenar och siltiga sandstenar. De senare, inom fältets gränser, såväl som sandstenar, är industriellt oljebärande och är tilldelade i formationerna АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Formationstjockleken varierar från 290 till 600 m.

Ovan finns mörkgrå till svarta leror alym Formationer (K1a), i den övre delen med mellanskikt av bituminösa lerstenar, i den nedre - siltstenar och sandstenar. Tjockleken på sviten varierar från 190 till 240 m. Leror är en regional tätning för kolväteavlagringar i hela Sredneobskayas olje- och gasregion.

Vikulovskaya svit (K1a-al) består av två delformationer.

Den nedre är övervägande lerig, den övre är sand-lerig med övervägande sandsten och siltsten. Bildningen kännetecknas av närvaron av växtavfall. Formationstjockleken sträcker sig från 264 m i väster till 296 m i nordost.

Khanty-Mansiysk Formation (K1a-2s) representeras av ojämn bäddning av sandiga bergarter med en övervikt av de förra i den övre delen av sektionen. Stenarna i formationen kännetecknas av ett överflöd av kolhaltigt detritus. Formationstjockleken varierar från 292 till 306 m.

Uvat Bildning (K2s) representeras av ojämn återsmältning av sand, siltstenar, sandstenar. Formationen kännetecknas av närvaron av förkolnade och järnhaltiga växtrester, kolhaltigt detritus och bärnsten. Tjockleken på sviten är 283-301 m.

Bertsovskaya Sviten (K2k-st-km) är uppdelad i två delformationer. Den nedre, bestående av grå montmorellonitleror, med opokaliknande mellanskikt med en tjocklek av 45 till 94 m, och den övre, representerad av grå, mörkgrå, kiselhaltiga, sandiga leror, 87-133 m tjocka.

Gankinskaya Formation (K2mP1d) består av grå, gröngrå leror som övergår i märgel med glaukonitkorn och sideritknölar. Dess tjocklek är 55-82m.

Paleogensystem (P2)

Paleogensystemet inkluderar bergarter i formationerna Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya och Turtasskaya. De tre första representeras av marina sediment, resten är kontinentala.

Talitskaya formationen består av ett skikt av mörkgrå lera, i områden med siltig. Det finns peritiserade växtrester och fiskfjäll. Svitens tjocklek är 125-146 m.

Lyulinvorskaya formationen representeras av gulgröna leror, i den nedre delen av sektionen är de ofta opokoida med mellanskikt av opokas. Tjockleken på sviten är 200-363 m.

Tavdinskaya formationen som fullbordar sektionen av den marina paleogena är gjord av grå, blågrå lera med mellanskikt av siltsten. Svitens tjocklek är 160-180 m.

Atlymskaya Sviten består av kontinentala alluvial-marina sediment, bestående av grå till vit sand, övervägande kvarts med mellanskikt av brunt kol, leror och siltstenar. Svitens tjocklek är 50-60 m.

Novomikhailovskaya Bildning - representerad av ojämn mellanskikt av grå, finkornig, kvarts-fältspatsand med grå och brungrå leror och siltstenar med mellanskikt av sand och brunt kol. Svitens tjocklek överstiger inte 80 m.

Turtasskaya Formationen består av gröngrå lera och siltstenar, tunnbäddade med mellanskikt av kiselalger och kvarts-glaukonitsand. Svitens tjocklek är 40-70 m.

Kvartärt system (Q)

Den är närvarande överallt och representeras i den nedre delen av omväxlande sand, lera, lerjord och sandig lerjord, i den övre delen - av myr och lakustrin - silt, lerjord och sandig lerjord. Den totala tjockleken är 70-100 m.

1.3 Tektoniskstrukturera

Priobskaya-strukturen ligger i korsningszonen av Khanty-Mansiysk-depressionen, Lyaminskiy-megafolden, Salym- och West Lempinskaya-grupperna av upphöjningar. Strukturerna av första ordningen kompliceras av dyningsliknande och kupolformade upphöjningar av andra ordningen och separata lokala antiklinala strukturer, som är föremål för prospektering och prospektering efter olja och gas.

Den moderna strukturplanen för den pre-jura grunden studerades längs den reflekterande horisonten "A". Alla strukturella element visas på strukturkartan längs den reflekterande horisonten "A". I den sydvästra delen av regionen - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye höjningar. I den nordvästra delen - East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, vilket komplicerar den östra sluttningen av West Lempinskoe upplyftningszon. I den centrala delen finns det västra Sakhalin-tråget, öster om dess Gorshkovskoe- och Sakhalinhöjningar, vilket komplicerar Sredne-Lyaminsky-dyningen respektive Sakhalin-strukturbågen.

Den Priobskoye kupolformade höjningen, den västra Priobskoye lågamplitudhöjningen, West Sakhalin, Novoobskaya-strukturerna spåras längs den reflekterande horisonten "DB", begränsad till toppen av Bystrinskaya-medlemmen. Khanty-Maniysk-höjningen är skisserad i den västra delen av torget. Norr om Priobskoe-höjningen sticker den lokala Svetloye-höjningen ut. I den södra delen av fältet i området brunn. 291, är den Namnlösa upphöjningen villkorligt särskiljd. Östra Seliyarovskaya upplyftade zonen i studieområdet skisseras av en öppen seismisk isogips - 2280 m. En isometrisk struktur med låg amplitud kan spåras nära brunn 606. Seliyarovskaya-området är täckt med ett gles nätverk av seismiska linjer, på grundval av vilka en positiv struktur kan förutsägas. Seliyarovskoe-höjningen bekräftas av strukturplanen för den reflekterande horisonten "B". I samband med den dåliga studien av den västra delen av området, seismisk utforskning, norr om Seliyarovskaya-strukturen, urskiljs villkorligt en kupolformad icke namngiven höjning.

1.4 Oljehalt

I Priobskoyefältet täcker det oljeförande golvet betydande tjocka avlagringar av sedimentärt täcke från mellanjura till Aptian-åldern och är mer än 2,5 km.

Icke-kommersiella oljeinflöden och kärnor med tecken på kolväten erhölls från avlagringarna av Tyumen (Yu 1 och Yu 2) och Bazhenov (Yu 0) formationer. På grund av det begränsade antalet tillgängliga geologiska och geofysiska material har avlagringarnas struktur hittills inte varit tillräckligt underbyggd.

Kommersiell oljebärande kapacitet är etablerad i AS-gruppens Neocomian-formationer, där 90 % av de bevisade reserverna är koncentrerade. De huvudsakliga produktiva lagren är inneslutna mellan Pimskaya- och Bystrinskaya-lerenheterna. Avlagringarna är begränsade till linsformade sandiga kroppar bildade i hyllan och klinoforma avlagringar av Neocomian, vars produktivitet inte kontrolleras av den moderna strukturplanen och bestäms praktiskt taget endast av närvaron av produktiva reservoarer i sektionen. Frånvaron av bildningsvatten under många tester i den produktiva delen av sektionen bevisar att oljeavlagringarna som är associerade med skikten i dessa förpackningar är slutna linsformade kroppar helt fyllda med olja, och konturerna av avlagringarna för varje sandigt skikt bestäms av gränserna för dess distribution. Ett undantag är formation AC 7, där inflöden av formationsvatten erhölls från sandlinser fyllda med vatten.

Som en del av de produktiva Neocomian sedimenten har 9 beräkningsobjekt identifierats: 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. Fyndigheterna från АС 7, АС 9-formationerna är inte av industriellt intresse.

Den geologiska profilen visas i figur 1.1.

1.5 Funktionproduktivskikt

De viktigaste oljereserverna vid Priobskoyefältet är koncentrerade i sediment från den neokomiska åldern. Ett kännetecken för den geologiska strukturen hos avsättningar som är associerade med neokomiska bergarter är att de har en megaskiktad struktur, på grund av deras bildning under förhållanden med lateral fyllning av en tillräckligt djup havsbassäng (300-400 m) på grund av avlägsnandet av klastisk terrigen. material från öst och sydost. Bildandet av det neokomiska megakomplexet av sedimentära bergarter ägde rum under en hel serie paleogeografiska förhållanden: kontinental sedimentation, kust-marin, sokkel och mycket långsam sedimentation i det öppna djuphavet.

När vi rör oss från öst till väst finns det en lutning (med hänsyn till Bazhenov-formationen, som är ett regionalt riktmärke) av både åldrade leriga medlemmar (zonrikt riktmärke) och sandiga siltstenar mellan dem.

Enligt de bestämningar som gjorts av ZapSibNIGNI-specialister på fauna och sporpollen som tagits från leror i intervallet för förekomsten av Pimskaya-medlemmen, visade sig åldern på dessa avlagringar vara Hauterivian. Alla lager som ligger ovanför Pimskaya-medlemmen. De indexerades som en AS-grupp, därför omindexerades BS 1-5-skikten vid Priobskoye-fältet till AS 7-12.

Vid beräkning av reserver identifierades 11 produktiva formationer som en del av megakomplexet av produktiva neokomiska fyndigheter: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10/1, AC10/0, AC9, AC7.

AS 12-reservoarenheten ligger vid basen av megakomplexet och är den mest djupa vattendelen vad gäller formation. Kompositionen innehåller tre lager AC 12/3, AC 12/1-2, AC 12/0, som är åtskilda av relativt mogna leror över större delen av området, vars tjocklek sträcker sig från 4 till 10 m.

Avlagringarna av AS 12/3-skiktet är begränsade till det monoklinala elementet (strukturell näsa), inom vilken det finns lågamplitudhöjningar och fördjupningar med övergångszoner mellan dem.

Huvudfyndigheten AS12 / 3 återvanns på djup av 2620-2755 m och är litologiskt skärmad från alla sidor. Arealmässigt upptar den den centrala terrassliknande, mest upphöjda delen av strukturnäsan och är orienterad från sydväst till nordost. Oljemättade tjocklekar varierar från 12,8m till 1,4m. Oljeflödet varierar från 1,02 m 3 / dag, Нд = 1239m till 7,5 m3 / dag med Нд = 1327m. Måtten på den litologiskt skärmade fyndigheten är 25,5 km gånger 7,5 km och höjden är 126 m.

AS 12/3-fyndigheten öppnades på ett djup av 2640-2707 m och är begränsad till Khanty-Mansiysk lokala landhöjning och zonen för dess östra dopp. Reservoaren styrs från alla sidor av reservoarersättningszoner. Oljeflöden är små och uppgår till 0,4-8,5 m 3 / dag vid olika dynamiska nivåer. Den högsta höjden i den välvda delen är fixerad till -2640 m, och den lägsta vid (-2716 m). Depositionens dimensioner är 18 gånger 8,5 km, höjden är 76 m. Typen är litologisk screenad.

Huvudreservoaren AC12 / 1-2 är den största i fältet. Den återfanns på djup av 2536-2728 m. Den är begränsad till en monoklin komplicerad av lokala höjningar med små amplituder med övergångszoner mellan dem. På tre sidor är strukturen begränsad av litologiska skärmar, och endast i söder (till Vostochno-Frolovskaya-området) tenderar reservoarerna att utvecklas. Oljemättade tjocklekar varierar inom ett brett intervall från 0,8 till 40,6 m, medan zonen med maximala tjocklekar (mer än 12 m) täcker den centrala delen av fyndigheten, såväl som den östra. Måtten på den litologiskt avskärmade fyndigheten är 45 km gånger 25 km, höjden är 176 m.

I reservoaren AS 12 / 1-2 avslöjades avlagringar på 7,5 gånger 7 km, en höjd av 7 m och 11 gånger 4,5 km och en höjd av 9 m. Båda avlagringarna är av litologiskt skärmad typ.

AS 12/0-reservoaren har en mindre utvecklingszon. Huvudfyndigheten AC 12/0 är en linsformad kropp orienterad från sydväst till nordost. Dess dimensioner är 41 gånger 14 km, höjden är 187 m. Oljeflödeshastigheter varierar från de första enheterna m3 / dag på dynamiska nivåer upp till 48 m3 / dag.

Täcket av AS 12-horisonten bildas av ett tjockt (upp till 60 m) lager av lerhaltiga stenar.

Ovanför avsnittet finns ett AS 11-lönelager, som inkluderar AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. De tre sista är sammankopplade till ett enda räkneobjekt, som har en mycket komplex struktur både i snitt och i area. I reservoarutvecklingszonerna, som dras till de närmaste sektionerna, observeras den mest betydande tjockleken av horisonten med en tendens att öka mot nordost (upp till 78,6 m). I sydost representeras denna horisont endast av AS 11/2-skiktet, i den centrala delen - av AS 11/3-skiktet, i norr - av AS 11 / 2-4-skiktet.

Huvudfyndigheten AC11/1 är den näst största inom Priobskoye-fältet. АС11 / 1-skiktet är utvecklat i den ledande delen av den svällliknande höjningen av submeridional strejken, vilket komplicerar monoklinen. På tre sidor är avsättningen begränsad av lerzoner, och i söder dras gränsen villkorligt. Storleken på huvudreservoaren är 48 gånger 15 km, höjden är 112 m. Oljeproduktionshastigheterna varierar från 2,46 m 3 / dag på en dynamisk nivå av 1195 m till 11,8 m 3 / dag.

Lager AC 11/0 identifierades som isolerade linsformade kroppar i nordost och i söder. Dess tjocklek är från 8,6 m till 22,8 m. Den första avsättningen har dimensionerna 10,8 gånger 5,5 km, den andra 4,7 gånger 4,1 km. Båda avlagringarna är litologiskt screenade. De kännetecknas av oljeinflöden från 4 till 14 m 3 / dag på en dynamisk nivå. AC 10-horisonten penetreras av nästan alla brunnar och består av tre lager AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Huvudfyndigheten AS 10 / 2-3 öppnades på 2427-2721 m djup och ligger i den södra delen av fältet. Typen av reservoar är litologiskt skärmad, dimensioner 31 gånger 11 km, höjd upp till 292 m. Oljemättade tjocklekar varierar från 15,6 m till 0,8 m.

Huvudavlagringen AC10 / 1 återvanns på djup av 2374-2492 m. Storleken på fyndigheten är 38 gånger 13 km, höjden är upp till 120 m. Den södra gränsen dras villkorligt. Oljemättade tjocklekar varierar från 0,4 till 11,8 m. Vattenfria oljeinflöden varierade från 2,9 m 3 / dag vid en dynamisk nivå av 1064 m till 6,4 m 3 / dag.

Sektionen av AS 10-enheten kompletteras av det produktiva AS 10/0-skiktet, inom vilket tre avlagringar har identifierats, belägna i form av en kedja av submeridial attack.

Horizon AC 9 har en begränsad utbredning och presenteras i form av separata fascialzoner belägna i de nordöstra och östra delarna av strukturen, såväl som i regionen av den sydvästra stupet.

De neokomiska produktiva sedimenten kompletteras av AS 7-skiktet, som har ett mosaikmönster i läget för olje- och vattenförande fält.

Den största i området Vostochnaya fyndigheten öppnades på djup av 2291-2382 m. Den är orienterad från sydväst till nordost. Oljeinflöden 4,9-6,7 m

Totalt har 42 fyndigheter upptäckts inom fältet. Den maximala ytan har huvudreservoaren i AS 12 / 1-2 reservoaren (1018 km 2), den minsta (10 km 2) - reservoaren i AS 10/1 reservoaren.

Sammanfattande tabell över reservoarparametrar inom produktionsområdet

Tabell 1.1

geologiskt produktionsfält oljeförande formation

1.6 Funktionakvifererkomplex

Priobskoyefältet är en del av det hydrodynamiska systemet i den västsibiriska artesiska bassängen. Dess särdrag är närvaron av vattenbeständiga leriga avlagringar från Oligocene-Turonian, vars tjocklek når 750 m, vilket delar upp den meso-kenozoiska delen i övre och nedre hydrogeologiska nivåer.

Den övre våningen förenar sediment från den turonian-kvartära åldern och kännetecknas av fritt vattenutbyte. I hydrodynamiska termer är golvet en akvifer, vars mark och interstratala vatten är sammankopplade.

Den övre hydrogeologiska nivån inkluderar tre akviferer:

1- akvifer av kvartära fyndigheter;

2- akvifer av de nya Mikhaylovsky-avlagringarna;

3- akvifer av Atlymfyndigheterna.

En jämförande analys av akviferer visade att Atlym-akvifären kan ses som den huvudsakliga källan till stor centraliserad dricksvattenförsörjning. Men på grund av en betydande minskning av driftskostnaderna kan den nya Mikhailovsky-horisonten rekommenderas.

Den lägre hydrogeologiska nivån representeras av sediment från Cenomanian-Jurassic ålder och vattnade stenar i den övre delen av pre-Jurassic källaren. På stora djup, i en miljö med svåra, och på vissa ställen nästan stillastående, bildas termiska högmineraliserade vatten, som har en hög gasmättnad och en ökad koncentration av mikroelement. Den nedre våningen kännetecknas av tillförlitlig isolering av akviferer från ytans naturliga och klimatiska faktorer. Fyra akviferer urskiljs i sin sektion. Alla komplex och akvikluder kan spåras på ett betydande avstånd, men samtidigt observeras lerbildning av det andra komplexet i Priobskoye-fältet.

För vattenöversvämning av oljereservoarer i Middle Ob-regionen används i stor utsträckning underjordiska vatten i Aptian-Cenomanian-komplexet, som består av ett skikt av svagt cementerad, lös sand, sandstenar, siltstenar och leror från Uvatskaya-, Khanty-Mansiysk- och Vikulovskaya-formationerna, välhållen i området, ganska homogen inom platsen. Vatten kännetecknas av låg korrosivitet på grund av frånvaron av vätesulfid och syre i dem.

1.7 Fysikalisk-kemiskaegenskaperreservoarvätskor

Reservoaroljor för produktiva formationer AC10, AC11 och AC12 har inga signifikanta skillnader i sina egenskaper. Naturen av förändringen i oljors fysikaliska egenskaper är typisk för avlagringar som inte har utlopp till ytan och som är omgivna av kantvatten. Under reservoarförhållanden för olja med medel gasmättnad är mättnadstrycket 1,5-2 gånger lägre än reservoartrycket (hög kompressionsgrad).

Experimentella data om variationen av oljor längs sektionen av produktionsanläggningarna på fältet indikerar obetydlig heterogenitet av olja i fyndigheterna.

Oljorna i formationerna АС10, АС11 och АС12 ligger nära varandra, den lättare oljan i АС11-formationen, molfraktionen av metan i den är 24,56%, det totala innehållet av С2Н6-С5Н12-kolväten är 19,85%. För oljor i alla reservoarer är prevalensen av normal butan och pentan över isomerer karakteristisk.

Mängden lätta CH4 - C5H12 kolväten lösta i avgasade oljor är 8,2-9,2%.

Petroleumgas med standardseparation är fettrik (fettförhållande mer än 50), molfraktionen av metan i den är 56,19 (formation AC10) - 64,29 (formation AC12). Mängden etan är mycket mindre än propan, förhållandet C2H6 / C3H8 är 0,6, vilket är typiskt för gaser från oljefyndigheter. Den totala halten av butaner 8,1-9,6%, pentaner 2,7-3,2%, tunga kolväten С6Н14 + högre 0,95-1,28%. Mängden koldioxid och kväve är liten, cirka 1 %.

Avgasade oljor av alla lager är svavelhaltiga, paraffinhaltiga, lätt hartsartade, med medeldensitet.

AS10-formationens olja är av medelviskositet, med halten av fraktioner upp till 350_C mer än 55 %, oljorna i AC11- och AC12-formationerna är viskösa, med halten av fraktioner upp till 350_C från 45 % till 54,9 %.

Teknologisk kod för oljor från reservoarerna AS10-II T1P2, AS11 och AS12-II T2P2.

Bedömningen av parametrarna på grund av de individuella egenskaperna hos oljor och gaser utfördes i enlighet med de mest sannolika förhållandena för insamling, behandling och transport av olja i fältet.

Separationsvillkoren är följande:

Steg 1 - tryck 0,785 MPa, temperatur 10_C;

Steg 2 - tryck 0,687 MPa, temperatur 30_C;

Steg 3 - tryck 0,491 MPa, temperatur 40_C;

Steg 4 - tryck 0,103 MPa, temperatur 40_C.

Jämförelse av genomsnittliga värden för porositet och permeabilitet för reservoarerlager АС10-АС12 genom kärna och loggning

Tabell 1.2

1.8 Uppskattning av oljereserver

Oljereserverna i Priobskoyefältet uppskattades generellt för formationerna utan differentiering av fyndigheter. På grund av frånvaron av bildningsvatten i litologiskt begränsade fyndigheter beräknades reserver för rena oljezoner.

Återstoden av oljereserverna för Priobskoyefältet uppskattades med den volymetriska metoden.

Basen för beräkning av reservoarmodeller var resultaten av loggningstolkning. I detta fall togs följande uppskattningar av reservoarparametrar som gränsvärdena för reservoar-icke-reservoaren: K op 0,145, permeabilitet 0,4 mD. Från reservoarerna och följaktligen beräkningen av reserver uteslöts skiktzoner där värdena för dessa parametrar var mindre än standardvärdena.

Vid beräkning av reserver användes metoden att multiplicera kartor över tre huvudberäkningsparametrar: effektiv oljemättad tjocklek, öppen porositet och oljemättnadskoefficienter. Nettooljelönen beräknades separat per kategori av reserver.

Fördelningen av kategorier av reserver utförs i enlighet med "Klassificering av reserver av insättningar ..." (1983). Beroende på graden av utforskning av Priobskoye-fältets fyndigheter, beräknas reserverna av olja och löst gas i dem i kategorierna B, C 1, C 2. Kategori B-reserver har identifierats inom de sista brunnarna i produktionslinjerna på fältets vänstra strand. Kategori C 1 reserver tilldelades i områden som studerats av prospekteringsbrunnar, där kommersiella oljeflöden erhölls eller det fanns positiv information om brunnsloggning. Reserver i outforskade områden av fyndigheter klassificerades i kategori C 2. Gränsen mellan kategorierna C1 och C2 drogs på ett avstånd av ett dubbelsteg i driftnätet (500x500 m), enligt "Klassificering ...".

Reservbedömningen slutfördes genom att de erhållna volymerna av oljemättade reservoarer för varje reservoar och inom de identifierade kategorierna multiplicerades med densiteten av olja som avgasades under stegvis separation och omvandlingsfaktorn. Det bör noteras att de skiljer sig något från de som antagits tidigare. Detta beror dels på att brunnar belägna långt utanför licensområdet uteslutits från beräkningarna, dels på förändringar i indexeringen av lager i enskilda prospekteringsborrningar till följd av en ny korrelation av produktiva fyndigheter.

De accepterade beräkningsparametrarna och de erhållna resultaten av beräkningen av oljereserver ges nedan.

1.8.1 Inventarierolja

Från och med 01.01.98, i balansräkningen för VGF:s oljereserver är listade till ett belopp av:

Återvinningsbar 613 380 tusen ton

Återvinningsbart 63 718 tusen ton

Återvinningsbar 677098 tusen ton

Oljereserver för lager

Tabell 1.3

På den borrade delen av den vänstra delen av Priobskoyefältet gjordes uppskattning av reserverna från Party of Yuganskneftegaz.

Den borrade delen innehåller 109 438 tusen ton. balansräkning och 31 131 tusen ton. utvinningsbara oljereserver vid oljeutvinningsfaktor 0,284.

För den borrade delen är reserverna fördelade i sömmarna enligt följande:

Lager AC10 balans 50 %

Återvinningsbar 46 %

AS11 reservoarbalans 15 %

Återvinningsbar 21 %

AS12 reservoarbalans 35 %

Återvinningsbar 33 %

I det aktuella området är huvuddelen av reserverna koncentrerade till AC10- och AC12-formationerna. Detta område innehåller 5,5% av m / r reserver. 19,5 % av AS10-formationens reserver; 2,4% - AC11; 3,9 % - AC12.

Priobskoem / r (vänster stranddel)

Lageroljapåzonutnyttjande

Tabell 1.4

*) För den del av territoriet av kategori C1, från vilken oljeproduktion bedrivs

2 . Metoder för extraktion, utrustning som används

Utvecklingen av varje produktionsanläggning АС 10, АС 11, АС 12 genomfördes med placering av brunnar enligt ett linjärt tre-rads triangulärt schema med en nätdensitet på 25 hektar / brunn, med borrning av alla brunnar till formationen АС 12.

2007 utarbetade SibNIINP ett tillägg till processschemat för pilotutveckling av den vänstra delen av Priobskoyefältet, inklusive översvämningsområdet N4, där justeringar gjordes för utvecklingen av den vänstra delen av fältet med anslutning av nya dynor N140 och 141 i flodslättens del av fältet ... I enlighet med detta dokument är det tänkt att implementera ett treradigt blocksystem (nätdensitet - 25 hektar / brunn) med en ytterligare övergång i ett senare utvecklingsstadium till ett blockslutet system.

Dynamiken hos de viktigaste tekniska och ekonomiska utvecklingsindikatorerna presenteras i tabell 2.1

2. 1 DynamikstörreindikatorerutvecklingPriobskyFödelseort

tabell 2.1

2. 2 Analysstörretekniska och ekonomiskaindikatorerutveckling

Dynamiken för utvecklingsindikatorer baserade på tabell 2.1 visas i fig. 2.1.

Priobskoyefältet har utvecklats sedan 1988. Under 12 års utveckling, som framgår av tabell 3., växer oljeproduktionen konstant.

Om det 1988 var 2300 ton olja, så nådde det 2010 1485000 ton, produktionen av vätska ökade från 2300 till 1608000 ton.

År 2010 uppgick således den kumulativa oljeproduktionen till 8583,3 tusen ton. (tabell 3.1).

Sedan 1991, för att upprätthålla reservoartrycket, har injektionsbrunnar tagits i drift och vatteninjektion påbörjas. I slutet av 2010 fanns det 132 injektionsbrunnar och vatteninjektion ökade från 100 till 2362 tusen ton. till 2010. Med en ökning av injektionen ökar den genomsnittliga oljeproduktionshastigheten för operativa brunnar. Till 2010 ökar flödet, vilket förklaras av det korrekta valet av mängden injicerat vatten.

Sedan driftsättningen av injektionsfonden börjar också vattenminskningen av produktionen att växa och 2010 når den nivån 9,8%, de första 5 åren är vattenminskningen 0%.

Beståndet av producerande brunnar år 2010 uppgick till 414 brunnar, varav 373 brunnar producerade produkter enligt mekaniserad metod. År 2010 uppgick den kumulativa oljeproduktionen till 8583,3 tusen ton. (tabell 2.1).

Priobskoyefältet är ett av de yngsta och mest lovande i västra Sibirien.

2.3 Egenheterutveckling,påverkapåutnyttjandebrunnar

Fältet kännetecknas av låga brunnsproduktionshastigheter. Huvudproblemen med fältutvecklingen var den låga produktiviteten hos produktionsbrunnar, låg naturlig (utan frakturering av skikt av injicerat vatten) injektionsbrunnars injektivitet, såväl som dålig omfördelning av trycket över reservoarerna under reservoartryckupprätthållandet (på grund av svag hydrodynamisk koppling enskilda sektioner av reservoarerna). Driften av AS 12-formationen bör pekas ut som ett separat fältutvecklingsproblem. På grund av låga produktionshastigheter måste många brunnar i denna formation stängas, vilket kan leda till att betydande oljereserver upphör på obestämd tid. Ett av sätten att lösa detta problem för AS 12-reservoaren är genomförandet av åtgärder för att stimulera oljeproduktion.

Priobskoyefältet kännetecknas av en komplex struktur av produktiva horisonter både i yta och i sektion. Samlarna av AS 10- och AS 11-horisonterna klassificeras som medel- och lågproduktiva, och AS 12 är onormalt lågproduktiva.

De geologiska och fysiska egenskaperna hos fältets produktiva formationer indikerar omöjligheten att utveckla fältet utan att aktivt påverka dess produktiva formationer och utan att använda metoder för produktionsintensifiering.

Detta bekräftas av erfarenheten av att utveckla den operativa delen av den vänstra bankdelen.

3 . Tillämpade metoder för förbättrad oljeåtervinning

3.1 Valmetodpåverkanpåoljadeposition

Valet av metod för att påverka oljefyndigheter bestäms av ett antal faktorer, av vilka de viktigaste är fyndigheternas geologiska och fysiska egenskaper, de tekniska möjligheterna att implementera metoden inom ett givet område, och ekonomiska kriterier... Metoderna för reservoarstimulering som listas ovan har många modifieringar och, i sin kärna, är baserade på en enorm uppsättning av kompositioner av använda arbetsmedel. När man analyserar befintliga stimuleringsmetoder är det därför förnuftigt att först och främst använda erfarenheten av att utveckla fält i västra Sibirien, såväl som fält i andra regioner med reservoaregenskaper som liknar Priobskoye-fältet (främst låg reservoarpermeabilitet) och reservoar. vätskor.

Av metoderna för att stimulera oljeproduktion genom att påverka brunnens bottenhålszon är de mest utbredda:

hydraulisk spräckning;

syrabehandlingar;

fysikaliska och kemiska behandlingar med olika reagenser;

termofysiska och termokemiska behandlingar;

impulschock, vibroakustiska och akustiska effekter.

3.2 Geologiska och fysikaliska kriterier för tillämpligheten av olika stimuleringsmetoder på Priobskoyefältet

De huvudsakliga geologiska och fysiska egenskaperna hos Priobskoye-fältet för att bedöma tillämpligheten av olika stimuleringsmetoder är:

djup av produktiva lager - 2400-2600 m,

avlagringar är litologiskt skärmade, naturligt regime - elastiskt stängt,

tjockleken på sömmarna AC 10, AC 11 respektive AC 12, upp till 20,6, 42,6 och 40,6 m.

initialt reservoartryck - 23,5-25 MPa,

reservoartemperatur - 88-90 0 С,

låg permeabilitet för reservoarer, genomsnittliga värden enligt resultaten av kärnstudier - för formationer АС 10, АС 11 och АС 12, respektive 15,4, 25,8, 2,4 mD,

hög lateral och vertikal heterogenitet av skikt,

formationsoljedensitet - 780-800 kg / m 3,

formationsoljans viskositet - 1,4-1,6 mPa * s,

oljemättnadstryck 9-11 MPa,

naftenisk olja, paraffinisk och lätt hartsartad.

Genom att jämföra de presenterade uppgifterna med de kända kriterierna för effektiv tillämpning av reservoarstimuleringsmetoder kan det noteras att även utan en detaljerad analys kan följande metoder för Priobskoye-fältet uteslutas från ovanstående metoder: termiska metoder och polymeröversvämning ( som en metod för att ersätta olja från formationer). Termiska metoder används för reservoarer med högviskösa oljor och på djup upp till 1500-1700 m. Polymerflödning används företrädesvis i reservoarer med en permeabilitet på mer än 0,1 μm 2 för att ersätta olja med en viskositet på 10 till 100 mPa * s och vid temperaturer upp till 90 0 С (för högre temperaturer används dyra, speciella polymerer).

3.2.1 Vattenöversvämning

Erfarenheterna från utvecklingen av inhemska och utländska fält visar att vattenöversvämning visar sig vara en ganska effektiv metod för att påverka reservoarer med låg permeabilitet med strikt iakttagande av de nödvändiga kraven för tekniken för dess genomförande.

Bland huvudorsakerna som orsakar en minskning av effektiviteten av vattenöversvämning av lågpermeabilitetsformationer är:

försämring av bergets filtreringsegenskaper på grund av:

svullnad av lerkomponenter i berget vid kontakt med det injicerade vattnet,

igensättning av reservoaren med fina mekaniska föroreningar i det injicerade vattnet,

utfällning av saltsediment i reservoarens porösa medium under den kemiska interaktionen av injicerat och producerat vatten,

minskning av reservoartäckningen genom vattenöversvämning på grund av bildandet av sprickor-sprickor runt injektionsbrunnar och deras utbredning djupt in i reservoaren (för diskontinuerliga reservoarer är en liten ökning av reservoarsvep längs sektionen också möjlig),

betydande känslighet för karaktären av bergets vätbarhet av det injicerade medlet; signifikant minskning av reservoarpermeabiliteten på grund av paraffinavsättning.

Manifestationen av alla dessa fenomen i lågpermeabla reservoarer orsakar mer betydande konsekvenser än i högpermeabla bergarter.

För att eliminera påverkan av dessa faktorer på vattenöversvämningsprocessen används lämpliga tekniska lösningar: optimala brunnsnät och tekniska metoder för brunnsdrift, injektion av vatten av den erforderliga typen och sammansättningen i reservoarerna, dess motsvarande mekaniska, kemiska och biologiska behandling, samt tillsats av speciella komponenter till vattnet.

För Priobskoyefältet bör vattenöversvämning betraktas som den huvudsakliga stimuleringsmetoden.

Applicering av ytaktiva lösningar i fält avvisades, främst på grund av den låga effektiviteten hos dessa reagenser i lågpermeabilitetsreservoarer.

För Priobskoye-fältet och alkalisk översvämning kan inte rekommenderas av följande skäl:

Den huvudsakliga är den övervägande strukturella och skiktade lerhalten i reservoarerna. Leraggregat representeras av kaolinit, klorit och hydromica. Interaktionen av alkali med lermaterial kan leda inte bara till svällning av leror, utan också till bergförstörelse. En alkalisk lösning med låg koncentration ökar lerans svällningskoefficient med 1,1-1,3 gånger och minskar bergets permeabilitet med 1,5-2 gånger jämfört med färskvatten, vilket är avgörande för lågpermeabilitetsreservoarer i Priobskoye-fältet. Användningen av lösningar med hög koncentration (minskar svällningen av leror) aktiverar processen med stenförstöring. Dessutom kan mycket jonbytbara leror påverka kanten på den alkaliska lösningen negativt genom att ersätta natrium med väte.

Högt utvecklad heterogenitet av formationen och ett stort antal mellanskikt, vilket leder till låg täckning av formationen med alkalilösning.

Det största hindret för ansökan emulsionssystem För att påverka avlagringarna i Priobskoyefältet finns det låga filtreringsegenskaper hos fältets reservoarer. Filtreringsmotståndet som skapas av emulsioner i lågpermeabilitetsreservoarer kommer att leda till en kraftig minskning av injektionsbrunnars injektionsförmåga och en minskning av oljeproduktionshastigheten.

3.3 Metoder för påverkan på bottenhålsbildningszonen för stimulering av produktionen

3.3.1 Syrabehandlingar

Syrabehandling av reservoarer utförs både för att öka och för att återställa reservoarpermeabiliteten i brunnens bottenhålszon. De flesta av dessa arbeten utfördes under överföringen av brunnar till injektion och den efterföljande ökningen av deras injektivitet.

Standard försurning vid Priobskoye-fältet består i att bereda en lösning innehållande 14% HCl och 5% HF, med en volym på 1,2-1,7 m 3 per 1 meter perforerad formation tjocklek och pumpa den in i det perforerade intervallet. Svarstiden är ca 8 timmar.

När man övervägde effektiviteten av verkan av oorganiska syror togs hänsyn till injektionsbrunnar med förlängd (mer än ett år) vatteninjektion före behandling. Syrabehandling av strukturer nära borrhål i injektionsbrunnar visar sig vara en ganska effektiv metod för att återställa deras injektivitet. Som ett exempel visar tabell 3.1 resultaten av behandlingar för ett antal injektionsbrunnar.

Resultat av behandlingar i injektionsbrunnar

Tabell 3.1

Analysen av de utförda behandlingarna visar att sammansättningen av salt- och fluorvätesyra förbättrar permeabiliteten i den nära borrhålszonen Brunnarnas injektivitet ökade från 1,5 till 10 gånger, effekten kan spåras från 3 månader till 1 år.

Baserat på analysen av syrabehandlingar som utförts på fältet kan man således dra slutsatsen att det är tillrådligt att utföra syrabehandlingar av bottenhålszonerna i injektionsbrunnar för att återställa deras injektivitet.

3.3.2 Hydraulisk spräckning

Hydraulisk sprickbildning (hydraulisk sprickning) är en av de mest effektiva metoderna för att stimulera oljeproduktion från lågpermeabilitetsreservoarer och öka produktionen av oljereserver. Hydraulisk spräckning används ofta i både inhemsk och utländsk oljeproduktion.

Betydande erfarenhet av hydraulisk sprickbildning har redan samlats på Priobskoyefältet. Analysen som genomfördes vid det hydrauliska sprickningsfältet indikerar den höga effektiviteten av denna typ av produktionsstimulering för fältet, trots den betydande nedgången i produktionstakten efter hydraulisk sprickbildning. Hydraulisk sprickbildning i fallet med Priobskoyefältet är inte bara en metod för att stimulera produktionen, utan också att öka oljeutvinningen. För det första gör hydraulisk spräckning det möjligt att ansluta odränerade oljereserver i diskontinuerliga reservoarer på fältet. För det andra gör denna typ av påverkan det möjligt att dra ut ytterligare en volym olja från AS 12 lågpermeabilitetsformationen inom en acceptabel tid för fältdrift.

KvalitetytterligarebrytningfråninnehavHydraulisk spräckningpåPriobskomfält.

Införandet av den hydrauliska sprickningsmetoden på Priobskoyefältet började 2006 som en av de mest rekommenderade stimuleringsmetoderna under de givna utvecklingsförhållandena.

Under perioden 2006 till januari 2011 genomfördes 263 hydrauliska sprickningsoperationer (61 % av fonden) på fältet. Det största antalet hydrauliska spräckningsjobb utfördes 2008 - 126.

I slutet av 2008 uppgick ytterligare oljeproduktion till följd av hydraulisk sprickning redan till cirka 48 % av den totala olja som producerades under året. Dessutom var merparten av den ytterligare produktionen olja från AS-12-reservoaren - 78,8% av den totala produktionen i reservoaren och 32,4% av den totala produktionen. För AS11-reservoaren - 30,8% av den totala produktionen för reservoaren och 4,6% av produktionen i allmänhet. För AS10-reservoaren - 40,5% av den totala produktionen för reservoaren och 11,3% av produktionen i allmänhet.

Som du kan se var huvudmålet för hydraulisk sprickbildning AS-12-formationen som den minst produktiva och som innehöll de flesta av oljereserverna i fältets vänstra strandzon.

I slutet av 2010 uppgick ytterligare oljeproduktion till följd av hydraulisk sprickning till mer än 44 % av oljeproduktionen av all olja som producerats under året.

Dynamiken i oljeproduktionen för fältet som helhet, liksom ytterligare oljeproduktion på grund av hydraulisk sprickbildning, presenteras i tabell 3.2.

Tabell 3.2

En betydande ökning av oljeproduktionen på grund av hydraulisk sprickbildning är uppenbar. Från och med 2006 uppgick ytterligare produktion från hydraulisk spräckning till 4 900 ton. Varje år ökar produktionsökningen från hydraulisk spräckning. Det maximala värdet av ökningen är 2009 (701 000 ton), 2010 sjunker värdet av ytterligare produktion till 606 000 ton, vilket är 5 000 ton lägre än 2008.

Därför bör hydraulisk spräckning betraktas som den huvudsakliga metoden för att öka oljeutvinningen i Priobskoyefältet.

3.3.3 Förbättra effektiviteten av perforering

Ett ytterligare sätt att öka brunnarnas produktivitet är förbättringen av perforeringsoperationer, såväl som bildandet av ytterligare filtreringskanaler under perforering.

Förbättring av CCD-perforering kan uppnås genom användning av kraftfullare perforeringsladdningar för att öka djupet på perforeringskanalerna, öka perforeringsdensiteten och använda fasning.

Metoder för att skapa ytterligare filtreringskanaler kan till exempel inkludera tekniken för att skapa ett system av sprickor under den sekundära öppningen av formationen med perforatorer på rör - ett system med bruten perforering av formationen (FFC).

Denna teknik tillämpades första gången av Marathon (Texas, USA) 2006. Dess kärna ligger i perforeringen av den produktiva formationen med kraftfulla 85,7 mm perforatorer med en densitet på cirka 20 hål per meter under förtryckning på formationen, följt av fixering av perforeringar och sprickor med ett stödmedel - bauxit av fraktion från 0,42 till 1,19 mm.

Liknande dokument

Beskrivning av det aktuella utvecklingsläget för Yuzhno-Priobskoye-fältet. Organisationsstruktur UBR. Oljeborrningsteknik. Brunnsdesign, hölje igång och brunns hölje. Fältinsamling och behandling av olja och gas.

praxisrapport, tillagd 2013-07-06


Historien om utvecklingen och utvecklingen av Priobskoye-fältet. Geologiska egenskaper hos oljemättade reservoarer. Bra prestandaanalys. Inverkan på oljeförande reservoarer av hydraulisk sprickbildning - den huvudsakliga metoden för stimulering.

terminsuppsats, tillagd 2012-05-18


Geologiska och fysiska egenskaper hos AS10-objektet i den södra delen av Priobskoye-fältet. Egenskaper för brunnstocken och indikatorer för deras drift. Utveckling av forskningsteknologi för flerskiktiga oljefält. Analys av projektets känslighet för risk.

avhandling, tillagd 2014-05-25


Allmän information om Priobskoye-fältet, dess geologiska egenskaper. Produktiva formationer i megakomplexet av neokomiska avlagringar. Egenskaper hos reservoarvätskor och gaser. Orsaker till kontaminering av bottenhålsbildningszonen. Typer av syrabehandlingar.

terminsuppsats, tillagd 2014-06-10


Kort beskrivning av oljefältet Priobskoye, områdets geologiska struktur och beskrivningen av de produktiva lagren, bedömningen av olje- och gasreserver. Integrerad geofysisk forskning: urval och underbyggande av metoder för att bedriva fältarbete.

avhandling, tillagd 2012-12-17


Konstruktion av en riktad brunn för de geologiska förhållandena i Priobskoyefältet. Förbrukningshastigheter för borrvätskor efter borrintervall. Borrvätskeformuleringar. Utrustning i cirkulationssystemet. Insamling och sanering av borravfall.

Terminuppsats tillagd 2011-01-13


Geologiska och fysiska egenskaper hos produktiva formationer och allmän information om reservat. Historien om fyndighetens utveckling. Analys av resultatindikatorer för brunnar. De viktigaste metoderna för att öka oljeutvinningen och involvera restoljereserver i utvecklingen.

Terminuppsats tillagd 2015-01-22


Geologiska egenskaper hos Khokhryakovskoye-fältet. Bestyrkande av en rationell metod för att lyfta vätska i brunnar, brunnshuvud, borrhålsutrustning. Tillståndet för utvecklingen av fältet och brunnsbeståndet. Kontroll över utvecklingen av området.

avhandling, tillagd 2010-03-09


Utbyggnad av gasfält. Fältets geologiska och tekniska egenskaper. Produktiva lager och objekt. Sammansättning av gas från Orenburgfältet. Motivering av byggandet av fontänhissar. Val av diameter och djup på de strömmande rören.

Terminuppsats tillagd 2012-08-14


Information om Amangeldyfältet: struktur och geologisk sektion, gasinnehåll. Fältutvecklingssystem. Beräkning av gas- och kondensatreserver. Brunnsbedömning och drift. Tekniska och ekonomiska indikatorer för gasfältsutveckling.

De ligger i Saudiarabien, det vet till och med en gymnasieelev. Samt det faktum att Ryssland ligger precis bakom i listan över länder med betydande oljereserver. Men produktionsmässigt är vi underlägsna flera länder samtidigt.

De största i Ryssland finns i nästan alla regioner: i Kaukasus, i Ural- och Västsibiriska distrikten, i norr, i Tatarstan. Men alla av dem har inte utvecklats, och vissa, som Tekhneftinvest, vars platser ligger i Yamalo-Nenets och angränsande Khanty-Mansiysk okrug, är olönsamma.

Därför öppnades en affär den 4 april 2013 med Rockefeller Oil Company, som redan har startat i området.

Men inte alla olje- och gasfält i Ryssland är olönsamma. Ett bevis på detta är den framgångsrika produktion som flera företag samtidigt genomför i Yamalo-Nenets Okrug, på båda stränderna av Ob.

Priobskoye-fältet anses vara ett av de största inte bara i Ryssland utan i hela världen. Det öppnades 1982. Det visade sig att reserverna av västsibirisk olja finns både på den vänstra och högra stranden.Utvecklingen på den vänstra stranden började sex år senare, 1988, och på den högra stranden - elva år senare.

Idag är det känt att Priobskoye-fältet innehåller över 5 miljarder ton högkvalitativ olja, som ligger på ett djup som inte överstiger 2,5 kilometer.

Enorma oljereserver gjorde det möjligt att bygga Priobskaya gasturbinkraftverk nära fältet, som enbart drivs med tillhörande bränsle. Denna station uppfyller inte bara fältets krav. Det är kapabelt att leverera producerad el till Khanty-Mansiysk-distriktet för invånarnas behov.

Flera företag utvecklar för närvarande Priobskoye-fältet.

Vissa är övertygade om att under utvinningen från marken kommer den färdiga, raffinerade oljan. Detta är en djup missuppfattning. Reservoarvätska som kommer ut på

ytan (råolja) kommer in i verkstäderna, där den rengörs från föroreningar och vatten, mängden magnesiumjoner normaliseras och tillhörande gas separeras. Detta är ett stort och mycket exakt arbete. För dess implementering försågs Priobskoye-fältet med ett helt komplex av laboratorier, verkstäder och transportnätverk.

Färdiga produkter (olja och gas) transporteras och används för sitt avsedda ändamål, endast avfall återstår. Det är de som skapar det största problemet för fältet idag: det är så många av dem att det ännu inte går att avveckla dem.

Företaget, skapat specifikt för återvinning, återvinner idag endast det färskaste avfallet. Från slam (det är så företaget kallas expanderad lera, som är mycket efterfrågad inom konstruktion. Än så länge byggs dock endast tillfartsvägar för fyndigheten av den erhållna expanderade leran.

Området har en annan betydelse: det ger stabila, välbetalda jobb för flera tusen arbetare, bland vilka det finns högt kvalificerade specialister och arbetare utan kvalifikationer.

HISTORISK OCH GENETISK MODELL FÖR BILDNING AV OLJEFÄNSTER PÅ PRIOBSKY-FÄLTET I VÄSTRA SIBERIEN

T.N. Nemchenko (NK "YUKOS")

Oljefältet Priobskoye är unikt när det gäller reserver och togs i utveckling 1989. Fältet är beläget i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug i Tyumen-regionen, 65 km öster om Khanty-Mansiysk och 100 km väster om Nefteyugansk. Det är en del av Frolovskaya olje- och gasregion - den västra delen av den västsibiriska olje- och gasprovinsen.

Oljefältet Priobskoye har en speciell plats i systemet av olje- och gaskomplex i västra Sibirien. Upptäckten av Priobskoyefältet är en betydande händelse de senaste åren. Kommersiell oljebärande kapacitet är etablerad i den övre delen av Tyumen- och Bazhenov-formationerna och i de neokomiska sedimenten. De huvudsakliga reserverna är Neocomian AS 10-12-formationerna. Mer än 20 fyndigheter är begränsade till Hauterivian strata, som ligger på ett djup av 2300-2700 m, varav de flesta klassificeras som stora. Enligt den seismostratigrafiska analysen har klinoformstrukturen för de neokomiska produktiva skikten fastställts. Priobskoyefältet är det enda i detta område där den klinoforma strukturen hos de neokomiska formationerna bekräftas genom djupborrning ().

Produktiviteten hos de neokomiska avlagringarna i Priobskoye-fältet styrs praktiskt taget av endast en faktor - närvaron av permeabla reservoarer i sektionen. Frånvaron av formationsvatten under många tester (AS 10-12-formationer) tyder på att oljeavlagringarna som är associerade med dessa enheter är slutna linsformade kroppar helt fyllda med olja (det finns inga olje-vatten-kontakter) och konturerna av avlagringarna för varje sandigt lager bestäms av dess gränser spridning ().

En omfattande analys av de paleogeografiska förhållandena för sedimentation och seismiska data gjorde det möjligt att skissera en stor utvecklingszon av de neokomiska klinoformerna söder och norr om Priobskoye-fältet. En oberoende zon av olje- och gasackumulering är associerad med den, vars olje- och gasinnehåll inte bestäms av den regionala strukturella bakgrunden, utan kontrolleras av utvecklingsområdet för neokomiska klinoformer (Karogodin Yu.N., 1998) ).

Ett antal viktiga frågor relaterade till villkoren för bildandet av oljefyndigheter är fortfarande dåligt förstådda. I detta avseende är skapandet av en grundläggande historisk och genetisk modell för bildandet av oljeavlagringar i komplexa reservoarer i Priobskoye-fältet av särskild betydelse.

Fältet ingår i en stor olje- och gasförande zon av meridional strejk, begränsad till en komplicerad grupp av lokala höjningar av monoklinen i korsningszonen mellan Khanty-Mansiysk depression och Salym-bågen.

Den Priobskoe kupolformade höjningen ligger i direkt anslutning till Bolshoy Salyms länder, där Bazhenov-formationen fungerar som bashorisont. En grupp oljefält urskiljs längs denna horisont - Salym, North och West Salym, Verkhne- och Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, etc.

Under västra Sibiriens kritahistoria förblev Khanty-Mansiysk-depressionen den mest nedsänkta delen av sedimentationsbassängen, vilket är anledningen till att sektionen här är mer lerig i jämförelse med de omgivande territorierna. Under Volga-tiden låg Priobskoyefältområdet i en djupt nedsänkt (upp till 500 m) axiell zon av paleobassängen med de karakteristiska egenskaperna hos en underkompenserad bassäng. Detta ledde till ackumuleringen av OM-rika lerstensintervall av Bazhenov-formationen. I området för Priobskoye-fältet från den tidiga Berriasian, mot bakgrund av en allmän stor regression, finns det en växling av regionala och zonala överträdelser och regressioner. Klinoformer och stratigrafiska paket, långsträckta längs bassängens paleo-axel, började bildas från öst-sydost och fyllde gradvis hela bassängen. I de transgressiva faserna ackumulerades huvudsakligen lerskikt, såsom Pimskaya, Bystrinskaya, och i de regressiva faserna - sandiga siltstenar (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

Bazhenov-formationen har en hög halt av totalt organiskt material och genereringspotential. Man tror att denna horisont är källskiktet för de flesta av de oljefält som identifierats i nedre krita i Västsibiriska bassängen. I ljuset av Priobskoyefältets lugna tektoniska historia verkar antagandet om bildandet av avlagringar i de neokomiska reservoarerna som ett resultat av storskalig vertikal migration av kolväten vara mycket problematiskt.

För att skapa en historisk-genetisk modell för bildandet av oljeavlagringar från de neokomiska fyndigheterna i Priobskoyefältet, användes mjukvarupaketet Basin Modeling. Komplexet låter dig snabbt och med ett minimum av geologiska data skapa en modell för att bedöma kolvätepotentialen. Fragment av programdatabasen som innehåller information om brunn. 151 och 254 i Priobskoye-fältet anges i resp. För att visualisera modelldata användes en bild av sedimentets sänkningshistorikkurvor tillsammans med andra data: mognadsstadier, isotermer, etc. ().

Som framgår av, hör oljeavlagringarna i de neokomiska formationerna till huvudfasen av oljebärande kapacitet, närmare bestämt till dess övre del - zonen för det tidiga generationsstadiet. I motsats till de neokomiska oljorna tillhör oljorna från Bazhenov-formationen zonen i det sena generationsstadiet (). Denna slutsats överensstämmer helt med den vertikala fasgenetiska zonindelningen av HC-system som etablerats i den västsibiriska bassängen. I sektionen av mesozoiska avlagringar särskiljs fem zoner, som var och en kännetecknas av sitt eget fastillstånd av kolväten, sammansättning, OM-mognadsgrad, temperatur- och tryckförhållanden, etc. De neokomiska horisonterna (Valanginian-Hauterivian i Middle Ob-regionen) är en del av den tredje, huvudsakligen oljezonen - huvudzonen för oljebildning och oljeackumulering i den mesozoiska delen av västsibiriska bassängen (reservoartemperatur 80-100 ° C ), avlagringar identifierade i de övre och mellersta juraavlagringarna , - till den fjärde olje- och gaskondensatzonen, där ansamlingar av lätt olja noteras (Salym, Krasnoleninsky-regionerna, reservoartemperatur 100-120 ° C).

Analys av geokemiska, inklusive genetiska, parametrar (grupp, kolisotopsammansättning, etc.) av oljor från de neokomiska fyndigheterna i Priobskoye-fältet och Bazhenov-bildningen av Salym-fältet visade att dessa oljor är olika och tillhör olika genetiska zoner () .

När det gäller geokemiska och termobariska indikatorer kännetecknas Priobskoye-fältet av:

· betydande undermättnad av oljor i nedre krita avlagringar med kolvätegaser (låga värden på P sat / P pl och gasfaktor);

· ett hopp i tillväxten av Ppl under övergången från krita till jura avlagringar (närvaro av onormalt bildningstryck i jurakomplexet). Det finns två praktiskt taget isolerade oljemättnadsnivåer - den nedre krita och jura. Bildandet av oljeavlagringar från de neokomiska formationerna i Priobskoye-fältet ägde rum oberoende och var inte förknippad med vertikal migration från Bazhenov-formationen.

Den grundläggande historiska och genetiska modellen för bildandet av oljeavlagringar i komplexa neokomiska reservoarer i Priobskoyefältet presenteras enligt följande. Den mekanism som troligen ledde till bildandet av de neokomiska avlagringarna är den laterala (uppåtgående) migrationen av olja från de samma åldrade leriga sedimenten till de mer sandiga delarna av klinoformerna. Olja och gas vandrade upp i upproret och fyllde genomsläppliga sandstenar och linser. Denna idé om mekanismen för oljemigrering stöds av: den dominerande litologiska typen av avlagringar; frånvaro av bildningsvatten i AS-gruppens horisonter; skillnaden mellan Bazhenov och Neocomian oljor.

Det är anmärkningsvärt att fyllningen av fällorna med olja, uppenbarligen, skedde enligt principen om differentiell fällning, när de mest nedsänkta fällorna är fyllda med relativt lätt olja (formation AC 12, densitet 0,86-0,87 g / cm 3), medan den övre - relativt tung (lager AC 10, densitet 0,88-0,89 g / cm 3), och de översta fällorna - vatten (lager AC 6).

Skapandet av en historisk och genetisk modell för bildandet av oljefyndigheter i Priobskoye-fältet är av grundläggande betydelse. Sandkroppar av denna typ är belägna i omedelbar närhet av Priobskoye-fältet inom Khanty-Mansiysk, Frolovskaya och andra områden. Troligtvis kommer oljeavlagringar av liknande tillkomst att hittas i andra regioner i västra Sibirien inom de neokomiska avlagringarna.

En omfattande analys av de paleogeografiska förhållandena för sedimentation och seismiska data gjorde det möjligt att skissera en stor utvecklingszon av neokomiska klinoformer söder och norr om Priobskoyefältet, som sträcker sig i en remsa 25-50 km bred från Shapshinskoye och Erginskoye fält i söder till Tumannoye och Studennoye i norr och med vilka en självständig zon är associerad olje- och gasansamlingar, där de viktigaste oljekällorna kommer att vara tjocka leriga skikt av samma ålder som de neokomiska klinoformerna.

Litteratur

1) Geologi och utveckling av de största och unika olje- och olje- och gasfälten i Ryssland. // Västsibiriska olje- och gasprovinsen / Ed. V.E. Gavura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geologi för olja och gas i västra Sibirien / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov och andra - Moskva: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Mönster för lokalisering och förhållanden för bildandet av olje- och gasavlagringar i paleozoiska sediment. - M .: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Vertikal zonindelning i distributionen av flytande och gasformiga kolväten i mesozoiken i västra Sibirien / Tr. ZapSibVNIGNI. - Problem. 147. -Tyumen, 1979.

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

Priob oljefält i systemet av olje- och gaskomplex i Västsibirien upptar en viss plats. Neocomian bäddar AC10-12 med klinoform struktur anses vara huvudsakliga av oljereserver. Komplex analys av paleogeografiska sedimentationsförhållanden och seismiska prospekteringsdata gjorde det möjligt att känna igen en stor zon av neokomiska klinoformer som utvecklats söder och norr om Priobfältet. Oberoende olje- och gasackumuleringszon där olje- och gaspotentialen inte styrs av regional struktur utan kontrolleras av en zon av neokomisk klinoformutveckling är associerad med denna zon.

I syfte att skapa en historisk-genetisk modell av oljebassängers bildande av neokomiska fyndigheter vid Priobfältet användes ett programkomplex Basin Modeling.

Ris. ett. FRAGMENT AV ETT GEOLOGISKT AVSNITT LÄNGS DET SIDA BEVISET (efter F.Z.Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Avsättningar: 1 - sandig, 2 - lerig; 3 - bituminösa lerstenar; 4 - vittringsskorpa; 5 - oljeavlagringar; 6 - brunnar

Ris. 2. GEOLOGISK AVSNITT (Priobskoye-fält)

1 - sandig-leriga avlagringar; 2 - testintervall. Övriga konv. se notation i fig. ett

Ris. 3. EXEMPEL PÅ VISUALISERING AV URSPRUNGLIGA DATA OCH RESULTAT AV DERAS BEHANDLING MED SCR. 151 (A) och 245 (B)

Mognadsstadier (R 0,%): 1 - tidigt (0,5-0,7), 2 - mitten (0,7-1,0), 3 - sent (1,0-1,3); 4 - huvudfasen av generationen (1,3-2,6); linjer: I - historia av dykning, initiala (II) och ungefärliga (III) temperaturer

Ris. 4. MODELLERING AV DYKHISTORIA FÖR PRIOBSKY-DEPOSITIONEN

Mognadsstadier (R 0,%): 1 - tidigt (10-25), 2 - mitten (25-65), 3 - sent (65-90)

Priobskoyefältet ligger i den centrala delen av den västsibiriska slätten. Administrativt sett ligger den i Khanty-Mansiysk-regionen, 65 km öster om staden Khanty-Mansiysk och 100 km väster om staden Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

Under perioden 1978-1979. Som ett resultat av en detaljerad seismisk undersökning av CDP MOU identifierades Priobskoe-höjningen. Från detta ögonblick börjar en detaljerad studie av territoriets geologiska struktur: den utbredda utvecklingen av seismisk utforskning i kombination med djup borrning.

Priobskoyefältet upptäcktes 1982 som ett resultat av borrning och testning av brunn 151, när kommersiellt flöde erhölls olja flödeshastighet på 14,2 m 3 / dag vid 4 mm choke från intervall 2885-2977 m (Tyumenskaya suite YUS 2) och 2463-2467 m (formation AS 11 1) - 5,9 m 3 / dag på en dynamisk nivå av 1023 m.

Priobskaya-strukturen, enligt den tektoniska kartan över det meso-kenozoiska plattformsöverdraget.

Västsibiriska geosyneklisen, belägen i korsningszonen av Khanty-Mansi-depressionen, Lyaminsky-megafolden, Salym- och West Lyaminsky-grupperna av upphöjningar.

Strukturerna av första ordningen kompliceras av svallliknande och kupolformade upphöjningar av andra ordningen och separata lokala antiklinala strukturer, som är föremål för prospekterings- och prospekteringsarbete på olja och gas.

De produktiva formationerna i Priobskoye-fältet är formationer av "AC"-gruppen: AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafiskt hör dessa skikt till kritavlagringarna i Upper Vartovskaya-sviten. Litologiskt är den övre Vartovskaya-formationen sammansatt av frekventa och ojämna mellanbäddar av lerstenar med sandstenar och siltstenar. Mudstones är mörkgrå, grå med en grönaktig nyans, siltig, glimmeraktig. Sandstenar och siltstenar är gråa, leriga, glimmeraktiga, finkorniga. Bland lerstenar och sandstenar finns mellanskikt av leriga kalkstenar, sideritknölar.

Stenarna innehåller förkolnade växtavfall, sällan dåligt och måttligt bevarade musslor (inoceramas).

Permeabla bergarter av produktiva skikt har nordöstra och submeridial strejk. Nästan alla formationer kännetecknas av en ökning av den totala effektiva tjockleken, netto-till-brutto-förhållandet, främst till de centrala delarna av reservoarutvecklingszonerna, för att öka reservoaregenskaperna och följaktligen sker förstärkningen av klastiskt material i öster ( för skikten av AS 12-horisonten) och nordostlig riktning (för horisonten AC 11).

Horizon AC 12 är en tjock sandig kropp långsträckt från sydväst till nordost i form av en bred remsa med maximala nättjocklekar i den centrala delen på upp till 42 m (brunn 237). I denna horisont urskiljs tre objekt: lager АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Avlagringarna av AS 12 3-formationen presenteras i form av en kedja av sandiga linsformade kroppar med en nordöstlig strejk. Effektiva tjocklekar varierar från 0,4 m till 12,8 m, med högre värden begränsade till huvudavlagringen.

Huvudfyndigheten AS 12 3 återvanns på djupen -2620 och -2755 m och är litologiskt skärmad från alla sidor. Måtten på fyndigheten är 34 x 7,5 km och höjden är 126 m.

Sätt in AS 12 3 i området för brunn. 241 återfanns på djup av -2640-2707 m och är begränsad till Khanty-Mansiysk lokala höjning. Reservoaren styrs från alla sidor av reservoarersättningszoner. Depositionens mått är 18 x 8,5 km, höjden är 76 m.

Sätt in AS 12 3 i området för brunn. 234 återfanns på djup av 2632-2672 m och representerar en lins av sandstenar vid den västra fördjupningen av Priobskaya-strukturen. Måtten på fyndigheten är 8,5 x 4 km, och höjden är 40 m, typen är litologiskt skärmad.

Sätt in AS 12 3 i området för brunn. 15-С återvanns på djup av 2664-2689 m inom Seliyarovskiy strukturella avsats. Måtten på den litologiskt skärmade fyndigheten är 11,5 x 5,5 km och höjden är 28 m.

AS 12 1-2-insättningen är den huvudsakliga och den största i fältet. Den är begränsad till en monoklin komplicerad av lokala höjningar med liten amplitud (området med brunnar 246, 400) med övergångszoner mellan dem. På tre sidor är det avgränsat av litologiska skärmar, och bara i söder (till Vostochno-Frolovskaya-området) tenderar samlarna att utvecklas. Med tanke på de betydande avstånden är dock gränsen för reservoaren fortfarande villkorligt begränsad av en linje som går 2 km söder om brunnen. 271 och 259. Oljemättad tjocklekar varierar inom ett brett område från 0,8 m (brunn 407) till 40,6 m (brunn 237) bifloder olja upp till 26 m 3 / dag vid en 6 mm choke (brunn 235). Depositionens mått är 45 x 25 km, höjden är 176 m.

Sätt in AS 12 1-2 i området för brunn. 4-KhM återfanns på djup av 2659-2728 m och är begränsad till en sandig lins på den nordvästra sluttningen av Khanty-Mansiysk lokala landhöjning. Oljemättad tjockleken varierar från 0,4 till 1,2 m. Avsättningens dimensioner är 7,5 x 7 km, höjden är 71 m.

Sätt in AS 12 1-2 i området för brunn. 330 återvunna på djup av 2734-2753m Oljemättad tjockleken varierar från 2,2 till 2,8 m. Avlagringens dimensioner är 11 x 4,5 km, höjden är 9 m. Typen är litologisk avskärmad.

Avlagringarna av AS 12 0-skiktet - det huvudsakliga - öppnades på djup av 2421-2533 m. Det är en linsformad kropp orienterad från sydväst till nordost. Oljemättad tjocklekar varierar från 0,6 (borrhål 172) till 27 m (borrhål 262). Bifloder olja upp till 48m 3 / dag på 8 mm choke. Måtten på den litologiskt skärmade fyndigheten är 41 x 14 km, höjden är 187 m. Deposition AS 12 0 i området för borrhål nr. 331 återfinns på djup av 2691-2713 m och representerar en lins av sandiga stenar. Olja mättad tjockleken i denna brunn är 10 m. Mått 5 x 4,2 km, höjd - 21 m. olja- 2,5 m 3 / dag vid Нд = 1932 m.

Avlagringen av AS 11 2-4-skiktet är av litologiskt skärmad typ, det finns 8 totalt, med 1-2 penetrerade brunnar. Arealmässigt är avlagringarna belägna i form av 2 linskedjor i den östra delen (den mest upphöjda) och i väster i den mer nedsänkta delen av den monoklinala strukturen. Oljemättad tjocklekar i öst ökar 2 eller fler gånger jämfört med västra brunnar. Det totala intervallet för förändring är från 0,4 till 11 m.

AS 11 2-4-reservoaren i området för brunn 246 avslöjades på ett djup av 2513-2555 m. Reservoarens dimensioner är 7 x 4,6 km, höjden är 43 m.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 247 återfanns på ett djup av 2469-2490 m. Depositionens dimensioner är 5 x 4,2 km, höjden är 21 m.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 251 återfanns på ett djup av 2552-2613 m. Depositionens dimensioner är 7 x 3,6 km, höjden är 60 m.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 232 öppnades på ett djup av 2532-2673m. Depositionens mått är 11,5 x 5 km, höjden är 140 m.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 262 öppnades på ett djup av 2491-2501m. Depositionens mått är 4,5 x 4 km, höjden är 10 m.

AS 11 2-4-reservoaren i området för brunn 271 avslöjades på ett djup av 2550-2667 m. Storleken på panten är 14 x 5 km.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 151 öppnades på ett djup av 2464-2501m. Depositionens dimensioner är 5,1 x 3 km, höjden är 37 m.

Avsättning av lager AS 11 2-4 i området för brunn. 293 återfanns på ett djup av 2612-2652 m. Depositionens dimensioner är 6,2 x 3,6 km, höjden är 40 m.

Avlagringarna av AS 11 1-skiktet är huvudsakligen begränsade till den nära bågdelen i form av en bred remsa av nordöstra streck, begränsad på tre sidor av lerzoner.

Huvuddepositionen AC 11 1 är den andra i värde inom Priobskoyefältet, som öppnades på djup av 2421-2533 m. 259. Debiteringar olja variera från 2,46 m 3 / dag vid en dynamisk nivå av 1195 m (brunn 243) till 118 m 3 / dag genom en 8 mm choke (brunn 246). Oljemättad tjocklekar varierar från 0,4 m (brunn 172) till 41,6 (brunn 246). Storleken på fyndigheten är 48 x 15 km, höjden är upp till 112 m, typen är litologisk avskärmad.

Insättningar av AS 11 0-formationen. AS 11 0-formationen har en mycket obetydlig reservoarutvecklingszon i form av linsformade kroppar, begränsade till de nedsänkta sektionerna av den överliggande delen.

Sätt in AS 11 0 i området för brunn. 408 återfanns på ett djup av 2432-2501 m. Fyndighetens dimensioner är 10,8 x 5,5 km, höjden är 59 m, typen är litologiskt skärmad. Debitera olja från brunn. 252 var 14,2 m3 / dag vid Нд = 1410 m.

Sätt in AS 11 0 i området för brunn. 172 penetrerades av en brunn på ett djup av 2442-2446 m och har dimensionerna 4,7 x 4,1 km, en höjd av 3 m. olja uppgick till 4,8 m 3 / dag vid Нд = 1150 m.

Sätt in AS 11 0 i området för brunn. 461 mäter 16 x 6 km. Olja mättad tjockleken varierar från 1,6 till 4,8 m. Reservoartypen är litologiskt skärmad. Debitera olja från brunn. 461 var 15,5 m 3 / dag, Nd = 1145 m.

Sätt in AS 11 0 i området för brunn. 425 penetrerades av en brunn. Olja mättad kapacitet - 3,6 m. olja uppgick till 6,1 m 3 / dag vid Нд = 1260 m.

AS 10-horisonten penetreras inom den centrala zonen av Priobskoye-fältet, där de är begränsade till de mer nedsänkta platserna i den närmast översta delen, såväl som till strukturens sydvästra flygel. Uppdelningen av horisonten i skikten АС 10 1, АС 10 2-3 (i de centrala och östra delarna) och АС 10 2-3 (i den västra delen) är till viss del villkorad och bestäms av förekomstvillkoren , bildande av dessa avlagringar, med hänsyn till den litologiska sammansättningen av bergarter och fysikaliska kemiska egenskaper oljor.

Huvudfyndigheten AS 10 2-3 öppnades på 2427-2721 m djup och ligger i den södra delen av fältet. Debitera olja ligger i intervallet från 1,5 m 3 / dag vid 8 mm choke (brunn 181) till 10 m 3 / dag vid Nd = 1633 m (brunn 421). Oljemättad tjocklekar varierar från 0,8 m (brunn 180) till 15,6 m (brunn 181). Fyndighetens dimensioner är 31 x 11 km, höjden är upp till 292 m, fyndigheten är litologisk avskärmad.

Sätt in AS 10 2-3 i området för brunn. 243 återfanns på djup av 2393-2433 m. Debet oljaär 8,4 m 3 / dag vid Нд = 1248 m (brunn 237). Oljemättad tjocklek - 4,2 - 5 m. Mått 8 x 3,5 km, höjd upp till 40 m. Deponeringstyp - litologiskt skärmad.

Sätt in AS 10 2-3 i området för brunn. 295 öppnades på ett djup av 2500-2566 m och kontrolleras av formationens leriga zoner. Oljemättad tjockleken varierar från 1,6 till 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / dag erhölls vid Нд = 1100 m. Depositionens dimensioner är 9,7 x 4 km, höjden är 59 m.

Huvudavlagringen AC 10 1 öppnades på djup av 2374-2492 m. Reservoarernas ersättningszoner styr avsättningen från tre sidor, och i söder drogs dess gräns villkorligt på ett avstånd av 2 km från brunnen. 259 och 271. Oljemättad tjocklekar varierar från 0,4 (brunn 237) till 11,8 m (brunn 265). Debitera olja: från 2,9 m 3 / dag vid Нд = 1064 m (borrhål 236) till 6,4 m 3 / dag vid en 2 mm choke. Fyndighetens dimensioner är 38 x 13 km, höjden är upp till 120 m, typen av fyndighet är litologiskt avskärmad.

Sätt in AS 10 1 i området för brunn. 420 återfanns på djup av 2480-2496 m. Fyndighetens dimensioner är 4,5 x 4 km, höjden är 16 m.

Sätt in AS 10 1 i området för brunn. 330 återfanns på djup av 2499-2528 m. Depositionens dimensioner är 6 x 4 km, höjden är 29 m.

Sätt in AS 10 1 i området för brunn. 255 återfanns på djup av 2468-2469 m. Storleken på fyndigheten är 4 x 3,2 km.

Sektionen av AS 10-skiktet kompletteras av AS 10 0-produktiva skiktet. Inom vilken tre avlagringar har identifierats, belägna i form av en kedja av submeridianslag.

Sätt in AS 10 0 i området brunn. 242 återfanns på djup av 2356-2427 m och screenas litologiskt. Debitera oljaär 4,9 - 9 m 3 / dag vid Nd-1261-1312 m. Oljemättad tjockleken är 2,8 - 4 m. Avsättningens dimensioner är 15 x 4,5 km, höjden är upp till 58 m.

Sätt in AS 10 0 i området brunn. 239 återfanns på djup av 2370-2433 m. oljaär 2,2 - 6,5 m 3 / dag vid Nd-1244-1275 m. Oljemättad tjockleken är 1,6-2,4 m. Avsättningens dimensioner är 9 x 5 km, höjden är upp till 63 m.

Sätt in AS 10 0 i området brunn. 180 återfanns på djup av 2388-2391 m och screenas litologiskt. Olja mättad tjocklek - 2,6m. Inflöde olja uppgick till 25,9 m 3 / dag vid Nd-1070 m.

Täcket ovanför AS 10-horisonten representeras av en del av lerhaltiga bergarter, varierande från 10 till 60 m från öst till väst.

Sandstensstenar i AS 9-formationen är av begränsad spridning och presenteras i form av faciesfönster, som huvudsakligen drar sig till de nordöstra och östra delarna av strukturen, såväl som till den sydvästra stupet.

Avsättning av lager AS 9 i området för brunn. 290 återfanns på 2473-2548 m djup och är begränsad till den västra delen av fältet. Oljemättad tjocklekar varierar från 3,2 till 7,2 m. Produktionshastigheter oljaär 1,2 - 4,75 m 3 / dag med Nd - 1382-1184 m. Storleken på insättningen är 16,1 x 6 km, höjden är upp till 88 m.

I östra delen av fältet har två små fyndigheter (6 x 3 km) identifierats. Oljemättad tjockleken varierar från 0,4 till 6,8 m. olja 6 och 5,6 m 3 / dag vid Нд = 1300-1258 m. Avlagringarna är litologiskt screenade.

AS 7-formationen kompletterar de Neocomian produktiva sedimenten, som har ett mycket mosaikmönster i placeringen. oljeförande och akviferer.

Den största i området östra reservoaren av formation AS 7 återvanns på djup av 2291-2382 m. På tre sidor är den konturerad av reservoarersättningszoner, och i söder är dess gräns villkorad och är ritad längs en linje som passerar 2 km från brunnar 271 och 259. Fyndigheten är orienterad från sydväst till nordost. Bifloder olja: 4,9 - 6,7 m 3 / dag vid Нд = 1359-875 m. Oljemättad tjockleken varierar från 0,8 till 7,8 m. Dimensionerna på den litologiskt skärmade fyndigheten är 46 x 8,5 km, och höjden är upp till 91 m.

Sätt in AS 7 i området brunn. 290 öppnades på ett djup av 2302-2328 m. Oljebärande tjockleken är 1,6 - 3 m. 290 fick 5,3 m 3 / dygn olja vid P = 15MPA. Storleken på fyndigheten är 10 x 3,6 km, höjden är 24 m.

Sätt in AS 7 i området brunn. 331 öppnades på ett djup av 2316-2345 m och är en bågformad linsformad kropp. Oljemättad tjockleken varierar från 3 till 6 m. 331 inflöde erhållits olja 1,5 m 3 / dag vid Нд = 1511 m. Måtten på den litologiskt avskärmade fyndigheten är 17 x 6,5 km, höjden är 27 m.

Sätt in AS 7 i området brunn. 243 öppnades på ett djup av 2254-2304 m. Oljemättad tjocklek 2,2-3,6 m. Mått 11,5 x 2,8 km, höjd - 51 m. I brunn. 243 mottagna olja 1,84 m 3 / dag vid Nd-1362 m.

Sätt in AS 7 i området brunn. 259, återvunnen på ett djup av 2300 m, är en sandstenslins. Olja mättad tjocklek 5,0 m. Mått 4 x 3 km.

Priobskoye fält

Kortfattade geologiska och fältegenskaper för reservoarer

Priobskoye fält

Petrofysiska egenskaper hos reservoarer

Fysikalisk-kemiska egenskaper olja och gas

Formationsvattens sammansättning och egenskaper

Priobskoye oljefält

§1 Priobskoye oljefält.

Priobskoe- Det största fältet i västra Sibirien ligger administrativt i regionen Khanty-Mansiysk på ett avstånd av 65 km från Khanty-Mansiysk och 200 km från Nefteyugansk. Delad av Ob-floden i två delar - vänster och höger strand. Utvecklingen av den vänstra stranden började 1988, den högra stranden - 1999. Geologiska reserver uppskattas till 5 miljarder ton. Bevisade och utvinningsbara reserver uppskattas till 2,4 miljarder ton. Öppnade 1982. Avlagringar på 2,3-2,6 km djup. Oljans densitet är 863-868 kg / m3 (oljetypen är medium, eftersom den faller i intervallet 851-885 kg / m3), måttlig paraffinhalt (2,4-2,5%) och svavelhalt 1,2-1 , 3% (tillhör klassen svavel, 2 klass olja levereras till raffinaderiet i enlighet med GOST 9965-76). I slutet av 2005 finns det 954 producerande och 376 injektionsbrunnar på fältet. Oljeproduktionen vid Priobskoyefältet 2007 uppgick till 40,2 miljoner ton, varav Rosneft - 32,77 och Gazprom Neft - 7,43 miljoner ton. Spårelementsammansättningen av olja är en viktig egenskap hos denna typ av råvara och bär olika geokemisk information om oljans ålder, bildningsförhållanden, ursprung och migrationsvägar och används i stor utsträckning för att identifiera oljefält, optimera sökstrategin för fält, och separera produktionen av gemensamt drivna brunnar.

Bord 1. Område och medelvärde för spårämnesinnehållet i Ob-oljan (mg / kg)

Den initiala produktionshastigheten för drift av oljekällor varierar från 35 ton / dag. upp till 180 t/dag Wells läge är kluster. Oljeutvinningsfaktorn är 0,35.

Ett kluster av brunnar är ett sådant arrangemang när brunnshuvudena är nära varandra på samma tekniska plats och brunnarna är belägna vid noderna i reservoarutvecklingsnätet.

För närvarande borras de flesta av produktionsbrunnarna på ett klustersätt. Detta beror på det faktum att klusterborrning av fält avsevärt kan minska storleken på de områden som upptas av brunnar som borras och sedan av produktionsbrunnar, vägar, kraftledningar, rörledningar.

Denna fördel är av särskild betydelse vid konstruktion och drift av brunnar på bördiga marker, i reservat, i tundran, där det störda ytskiktet på jorden återställs efter flera decennier, i sumpiga områden som komplicerar och kraftigt ökar kostnaderna för konstruktionen. samt installationsarbete av borr- och produktionsanläggningar. Klusterborrning är också nödvändig när det krävs för att öppna oljefyndigheter under industriella och civila strukturer, under botten av floder och sjöar, under hyllzonen från kusten och överfarter. En speciell plats är ockuperad av klusterkonstruktion av brunnar på territoriet Tyumen, Tomsk och andra regioner i västra Sibirien, vilket gjorde det möjligt att framgångsrikt bygga olje- och gaskällor på fyllande öar i en svåråtkomlig, sumpig och befolkad region .

Placeringen av brunnarna i dynan beror på terrängförhållandena och de avsedda kommunikationsmedlen mellan dynan och basen. Buskar som inte är förbundna med permanenta vägar till basen anses vara lokala. I vissa fall kan buskar vara grundläggande när de ligger på transportvägar. På lokala kluster är brunnar som regel anordnade i form av en fläkt i alla riktningar, vilket gör det möjligt att ha det maximala antalet brunnar på klustret.

Borr- och hjälputrustning är monterad på ett sådant sätt att när borriggen rör sig från en brunn till en annan förblir slampumpar, mottagningsgropar och en del av utrustningen för rengöring, kemisk behandling och beredning av borrvätska stillastående tills konstruktionen är färdig. alla (eller delar) av brunnarna på denna dyna.

Antalet brunnar i ett kluster kan variera från 2 till 20-30 eller fler. Dessutom, ju fler brunnar i klustret, desto större avvikelse av bottenhålet från brunnshuvudena, längden på brunnhålen ökar, längden på brunnhålen ökar, vilket leder till en ökning av kostnaden för att borra brunnar. Dessutom finns det en fara att möta stammarna. Därför blir det nödvändigt att beräkna det erforderliga antalet brunnar i klustret.

Djuppumpningsmetoden för oljeproduktion kallas en sådan metod där lyftet av vätska från en brunn till ytan utförs med hjälp av sugstång och stavlösa pumpenheter av olika slag.
Vid Priobskoye-fältet används elektriska centrifugalpumpar - en stavlös dränkbar pump, bestående av en flerstegs (50-600 steg) centrifugalpump placerad vertikalt på en gemensam axel, en elektrisk motor (asynkron elmotor fylld med dielektrisk olja) och ett skydd som tjänar till att skydda elmotorn från att vätska kommer in i den. Motorn drivs av en pansarkabel, som löper ner tillsammans med pumprören. Motoraxelns rotationshastighet är cirka 3000 rpm. Pumpen styrs på ytan av en kontrollstation. Prestanda hos en elektrisk centrifugalpump varierar från 10 till 1000 m3 vätska per dag med en verkningsgrad på 30-50%.

Installationen av en elektrisk centrifugalpump inkluderar underjordisk utrustning och ytutrustning.
Installationen av en borrhåls elektrisk centrifugalpump (ESP) har endast en kontrollstation med en krafttransformator på ytan av brunnen och kännetecknas av närvaron av högspänning i kraftkabeln, som sänks ner i brunnen tillsammans med slangen . Högproduktiva brunnar med högt reservoartryck drivs med elektriska centrifugalpumpar.

Fältet är avlägset, otillgängligt, 80 % av territoriet ligger i floden Obs översvämningsslätter och är översvämmad under översvämningsperioden. Depositionen kännetecknas av en komplex geologisk struktur - en komplex struktur av sandiga kroppar i område och sektion, skikten är svagt anslutna hydrodynamiskt. Reservoarer av produktiva formationer kännetecknas av:

Låg permeabilitet;

Lågt sandinnehåll;

Ökat lerinnehåll;

Hög dissektion.

Priobskoyefältet kännetecknas av en komplex struktur av produktiva horisonter både i yta och i sektion. Samlarna av horisonterna АС10 och АС11 klassificeras som medel- och lågproduktiva, och АС12 klassificeras som onormalt lågproduktiva. De geologiska och fysiska egenskaperna hos fältets produktiva formationer indikerar omöjligheten att utveckla fältet utan att aktivt påverka dess produktiva formationer och utan att använda metoder för produktionsintensifiering. Detta bekräftas av erfarenheten av att utveckla den operativa delen av den vänstra bankdelen.

De huvudsakliga geologiska och fysiska egenskaperna hos Priobskoye-fältet för att bedöma tillämpligheten av olika stimuleringsmetoder är:

1) djupet av produktiva lager - 2400-2600 m,

2) avlagringar är litologiskt avskärmade, naturliga regimer - elastiska, stängda,

3) tjockleken på skikten AC 10, AC 11 respektive AC 12 upp till 20,6, 42,6 och 40,6 m.

4) initialt reservoartryck - 23,5-25 MPa,

5) reservoartemperatur - 88-90 ° С,

6) låg reservoarpermeabilitet, medelvärden baserade på resultat

7) hög lateral och vertikal heterogenitet av skikt,

8) viskositet av reservoarolja - 1,4-1,6 mPa * s,

9) oljemättnadstryck 9-11 MPa,

10) naftenisk olja, paraffinisk och låghartshaltig.

Genom att jämföra de presenterade uppgifterna med de kända kriterierna för effektiv tillämpning av reservoarstimuleringsmetoder kan det noteras att även utan en detaljerad analys kan följande metoder för Priobskoye-fältet uteslutas från ovanstående metoder: termiska metoder och polymeröversvämning ( som en metod för att ersätta olja från formationer). Termiska metoder används för reservoarer med högviskösa oljor och på djup upp till 1500-1700 m. vid högre temperaturer används dyra, speciella polymerer).

Erfarenheterna från utvecklingen av inhemska och utländska fält visar att vattenöversvämning visar sig vara en ganska effektiv metod för att påverka reservoarer med låg permeabilitet med strikt iakttagande av de nödvändiga kraven för tekniken för dess genomförande. Bland huvudorsakerna som orsakar en minskning av effektiviteten av vattenöversvämning av lågpermeabilitetsformationer är:

Försämring av bergets filtreringsegenskaper på grund av:

Svullnad av lerhaltiga stenkomponenter i kontakt med det injicerade vattnet,

Reservoartäppning med fina mekaniska föroreningar i det injicerade vattnet,

Saltfällning i det porösa mediet i reservoaren på grund av den kemiska interaktionen mellan injicerat och producerat vatten,

Minskad reservoartäckning genom vattenöversvämning på grund av bildandet av sprickor runt injektionsbrunnar - brott och deras utbredning på djupet

Betydande känslighet för karaktären av bergets vätbarhet av det injicerade medlet; signifikant minskning av reservoarpermeabiliteten på grund av paraffinavsättning.

Manifestationen av alla dessa fenomen i lågpermeabla reservoarer orsakar mer betydande konsekvenser än i högpermeabla bergarter.

För att eliminera påverkan av dessa faktorer på vattenöversvämningsprocessen används lämpliga tekniska lösningar: optimala brunnsnät och tekniska metoder för brunnsdrift, injektion av vatten av den erforderliga typen och sammansättningen i reservoarerna, dess motsvarande mekaniska, kemiska och biologiska behandling, samt tillsats av speciella komponenter till vattnet.

För Priobskoyefältet bör vattenöversvämning betraktas som den huvudsakliga stimuleringsmetoden.

Användningen av ytaktiva lösningar på fältet avvisades, främst på grund av den låga effektiviteten hos dessa reagens i lågpermeabilitetsreservoarer.

För Priobskoye-fältet kan alkalisk vattenöversvämning inte rekommenderas av följande skäl:

Den huvudsakliga är den övervägande strukturella och skiktade lerhalten i reservoarerna. Leraggregat representeras av kaolinit, klorit och hydromica. Interaktionen av alkali med lermaterial kan leda inte bara till svällning av leror, utan också till bergförstörelse. En alkalisk lösning med låg koncentration ökar lerans svällningskoefficient med 1,1-1,3 gånger och minskar bergets permeabilitet med 1,5-2 gånger jämfört med färskvatten, vilket är avgörande för lågpermeabilitetsreservoarer i Priobskoye-fältet. Användningen av lösningar med hög koncentration (minskar svällningen av leror) aktiverar processen med stenförstöring.

Hydraulisk frakturering är fortfarande favorittekniken för ryska oljemän: vätska pumpas in i brunnen vid ett tryck på upp till 650 atm. för bildning av sprickor i berget. Sprickorna fixeras med konstgjord sand (proppant): det låter dem inte stängas. Genom dem sipprar olja in i brunnen. Enligt OOO SibNIINP leder hydraulisk sprickbildning till en ökning av oljeinflödet vid fält i västra Sibirien från 1,8 till 19 gånger.

För närvarande är oljeproducerande företag, som bedriver geologisk och teknisk verksamhet, huvudsakligen begränsade till användningen av standard hydraulisk sprickteknik (hydraulisk sprickbildning) med en gelad vattenlösning på polymerbasis. Dessa vätskor, såväl som dödande vätskor, såväl som borrvätskor, orsakar betydande skador på formationen och själva sprickan, vilket avsevärt minskar sprickornas kvarvarande konduktivitet och, som ett resultat, oljeproduktionen. Tilltäppning av formationen och sprickor är av särskild betydelse i fält med ett aktuellt reservoartryck på mindre än 80 % av det ursprungliga.

Av de tekniker som används för att lösa detta problem särskiljs teknologier med en blandning av vätska och gas:

Skummade (till exempel nitrerade) vätskor med en gashalt på mindre än 52 % av blandningens totala volym;

Skumsprickning - mer än 52% av gasen.

Efter att ha övervägt den tillgängliga tekniken på den ryska marknaden och resultaten av deras implementering, valde specialisterna från Gazpromneft-Khantos LLC skumhydraulisk frakturering och erbjöd Schlumberger att utföra pilotarbeten (EPW). Baserat på deras resultat gjordes en bedömning av effektiviteten av hydraulisk skumsprickning vid Priobskoyefältet. Skumsprickning, liksom konventionell sprickning, syftar till att skapa en spricka i formationen, vars höga ledningsförmåga säkerställer flödet av kolväten till brunnen. Men med skumsprickning, på grund av ersättningen (i genomsnitt 60 % av volymen) av en del av den gelade vattenhaltiga lösningen med komprimerad gas (kväve eller koldioxid), ökar sprickornas permeabilitet och konduktivitet avsevärt, och, eftersom en konsekvens är graden av formationsskada minimal. I världspraxis har den mest effektiva användningen av skumvätskor för hydraulisk sprickbildning redan noterats i brunnar där reservoarenergin inte räcker till för att trycka in den förbrukade hydrauliska sprickvätskan i borrhålet under dess utveckling. Detta gäller både nytt och befintligt brunnsbestånd. Till exempel, för de utvalda brunnarna i Priobskoye-fältet, sjönk reservoartrycket till 50% av det ursprungliga. Under skumsprickning hjälper komprimerad gas, som injicerades som en del av skummet, till att pressa ut den förbrukade lösningen ur formationen, vilket ökar volymen av avfallsvätska och minskar tiden

väl utveckling. Kväve valdes ut för arbete på Priobskoyefältet som den mest mångsidiga gasen:

Det används ofta i utvecklingen av lindade rörbrunnar;

Inert;

Kompatibel med hydrauliska sprickvätskor.

Brunnarna efter slutförandet av arbetet, som är en del av "skum"-tjänsten, utfördes av Schlumberger. Ett kännetecken för projektet var genomförandet av pilotarbeten inte bara i det nya, utan även i det befintliga brunnsbeståndet, i formationer med redan befintliga hydrauliska sprickor från de första verken, den så kallade re-hydrauliska sprickningen. Ett tvärbundet polymersystem valdes som vätskefasen i skumblandningen. Den resulterande skumblandningen hjälper framgångsrikt att lösa problemen med att bevara prisets egenskaper.

stridszon. Polymerkoncentrationen i systemet är endast 7 kg / t proppmedel, för jämförelse, i brunnarna i den omedelbara miljön - 11,8 kg / t.

För närvarande kan vi notera det framgångsrika genomförandet av hydraulisk skumsprickning med användning av kväve i brunnarna i АС10- och АС12-formationerna i Priobskoye-fältet. Stor uppmärksamhet ägnades åt arbetet i det befintliga brunnsbeståndet, eftersom upprepad hydraulisk sprickbildning gör det möjligt att involvera nya formationer och mellanskikt i utvecklingen som inte tidigare påverkats av utvecklingen. För att analysera effektiviteten av hydraulisk skumspräckning jämfördes deras resultat med resultaten från offsetbrunnar där konventionell hydraulisk spräckning utfördes. Skikten hade samma nettolönetjocklek. Den faktiska flödeshastigheten för vätska och olja i brunnar efter skumspräckning vid ett medeltryck vid pumpintaget på 5 MPa översteg flödeshastigheten för intilliggande brunnar med 20 respektive 50 %. Jämfört den genomsnittliga prestandan för det nya brunnsbeståndet efter konventionellt frakturering och skumsprickning, följer det att flödeshastigheterna för vätska och olja är lika, dock är arbetstrycket i bottenhålet före pumpen i brunnarna efter hydraulisk skumspräckning i genomsnitt 8,9 MPa, i de omgivande brunnarna - 5,9 MPa. Omräkning av brunnspotentialen till ett ekvivalent tryck gör det möjligt att bedöma effekten av hydraulisk skumsprickning.

Pilotarbete med hydraulisk skumspräckning i fem brunnar på Priobskoyefältet visade metodens effektivitet både i det befintliga och i det nya brunnsbeståndet. Ett högre pumpintagstryck i brunnar efter användning av skumblandningar indikerar bildandet av sprickor med hög konduktivitet som ett resultat av hydraulisk skumsprickning, vilket ger ytterligare oljeproduktion från brunnar.

För närvarande utvecklas den norra delen av fältet av LLC RN-Yuganskneftegaz, som ägs av Rosneft, och den södra delen av LLC Gazpromneft - Khantos, som ägs av Gazprom Neft.

Genom beslut av guvernören för Khanty-Mansi autonoma Okrug tilldelades fältet statusen "Territoriet för ett speciellt förfarande för användning av underjorden", vilket bestämde oljearbetarnas speciella inställning till utvecklingen av Priobskoye-fältet. Otillgängligheten av reservat, bräckligheten i fältets ekosystem, ledde till användningen av den senaste miljötekniken. 60% av territoriet för Priobskoye-fältet ligger i den översvämmade delen av floden Ob-flodens översvämningsslätter; miljövänlig teknik används vid konstruktion av brunnsdynor, tryckoljeledningar och undervattenskorsningar.

Faciliteter på plats belägna på fältets territorium:

Boosterpumpstationer - 3

Flerfas pumpstation Sulzer - 1

Klusterpumpstationer för att pumpa ett arbetsmedel in i reservoaren - 10

Flytande pumpstationer - 4

Workshops för beredning och pumpning av olja - 2

Oljeseparationsenhet (USN) - 1

I maj 2001 installerades en unik flerfaspumpstation Sulzer på den 201:a plattan på högra stranden av Priobskoyefältet. Varje pump i installationen kan pumpa 3,5 tusen kubikmeter vätska per timme. Komplexet betjänas av en operatör, alla data och parametrar visas på en datorskärm. Stationen är den enda i Ryssland.

Den holländska pumpstationen "Rosscor" utrustades vid Priobskoye-fältet år 2000. Den är designad för pumpning av flerfasvätska i fält utan användning av facklar (för att undvika fackling av tillhörande gas i floden Ob-flodens översvämningsslätter).

En anläggning för bearbetning av borrslam på högra stranden av Priobskoyefältet producerar silikattegel, som används som byggnadsmaterial för byggande av vägar, klustergrunder m.m. För att lösa problemet med utnyttjandet av tillhörande gas som produceras vid Priobskoyefältet byggdes det första gasturbinkraftverket i Khanty-Mansi autonoma Okrug vid Prirazlomnoyefältet, vilket försåg Priobskoye- och Prirazlomnoyefälten med el.

Kraftledningen byggd över Ob har inga analoger, vars spännvidd är 1020 m, och diametern på tråden speciellt tillverkad i Storbritannien är 50 mm.

§2 Beredning av olja för raffinering

Råoljan som utvinns från brunnar innehåller tillhörande gaser (50-100 m3/t), formationsvatten (200-300 kg/t) och mineralsalter lösta i vatten (10-15 kg/t), vilket negativt påverkar transport, lagring och dess efterföljande bearbetning. Därför inkluderar beredningen av olja för raffinering nödvändigtvis följande operationer:

Avlägsnande av tillhörande (upplösta i olja) gaser eller oljestabilisering;

Avsaltning av olja;

Dehydrering (dehydrering) av olja.

Oljestabilisering - råolja från Ob-regionen innehåller en betydande mängd lätta kolväten lösta i den. Under transport och lagring av olja kan de frigöras, vilket gör att sammansättningen av oljan kommer att förändras. För att undvika förlust av gas och, tillsammans med den, lätta bensinfraktioner och för att förhindra luftföroreningar, måste dessa produkter utvinnas ur olja före raffinering. En liknande process för separering av lätta kolväten från olja i form av tillhörande gas kallas stabilisering olja. Stabilisering av olja i Ob-fältet utförs genom separationsmetoden direkt i området för dess produktion med hjälp av mätenheter.

Associerad gas separeras från olja genom flerstegsseparering i gasseparatorer, där trycket och oljeflödet successivt reduceras. Som ett resultat desorberas gaser, tillsammans med vilka flyktiga flytande kolväten avlägsnas och sedan kondenseras, vilket bildar ett "gaskondensat". Med separeringsmetoden för stabilisering finns upp till 2% kolväten kvar i oljan.

Avsaltning och uttorkning olja- Avlägsnande av salter och vatten från olja sker vid fältoljereningsverk och direkt vid oljeraffinaderier (raffinaderier).

Tänk på utformningen av elektriska avsaltningsanläggningar.

Olja från matartanken 1 med tillsats av en demulgator och en svag alkalisk eller sodalösning passerar genom värmeväxlaren 2, värms upp i förvärmaren 3 och går in i blandaren 4, i vilken vatten tillsätts oljan. Den resulterande emulsionen passerar sekventiellt genom de elektriska dehydratorerna 5 och 6, i vilka huvuddelen av vattnet och de salter som är lösta i det separeras från oljan, vilket resulterar i att deras innehåll minskar med 8-10 gånger. Den avmineraliserade oljan passerar genom värmeväxlaren 2 och kommer efter kylning i kylen 7 in i kollektorn 8. Vattnet som separeras i de elektriska dehydratorerna sedimenterar i oljeavskiljaren 9 och skickas för rengöring, och den separerade oljan tillsätts till olja som levereras till ELOU.

Processerna för avsaltning och uttorkning av olja är förknippade med behovet av att förstöra emulsioner som vatten bildar med olja. Samtidigt förstörs emulsioner av naturligt ursprung, som bildas i processen för oljeproduktion, på fälten och vid anläggningen - konstgjorda emulsioner som erhålls genom flera spolningar av olja med vatten för att avlägsna salter från den. Efter behandling minskar innehållet av vatten och metallklorider i olja i det första steget till 0,5-1,0% respektive 100-1800 mg / l, och i det andra steget till 0,05-0,1% och 3-5 mg / l. l.

För att påskynda processen för destruktion av emulsioner är det nödvändigt att utsätta oljan för andra slagåtgärder som syftar till att förstora vattendroppar, en ökning av densitetsskillnaden och en minskning av oljans viskositet.

I Ob-oljan används införandet av ett ämne (demulgeringsmedel) i oljan, på grund av vilket skiktningen av emulsionen underlättas.

Och för avsaltningsolja spolas olja med färskt färskvatten, vilket inte bara tvättar ut salter utan också har en hydromekanisk effekt på emulsionen.

§ 3. Primär bearbetning av olja från Priobskoyefältet

Olja är en blandning av tusentals olika ämnen. Hela sammansättningen av oljor även idag, när de mest sofistikerade metoderna för analys och kontroll är tillgängliga: kromatografi, kärnmagnetisk resonans, elektronmikroskop - långt ifrån alla dessa ämnen är helt bestämda. Men trots det faktum att oljans sammansättning innehåller nästan alla kemiska element av D.I. Mendeleev, dess bas är fortfarande organisk och består av en blandning av kolväten av olika grupper som skiljer sig från varandra i sina kemiska och fysikaliska egenskaper. Oavsett komplexitet och sammansättning börjar oljeraffinering med primär destillation. Vanligtvis utförs destillation i två steg - med ett lätt övertryck, nära atmosfäriskt och under vakuum, medan man använder rörugnar för att värma upp råmaterialet. Därför kallas installationer för primär oljeraffinering AVT - atmosfäriska vakuumrör.

Oljorna från Obbskoyefältet har ett potentiellt högt innehåll av oljefraktioner, därför utförs den primära oljeraffineringen enligt eldningsoljebalansen och utförs i tre steg:

Atmosfärisk destillation för att erhålla bränslefraktioner och eldningsolja

Vakuumdestillation av eldningsolja för att erhålla smala oljefraktioner och tjära

Vakuumdestillation av en blandning av eldningsolja och tjära för att erhålla en bred oljefraktion och en viktad rest som används för framställning av bitumen.

Destillationen av Ob-oil-oljan utförs i atmosfäriska rörformade enheter enligt schemat med snabbavdunstning, d.v.s. med en komplex destillationskolonn med sidoavdrivningssektioner - detta är energimässigt mest fördelaktigt, eftersom Obb-olja uppfyller helt kraven vid användning av en sådan installation: ett relativt lågt innehåll av bensin (12-15%) och utbytet av fraktioner upp till 350 0 С inte mer än 45%.

Råolja, upphettad av heta strömmar i värmeväxlare 2, skickas till elektrisk dehydrator 3. Därifrån pumpas avsaltad olja genom värmeväxlaren 4 till ugnen 5 och sedan till destillationskolonn 6, där den avluftas och separeras i erforderliga fraktioner. När det gäller avmineraliserad olja finns ingen elektrisk dehydrator i anläggningsdiagrammen.

Med ett högt innehåll av löst gas och lågkokande fraktioner i olja är det svårt att bearbeta den enligt ett sådant enda förångningsschema utan preliminär förångning, eftersom ett ökat tryck skapas i matarpumpen och i alla enheter som finns i systemet före ugn. Dessutom ökar detta belastningen på ugnen och destillationskolonnen.

Huvudsyftet med vakuumdestillation av eldningsoljor: erhållande av en bred fraktion (350 - 550 0С och högre) - råmaterial för katalytiska processer och destillat för produktion av oljor och paraffiner.

Bränsleoljan pumpas genom ett system av värmeväxlare in i en rörformig ugn, där den värms upp till 350 ° -375 ° och går in i rektifieringsvakuumkolonnen. Vakuumet i kolonnen skapas av ångstråleejektorer (resttryck 40-50 mm). Vattenånga tillförs till botten av kolonnen. Oljedestillat tas från olika brickor i kolonnen, passerar genom värmeväxlare och kylare. Resten tas bort från botten av kolonnen - tjära.

Oljefraktioner som separeras från olja renas med selektiva lösningar - fenol eller furfural för att avlägsna några av de hartsartade ämnena, sedan utförs avvaxning med en blandning av metyletylketon eller aceton med toluen för att sänka oljans flytpunkt. Bearbetningen av oljefraktioner avslutas med ytterligare behandling med blekande leror. Nyare teknologier för att producera oljor använder hydrobehandlingsprocesser för att ersätta leror.

Materialbalans för atmosfärisk destillation av Ob 'oljan:

§4 Katalytisk sprickbildning

Katalytisk krackning är den viktigaste raffineringsprocessen som väsentligt påverkar effektiviteten hos raffinaderiet som helhet. Kärnan i processen är sönderdelningen av kolväten som utgör råvaran (vakuumgasolja) under inverkan av temperaturen i närvaro av en zeolit-innehållande aluminiumsilikatkatalysator. Målprodukten för KK-enheten är en högoktanig komponent av bensin med ett oktantal på 90 poäng eller mer, dess utbyte är från 50 till 65%, beroende på de råvaror som används, den tillämpade tekniken och läget. Det höga oktantalet beror på att isomerisering även sker vid katalytisk krackning. Under processen bildas gaser innehållande propen och butylener, som används som råvara för petrokemikalier och produktion av högoktaniga bensinkomponenter, lätt gasolja - en komponent i diesel och ugnsbränslen, och tung gasolja - en råvara för produktion av sot, eller en komponent av eldningsolja.
Kapaciteten hos moderna installationer är i genomsnitt från 1,5 till 2,5 miljoner ton, men vid fabrikerna hos världens ledande företag finns det installationer med en kapacitet på 4,0 miljoner ton.
Den viktigaste delen av anläggningen är reaktor-regenereringsenheten. Blocket inkluderar en mataruppvärmningsugn, en reaktor i vilken krackningsreaktioner äger rum och en katalysatorregenerator. Syftet med regeneratorn är att bränna ut koks som bildas vid krackning och avsätts på katalysatorytan. Reaktorn, regeneratorn och inmatningsenheten för råmaterial är sammankopplade med rörledningar genom vilka katalysatorn cirkulerar.
För närvarande är kapaciteten för katalytisk krackning vid ryska raffinaderier helt klart otillräcklig, och det är på grund av driftsättningen av nya enheter som problemet med den beräknade bristen på bensin löses.

§4 Katalytisk reformering

Utvecklingen av bensinproduktion är förknippad med önskan att förbättra det grundläggande prestationsegenskap bränsle - detonationsmotståndet hos bensin, bedömd av oktantalet.

Reformering tjänar till samtidig produktion av en högoktanbaskomponent av motorbensiner, aromatiska kolväten och väteinnehållande gas.

För Ob-oljan utsätts en fraktion som kokar inom 85-180°C för reformering, en ökning i slutet av kokpunkten främjar koksbildning och är därför oönskad.

Beredning av reformeringsråvara - rektifiering för att isolera fraktioner, hydrobehandling för att avlägsna föroreningar (kväve, svavel, etc.) som förgiftar processkatalysatorerna.

Platinakatalysatorer används i reformeringsprocessen. Den höga kostnaden för platina förutbestämde dess låga halt i industriella reformeringskatalysatorer och därför behovet av dess effektiva användning. Detta underlättas av användningen av aluminiumoxid som bärare, som länge har varit känd som den bästa bäraren för aromatiseringskatalysatorer.

Det var viktigt att omvandla platina-aluminiumoxid-katalysatorn till en bifunktionell reformeringskatalysator, på vilken hela reaktionskomplexet skulle fortsätta. För detta var det nödvändigt att ge bäraren de nödvändiga sura egenskaperna, vilket uppnåddes genom att behandla aluminiumoxiden med klor.

Fördelen med en klorerad katalysator är förmågan att kontrollera klorhalten i katalysatorerna, och därmed deras surhet, direkt under driftsförhållanden.

Med övergången av de befintliga reformeringsenheterna till polymetalliska katalysatorer ökade prestandaindikatorerna, eftersom deras kostnad är lägre, deras höga stabilitet gör att processen kan utföras vid ett lägre tryck utan rädsla för koksning. Vid reformering på polymetalliska katalysatorer bör innehållet av följande element i råvaran inte överstiga 1 mg / kg svavel, 1,5 mg / kg nickel, 3 mg / kg vatten. När det gäller nickel är Obb-oljan inte lämplig för polymetalliska katalysatorer, därför används platina-aluminiumoxidkatalysatorer vid reformering.

Typisk materialbalans för reformeringsfraktion 85-180 ° C vid ett tryck av 3 MPa.

Bibliografisk lista

1. Glagoleva OF, Kapustin V.M. Primär oljeraffinering (ch1), Koloss, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologi och utveckling av de största olje- och olje- och gasfälten i Ryssland, JSC VNIIOENG, Moskva: 1996

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - om Ob i Wikipedia

4.http: //minenergo.gov.ru - Ryska federationens energiministerium

5. Bannov P.G., Oljeraffineringsprocesser, TsNIITEnef-tekhim, Moskva: 2001

6. Boyko E.V., Chemistry of Oil and Fuels, UlSTU: 2007

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