Pentru mai multe informații, completați formularul. Transport de bitum, purtător de bitum

Câmpul petrolier Priobskoye

§1. Câmpul petrolier Priobskoye. …………………………………………
1.1. Proprietățile și compoziția uleiului
1.2. Debitul inițial al sondei
1.3. Tipurile și locația puțurilor
1.4. Metoda de ridicare a uleiului
1.5.Caracteristicile colectorului
1.6.LUNA, RUDE
§2.Pregătirea uleiului pentru prelucrare…………………………………….
§3.Rafinarea primară a petrolului Câmpul Priobskoye……….
§4. Cracarea catalitică…………………………………………………………………
§5. Reforma catalitică…………………………………………………………….
Bibliografie………………………………………………………………...

§ 1. Câmpul petrolier Priobskoye.

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

Tabelul 1. Intervalul și conținutul mediu de microelemente în uleiul de Priobsk (mg/kg)

Debitul inițial al existente puțuri de petrol variază de la 35 t/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de sonde este o locație în care capurile de sondă sunt situate aproape una de alta pe același amplasament tehnologic, iar fundurile puțurilor sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate folosind metoda clusterului. Acest lucru se explică prin faptul că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de foraj și apoi de producție de puțuri, drumuri, linii electrice și conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervațiile naturale, în tundră, unde stratul de suprafață perturbat al pământului este restabilit după câteva decenii, în zonele mlăștinoase, ceea ce complică și mărește foarte mult costul. a lucrărilor de construcţie şi instalare a facilităţilor de foraj şi operare. Forarea în cluster este necesară și atunci când este necesară descoperirea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la țărm și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri în Tyumen, Tomsk și alte regiuni ale Siberiei de Vest, ceea ce a făcut posibilă construirea cu succes a puțurilor de petrol și gaze pe insulele de ramble într-o regiune îndepărtată, mlăștinoasă și populată.

Locația puțurilor într-un cluster depinde de condițiile terenului și de mijloacele prevăzute de conectare a clusterului la bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe rutele de transport. Pe plăcuțele locale, puțurile sunt de obicei plasate în formă de evantai în toate direcțiile, ceea ce vă permite să aveți numărul maxim de puțuri pe un tampon.

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate astfel încât atunci când instalația se deplasează de la o sondă la alta, pompele de foraj, gropile de recepție și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de foraj să rămână staționare până la finalizarea lucrărilor de foraj. construcția tuturor (sau a unei părți) a puțurilor de pe această platformă.

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

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

Instalația pompei centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice de fund (ESP) are doar o stație de control cu ​​un transformator de putere pe suprafața sondei și se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare, care este coborât în ​​puț împreună cu țevile tubulare. Instalațiile de pompe centrifuge electrice operează puțuri foarte productive, cu presiune mare de rezervor.

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

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în ​​zonă, cât și în secțiune. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AC12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute. Caracteristicile geologice şi fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influenţă activă asupra straturilor sale productive şi fără utilizarea metodelor de intensificare a producţiei. Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții malului stâng.

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

1) adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este elastic, închis,

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

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

5) temperatura rezervorului - 88-90°C,

6) permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii în funcție de rezultate

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

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

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

10) ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele enumerate mai sus: metode termice și inundare cu polimeri. (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru depozitele cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundarea polimerului este utilizată de preferință în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 microni pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 ° C (pentru mai mult temperaturi mari se folosesc polimeri scumpi cu compoziţii speciale).

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

Deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

Umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

Înfundarea colectorului cu impurități mecanice fine găsite în apa injectată,

Precipitarea sărurilor în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și de formare,

Acoperire redusă a rezervorului prin inundare datorită formării de fisuri în jurul puțurilor de injecție - ruptura și propagarea lor în adâncime

Sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocii de către agentul injectat; reducere semnificativă a permeabilității rezervorului datorită precipitării parafinelor.

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

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, adecvat solutii tehnologice: modele optime de puțuri și moduri tehnologice de funcționare a puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția dorită în straturi, tratarea sa mecanică, chimică și biologică adecvată, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

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

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

Pentru câmpul Priobskoye, inundațiile alcaline nu pot fi recomandate din următoarele motive:

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

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

În prezent, companiile producătoare de petrol, atunci când desfășoară activități geologice și tehnice, se limitează în principal la utilizarea tehnologiilor standard de fracturare hidraulică (fracturare hidraulică) folosind gelificații. soluție apoasă pe bază de polimer. Aceste soluții, cum ar fi fluidele de distrugere, precum și fluidele de foraj, provoacă daune semnificative formațiunii și fracturii în sine, ceea ce reduce semnificativ conductivitatea reziduală a fracturilor și, în consecință, producția de ulei. Colmatarea formațiunii și fracturile are o importanță deosebită în câmpurile cu presiunea actuală a rezervorului mai mică de 80% față de cea inițială.

Dintre tehnologiile folosite pentru a rezolva această problemă, se disting tehnologiile care utilizează un amestec de lichid și gaz:

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

Fracturare hidraulică cu spumă – mai mult de 52% din gaz.

Luând în considerare tehnologiile disponibile pe piața rusă și rezultatele implementării acestora, specialiștii de la Gazpromneft-Khantos LLC au ales fracturarea hidraulică cu spumă și i-au oferit lui Schlumberger să efectueze lucrări pilot (PI). Pe baza rezultatelor lor, a fost făcută o evaluare a eficacității fracturării hidraulice cu spumă la câmpul Priobskoye. Fracturarea spumei, ca și fracturarea convențională, are ca scop crearea unei fracturi în formațiune, a cărei conductivitate ridicată asigură afluxul de hidrocarburi în puț. Cu toate acestea, în cazul fracturării hidraulice cu spumă, prin înlocuirea (în medie 60% din volum) a unei părți din soluția apoasă gelificată cu gaz comprimat (azot sau dioxid de carbon) permeabilitatea și conductivitatea fracturilor crește semnificativ și, ca urmare, gradul de deteriorare a formațiunii este minim. A fost deja notat în practica mondială cea mai mare eficienta utilizarea fluidelor de spumă pentru fracturarea hidraulică în puțuri în care energia de formare nu este suficientă pentru a împinge fluidul de fracturare hidraulică reziduală în sondă în timpul dezvoltării acestuia. Acest lucru se aplică atât puțurilor noi, cât și celor existente. De exemplu, în puțurile selectate din câmpul Priobskoye, presiunea rezervorului a scăzut la 50% față de cea originală. Atunci când se efectuează fracturarea hidraulică a spumei, gazul comprimat care a fost injectat ca parte a spumei ajută la stoarcerea soluției reziduale din formațiune, ceea ce crește volumul de fluid rezidual și reduce timpul.

bine dezvoltare. Pentru a efectua lucrări la câmpul Priobskoye, azotul a fost ales drept cel mai versatil gaz:

Utilizat pe scară largă în dezvoltarea puțurilor cu tuburi flexibile;

Inert;

Compatibil cu fluide hidraulice de fracturare.

Testarea puțurilor după finalizarea lucrărilor, care face parte din serviciul „spumă”, a fost efectuată de Schlumberger. O caracteristică aparte a proiectului a fost realizarea lucrărilor pilot nu doar în puțuri noi, ci și în cele existente, în formațiuni cu fracturi hidraulice existente încă de la primele lucrări, așa-numita fracturare hidraulică repetată. Un sistem polimeric reticulat a fost ales ca fază lichidă a amestecului de spumă. Amestecul de spumă rezultat ajută cu succes la rezolvarea problemelor de conservare a proprietăților premiului.

zona de lupta. Concentrația de polimer în sistem este de doar 7 kg/t de agent de susținere, spre comparație, în puțurile din apropiere este de 11,8 kg/t.

În prezent, putem observa implementarea cu succes a fracturării hidraulice cu spumă folosind azot în puțurile formațiunilor AC10 și AC12 ale câmpului Priobskoye. S-a acordat o atenție deosebită lucrărilor în stocul de sondă existent, deoarece fracturarea hidraulică repetată ne permite să aducem în dezvoltare noi straturi și straturi care nu au fost afectate anterior de dezvoltare. Pentru a analiza eficacitatea fracturării hidraulice cu spumă, rezultatele acestora au fost comparate cu rezultatele obținute din puțurile învecinate în care s-a efectuat fracturarea hidraulică convențională. Straturile aveau aceeași grosime saturată cu ulei. Debitul efectiv de lichid și petrol în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei la o presiune medie de admisie a pompei de 5 MPa a depășit debitul sondelor învecinate cu 20, respectiv 50% Dintr-o comparație a performanței medii a puțurilor noi după convenționale fracturare hidraulică și fracturare hidraulică cu spumă, rezultă că debitele de lichid și ulei sunt egale. Cu toate acestea, presiunea de lucru în fundul găurii înaintea pompei în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei este în medie de 8,9 MPa, în puțurile din jur - 5,9 MPa. Recalcularea potențialului puțurilor la presiune egală ne permite să evaluăm efectul fracturării hidraulice a spumei.

Testarea pilot cu fracturare hidraulică cu spumă în cinci sonde din câmpul Priobskoye a arătat eficacitatea metodei atât în ​​sondele existente, cât și în cele noi. Mai mult presiune ridicata la admisia pompei în puțuri după utilizarea amestecurilor de spumă indică formarea de fracturi de conductivitate ridicată ca urmare a fracturării hidraulice a spumei, care asigură producția suplimentară de petrol din puțuri.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft.

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

Facilități la fața locului situate pe teritoriul câmpului:

· Stații de pompare rapel - 3

Statie de pompare multifazata Sulzer - 1

Stații de pompare în grup pentru pomparea agentului de lucru în formațiune - 10

· Stații de pompare plutitoare - 4

Ateliere de preparare și pompare a uleiului - 2

Unitate de separare a uleiului (OSN) - 1

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

Stația de pompare olandeză Rosskor a fost instalată pe câmpul Priobskoye în 2000. Este proiectat pentru pomparea pe teren a lichidului multifazic, fără utilizarea exploziilor (pentru a evita arderea gazelor asociate în zona inundabilă a râului Ob).

Uzina de prelucrare a butașilor de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămidă nisipo-var, care este folosită ca material de construcții pentru constructia de drumuri, fundatii cluster etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la zăcământul Priobskoye, prima centrală electrică cu turbină cu gaz din districtul autonom Khanty-Mansi a fost construită la zăcământul Prirazlomnoye, furnizând energie electrică zăcămintelor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia de transport electric construită peste râul Ob nu are analogi; deschiderea sa este de 1020 m, iar diametrul firului, special fabricat în Marea Britanie, este de 50 mm.

§2.Pregătirea uleiului pentru prelucrare

Țițeiul extras din puțuri conține gaze asociate (50-100 m 3 /t), apă de formare (200-300 kg/t) și săruri minerale dizolvate în apă (10-15 kg/t), care afectează negativ transportul și depozitarea și prelucrarea sa ulterioară. Prin urmare, pregătirea uleiului pentru rafinare include în mod necesar următoarele operațiuni:

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

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

Stabilizarea uleiului -Țițeiul Priobskaya conține o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare dizolvate în el. În timpul transportului și depozitării uleiului, acestea pot fi eliberate, drept urmare compoziția uleiului se va schimba. Pentru a evita pierderea de gaze și, odată cu aceasta, a fracțiunilor ușoare de benzină și pentru a preveni poluarea aerului, aceste produse trebuie extrase din ulei înainte de a fi prelucrat. Acest proces de separare a hidrocarburilor ușoare de petrol sub formă de gaz asociat se numește stabilizare ulei. Stabilizarea petrolului la zăcământul Priobskoye se realizează folosind metoda de separare direct în zona producției sale la instalațiile de contorizare.

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

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

Să luăm în considerare proiectarea instalațiilor electrice de desalinizare.

Uleiul din rezervorul de materie primă 1 cu adăugarea unui demulgator și o soluție slabă alcalină sau de sodă trece prin schimbătorul de căldură 2, este încălzit în încălzitorul 3 și intră în mixerul 4, în care se adaugă apă în ulei. Emulsia rezultată trece succesiv prin deshidratatoarele electrice 5 și 6, în care cea mai mare parte a apei și a sărurilor dizolvate în ea sunt separate de ulei, în urma cărora conținutul lor este redus de 8-10 ori. Uleiul desarat trece prin schimbătorul de căldură 2 și, după răcire în frigiderul 7, intră în colecția 8. Apa separată în deshidratatoarele electrice se depune în separatorul de ulei 9 și este trimisă la purificare, iar uleiul separat este adăugat în ulei furnizat către ELOU.

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

Pentru a accelera procesul de distrugere a emulsiilor, este necesar să se supună uleiul la alte măsuri care vizează mărirea picăturilor de apă, creșterea diferenței de densitate și reducerea vâscozității uleiului.

În uleiul Priobskaya, o substanță (demulgator) este introdusă în ulei, datorită căreia este facilitată separarea emulsiei.

Iar pentru desatarea uleiului, folosesc spălarea uleiului cu apă proaspătă proaspătă, care nu numai că spală sărurile, ci are și un efect hidromecanic asupra emulsiei.

§3.Prelucrarea primară a petrolului din zăcământul Priobskoye

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

Uleiurile din zăcământul Priobskoye au un conținut potențial ridicat de fracțiuni de petrol, prin urmare rafinarea primară a petrolului se realizează în funcție de bilanțul combustibilului și uleiului și se realizează în trei etape:

Distilarea atmosferică pentru a produce fracțiuni de combustibil și păcură

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

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

Distilarea uleiului Priobskaya se realizează în instalații cu tuburi atmosferice conform unei singure scheme de evaporare, adică. cu o coloană complexă de distilare cu secțiuni laterale de stripare - aceasta este cea mai eficientă din punct de vedere energetic, deoarece Uleiul Priobskaya satisface pe deplin cerințele atunci când se utilizează o astfel de instalație: conținut relativ scăzut de benzină (12-15%) și randamentul fracțiilor de până la 350 0 C nu este mai mare de 45%.

Țițeiul, încălzit prin fluxuri fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratorul electric 3. De acolo, uleiul desarat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 în cuptorul 5 și apoi în coloana de distilare 6, unde este evaporat o dată și separat în necesarul. fractii. In cazul uleiului desarat, in schemele de instalare nu exista deshidrator electric.

Dacă uleiul conține un conținut ridicat de gaz dizolvat și fracții cu punct de fierbere scăzut, prelucrarea sa conform acestei scheme unice de evaporare fără evaporare preliminară este dificilă, deoarece se creează o presiune crescută în pompa de alimentare și în toate dispozitivele situate în circuitul înaintea cuptorului. . În plus, aceasta crește sarcina pe cuptor și pe coloana de distilare.

Scopul principal al distilării în vid a păcurului este de a obține o fracție largă (350 - 550 0C și mai sus) - materii prime pentru procese catalitice și distilate pentru producerea de uleiuri și parafine.

Pompa pompează păcură printr-un sistem de schimbătoare de căldură într-un cuptor tubular, unde este încălzită la 350°-375° și intră într-o coloană de distilare în vid. Vidul din coloană este creat de ejectoarele cu jet de abur (presiune reziduală 40-50 mm). Vaporii de apă sunt furnizați în partea inferioară a coloanei. Distilate de ulei sunt preluate din diferite plăci ale coloanei și trec prin schimbătoare de căldură și frigidere. Restul, gudronul, este îndepărtat din partea de jos a coloanei.

Fracțiile de ulei izolate din ulei sunt purificate cu soluții selective - fenol sau furfural pentru a îndepărta unele dintre substanțele rășinoase, apoi deparafinate folosind un amestec de metil etil cetonă sau acetonă cu toluen pentru a scădea punctul de curgere al uleiului. Prelucrarea fracțiilor de ulei se încheie cu o purificare suplimentară folosind argile de albire. Cele mai recente tehnologii de producere a uleiului folosesc procese de hidrotratare pentru a înlocui argilele.

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului Priobskaya:

§4.Crăcare catalitică

Cracarea catalitică este cel mai important proces de rafinare a petrolului, afectând semnificativ eficiența rafinăriei în ansamblu. Esența procesului este descompunerea hidrocarburilor incluse în materia primă (motorina în vid) sub influența temperaturii în prezența unui catalizator de aluminosilicat care conține zeolit. Produsul țintă al instalației CC este o componentă cu o valoare octanică ridicată a benzinei cu un număr octanic de 90 de puncte sau mai mult, randamentul său variază de la 50 la 65% în funcție de materiile prime utilizate, tehnologia utilizată și mod. Înalt cifra octanica datorită faptului că în timpul cracării catalitice are loc şi izomerizarea. În timpul procesului, se formează gaze care conțin propilenă și butilene, utilizate ca materii prime pentru petrochimice și producția de componente de benzină cu octan mare, motorină ușoară - o componentă a motorinei și uleiuri de incalzire, și motorină grea - o materie primă pentru producția de funingine sau o componentă a păcurului.
Capacitatea medie a instalatiilor moderne este de la 1,5 la 2,5 milioane de tone, dar la fabricile companiilor lider la nivel mondial sunt instalatii cu o capacitate de 4,0 milioane de tone.
Secțiunea cheie a instalației este unitatea reactor-regenerator. Unitatea include un cuptor de încălzire a materiei prime, un reactor în care au loc direct reacții de cracare și un regenerator de catalizator. Scopul regeneratorului este arderea cocsului format în timpul cracării și depus pe suprafața catalizatorului. Reactorul, regeneratorul și unitatea de intrare a materiei prime sunt conectate prin conducte prin care circulă catalizatorul.
Capacitatea de cracare catalitică la rafinăriile rusești este în prezent insuficientă și tocmai prin punerea în funcțiune a noilor instalații se rezolvă problema deficitului de benzină prevăzut.

§4.Reformarea catalitică

Dezvoltarea producției de benzină este asociată cu dorința de a îmbunătăți principala proprietate operațională a combustibilului - rezistența la detonare a benzinei, evaluată după numărul octan.

Reformarea servește la producerea simultană a unei componente de bază cu octan ridicat din benzină de motor, hidrocarburi aromatice și gaz care conține hidrogen.

Pentru uleiul de Priobskaya, fracția care fierbe în intervalul 85-180 0 C este reformată; o creștere a punctului final de fierbere promovează formarea de cocs și, prin urmare, este nedorită.

Pregătirea materiilor prime de reformare - rectificare pentru separarea fracțiilor, hidrotratare pentru îndepărtarea impurităților (azot, sulf, etc.) care otrăvesc catalizatorii procesului.

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

A fost important să se transforme catalizatorul de alumină-platină într-un catalizator de reformare bifuncțional pe care să decurgă întregul complex de reacții. Pentru a face acest lucru, a fost necesar să se confere purtătorului proprietățile acide necesare, ceea ce a fost obținut prin tratarea oxidului de aluminiu cu clor.

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

Când unitățile de reformare existente au trecut la catalizatori polimetalici, indicatorii de performanță au crescut deoarece costul lor este mai mic, stabilitatea lor ridicată permite desfășurarea procesului la presiune mai mică fără teama de cocsificare. La reformarea pe catalizatori polimetalici, conținutul următoarelor elemente din materia primă nu trebuie să depășească sulf - 1 mg/kg, nichel - 1,5 mg/kg, apă - 3 mg/kg. În ceea ce privește nichel, uleiul Priob nu este potrivit pentru catalizatorii polimetalici, astfel încât catalizatorii de alumină-platină sunt utilizați pentru reformare.

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

Bibliografie

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Rafinarea primară a petrolului (partea 1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologia și dezvoltarea celui mai mare petrol și zăcămintele de petrol și gaze Rusia, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - despre Priobye pe Wikipedia

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

5. Bannov P.G., Procesele de rafinare a petrolului, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001

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

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

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

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

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

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

Geosinecliza Siberiei de Vest este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megatrough-ului Lyaminsky, a grupurilor de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări în formă de umflătură și cupolă de ordinul doi și de structuri anticlinale locale individuale, care fac obiectul lucrărilor de prospectare și explorare asupra uleiȘi gaz.

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiunile grupului „AS”: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. În termeni stratigrafici, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale Formațiunii Vartov Superioare. Din punct de vedere litologic, formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalarea frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt de culoare gri închis, gri cu o nuanță verzuie, lătimoasă, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroi și gresii se întâlnesc straturi intermediare de calcare argiloase și concrețiuni siderite.

Rocile conțin detritus vegetal carbonizat, rareori bivalve (inocerame) de conservare slabă și moderată.

Rocile permeabile ale formațiunilor productive au o lovitură de nord-est și submeridială. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii efective totale și a coeficientului de conținut de nisip, în principal în părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, întărirea materialului clastic are loc în est (pentru straturile din orizontul AC 12) și direcțiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

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

Depozitele formațiunii AC 12 3 sunt prezentate sub forma unui lanț de corpuri nisipoase în formă de lentilă cu o lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, cu valori mai mari limitate la depozitul principal.

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

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost descoperit la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansi. Depozitul este controlat din toate părțile prin zone de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile depozitului sunt de 18 x 8,5 km, înălțimea - 76 m.

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

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

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

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

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

Depozitele formațiunii AC 12 0 - cea principală - au fost descoperite la adâncimi de 2421-2533 m. Este un corp în formă de lentilă orientat de la sud-vest spre nord-est. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,6 (puţ 172) până la 27 m (puţ 262). Afluenţii ulei până la 48m 3 /zi pe un fiting de 8 mm. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea - 187 m. AC 12 0 depozit în zona puțului. 331 a fost descoperit la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Saturat cu ulei grosimea acestui puț este de 10 m. Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m. Debit ulei- 2,5 m 3 /zi la Hd = 1932 m.

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

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

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 247 a fost descoperit la o adâncime de 2469-2490 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 5 x 4,2 km, înălțimea - 21 m.

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

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

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

Depozitul de formațiune AS 11 2-4 din zona sondei 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunile depozitului sunt de 14 x 5 km.

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

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

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

Zăcământul principal AS 11 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye, descoperit la adâncimi de 2421-2533 m. Pe trei laturi zăcământul este limitat de zone argiloase, iar în sud granița este trasată condiționat, de-a lungul unei linii care curge 2. km sud de puţul 271 şi 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1195 m (puţ 243) până la 118 m 3 /zi printr-un fiting de 8 mm (puţ 246). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (puţ 172) până la 41,6 (puţ 246). Dimensiunile depozitului sunt de 48 x 15 km, înălțimea până la 112 m, tip - ecranat litologic.

Depozitele formațiunii AS 11 0. Formațiunea AS 11 0 are o zonă foarte mică de dezvoltare a rezervoarelor sub formă de corpuri în formă de lentilă, limitate la zonele scufundate ale părții apropiate crestei.

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

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

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. Saturat cu ulei grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul depozitului - cernut litologic. Debit ulei din fântână 461 a fost de 15,5 m3/zi, Nd = 1145 m.

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

Orizontul AS 10 a fost descoperit în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde este limitat la mai multe zone scufundate din partea apropiată a crestei, precum și în aripa de sud-vest a structurii. Împărțirea orizontului în straturi AS 10 1, AS 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și AS 10 2-3 (în vest) este într-o anumită măsură arbitrară și este determinată de condițiile de apariție și formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și de caracteristicile fizico-chimice uleiuri.

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

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 243 descoperit la adâncimi de 2393-2433 m. Rata de producţie ulei este de 8,4 m 3 /zi la Нд =1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, înălțime până la 40 m. Tipul depozitului - ecranat litologic.

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la adâncimi de 2500-2566 m și este controlat de zone de formare a argilei. Saturat cu ulei grosimile variază de la 1,6 la 8,4 m. În puţ. 295, 3,75 m 3 /zi s-a obţinut la Hd = 1100 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9,7 x 4 km, înălţimea - 59 m.

Zăcământul principal AS 10 1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m. Zonele de înlocuire a rezervorului controlează zăcământul pe trei laturi, iar în sud limita acestuia este trasată condiționat la o distanță de 2 km de puț. 259 și 271. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 (puţ 237) la 11,8 m (puţ 265). Debite ulei: de la 2,9 m 3 /zi la Нд =1064 m (puţ 236) până la 6,4 m 3 /zi la un fiting de 2 mm. Dimensiunile depozitului sunt de 38 x 13 km, înălțimea până la 120 m, tip depozit - ecranat litologic.

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

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

Depuneți AC 10 1 în zona puțului. 255 a fost descoperit la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4 x 3,2 km.

Secţiunea formaţiunii AS 10 este completată de formaţiunea productivă AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei zăcăminte, situate sub forma unui lanț de lovitură submeridiană.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 242 a fost deschis la adancimi de 2356-2427 m si este cernut litologic. Debite ulei sunt 4,9 - 9 m 3 /zi la Hd-1261-1312 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 2,8 - 4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 15 x 4,5 km, inaltimea pana la 58 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 239 descoperit la adâncimi de 2370-2433 m. Rate de producţie ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 /zi la Hd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 1,6 -2,4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, inaltimea pana la 63 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 180 a fost deschis la adancimi de 2388-2391 m si este cernut litologic. Saturat cu ulei grosime - 2,6 m. Aflux ulei s-a ridicat la 25,9 m 3 /zi la Hd-1070 m.

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

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

Rezervor AC 9 în zona puțului. 290 a fost descoperit la adâncimi de 2473-2548 m și este limitat în partea de vest a câmpului. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3,2 la 7,2 m. Debite ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 /zi la Hd - 1382-1184 m. Dimensiunea depozitului este de 16,1 x 6 km, inaltimea - pana la 88 m.

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

Depozitele productive neocomiene sunt completate de formațiunea AC 7, care are în plasare un model foarte mozaic purtătoare de uleiși câmpuri acvifere.

Cel mai mare ca suprafață, zăcământul estic al formațiunii AS 7 a fost descoperit la adâncimi de 2291-2382 m. Este conturat pe trei laturi de zone de înlocuire a rezervorului, iar în sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii care curge 2. km de puţurile 271 şi 259. Depozitul este orientat spre sud-vest spre nord-est. Afluenţii ulei: 4,9 - 6,7 m 3 /zi la Hd = 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 până la 7,8 m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 46 x 8,5 km, înălțimea până la 91 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. Purtătoare de ulei grosimile sunt de 1,6 - 3 m. În puţ. 290 au primit 5,3 m 3 /zi ulei la P = 15 MPa. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea - 24 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 331 a fost descoperit la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp arcuit în formă de lentilă. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3 la 6 m. În puţ. 331 aflux primit ulei 1,5 m 3 /zi la Hd = 1511 m. Dimensiunile depozitului cernit litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea - 27 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 243 a fost descoperit la o adâncime de 2254-2304 m. Saturat cu ulei grosime 2,2-3,6 m. Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, inaltime - 51 m. In fantana 243 primite ulei 1,84 m 3 /zi la Nd-1362 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 259 a fost descoperit la o adâncime de 2300 m și reprezintă o lentilă de gresie. Saturat cu ulei grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Nume indicatori

Categorie

AS 12 3

AS 12 1-2

AS 12 0

AS 11 2-4

AS 11 1

AS 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Recuperabil inițial rezerve, mii de tone

Soarele 1 C 2

7737 3502

230392 39058

26231 1908

3725

266919 4143

1377

40981 4484

33247 2643

1879 5672

Acumulat producție, mii de tone

1006

Anual producție, mii de tone

Bun stoc minerit injectare

Sistem foraj

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

Dimensiunea ochiului

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

Densitate fântâni

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale formațiunilor

Câmpul Priobskoye

Opțiuni				Index						formare
Rezervor productiv	AS 12 3	AS 12 1-2	AS 12 0		AS 11 2-4	AS 11 1		AS 11 0	AS 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Adâncimea acoperișului de formare, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533		2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433		2393-2548	2254-2382
Cota absolută a acoperișului formației, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500		2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400		2357-2514	2220-2348
Altitudinea absolută a OWC, m
Grosimea totală a formațiunii, m														18.8
Grosimea efectivă, m		11.3				10.6
Saturat cu ulei grosime, m	2.88		4.68		1.69			1.52	4.72		3.25	1.72		2.41	2.47
Coeficient de conținut de nisip, fracție, unități.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53		0.63	0.47		0.48	0.51		0.42	0.54

Caracteristicile petrofizice ale rezervoarelor

Opțiuni									Index				formare
Rezervor productiv		AS 12 3	AS 12 1-2	AS 12 0		AS 11 2-4	AS 11 1	AS 11 0		AS 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Conținut de carbonat, %	medie min-max	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6			1.6-4.6				1.3-2.1
Cu granulație 0,5-0,25 mm	medie min-max	1.75
cu granulație 0,25-0,1 mm	medie min-max	35.45	35.9	38.5			42.4			41.4	28.7
cu granulație, 0,1-0,01 mm	medie min-max	53.2	51.3	48.3			46.3			42.3	60.7
cu granulație, 0,01 mm	medie min-max		11.0	10.3						15.3
coeficient de sortare,	medie min-max		1.814	1.755			1.660				1.692
Dimensiunea medie a granulelor, mm	medie min-max		0.086	0.089			0.095				0.073
Conținut de argilă,%
Tip de ciment		argilos, carbonat-argilos, film-pori.
Coeff. Porozitate deschisă. după miez, fracțiuni de unu	Medie min-mak	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20		0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Coeff. permeabilitate prin miez, 10 -3 µm2	medie min-max	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0		15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Capacitate de reținere a apei,%	medie min-max
Coeff. Porozitate deschisă conform GIS, unități.
Coeff. Permeabilitate conform GIS, 10 -3 µm 2
Coeff. Saturația cu ulei conform GIS, cota de unitati		0.41	0.44	0.45		0.71	0.62				0.73
Presiunea inițială a rezervorului, mPa			25.73	25.0			25.0			25.54	26.3
Temperatura rezervorului, C
Debit ulei conform rezultatelor testului de recunoaştere. bine m3/zi	Medie min-mak	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6		0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Productivitate, m3/zi. mPa	medie min-max		2.67	2.12			4.42				1.39
Conductivitate hidraulică, 10 -11 m -3 /Pa*sec.	medie min-max	58.9	55.8	55.1		28.9	38.0				34.6

Caracteristici fizico-chimice uleiȘi gaz

Opțiuni	Index	formare
Rezervor productiv	AS 12 3	AS 11 2-4	AC 10 1
Densitate uleiîn superficial Conditii, kg/mc	886.0	884.0
Densitate uleiîn condiţii de rezervor
Vâscozitate în condiții de suprafață, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Vâscozitatea în condiții de rezervor	1.57	1.41	1.75
Rășini silicagel	7.35		7.31
Asfaltenă	2.70	2.44	2.48
Sulf	1.19	1.26	1.30
Parafină	2.54	2.51	2.73
Punct de curgere ulei, C 0
Temperatura saturare ulei parafină, C0
Randamentul fracțiilor,%
până la 100 C 0
până la 150 C 0	66.8
până la 200 C 0	15.1	17.0	17.5
până la 250 C 0	24.7	25.9	26.6
până la 300 C 0		38.2	39.2
Compoziția componentelor ulei(molar Concentraţie,%)
Carbonic gaz	0.49	0.52	0.41
Azot	0.25	0.32	0.22
Metan	22.97	23.67	18.27
etan	4.07	4.21	5.18
propan	6.16	6.83	7.58
izobutan	1.10	1.08	1.13
Butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentan	1.19	1.58	1.25
Pentan normal	2.18	2.15	2.29
C6+mai mare	57.94	55.78	59.30
Masa moleculara, kg/mol			161.3
Presiunea de saturație, mPa			6.01
Coeficientul de volum	1.198	1.238	1.209
Gaz factor pentru separarea condiționată m 3 /t
Densitate gaz,kg/m3	1.242	1.279	1.275
Tip gaz
Compoziția componentelor gaz petrolier (concentrație molară,%)
Azot	1.43	1.45	1.26
Carbonic gaz	0.74	0.90	0.69
Metan	68.46	66.79	57.79
etan	11.17	1.06	15.24
propan	11.90	13.01	16.42
izobutan	1.26	1.26	1.54
Butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentan	0.49	0.67	0.65
Pentan	0.71	0.73	0.95
C6+mai mare	0.60	0.63	0.74

Compoziția și proprietățile apelor de formare

Complex acvifer
Rezervor productiv	AS 12 0	AS 11 0	AC 10 1
Densitatea apei în condiții de suprafață, t/m3
Mineralizare, g/l
Tipul de apă		clor-ka-	facial
Clor		9217
Sodiu+Potasiu		5667
Kaliya
Magneziu
Hidrocarbonat		11.38
Iod		47.67
Brom
Bor
amoniac		40.0

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

Buna treaba la site">

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

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

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre domeniu

1.2 Secţiune litostratigrafică

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracteristicile formațiunilor productive

1.6 Caracteristicile complexelor acvifere

1.7 Proprietăţile fizico-chimice ale fluidelor de formare

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

1.8.1 Rezerve de petrol

2. Principalii indicatori tehnici și economici ai dezvoltării câmpului Priobskoye

2.1 Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare a câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalelor aspecte tehnice indicatori economici dezvoltare

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea puțului

3. Metode aplicate pentru îmbunătățirea recuperării uleiului

3.1 Selectarea unei metode de influențare a unui depozit de ulei

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

3.2.1 Inundarea rezervorului

3.3 Metode de influențare a zonei de fund a unei sonde pentru intensificarea producției de petrol

3.3.1 Tratamente cu acid

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

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

Starea bazei de resurse a complexului de petrol și gaze este cea mai presantă problemă în prezent. Resursele de petrol se epuizează treptat, un număr mare de câmpuri sunt în stadiul final de dezvoltare și au un procent mare de apă tăiată, prin urmare, sarcina cea mai urgentă și primară este căutarea și punerea în funcțiune a câmpurilor tinere și promițătoare, dintre care unul. este câmpul Priobskoye (în ceea ce privește rezervele, este unul dintre cele mai mari depozite Rusia).

Bilanțul rezervelor de petrol aprobat de Comitetul rezervelor de stat pentru categoria C 1 este de 1827,8 milioane de tone, rezervele recuperabile sunt de 565,0 milioane de tone. cu un factor de recuperare a petrolului de 0,309, luând în considerare rezervele în zona de securitate sub câmpiile inundabile ale râurilor Ob și Bolșoi Salym.

Soldul rezervelor de petrol din categoria C 2 este de 524.073 mii tone, rezervele recuperabile sunt de 48.970 mii tone cu un factor de recuperare a petrolului de 0,093.

Câmpul Priobskoye are o serie de trăsături caracteristice:

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

inaccesibil, caracterizat prin mlaștină semnificativă; primăvara și vara, cea mai mare parte a teritoriului este inundată cu ape de inundații;

Râul Ob curge prin teritoriul zăcământului, împărțindu-l în părți pe malul drept și pe malul stâng.

Domeniul se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive. Formațiunile AS10, AS11 și AS12 sunt de interes industrial. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AC12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute. Exploatarea formațiunii AC12 ar trebui identificată ca o problemă de dezvoltare separată, deoarece , formațiunea AC12 este și cea mai semnificativă din punct de vedere al rezervelor din toate formațiunile. Această caracteristică indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ straturile sale productive.

Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă este implementarea măsurilor de intensificare a producției de petrol.

1 . Caracteristici geologicePriobskyLocul nașterii

1.1 Informații generale despre domeniu

Câmpul petrolier Priobskoye este situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Zona de lucru este situată la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk, la 100 km vest de orașul Nefteyugansk.În prezent, zona este una dintre cele mai dezvoltate economic din Okrug autonom, care a devenit posibilă datorită creșterii volumului de explorare geologică și producție de petrol.

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

La sud-est de câmp se află traseele gazoductului Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk și gazoductul Ust-Balyk-Omsk.

Partea de nord a zonei Priobskaya este situată în câmpia inundabilă Ob - o câmpie aluvionară tânără cu acumulare de sedimente cuaternare de grosime relativ mare. Cotele absolute ale reliefului sunt de 30-55 m. Partea de sud a zonei gravitează spre o câmpie aluvionară plată la nivelul celei de-a doua terase deasupra luncii inundabile cu forme slab exprimate de eroziune și acumulare fluvială. Cotele absolute aici sunt de 46-60 m.

Rețeaua hidrografică este reprezentată de canalul Maly Salym, care curge în direcție sublatitudinală în partea de nord a zonei și în această zonă este conectată prin canalele mici ale Malaya Berezovskaya și Pola cu canalul Ob mare și plin de curgere al Bolshoi. Salym. Râul Ob este principala cale navigabilă a regiunii Tyumen. Există un număr mare de lacuri în regiune, dintre care cele mai mari sunt Lacul Olevashkina, Lacul Karasye, Lacul Okunevoe. Mlaștinile sunt impracticabile, îngheață până la sfârșitul lunii ianuarie și reprezintă principalul obstacol în calea circulației vehiculelor.

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

Regiunea luată în considerare este caracterizată prin soluri argiloase podzolice în zone relativ ridicate și soluri turboase-podzolice-silt și turbă în zonele umede. În cadrul câmpiilor, solurile aluvionare ale teraselor fluviale sunt preponderent nisipoase, iar pe alocuri argiloase. Flora este diversă. Predomină pădurile de conifere și mixte.

Zona este situată într-o zonă de apariție izolată a rocilor de permafrost aproape de suprafață și relicte. Solurile înghețate aproape de suprafață apar pe bazinele hidrografice de sub turbării. Grosimea lor este controlată de nivelul apei subterane și atinge 10-15 m, temperatura este constantă și aproape de 0 grade C.

În teritoriile adiacente (permafrostul nu a fost studiat în câmpul Priobskoye), permafrostul apare la adâncimi de 140-180 m (câmpul Lyantorskoye). Grosimea permafrostului este de 15-40 m, rareori mai mult. Partea inferioară, mai argilosă a Novomikhailovskaya și o mică parte a formațiunilor Atlym sunt adesea înghețate.

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

1.2 Litostratigraficincizie

Secțiunea geologică a câmpului Priobskoye este compusă dintr-un strat gros (mai mult de 3000 m) de depozite terigene ale acoperirii sedimentare de epocă mezozoic-cenozoică, acoperite cu roci din complexul prejurasic, reprezentate de crustă de intemperii.

Pre-Jurasic educatie (Pz)

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

Sistemul jurasic (J)

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

Compoziția sa include formațiunile Tyumen (J1+2), Abalak și Bazhenov (J3).

Sedimente Tyumen formațiunile se află la baza învelișului sedimentar pe roci ale scoarței de intemperii cu neconformități unghiulare și stratigrafice și sunt reprezentate de un complex de roci terigene de compoziție argilo-nisipoasă-siltstone.

Grosimea sedimentelor formațiunii Tyumen variază de la 40 la 450 m. În cadrul câmpului au fost descoperite la adâncimi de 2806-2973 m. Depozitele formațiunii Tyumen sunt acoperite conform zăcămintelor din Jurasic superior ale formațiunilor Abalak și Bazhenov. Abalakskaya Formațiunea este compusă din noroi glauconitic, de culoare gri închis până la negru, local calcaros, cu straturi intermediare de siltstone în partea superioară a secțiunii. Grosimea formațiunii variază de la 17 la 32 m.

Sedimente Bazhenovskaia Formațiunile sunt reprezentate de noroiuri bituminoase de culoare gri închis, aproape negre, cu straturi intermediare de noroiuri slab mâloase și roci carbonatice argiloase organogenice. Grosimea formațiunii este de 26-38 m.

Sistem de cretă (K)

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

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

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

În partea superioară a Formației Akh, se distinge un membru matur din argile Pim de culoare gri închis, fin pulverizate, cenușii care se apropie.

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

Incizie Cherkashinskaya formațiunea (K1g-br) este reprezentată de o alternanță ritmică de argile cenușii, siltstones și gresii limosoase. Acestea din urmă, în cadrul câmpului, precum și gresiile, sunt petroliere comerciale și se disting în formațiunile AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Grosimea formațiunii variază de la 290 la 600 m.

Deasupra sunt argile de la gri închis până la negru Alymskaya formatiune (K1a), in partea superioara cu straturi intermediare de noroioase bituminoase, in partea inferioara - siltstones si gresii. Grosimea formațiunii variază de la 190 la 240 m. Argilele sunt sigiliul regional pentru zăcămintele de hidrocarburi din întreaga regiune de petrol și gaze din Middle Ob.

Vikulovskaya Formația (K1a-al) constă din două subformații.

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

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

Uvatskaya Formația (K2s) este reprezentată de alternanța neuniformă a nisipurilor, siltiților și gresiilor. Formația se caracterizează prin prezența resturilor vegetale carbonizate și feruginoase, detritus carbonice și chihlimbar. Grosimea formațiunii este de 283-301 m.

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

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

Sistemul paleogen (P2)

Sistemul paleogen include roci din formațiunile Talitsky, Lyulinvor, Atlym, Novomikhailovsky și Turtas. Primele trei sunt reprezentate de zăcăminte marine, restul - continentale.

Talitskaia Formația este compusă din argile groase de culoare gri închis și zone mâloase. Se mai găsesc resturi de plante peritizate și solzi de pește. Grosimea formațiunii este de 125-146 m.

Lyulinvorskaya Formațiunea este reprezentată de argile verzi-gălbui, în partea inferioară a secțiunii acestea sunt adesea opocoide cu interstraturi opocoide. Grosimea formațiunii este de 200-363 m.

Tavdinskaya Formațiunea care completează secțiunea paleogenă marine este formată din argile cenușii, gri-albăstrui, cu straturi intermediare de silstone. Grosimea formațiunii este de 160-180 m.

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

Novomikhailovskaya formarea - reprezentată prin interstratificarea neuniformă a nisipurilor, gri, cu granulație fină, cuarț-feldspatică cu argile și siltituri cenușii și cenușii-maronii cu interstraturi de nisip și cărbuni bruni. Grosimea formațiunii nu depășește 80 m.

Turtasskaya Formația este formată din argile și siltstones de culoare gri-verzuie, stratificate subțire cu straturi intermediare de diatomite și nisipuri cuarț-glauconite. Grosimea formațiunii este de 40-70 m.

Sistem cuaternar (Q)

Este prezent pretutindeni si este reprezentat in partea inferioara prin alternarea nisipurilor, argilelor, luturilor si luturilor nisipoase, in partea superioara prin faciesul de mlastina si lacustre - siluri, lut si lut nisipos. Grosimea totală este de 70-100 m.

1.3 Tectonicstructura

Structura Priob este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megatrough-ului Lyaminsky, a grupurilor de ridicări Salym și West Lempinsky. Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări în formă de umflătură și cupolă de ordinul doi și de structuri anticlinale locale individuale, care sunt obiecte de lucrări de prospectare și explorare pentru petrol și gaze.

Planul structural modern al fundației pre-Jurasice a fost studiat folosind orizontul reflectorizant „A”. Pe harta structurală de-a lungul orizontului reflectorizant „A” sunt afișate toate elementele structurale. În partea de sud-vest a regiunii se află ridicările Seliyarovskoye, West Sakhalin și Svetloye. În partea de nord-vest - Est Seliyarovskoye, Krestovoe, Vest Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, complicând versantul estic al zonei de ridicare West Lempinsky. În partea centrală se află jgheabul Sakhalin de Vest, la est de acesta ridicările Gorshkovsky și Sakhalin, complicând umflarea Liaminsky Mijlociu și, respectiv, nasul structural Sakhalin.

De-a lungul orizontului reflectorizant „Db”, limitat la acoperișul membrului Bystrinskaya, pot fi urmărite ridicarea în formă de dom Priobskoye, ridicarea de amplitudine mică a Priobskoye de Vest, structurile Sakhalin de Vest, Novoobskaya. În vestul zonei este conturată ridicarea Khanty-Maniya. La nord de ridicarea Priobsky iese în evidență ridicarea locală Svetloye. În partea de sud a câmpului în zona fântânii. 291 Înălțarea fără nume se distinge în mod convențional. Zona ridicată de Est Seliyarovskaya din zona de studiu este conturată de o izohipză seismică deschisă - 2280 m. Lângă puțul 606 poate fi urmărită o structură izometrică de amplitudine mică. Zona Seliyarovskaya este acoperită de o rețea rară de profile seismice, pe baza căreia se poate prezice condiționat o structură pozitivă. Ridicarea lui Seliyarovsky este confirmată de un plan structural de-a lungul orizontului reflectorizant „B”. Din cauza studiului slab al părții de vest a zonei, explorării seismice, la nordul structurii Seliyarovskaya, în mod condiționat, iese în evidență o ridicare fără nume în formă de cupolă.

1.4 Conținutul de ulei

La câmpul Priobskoye, nivelul petrolului acoperă grosimi semnificative de acoperire sedimentară din Jurasicul mijlociu până în epoca Aptiană și este mai mare de 2,5 km.

Afluxurile neindustriale de petrol și nucleele cu semne de hidrocarburi au fost obținute din zăcămintele formațiunilor Tyumen (formațiunile Yu 1 și Yu 2) și Bazhenov (formația Yu 0). Din cauza numărului limitat de materiale geologice și geofizice disponibile, structura zăcămintelor nu este în prezent suficient de fundamentată.

Conținutul de petrol comercial a fost stabilit în formațiunile neocomiene ale grupului AS, unde sunt concentrate 90% din rezervele dovedite. Principalele straturi productive sunt situate între pachetele de argilă Pimskaya și Bystrinskaya. Depozitele se limitează la corpuri de nisip în formă de lentilă formate în raft neocomian și depozite clinoforme, a căror productivitate nu este controlată de planul structural modern și este determinată aproape exclusiv de prezența în secțiune a straturilor de rezervor productive. Absența apei de formare în partea productivă a secțiunii în timpul numeroaselor încercări demonstrează că depozitele de ulei asociate cu straturile acestor unități sunt corpuri închise în formă de lentilă umplute complet cu ulei, iar contururile depozitelor pentru fiecare strat de nisip sunt determinate. de limitele distribuţiei sale. Excepție este formațiunea AS 7, unde afluxurile de apă de formare au fost obținute din lentile de nisip umplute cu apă.

În cadrul zăcămintelor productive neocomiene au fost identificate 9 obiecte de numărare: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Depozitele straturilor AC 7 si AC 9 nu sunt de interes industrial.

Profilul geologic este prezentat în Fig. 1.1

1.5 Caracteristiciproductivstraturi

Principalele rezerve de petrol din zăcământul Priobskoye sunt concentrate în zăcăminte neocomiene. O caracteristică a structurii geologice a zăcămintelor asociate cu rocile neocomiene este aceea că au o structură mega-stratificată încrucișată, datorită formării lor în condiții de umplere laterală a unui bazin marin destul de adânc (300-400m) datorită înlăturării clasticului. material terigen din est și sud-est. Formarea megacomplexului neocomian de roci sedimentare s-a petrecut într-o serie întreagă de condiții paleogeografice: sedimentare continentală, litoral-marină, de raft și depunere foarte lentă a sedimentelor în mare adâncime deschisă.

Pe măsură ce vă deplasați de la est la vest, există o înclinare (în raport cu formațiunea Bazhenov, care este un reper regional) atât a membrilor maturi argiloși (referent zonal), cât și a rocilor nisipoase-siltstone cuprinse între ele.

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

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

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

Depozitele formațiunii AS 12/3 sunt limitate la un element monoclinal (nas structural), în cadrul căruia există ridicări de amplitudine redusă și depresiuni cu zone de tranziție între ele.

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

Zăcământul AS 12/3 a fost descoperit la adâncimi de 2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansi și zona de subsidență estică a acestuia. Depozitul este controlat din toate părțile prin zone de înlocuire a rezervorului. Debitele de ulei sunt mici și se ridică la 0,4-8,5 m 3 /zi la diferite niveluri dinamice. Cea mai mare cotă din porțiunea arcuită se înregistrează la -2640 m, iar cea mai scăzută la (-2716 m). Dimensiunile depozitului sunt de 18 pe 8,5 km, înălțimea 76 m. Tip ecranat litologic.

Depozitul principal AS12/1-2 este cel mai mare din domeniu. A fost descoperit la adâncimi de 2536-2728 m. Se limitează la un monoclin, complicat de ridicări locale de mică amplitudine cu zone de tranziție între ele.Pe trei laturi, structura este limitată de ecrane litologice și numai în sud (spre Zona Frolovskaya de est) tind să se dezvolte rezervoare. Grosimile saturate cu ulei variază într-un interval larg de la 0,8 la 40,6 m, în timp ce zona de grosime maximă (mai mult de 12 m) acoperă partea centrală a zăcământului, precum și partea de est. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 45 km pe 25 km, înălțimea 176 m.

În formațiunea AS 12/1-2 s-au descoperit depozite de 7,5 pe 7 km, 7 m înălțime, și 11 pe 4,5 km, 9 m înălțime. Ambele depozite sunt de tip ecranat litologic.

Formația AS 12/0 are o zonă de dezvoltare mai mică. Depozitul principal AS 12/0 este un corp în formă de lentilă orientat de la sud-vest la nord-est. Dimensiunile sale sunt de 41 pe 14 km, înălțimea 187 m. Debitele de ulei variază de la primele unități de m 3 / zi la niveluri dinamice până la 48 m 3 / zi.

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

Mai sus în secțiune se află pachetul AS 11 de straturi productive, care include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ultimele trei sunt conectate într-un singur obiect de numărare, care are o structură foarte complexă atât în ​​secțiune, cât și în zonă. În zonele de dezvoltare a rezervoarelor, care gravitează spre zonele apropiate de crestet, se observă cele mai semnificative grosimi ale orizontului, cu tendință de creștere spre nord-est (până la 78,6 m). În sud-est, acest orizont este reprezentat doar de stratul AS 11/2, în partea centrală - de stratul AS 11/3, la nord - de stratul AC 11/2-4.

Depozitul principal AS11/1 este al doilea ca mărime din zăcământul Priobskoye. Formațiunea AS11/1 este dezvoltată în partea apropiată a creastă a unei ridicări submeridionale asemănătoare unei umflături, complicând monoclinul. Pe trei laturi depozitul este limitat de zone argiloase, iar în sud limita este trasată condiționat. Dimensiunile zăcământului principal sunt de 48 pe 15 km, înălțimea 112 m. Debitele de ulei variază de la 2,46 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1195 m până la 11,8 m 3 /zi.

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

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

Zăcământul principal AS10/1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 38 pe 13 km, înălțimea până la 120 m. Limita de sud este trasată provizoriu. Grosimile saturate de ulei variază de la 0,4 la 11,8 m. Afluxurile de petrol anhidru au variat de la 2,9 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1064 m până la 6,4 m 3 /zi.

Secțiunea formațiunii AS 10 este completată de formațiunea productivă AS 10/0, în cadrul căreia au fost identificate trei depozite, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Horizon AC 9 are o distribuție limitată și este prezentat sub formă de zone fasciale separate situate în secțiunile de nord-est și est ale structurii, precum și în zona plonjei de sud-vest.

Zăcămintele productive neocomiene sunt completate de formațiunea AS 7, care are un model mozaic în distribuția câmpurilor petroliere și acvifere.

Cel mai mare ca zonă, zăcământul estic, a fost descoperit la adâncimi de 2291-2382 m. Este orientat de la sud-vest la nord-est. Intrările de petrol sunt de 4,9-6,7 m 3 /zi la cote dinamice de 1359-875 m. Grosimile saturate de petrol variază de la 0,8 la 67,8 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 46 pe 8,5 km, înălțimea 91 m.

Un total de 42 de zăcăminte au fost descoperite în câmp. Suprafața maximă este depozitul principal din formațiunea AS 12/1-2 (1018 km 2), cea minimă (10 km 2) este depozitul din formațiunea AC 10/1.

Tabel rezumativ al parametrilor formațiunilor productive din zona de producție

Tabelul 1.1

	adâncime, m	Grosimea medie	Deschis Porozitate. %	Ulei sat..%	Coeficient nisipul	Dezmembrare

zăcământ de producție geologică formarea rulmenților de ulei

1.6 Caracteristiciacviferecomplexe

Câmpul Priobskoye face parte din sistemul hidrodinamic al bazinului artezian siberian de vest. Particularitatea sa este prezența depozitelor argiloase impermeabile ale Oligocen-Turonian, a căror grosime ajunge la 750 m, împărțind secțiunea Mezozoic-Cenozoic în niveluri hidrogeologice superioare și inferioare.

Etajul superior combină sedimente de epocă turonian-cuaternară și se caracterizează prin schimbul liber de apă. În termeni hidrodinamici, podeaua este un acvifer, ale cărui ape subterane și interstratale sunt interconectate.

Etapa hidrogeologică superioară include trei acvifere:

1- acvifer al sedimentelor cuaternare;

2- acviferul depozitelor Novomikhailovsky;

3- acviferul sedimentelor Atlym.

O analiză comparativă a acviferelor a arătat că acviferul Atlym poate fi acceptat ca principală sursă de alimentare centralizată cu apă potabilă și gospodărească. Cu toate acestea, datorită unei reduceri semnificative a costurilor de operare, orizontul Novomikhailovsky poate fi recomandat.

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

Pentru inundarea rezervoarelor de petrol din regiunea Ob Mijlociu, sunt utilizate pe scară largă apele subterane ale complexului Aptian-Cenomanian, compuse dintr-un strat de nisipuri slab cimentate, afanate, gresii, siltstone și argile ale formațiunilor Uvat, Khanty-Mansi și Vikulov, bine consistentă în zonă și destul de omogenă în zonă. Apele se caracterizează printr-o capacitate de coroziune scăzută datorită absenței hidrogenului sulfurat și a oxigenului din ele.

1.7 Fizico-chimicproprietățirezervorfluide

Uleiurile de rezervor din formațiunile productive AC10, AC11 și AC12 nu prezintă diferențe semnificative în proprietățile lor. Natura schimbării proprietăți fizice uleiul este tipic pentru depozitele care nu ajung la suprafață și sunt înconjurate de apă marginală. În condiții de rezervor de petrol cu ​​saturație medie de gaz, presiunea de saturație este de 1,5 -2 ori mai mică decât presiunea din rezervor ( grad înalt comprimare).

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

Uleiurile formațiunilor AS10, AS11 și AS12 sunt apropiate unele de altele, uleiul mai ușor se află în formațiunea AS11, fracția molară de metan din el este de 24,56%, conținutul total de hidrocarburi C2H6 -C5H12 este de 19,85%. Uleiurile din toate straturile sunt caracterizate de o predominanță a butanului normal și a pentanului față de izomeri.

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

Gazul uleios de separare standard este bogat în grăsimi (coeficient de conținut de grăsime mai mare de 50), fracția molară de metan din el este de 56,19 (formarea AS10) - 64,29 (formarea AS12). Cantitatea de etan este mult mai mică decât propanul, raportul C2H6 / C3H8 este de 0,6, ceea ce este tipic pentru gazele din zăcămintele de petrol. Conținutul total de butani este de 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, hidrocarburi grele C6H14 + mai mare 0,95-1,28%. Cantitatea de dioxid de carbon și azot este mică, aproximativ 1%.

Uleiurile degazate din toate straturile sunt sulfuroase, parafinice, cu rășină scăzută și de densitate medie.

Uleiul formațiunii AS10 este de vâscozitate medie, cu un conținut de fracții până la 350_C mai mare de 55%, uleiurile formațiunilor AS11 și AS12 sunt vâscoase, cu un conținut de fracții până la 350_C de la 45% la 54,9%.

Codul tehnologic al uleiurilor din formațiunea AS10 - II T1P2, formațiunile AS11 și AS12 - II T2P2.

Evaluarea parametrilor determinați de caracteristicile individuale ale uleiurilor și gazelor a fost efectuată în conformitate cu condițiile cele mai probabile pentru colectarea, prepararea și transportul petrolului în câmp.

Condițiile de separare sunt următoarele:

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

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

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

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

Compararea valorilor medii de porozitate și permeabilitate ale rezervoarelorStraturi AS10-AS12 bazate pe miez și GIS

Tabelul 1.2

					Mostre

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

Evaluarea rezervelor de petrol ale zăcământului Priobskoye a fost efectuată în ansamblu pentru rezervoarele fără diferențiere pe zăcăminte. Din cauza lipsei apei de formare în depozitele limitate litologic, rezervele au fost calculate pe baza zonelor pur petroliere.

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

Baza pentru calcularea modelelor de rezervor au fost rezultatele interpretării GIS. În același timp, au fost luate următoarele estimări ale parametrilor rezervorului ca valori la limita rezervor-non-rezervor: K op 0,145, permeabilitate 0,4 mD. Zonele de rezervor în care valorile acestor parametri au fost mai mici decât standardul au fost excluse din rezervoare și, prin urmare, din calculele rezervelor.

La calcularea rezervelor s-a folosit metoda de multiplicare a hărților a trei parametri principali de calcul: grosimea efectivă saturată cu ulei, coeficienții de porozitate deschisă și saturația uleiului. Volumul efectiv saturat cu ulei a fost calculat separat pentru categoriile de rezervă.

Alocarea categoriilor de rezerve s-a efectuat în conformitate cu „Clasificarea rezervelor de depozite...” (1983). În funcție de nivelul de explorare a zăcămintelor din zăcământul Priobskoye, rezervele de petrol și gaze dizolvate din acestea se calculează conform categoriilor B, C 1, C 2. Rezervele de categoria B sunt identificate în cadrul ultimelor sonde din seria de producție pe secțiunea forată pe malul stâng al câmpului. Rezervele de categoria C 1 au fost identificate în zonele studiate de sonde de explorare în care s-au obținut fluxuri comerciale de petrol sau au fost disponibile informații pozitive de exploatare forestieră. Rezervele din zonele de zăcăminte care nu au fost studiate prin foraj au fost clasificate în categoria C 2. Granița dintre categoriile C 1 și C 2 a fost trasată la distanță pas dublu grilă operațională (500x500 m), conform prevederilor „Clasificare...”.

Evaluarea rezervei a fost finalizată prin înmulțirea volumelor obținute de rezervoare saturate cu petrol pentru fiecare strat și în cadrul categoriilor selectate cu densitatea petrolului degazat în timpul separării treptate și factorul de conversie. Trebuie remarcat faptul că acestea sunt oarecum diferite de cele adoptate anterior. Aceasta se datorează, în primul rând, excluderii din calcule a sondelor situate cu mult dincolo de zona licenței și, în al doilea rând, modificărilor indexării formațiunilor din sondele individuale de explorare ca urmare a unei noi corelații a zăcămintelor productive.

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

1.8.1 Rezerveulei

Începând cu 1 ianuarie 1998, rezervele de petrol din bilanţul VGF sunt enumerate după cum urmează:

Recuperabil 613.380 mii tone.

Recuperabil 63.718 mii tone.

Recuperabil 677.098 mii tone.

Rezerve de petrol pe rezervor

Tabelul 1.3

	bilanț			bilanț	Să-l extragem.		Bilanț	Să-l extragem.

Pentru secțiunea forată a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye, a fost efectuată partea de calcul a rezervelor a Yuganskneftegaz JSC.

Piesa forată conține 109.438 mii tone. sold și 31131 mii tone. rezerve recuperabile de petrol cu ​​un factor de recuperare a petrolului de 0,284.

Conform piesei forate, rezervele sunt distribuite pe cusături după cum urmează:

Sold formare AS10 50%

Recuperabil 46%

Soldul formației AS11 15%

Recuperabil 21%

Sold formare AS12 35%

Recuperabil 33%

În teritoriul luat în considerare, volumul principal de rezerve este concentrat în formațiunile AC10 și AC12. Această zonă conține 5,5% din rezervele de petrol. 19,5% din rezervele de formare AS10; 2,4%-AC11; 3,9%-AC12.

Priobskoem/r (malul stângParte)

RezerveuleiDezonaOperațiune

Tabelul 1.4

		Rezerve de petrol, mii de tone	unități de fracție SIF
		bilanț	recuperabil

*) Pentru o parte a teritoriului de categoria C1 din care se produce ulei

2 . Metode de extracție, echipamente utilizate

Dezvoltarea fiecărei unități de producție AS 10, AS 11, AS 12 a fost realizată prin amplasarea puțurilor conform unui model triunghiular liniar cu trei rânduri cu o densitate a rețelei de 25 hectare/pudă, cu toate puțurile forate până la formațiunea AS 12.

În 2007, SibNIINP a pregătit o „Adăugare la schema tehnologica dezvoltare industrială pilot a părții malului stâng a câmpului Priobskoye, inclusiv a secțiunii luncii inundabile N4”, în care s-au făcut ajustări pentru dezvoltarea părții malului stâng a câmpului cu includerea noilor clustere N140 și 141 în partea luncii inundabile a În conformitate cu prezentul document, se prevede implementarea unui sistem de bloc cu trei rânduri (densitate grilă - 25 hectare/mp) cu o tranziție ulterioară într-o etapă ulterioară de dezvoltare la un sistem bloc închis.

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

2. 1 DinamicaprincipalindicatoridezvoltarePriobskyLocul nașterii

tabelul 2.1

2. 2 Analizăprincipaltehnice si economiceindicatoridezvoltare

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

Câmpul Priobskoye a fost dezvoltat din 1988. Peste 12 ani de dezvoltare, după cum se poate observa din Tabelul 3, producția de petrol a crescut constant.

Dacă în 1988 se ridica la 2.300 de tone de petrol, atunci până în 2010 a ajuns la 1.485.000 de tone, producția de lichid a crescut de la 2.300 la 1.608.000 de tone.

Astfel, până în 2010, producția acumulată de petrol a fost de 8583,3 mii tone. (Tabelul 3.1) .

Din 1991, pentru menținerea presiunii din rezervor, au fost puse în funcțiune puțuri de injecție și a început injectarea apei. La sfârșitul anului 2010, stocul de injecție era de 132 puțuri, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Pe măsură ce injecția crește, rata medie de producție de petrol a puțurilor în exploatare crește. Până în 2010, debitul crește, ceea ce se explică alegerea corecta cantitatea de apă pompată.

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

Până în anul 2010, stocul de sonde producătoare se ridica la 414 sonde, dintre care 373 fântâni care extrag produse prin metode mecanizate, iar până în 2010 producția de petrol acumulată a fost de 8583,3 mii tone. (Tabelul 2.1) .

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

2.3 Particularitățidezvoltare,influenţândpeexploatarefântâni

Câmpul se caracterizează prin debite scăzute ale sondei. Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost productivitatea scăzută a puțurilor de producție, injectivitate naturală scăzută (fără formațiuni de fracturare cu apă injectată) a puțurilor de injecție, precum și redistribuirea slabă a presiunii între zăcăminte în timpul menținerii presiunii din rezervor (datorită conexiunii hidrodinamice slabe a secţiuni individuale ale formaţiunilor). Exploatarea formațiunii AC 12 trebuie evidențiată ca o problemă separată a dezvoltării câmpului. Datorită debitelor scăzute, multe puțuri din această formațiune trebuie să fie închise, ceea ce ar putea duce la reducerea rezervelor semnificative de petrol pe termen nelimitat. Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă în rezervorul AS 12 este implementarea măsurilor de intensificare a producției de petrol.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în ​​zonă, cât și în secțiune. Rezervoarele orizonturilor AS 10 și AS 11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AS 12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute.

Caracteristicile geologice şi fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influenţă activă asupra straturilor sale productive şi fără utilizarea metodelor de intensificare a producţiei.

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

3 . Metode aplicate pentru îmbunătățirea recuperării uleiului

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

Alegerea unei metode de influențare zăcămintele de petrol este determinată de o serie de factori, dintre care cei mai semnificativi sunt caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor, capacitățile tehnologice de implementare a metodei într-un domeniu dat și criteriile economice. Metodele de mai sus de influențare a formării au numeroase modificări și se bazează fundamental pe un set imens de compoziții ale agenților de lucru utilizați. Prin urmare, atunci când se analizează metode existente impact, are sens, în primul rând, să folosim experiența în dezvoltare a câmpurilor din Siberia de Vest, precum și a câmpurilor din alte regiuni cu proprietăți de rezervor similare câmpului Priobskoye (în primul rând cu permeabilitatea scăzută a rezervoarelor) și fluide de formare.

Dintre metodele de intensificare a producției de petrol prin influențarea zonei de fund a unei puțuri, cele mai utilizate sunt:

fracturare hidraulică;

tratamente cu acid;

tratamente fizice și chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

puls-șoc, efecte vibroacustice și acustice.

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

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

adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este închis elastic,

grosimea straturilor AS 10, AS 11 și AS 12 este de până la 20,6, 42,6 și, respectiv, 40,6 m.

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

temperatura rezervorului - 88-90 0 C,

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

eterogenitate mare laterală și verticală a formațiunilor,

densitatea uleiului din rezervor - 780-800 kg/m 3,

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

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele enumerate mai sus: metode termice și inundare cu polimeri. (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru depozitele cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundarea polimerului este utilizată de preferință în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 μm 2 pentru a deplasa uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 0 C ( Pentru temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri scumpi cu compoziții speciale).

3.2.1 Inundarea rezervorului

Experiența în dezvoltarea domeniilor interne și străine arată că inundarea cu apă se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută, sub rezerva respectării stricte a cerințelor necesare pentru tehnologia de implementare a acesteia.

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

deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

înfundarea colectorului cu impurități mecanice fine găsite în apa injectată,

precipitarea sărurilor în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și de formare,

reducerea acoperirii rezervorului prin inundare din cauza formării de fracturi în jurul puțurilor de injecție și a propagării lor adânc în formațiune (pentru formațiunile discontinue, este posibilă și o ușoară creștere a acoperirii rezervorului de-a lungul secțiunii);

sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocilor de către agentul injectat; reducerea semnificativă a permeabilității rezervorului datorită precipitării parafinelor.

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

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

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

Aplicarea soluțiilor de surfactant la câmp a fost respinsă, în primul rând din cauza eficienței scăzute a acestor reactivi în condiții de rezervor cu permeabilitate scăzută.

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

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

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

Principalul obstacol în utilizare sisteme de emulsie impactul asupra depozitelor câmpului Priobskoye este caracteristicile scăzute de filtrare ale rezervoarelor câmpului. Rezistența la filtrare creată de emulsii în rezervoare cu permeabilitate scăzută va duce la o scădere bruscă a injectivității puțurilor de injecție și la o scădere a ratei de extracție a petrolului.

3.3 Metode de influențare a zonei de formare a găurii pentru intensificarea producției

3.3.1 Tratamente cu acid

Tratamentele acide ale formațiunilor sunt efectuate atât pentru a crește, cât și pentru a restabili permeabilitatea rezervorului în zona de lângă sondă a sondei. Cea mai mare parte a acestei lucrări a fost efectuată la conversia puțurilor în injecție și, ulterior, creșterea injectivității acestora.

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

Atunci când se ia în considerare eficacitatea impactului acizilor anorganici, au fost luate în considerare puțurile de injecție cu injecție de apă pe termen lung (mai mult de un an) înainte de tratare.Tratamentul cu acid al CCD în puțurile de injecție se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de refacere a acestora. injectivitate. Ca exemplu, Tabelul 3.1 prezintă rezultatele tratamentelor pentru un număr de godeuri de injectare.

Rezultatele tratamentelor în puțuri de injecție

Tabelul 3.1

	data prelucrarii	Capacitate de injectare înainte de tratament (m 3 /zi)	Capacitate de injectare după tratament (m 3 /zi)	Presiunea de injectare (atm)	Tip acid

Analiza tratamentelor efectuate arată că compoziția acidului clorhidric și fluorhidric îmbunătățește permeabilitatea sondelor de sondă.Injectivitatea sondelor a crescut de la 1,5 la 10 ori, efectul putând fi urmărit de la 3 luni la 1 an.

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

3.3.2 Fracturarea hidraulica

Fracturarea hidraulică (fracturarea) este una dintre cele mai multe metode eficiente intensificarea producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută și creșterea producției de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în ​​producția de petrol internă, cât și străină.

O experiență semnificativă în fracturare hidraulică a fost deja acumulată la câmpul Priobskoye. Analiza efectuată la câmpul de fracturare hidraulică indică Eficiență ridicată pentru un domeniu de acest tip de intensificare a producției, în ciuda ritmului semnificativ de scădere a ratei de producție după fracturarea hidraulică. Fracturarea hidraulică în cazul zăcământului Priobskoye nu este doar o metodă de intensificare a producției, ci și de creștere a recuperării petrolului. În primul rând, fracturarea hidraulică vă permite să conectați rezervele de petrol nedrenate în rezervoarele intermitente ale câmpului. În al doilea rând, acest tip impact vă permite să selectați un volum suplimentar de ulei din formația AC 12 cu permeabilitate scăzută într-o perioadă acceptabilă de funcționare pe teren.

Notaadiţionalproducțiedinefectuareafracturare hidraulicapePriobskycamp.

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

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

La sfârșitul anului 2008, producția suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice a reprezentat deja aproximativ 48% din totalul petrolului produs pentru anul. Mai mult, majoritatea producției suplimentare a fost petrol din rezervorul AS-12 - 78,8% din toată producția din rezervor și 32,4% din producție în general. Pentru rezervorul AS11 - 30,8% din producția totală pentru rezervor și 4,6% din producția în ansamblu. Pentru formațiunea AS10 - 40,5% din producția totală pentru formațiune și 11,3% din producția în ansamblu.

După cum puteți vedea, ținta principală pentru fracturarea hidraulică a fost formațiunea AS-12 ca fiind cea mai slab productivă și cu conținut cel mai rezervele de petrol din zona malului stâng al câmpului

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

Dinamica producției de petrol pentru câmpul în ansamblu, precum și producția suplimentară de petrol datorată fracturării hidraulice, sunt prezentate în Tabelul 3.2.

Tabelul 3.2

O creștere semnificativă a producției de ulei din cauza fracturării hidraulice este evidentă. Din 2006, producția suplimentară din fracturarea hidraulică s-a ridicat la 4.900 de tone.În fiecare an, creșterea producției din fracturarea hidraulică este în creștere. Creșterea maximă a fost în 2009 (701.000 tone). Până în 2010, valoarea producției suplimentare a scăzut la 606.000 tone, ceea ce este cu 5.000 tone mai mică decât în ​​2008.

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

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

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

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

Metodele de creare a canalelor de filtrare suplimentare pot include, de exemplu, tehnologia creării unui sistem de fisuri în timpul deschiderii secundare a formațiunii cu perforatoare pe conducte - sistemul de perforare a formațiunii fracturate (FFS).

Această tehnologie a fost folosită pentru prima dată de Marathon (Texas, SUA) în 2006. Esența sa constă în perforarea formațiunii productive cu perforatoare puternice de 85,7 mm cu o densitate de aproximativ 20 de găuri pe metru în timp ce se presează formația, urmată de asigurarea canalelor de perforare și a fisurilor cu o fracțiune de susținere - bauxită de la 0,42 la 1,19 mm.

Documente similare

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

raport de practică, adăugat la 06.07.2013


Istoria dezvoltării și dezvoltării câmpului Priobskoye. Caracteristicile geologice ale formațiunilor saturate cu petrol. Analiza performanței sondei. Impactul asupra formațiunilor purtătoare de ulei de fracturare hidraulică - principala metodă de intensificare.

lucrare curs, adăugată 18.05.2012


Caracteristicile geologice și fizice ale obiectului AC10 din partea de sud a câmpului Priobskoye. Caracteristicile stocului de sondă și indicatorii funcționării acestora. Dezvoltarea tehnologiei pentru studierea câmpurilor petroliere multistrat. Analiza sensibilității proiectului la risc.

teză, adăugată 25.05.2014


Informații generale despre zăcământul Priobskoye, caracteristicile sale geologice. Straturi productive din megacomplexul de sedimente neocomiene. Proprietățile fluidelor și gazelor de formare. Cauzele contaminării zonei de formare din apropierea sondei. Tipuri de tratamente cu acid.

lucrare curs, adaugat 10.06.2014


o scurtă descriere a Priobsky câmp petrolier, structura geologică a zonei și descrierea formațiunilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetări geofizice complexe: selectarea și justificarea metodelor de desfășurare a lucrărilor de teren.

teză, adăugată 17.12.2012


Construcția unei sonde direcționale pentru condițiile geologice ale câmpului Priobskoye. Ratele consumului de fluid de foraj pentru intervalele de foraj. Formulări ale fluidelor de foraj. Echipamente în sistemul de circulație. Colectarea și curățarea deșeurilor de foraj.

lucrare curs, adăugată 13.01.2011


Caracteristicile geologice şi fizice ale formaţiunilor productive şi Informații generale despre stocuri. Istoria dezvoltării câmpului. Analiza indicatorilor de performanță a stocurilor de puțuri. Metode de bază pentru creșterea recuperării petrolului și implicarea rezervelor reziduale de petrol în dezvoltare.

lucrare curs, adăugată 22.01.2015


Caracteristicile geologice ale câmpului Khokhryakovskoye. Justificarea unei metode raționale de ridicare a fluidului în puțuri, în cap de puț și în echipamentele de fund. Starea dezvoltării terenului și stocul puțului. Control asupra dezvoltării câmpului.

teză, adăugată 09.03.2010


Dezvoltarea zăcămintelor de gaze. Caracteristicile geologice și tehnice ale zăcământului. Formațiuni și obiecte productive. Compoziția gazului din zăcământul Orenburg. Justificarea proiectelor de ridicare cu fântână. Selectarea diametrului și adâncimii țevilor fântânii.

lucrare curs, adaugat 14.08.2012


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