Câmpul petrolier Priobskoye

§1.Câmpul petrolier Priobskoye.

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

Tabelul 1. Intervalul și valoarea medie a conținutului de microelement al uleiului de Priobskaya (mg/kg)

Debitul inițial al sondelor de petrol în exploatare este de la 35 tone/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de puțuri este un astfel de aranjament atunci când gurile sunt aproape una de alta pe aceeași platformă tehnologică, iar fundul puțurilor se află în nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate în clustere. 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 construcția și exploatarea puțurilor pe terenuri fertile, în rezervații 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 cu pad este necesară și atunci când este necesară deschiderea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la țărm și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri pe teritoriul Tyumen, Tomsk și alte regiuni din Siberia de Vest, ceea ce a făcut posibilă realizarea cu succes a construcției de puțuri de petrol și gaze pe insulele de rambleu într-o zonă îndepărtată, mlăștinoasă și populată. regiune.

Amplasarea puțurilor în platforma sondei depinde de condițiile terenului și de mijloacele de comunicație propuse între platforma puțului și bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe autostrăzi. Pe plăcuțele de puțuri locale, de regulă, acestea sunt dispuse sub formă de ventilator în toate direcțiile, ceea ce face posibilă existența unui număr maxim de puțuri pe un tampon de puț.

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate astfel încât atunci când instalația de foraj este mutată 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 spălare să rămână staționare până la finalizarea construcția tuturor (sau a unei părți) a puțurilor de pe această platformă de sondă.

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 pad, cu atât este mai mare abaterea găurilor de fund de la capete de sondă, lungimea sondei crește, lungimea sondei crește, ceea ce duce la o creștere a costului forării sondei. În plus, există pericolul de a întâlni trunchiuri. Prin urmare, devine necesar să se calculeze numărul necesar de puțuri dintr-un cluster.

O metodă de pompare adâncă a producției de petrol este o metodă în care ridicarea lichidului de la o sondă la suprafață se realizează folosind unități de pompare fără tije și 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 de un cablu blindat, care este coborât împreună cu conductele pompei. Frecvența de rotație a arborelui motorului este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată la suprafață prin intermediul unei stații de control. Performanța pompei centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi cu o eficiență de 30-50%.

Instalarea unei pompe centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice de fund (ESP) are doar o stație de control pe suprafața puțului cu transformator de putereși se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare coborât în ​​puț împreună cu tubulatura. Sondele de mare productivitate cu presiune mare de rezervor sunt operate de unități electrice de pompe centrifuge.

Terenul este îndepărtat, greu accesibil, 80% din teritoriu este situat în lunca râului Ob și este inundat în perioada de inundații. Câmpul este caracterizat de o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri de nisip din punct de vedere al suprafeței și al secțiunii, straturile sunt slab legate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate scăzută;

nisip scăzut;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât ca suprafață, cât și ca secțiune. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt productive medii și scăzute, iar AC12 sunt productive anormal de scăzute. Caracteristicile geologice şi fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influenţa activ straturile productive ale acestuia şi fără a utiliza metode de intensificare a producţiei. Aceasta confirmă experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din malul stâng.

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

1) adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

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

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

4) initiala presiunea rezervorului- 23,5-25 MPa,

5) temperatura de formare - 88-90°С,

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

7) eterogenitate mare laterală și verticală a formațiunilor,

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

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

10) ulei din seria naftenice, parafinic și slab rășinos.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervoarelor, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, metodele de mai sus pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din cele de mai sus: metodele termice și inundarea polimerilor (ca o metodă de deplasare a uleiului din rezervoare). Pentru rezervoarele cu uleiuri de vascozitate mare se folosesc metode termice si la adancimi de pana la 1500-1700 m. se folosesc temperaturi mai mari, scumpi, polimeri speciali).

Experiența în dezvoltarea câmpurilor interne și externe arată că inundarea cu apă este 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 în apa injectată,

Precipitarea depozitelor de sare în mediul poros al colectorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și de formare,

Reducerea acoperirii rezervorului prin inundare din cauza formării de fisuri în jurul puțurilor de injecție - ruptura și propagarea lor în adâncime

Sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocilor de către agentul injectat Reducere semnificativă a permeabilității rezervorului din cauza precipitațiilor de parafină.

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, se folosesc soluții tehnologice adecvate: modele optime de sondă și moduri tehnologice de funcționare a sondei, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în rezervoare, tratarea mecanică, chimică și biologică adecvată a acesteia, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea ar trebui să fie considerată principala metodă de tratare.

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

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

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

Tehnologia preferată a petroliștilor ruși este fracturarea hidraulică: fluidul este pompat în puț sub presiune de până la 650 atm. pentru a forma crăpături în stâncă. Fisurile sunt fixate cu nisip artificial (suport): nu le permite sa se inchida. Prin ele, uleiul se infiltrează în fântână. Potrivit LLC SibNIINP, fracturarea hidraulică duce la o creștere a fluxului de petrol în câmpurile din Siberia de Vest de la 1,8 la 19 ori.

În prezent, companiile producătoare de petrol, care desfășoară activități geologice și tehnice, se limitează în principal la utilizarea tehnologiilor standard de fracturare hidraulică (HF) folosind o soluție apoasă gelificată pe bază de polimer. Aceste soluții, precum și 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, ca urmare, producția de ulei. Înfundarea formării și a fracturilor este de o importanță deosebită în câmpurile cu o presiune de formare curentă mai mică de 80% din 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.

Având în vedere cele disponibile piata ruseasca tehnologiile și rezultatele implementării acestora, specialiștii Gazpromneft-Khantos au ales fracturarea spumei și i-au oferit lui Schlumberger să efectueze lucrări pilot (PW). Pe baza rezultatelor lor, a fost făcută o evaluare a eficienței fracturării hidraulice cu spumă la câmpul Priobskoye. Fracturarea spumei, ca și fracturarea convențională, are ca scop crearea unei fracturi în formațiune, a cărei conductivitate ridicată asigură fluxul de hidrocarburi către puț. Cu toate acestea, în timpul fracturării spumei, datorită înlocuirii (în medie 60% din volum) a unei părți din soluția apoasă gelificată cu gaz comprimat (azot sau dioxid de carbon), permeabilitatea și conductibilitatea fracturilor cresc semnificativ și, ca rezultat, gradul de deteriorare a formării este minim. În practica mondială, cea mai mare eficiență a utilizării fluidelor de spumă pentru fracturarea hidraulică a fost deja observată în puțurile în care energia rezervorului nu este suficientă pentru a împinge fluidul de fracturare hidraulică uzat în puțul de foraj în timpul dezvoltării sale. Acest lucru se aplică atât stocului de puțuri noi, cât și celor existente. De exemplu, în puțurile selectate ale câmpului Priobskoye, presiunea rezervorului a scăzut la 50% față de cea originală. Atunci când se efectuează fracturarea spumei, gazul comprimat care a fost injectat ca parte a spumei ajută la stoarcerea fluidului uzat din formațiune, ceea ce crește volumul fluidului uzat și reduce timpul.

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

Utilizat pe scară largă în dezvoltarea puțurilor cu tuburi spiralate;

Inert;

Compatibil cu fluide hidraulice de fracturare.

După finalizarea lucrărilor, finalizarea puțului, care face parte din serviciul „spumă”, a fost efectuată de Schlumberger. O caracteristică a proiectului a fost implementarea lucrărilor pilot nu doar în noul, ci și în stocul de sondă existent, în rezervoare cu fracturi hidraulice existente de la primele lucrări, așa-numita refracturare. 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 luptă. Concentrația de polimer în sistem este de doar 7 kg/t de agent de susținere, spre comparație, în puțurile din cel mai apropiat mediu - 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 din stocul de sondă existent, deoarece fracturarea hidraulică repetată face posibilă implicarea în dezvoltarea de noi straturi și straturi intermediare care nu au fost afectate anterior de dezvoltare. Pentru a analiza eficacitatea fracturării hidraulice cu spumă, rezultatele acestora au fost comparate cu rezultatele obținute din puțurile învecinate în care s-a efectuat fracturarea hidraulică convențională. Rezervoarele aveau aceeași grosime saturată cu ulei. Debitul real 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 puțurilor învecinate cu 20, respectiv 50%. Cu toate acestea, presiunea de lucru în fundul găurii înainte de pompa în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei este în medie de 8,9 MPa, în puțurile din jur - 5,9 MPa. Recalcularea potențialului sondei pentru presiune echivalentă face posibilă evaluarea efectului fracturării hidraulice a spumei.

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

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

Prin decizia guvernatorului KhMAO, câmpul a primit statutul de „Teritoriu al unei proceduri speciale pentru utilizarea subsolului”, ceea ce a determinat atitudinea specială a petroliștilor față de dezvoltarea câmpului Priobskoye. Inaccesibilitatea rezervelor, fragilitatea ecosistemului zăcământului, au condus la utilizarea celor mai noi tehnologii de mediu. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în câmpia inundabilă a râului Ob; tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Obiecte de site situate pe teritoriul depozitului:

Stații de pompare de rapel - 3

· Multifazic stație de pompare Sulzer-1

· Stații de pompare în cluster 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 (USN) - 1

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

Stația de pompare olandeză „Rosskor” a fost echipată pe câmpul Priobskoye în 2000. Este destinat pompării în câmp a fluidului multifazic fără utilizarea găurilor de ardere (pentru a evita arderea de gaz asociată în câmpia inundabilă a râului Ob).

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

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

§ 2. Prepararea 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, depozitarea și prelucrarea ulterioară. Prin urmare, prepararea uleiului pentru prelucrare include în mod necesar următoarele operațiuni:

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

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

Stabilizarea uleiului -țițeiul din regiunea Ob conține o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare dizolvate în el. În timpul transportului și depozitării uleiului, acestea pot fi eliberate, drept urmare compoziția uleiului se va schimba. Pentru a evita pierderea de gaze si odata cu acesta fractiunile usoare de benzina si pentru a preveni poluarea aerului, aceste produse trebuie extrase din ulei inainte de a fi prelucrate. Se numește un proces similar de separare a hidrocarburilor ușoare de petrol sub formă de gaz asociat stabilizare ulei. Stabilizarea petrolului la zăcământul Priobskoye se realizează prin metoda de separare direct în zona de producție a acestuia la unitățile de măsurare.

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

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

Să luăm în considerare dispozitivul instalațiilor de electrodesaling.

Uleiul din rezervorul de alimentare 1 cu adăugarea unui demulgator și o soluție slabă alcalină sau de sodă trece prin schimbătorul de căldură 2, este încălzit în 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 este separată de ulei, în urma cărora conținutul lor este redus de 8-10 ori. Uleiul desalinizat trece prin schimbătorul de căldură 2 și, după răcire în frigiderul 7, intră în colectorul 8. Apa separată în deshidratatoarele electrice se depune în separatorul de ulei 9 și este trimisă la purificare, iar uleiul separat este adăugat la ulei furnizat CDU.

Procesele de desalinizare și deshidratare a uleiului sunt asociate cu necesitatea ruperii emulsiilor pe care apa le formează cu uleiul. În același timp, emulsiile de origine naturală, formate în procesul de producere a uleiului, sunt distruse pe câmp, iar 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. , respectiv. l.

Pentru a accelera procesul de spargere a emulsiilor, este necesară supunerea uleiului la alte măsuri de influență care vizează îngroșarea picăturilor de apă, creșterea diferenței de densitate și reducerea vâscozității uleiului.

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

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

§ 3. Rafinarea primară de petrol a zăcământului Priobskoye

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

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

Distilarea atmosferică pentru a obține fracțiuni de combustibil și păcură

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

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

Distilarea uleiului de Priobskaya se efectuează la unități tubulare atmosferice conform schemei cu o singură evaporare, adică. cu o coloană complexă de distilare cu secțiuni laterale de stripare - aceasta este cea mai avantajoasă din punct de vedere energetic, deoarece Uleiul Priobskaya îndeplinește pe deplin cerințele atunci când se utilizează o astfel de instalație: un conținut relativ scăzut de benzină (12-15%) și randamentul fracțiilor de până la 350 0 С nu este mai mare de 45%.

Țițeiul, încălzit prin fluxuri fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratorul electric 3. De acolo, uleiul desalinizat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 la 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 instalatiilor nu exista deshidrator electric.

Cu un conținut ridicat de gaz dizolvat și fracții cu punct de fierbere scăzut în ulei, prelucrarea sa conform unei astfel de scheme de evaporare unică fără evaporare preliminară este dificilă, deoarece se creează o presiune crescută în pompa de alimentare și în toate dispozitivele situate în circuitul din amonte de cuptorul. În plus, aceasta crește sarcina cuptorului și a coloanei de distilare.

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

Păcură este pompată de o pompă printr-un sistem de schimbătoare de căldură într-un cuptor cu tuburi, unde este încălzită la 350°-375° și intră într-o coloană de vid de distilare. Vidul din coloană este creat de ejectoarele cu jet de abur (presiune reziduală 40-50 mm). Vaporii de apă sunt introduși în partea de jos a coloanei. Distilate de ulei sunt preluate din diferite plăci ale coloanei, trec prin schimbătoare de căldură și răcitoare. Din partea de jos a coloanei, restul este evacuat - gudron.

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 petroliere se finalizează prin post-tratare cu argile de albire. Tehnologiile petroliere recente folosesc procese de hidrotratare în loc de argile.

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului Ob:

§4.Crăcare catalitică

Cracarea catalitică este cel mai important proces de rafinare a petrolului, care afectează semnificativ eficiența rafinăriei în ansamblu. Esența procesului constă în descompunerea hidrocarburilor care fac parte din materia primă (motorina în vid) sub influența temperaturii în prezența unui catalizator de aluminosilicat care conține zeolit. Produsul țintă al unității KK este o componentă cu octan mare a benzinei cu un număr octanic de 90 de puncte sau mai mult, randamentul său este de la 50 la 65%, în funcție de materiile prime utilizate, tehnologia și regimul utilizat. Cifra octanică mare se datorează faptului că cracarea catalitică provoacă și izomerizare. Procesul produce gaze care conțin propilenă și butilenă, care sunt utilizate ca materii prime pentru petrochimie și producția de componente de benzină cu octan mare, motorină ușoară - o componentă a motorinei și combustibililor pentru încălzire și motorină grea - o materie primă pentru producție. de funingine sau o componentă a uleiurilor combustibile.
Capacitatea medie a uzinelor moderne este de la 1,5 la 2,5 milioane de tone, cu toate acestea, există fabrici cu o capacitate de 4,0 milioane de tone la fabricile companiilor de top din lume.
Secțiunea cheie a centralei este unitatea reactor-regenerator. Unitatea include un cuptor de încălzire a materiei prime, un reactor în care au loc direct reacțiile 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 a rafinăriilor rusești este în prezent insuficientă și tocmai prin punerea în funcțiune a noilor unități 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, estimată prin cifra octanică.

Reformarea este utilizată pentru a obține simultan o componentă de bază cu octan mare a benzinelor de motor, hidrocarburilor aromatice și gazului care conține hidrogen.

Pentru uleiul Priobskoy, reformarea se efectuează pe fracția care fierbe în intervalul 85-180 0 C; o creștere a sfârșitului punctului de fierbere favorizează formarea de cocs și, prin urmare, este nedorită.

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

Procesul de reformare folosește catalizatori de platină. Costul ridicat al platinei a predeterminat conținutul său scăzut în catalizatori industriali de reformare și, în consecință, necesitatea acestuia. utilizare eficientă. Acest lucru este facilitat de utilizarea aluminei ca purtător, care a fost mult timp cunoscut drept cel mai bun purtător pentru catalizatorii de aromatizare.

A fost important să se transforme catalizatorul de 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 suportului proprietățile acide necesare, ceea ce a fost obținut prin tratarea aluminei cu clor.

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

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

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

Lista bibliografică

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

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

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

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

5. Bannov P.G., Process of oil rafinare, TsNIITEneftekhim, M.: 2001

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

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

MODEL ISTORIC ȘI GENETIC PENTRU FORMAREA ZAZCURILOR DE PEI ALE ZÂMULUI PRIOBSK DIN VESTUL SIBERIA

T.N. Nemcenko (NK Yukos)

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

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

Productivitatea zăcămintelor neocomiene ale câmpului Priobskoye este practic controlată de un singur factor - prezența rezervoarelor permeabile în secțiune. Absența apei de rezervor în timpul numeroaselor teste (straturile AC 10-12) sugerează că depozitele de ulei asociate acestor pachete sunt corpuri lenticulare închise complet umplute cu ulei (nu există contacte ulei-apă), iar contururile depozitelor pentru fiecare nisip. rezervor sunt determinate de limitele sale.spread().

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

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

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

Ridicarea în formă de dom Priobskoe se învecinează direct cu ținuturile Marelui Salym, unde Formația Bazhenov servește drept orizont de bază. De-a lungul acestui orizont se distinge un grup de câmpuri petroliere - Salym, Nord și Vest Salym, Upper și Middle Shapshin, Pravdinskoye etc.

În timpul istoriei cretacice a Siberiei de Vest, depresiunea Khanty-Mansiysk a rămas cea mai scufundată parte a bazinului de sedimentare și, prin urmare, secțiunea de aici este mai argilosă în comparație cu teritoriile înconjurătoare. În timpul Volgian, regiunea zăcământului Priobskoye s-a dovedit a fi într-o zonă axială adânc scufundată (până la 500 m) a paleobazinului, cu trăsături caracteristice unui bazin subcompensat. Acest lucru a condus la acumularea unui interval de noroi bogat în OM din Formația Bazhenov. În regiunea câmpului Priobskoye, încă din Berriasianul timpuriu, pe fondul unei regresii generale mari, a existat o alternanță de transgresiuni și regresii regionale și zonale. Clinoformele și pachetele stratigrafice, alungite de-a lungul paleo-axei ​​bazinului, au început să se formeze dinspre est-sud-est și au umplut treptat întregul bazin. În fazele transgresive, s-au acumulat în principal strate argiloase, cum ar fi Pimskaya, Bystrinskaya, iar în fazele regresive - straturi nisipoase-siltstone (AS 7 -AS 12) (Karogdin Yu.N., 1998).

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

Pentru a crea un model istoric și genetic pentru formarea zăcămintelor de petrol ale zăcămintelor neocomiene ale zăcământului Priobskoye, a fost utilizat pachetul software Basin Modeling. Complexul vă permite să creați rapid și cu un set minim de date geologice un model pentru evaluarea potențialului de hidrocarburi. Fragmente din baza de date a programului care conține informații despre puțuri. 151 și, respectiv, 254 din depozitul Priobskoye sunt date în. Pentru vizualizarea datelor modelului s-a folosit imaginea curbelor istoriei tasarii sedimentelor impreuna cu alte date: stadii de maturitate, izoterme etc. ().

După cum se poate observa din, zăcămintele de petrol ale rezervoarelor neocomiene aparțin fazei principale de petrol, mai precis, părții sale superioare - zona stadiului timpuriu de generare. Spre deosebire de uleiurile neocomiene, uleiurile formațiunii Bazhenov aparțin zonei etapei târzii de generare (). Această concluzie este în deplină concordanță cu zonalitatea fază-genetică verticală a sistemelor de hidrocarburi stabilite în bazinul Siberiei de Vest. În secțiunea zăcămintelor mezozoice, se disting cinci zone, fiecare dintre acestea fiind caracterizată prin starea sa de fază proprie a hidrocarburilor, compoziția, gradul de maturitate al OM, condiții termobarice etc. Orizonturile neocomiene (Valanginian-Hautherivian al Ob-ului Mijlociu) fac parte din a treia zonă, predominant petrol - principala zonă de formare și acumulare a petrolului în contextul mezozoicului din bazinul Siberiei de Vest (temperatura rezervorului 80-100 ° C ), zăcăminte identificate în zăcămintele din Jurasicul superior și mijlociu , - până la a patra zonă de condensat de petrol și gaze, unde se observă acumulări de petrol ușor (raioanele Salymsky, Krasnoleninsky, temperatura de formare 100-120 °C).

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

În funcție de indicatorii geochimici și termobarici, câmpul Priobskoye diferă:

· subsaturare semnificativă a uleiurilor din Cretacicul inferior cu gaze de hidrocarburi (valori scăzute ale Р sat / Р pl și GOR);

· un salt în creșterea Р pl în timpul tranziției de la depozitele cretacice la cele jurasice (prezența AHFP în complexul jurasic). Există două niveluri practic izolate de saturație cu petrol - Cretacicul inferior și Jurasic. Formarea zăcămintelor de petrol ale formațiunilor neocomiene ale câmpului Priobskoye a avut loc independent și nu este asociată cu migrarea verticală din formațiunea Bazhenov.

Principalul model istoric și genetic al formării zăcămintelor de petrol în rezervoarele complexe neocomiene ale câmpului Priobskoye este prezentat după cum urmează. Mecanismul care a condus cel mai probabil la formarea rezervoarelor neocomiene este migrarea laterală (în sus) a petrolului din depozitele argiloase coevale către părțile mai nisipoase ale clinoformelor. Petrolul și gazul au migrat în sus, umplând paturi și lentile de nisip-silt permeabile. În favoarea unei astfel de idei despre mecanismul migrației petrolului se evidențiază: tipul litologic dominant al zăcămintelor; lipsa apei de formare în orizonturile grupului AC; diferența dintre uleiurile Bazhenov și neocomiene.

Este de remarcat faptul că capcanele au fost umplute cu ulei, aparent, după principiul captării diferențiale, când cele mai multe capcane scufundate sunt umplute cu ulei relativ ușor (stratul AC 12, densitate 0,86-0,87 g/cm 3), în timp ce cele superioare. - relativ grele (stratul AS 10, densitate 0,88-0,89 g/cm 3), iar capcanele de sus - cu apă (stratul AS 6).

Crearea unui model istoric și genetic pentru formarea zăcămintelor de petrol în câmpul Priobskoye este de o importanță fundamentală. În imediata apropiere a zăcământului Priobskoye, corpuri de nisip de acest tip sunt situate în Khanty-Mansiysk, Frolovskaya și alte zone. Aparent, zăcăminte de petrol de geneză similară vor fi descoperite și în alte zone din Siberia de Vest, în cadrul zăcămintelor neocomiene.

O analiză cuprinzătoare a condițiilor paleogeografice ale datelor de sedimentare și sondaje seismice a făcut posibilă conturarea unei zone mari de dezvoltare a clinoformelor neocomiene la sud și la nord de zăcământul Priobskoye, care se întinde într-o fâșie de 25–50 km lățime de Shapshinskoye și Zăcăminte Erginskoye în sud până la Tumannoye și Studenoy în nord și cu care este asociată o zonă independentă acumulări de petrol și gaze, unde principalele roci sursă vor fi straturile groase de argilă coevale ale clinoformelor neocomiene.

Literatură

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

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

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

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

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

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

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

Orez. unu. FRAGMENT AL SECȚIUNII GEOLOGICE ÎN PRIOBUL LATITOS (după F.Z. Khafizov, T.N. Onishchuk, S.F. Panov)

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

Orez. 2. SECȚIUNEA GEOLOGICĂ (câmpul Priobskoye)

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

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

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

Orez. 4. MODELAREA ISTORICULUI DE SFUNDARE A CÂMPULUI PRIOBSKOYE

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

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

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

Găzduit la http://www.allbest.ru/

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre depozit

1.2 Secţiune litostratigrafică

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracterizarea rezervorului

1.6 Caracteristicile acviferelor

1.7 Proprietăți fizico-chimice fluide 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 ai dezvoltării câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalilor indicatori de dezvoltare tehnico-economică

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea puțului

3. Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegerea metodei de impact asupra rezervorului de ulei

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de impact asupra câmpului Priobskoye

3.2.1 Inundarea apei

3.3 Metode de influențare a zonei de fund a unei sonde pentru a stimula producția de petrol

3.3.1 Tratamente cu acizi

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

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

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

Rezervele de rezerve de petrol aprobate de Comisia de Stat pentru Rezerve pentru categoria C 1 se ridică la 1827,8 milioane tone, recuperabile 565,0 milioane tone. cu un factor de recuperare a petrolului de 0,309, luând în considerare rezervele din zona tampon de sub luncile inundabile ale râurilor Ob și Bolșoi Salym.

Rezervele de sold din categoria petrolului C 2 sunt de 524.073 mii tone, recuperabile - 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 mlaștinătate semnificativă, în perioada primavara-vara cea mai mare parte a teritoriului este inundată cu ape de inundații;

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

Domeniul se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive. Formațiunile AC10, AC11, AC12 sunt de interes industrial. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt productive medii și scăzute, iar AC12 sunt productive anormal de scăzute. Exploatarea formațiunii AC12 ar trebui evidențiată ca o problemă de dezvoltare separată, deoarece , rezervorul AC12 este, de asemenea, cel mai semnificativ dintre toate rezervoarele din punct de vedere al rezervelor. Această caracteristică indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ straturile sale productive.

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

1 . Caracteristica geologicăPriobskyLocul nasterii

1.1 Informații generale despre depozit

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 din punct de vedere economic din Okrug autonom, ceea ce a devenit posibil datorită creşterea volumului de explorare geologică şi producţie 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, la 57 km spre sud-est.

Gazoductul Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk și gazoductul Ust-Balyk-Omsk trec în sud-estul câmpului.

Partea de nord a zonei Priobskaya este situată în câmpia inundabilă Ob - o câmpie aluvionară tânără, cu acumularea de depozite cuaternare relativ mari. Reliefurile absolute sunt de 30-55 m. Partea de sud a zonei gravitează spre o câmpie aluvionară plată la nivelul celei de-a doua terase de luncă cu forme slab exprimate de eroziune și acumulare fluvială. Marcajele absolute aici sunt 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 conectat prin canalele mici Malaya Berezovskaya și Pola cu canalul mare și plin Ob Bolshoi Salym. Râul Ob este principala cale navigabilă a regiunii Tyumen. Există un număr mare de lacuri pe teritoriul regiunii, dintre care cele mai mari sunt Lacul Olevashkina, Lacul Karasye, Lacul Okunevoe. Mlaștinile sunt impracticabile, îngheață până la sfârșitul lunii ianuarie și reprezintă principalul obstacol în calea circulației vehiculelor.

Clima regiunii este puternic continentală, cu ierni lungi și veri scurte și calde. Iarna este geroasă și înzăpezită. Cea mai rece lună a anului este ianuarie (temperatura medie lunară este de -19,5 grade C). Minima absolută este de -52 grade C. Cea mai caldă este iulie (temperatura medie lunară este de +17 grade C), maxima absolută este de +33 grade C. Precipitația medie anuală este de 500-550 mm pe an, cu 75% în scădere. pe sezonul cald. Stratul de zăpadă se înființează în a doua jumătate a lunii octombrie și continuă până la începutul lunii iunie.Grosimea stratului de zăpadă este de la 0,7 m până la 1,5-2 m. Adâncimea de îngheț al solului este de 1-1,5 m.

Zona luată în considerare este caracterizată prin soluri argiloase podzolice în zone relativ înalte și soluri turboase-podzolice-silt și turbă în zonele umede. În cadrul câmpiilor, solurile aluvionare ale teraselor fluviale sunt în mare parte nisipoase, uneori argiloase. Lumea vegetală variat. Pădurea de conifere și mixtă predomină.

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

Pe teritorii adiacente(permafrostul nu a fost studiat la câmpul Priobskoye) Permafrostul are loc la adâncimi de 140-180 m (câmpul Lyantorskoye). Grosimea permafrostului este de 15-40 m, rareori mai mult. Înghețate sunt mai des cele mai joase, mai argiloase, parte din Novomikhailovskaya și o parte nesemnificativă a apartamentelor Atlymskaya.

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

1.2 Litostratigraficincizie

Secțiunea geologică a zăcământului Priobskoye este compusă dintr-un strat gros (mai mult de 3000 m) de depozite terigene ale învelișului sedimentar al epocii mezo-cenozoice, care se află deasupra rocilor complexului pre-jurasic, reprezentat de crusta de intemperii.

Pre-Jurasic educatie (Pz)

În secțiunea secvenței pre-Jurasice se disting două etape structurale. Cea inferioară, limitată la crusta consolidată, este reprezentată de grafit-porfirite puternic dislocate, pietrișuri și calcare metamorfozate. Etapa superioară, identificată ca un complex intermediar, constă din depozite efuziv-sedimentare mai puțin dislocate de vârstă permian-triasic până la 650 m grosime.

Sistemul jurasic (J)

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

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

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

Grosimea zăcămintelor din apartamentul Tyumen variază de la 40 la 450 m. În cadrul zăcământului sunt descoperite la adâncimi de 2806-2973m. Depozitele formațiunii Tyumen sunt suprapuse conform zăcămintelor din Jurasicul superior ale formațiunilor Abalak și Bazhenov. Abalakskaya Suita este compusă din noroi glauconit, de culoare gri închis până la negru, local calcaros, cu intercalări de siltstone în partea superioară a secțiunii. Grosimea apartamentului variază de la 17 la 32 m.

depozite Bazhenov formațiunile sunt reprezentate de argilite bituminoase de culoare gri închis, aproape negre, cu intercalări de argilite slab mâloase și roci organic-argilaceo-carbonatice. Grosimea apartamentului este de 26-38 m.

Sistem de cretă (K)

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

Suitele Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov și Khanty-Mansi se disting de jos în sus, iar apartamentele Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov și Gankin se disting în secțiunea superioară.

Partea de jos akhskoy Formațiunea (K1g) este reprezentată în principal de noroiuri cu straturi subțiri subordonate de siltstone și gresie, unite în secvența Achimov.

În partea superioară a Formației Akh, iese în evidență un membru în vârstă din argile Pim cenușii, fin elutriate, 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 este limitat la acest strat.

Incizie Cherkashin suita (K1g-br) este reprezentată de o alternanță ritmică de argile cenușii, siltstones și gresii limosoase. Acestea din urmă, în câmp, precum și gresiile, sunt comercial-purtători de petrol și se remarcă în straturile AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Grosimea apartamentului variază de la 290 la 600 m.

Deasupra sunt argile de la gri închis până la negru. alym suite (K1a), în partea superioară cu interstraturi de noroi bituminoase, în partea inferioară - silstones și gresii. Grosimea apartamentului variază de la 190 la 240 m. Argilele sunt o acoperire regională pentru zăcămintele de hidrocarburi din întreaga regiune de petrol și gaze Sredneobskaya.

Vikulovskaya suita (K1a-al) este formată 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 suitei variază de la 264 m în vest până la 296 m în nord-est.

Khanty-Mansiysk suita (K1a-2s) este reprezentată de intercalarea neuniformă de roci nisipos-argilacee cu predominanța primelor în partea superioară a secțiunii. Rocile suitei sunt caracterizate de o abundență de detritus carbonice. Grosimea apartamentului variază de la 292 la 306 m.

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

Versovskaia formaţiunea (K2k-st-km) se subîmparte în două subformaţii. Cea inferioară, formată din argile, montmorellonit cenușiu, cu interstraturi de tip opoka, de la 45 la 94 m grosime, iar cea superioară, reprezentată de argile gri, gri închis, silicioase, nisipoase, de 87-133 m grosime.

Gankinskaya suita (K2mP1d) este formată din argile cenușii, cenușii verzui care se transformă în marne cu granule de glauconit și concrețiuni de siderit. Grosimea sa este de 55-82m.

Sistem paleogen (P2)

Sistemul paleogen include rocile formațiunilor Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky și Turtas. Primele trei sunt depozite marine, restul sunt continentale.

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

Lyulinvorskaya suita este reprezentată de argile verzi-gălbui, în partea inferioară a secțiunii, adesea opocoide cu straturi intermediare de baloane. Grosimea formațiunii este de 200-363 m.

Tavdinskaya suita care completează secțiunea paleogenului marin este alcătuită din argile cenușii, cenușii-albăstrui, cu interspaturi de siltstone. Grosimea apartamentului este de 160-180 m.

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

Novomikhaylovskaya suită - reprezentată prin intercalare neuniformă a nisipurilor gri, cu granulație fină, cuarț-feldspatică, cu argile și silstones gri și gri-maroniu cu straturi intermediare de nisipuri și cărbuni bruni. Grosimea formațiunii nu depășește 80 m.

Turtasskaya suita este formată din argile și siltstones de culoare gri-verzuie, subțiri acoperite cu straturi intermediare de diatomite și nisipuri cuarț-glauconite. Grosimea apartamentului este de 40-70 m.

Sistem cuaternar (Q)

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

1.3 Tectonicstructura

Structura Ob este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megatrough-ului Lyaminsky și a grupurilor de ridicare Salym și West Lempa. Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări sub formă de umflături și în formă de cupolă de ordinul doi și structuri anticlinale locale separate, care sunt obiectele de prospectare și explorare pentru petrol și gaze.

Planul structural modern al subsolului prejurasic a fost studiat din orizontul reflectorizant „A”. Pe harta structurală, de-a lungul orizontului reflectorizant „A”, sunt afișate toate elementele structurale. În partea de sud-vest a regiunii - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uplifts. În partea de nord-vest - Est Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, complicând versantul estic al zonei de ridicare a Lempinskaya de Vest. În partea centrală - jgheabul Sakhalin de Vest, la est de acesta ridicările Gorșkov și Sahalin, complicând umflarea Sredne-Lyamin și, respectiv, nasul structural Sahalin.

Pe orizontul reflectorizant „Db”, limitat la vârful membrului Bystrinskaya, sunt urmărite ridicarea în formă de dom Priobskoe, ridicarea de amplitudine mică a Priobskoe de Vest, structurile Sakhalinskaya de Vest, Novoobskaya. În vestul zonei, se conturează ridicarea Khanty-Mani. La nord de ridicarea Priobsky, iese în evidență ridicarea locală Light. În partea de sud a câmpului în zona fântânii. 291 Înălțarea fără nume se distinge condiționat. Zona ridicată de Est Seliyarovskaya din zona de studiu este conturată de o izohipză seismică deschisă - 2280 m. În apropierea puțului 606, poate fi urmărită o structură izometrică de amplitudine mică. Zona Seliyarovskaya este acoperită cu o rețea rară de profile seismice, pe baza căreia se poate prezice condiționat o structură pozitivă. Ridicarea Selyarovskoe este confirmată de planul structural de-a lungul orizontului reflectorizant „B”. Datorită studiului slab al părții de vest a zonei, explorării seismice, la nordul structurii Seliyarovskaya, se distinge în mod convențional o ridicare fără nume în formă de cupolă.

1.4 Conținutul de ulei

La câmpul Priobskoye, stadiul purtător de petrol acoperă depozite de acoperire sedimentară de o grosime considerabilă din jurasicul mijlociu până la vârsta aptiană și este mai mare de 2,5 km.

Afluxurile neindustriale de petrol și miezul 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 a fost suficient de fundamentată până în prezent.

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

În cadrul zăcămintelor productive neocomiene au fost identificate 9 obiecte estimate: 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, AC 9 nu sunt de interes industrial.

Profilul geologic este prezentat în Figura 1.1

1.5 Caracterizareproductivstraturi

Principalele rezerve de petrol de la zăcământul Priobskoye sunt concentrate în zăcăminte neocomiene. O caracteristică a structurii geologice a zăcămintelor asociate cu roci 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 eliminării detriticului. material terigen din est și sud-est. Formarea mega-complexului neocomian de roci sedimentare s-a produs într-o serie întreagă de condiții paleogeografice: sedimentare continentală, litoral-marină, de raft și sedimentare foarte lentă în mare adâncime deschisă.

Pe măsură ce se deplasează de la est la vest, există o pantă (în raport cu formațiunea Bazhenov, care este un reper regional) atât a pachetelor argiloase asezonate (referent zonal), cât și a rocilor nisipoase-siltstone cuprinse între ele.

Conform determinărilor făcute de specialiștii de la 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 Pimsk. Indexate ca grup de AS, prin urmare, pe terenul Priobskoye, formațiunile BS 1-5 au fost reindexate la AS 7-12.

La calcularea rezervelor din mega-complexul zăcămintelor productive neocomiene au fost identificate 11 straturi productive: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Unitatea de rezervor AS 12 se află la baza mega-complexului și este partea cea mai adâncă în ceea ce privește formarea. În compoziție sunt identificate 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 se constată ridicări de amplitudine redusă și depresiuni cu zone de tranziție între ele.

Zăcământul principal AS12/3 a fost descoperit la adâncimi de 2620-2755m și este protejat litologic din 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. Grosimea saturată de ulei variază de la 12,8 m până la 1,4 m. Debitele de ulei variază de la 1,02 m3/zi, Hd=1239m până la 7,5 m3/zi la Hd=1327m. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 25,5 km pe 7,5 km, înălțimea este de 126 m.

Depozitul AS 12/3 a fost descoperit la adâncimi de 2640-2707 m și se limitează la ridicarea locală Khanty-Mansiysk și zona de subsidență estică a acestuia. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Ratele de producție de petrol sunt scăzute și se ridică la 0,4-8,5 m 3 /zi la diferite niveluri dinamice. Cel mai înalt reper din arc este fixat la -2640 m, iar cel mai jos (-2716 m). Dimensiunea depozitului este de 18 pe 8,5 km, înălțimea este de 76 m. Tipul este protejat litologic.

Depozitul principal AS12/1-2 este cel mai mare din domeniu. Dezvăluit la adâncimi de 2536-2728 m. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de amplitudine mică cu zone de tranziție între ele.Pe trei laturi, structura este limitată de ecrane litologice și numai în sud (până la Vostochno-Frolovskaya). zona) 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 grosimi maxime (mai mult de 12 m) acoperă partea centrală a zăcământului, precum și cea estică. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 45 km pe 25 km, înălțimea este de 176 m.

În formațiunea AS 12/1-2 au fost descoperite 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 AC 12/0 are o zonă de dezvoltare mai mică. Depozitul principal AS 12/0 este un corp lenticular orientat de la sud-vest la nord-est. Dimensiunile sale sunt de 41 pe 14 km, înălțimea este de 187 m. Ratele de ulei variază de la câțiva m 3 /zi la niveluri dinamice până la 48 m 3 /zi.

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

Deasupra secțiunii se află o unitate de strate productive AS 11, care include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ultimele trei sunt combinate într-un singur obiect numărabil, care are o structură foarte complexă atât ca secțiune, cât și ca suprafață. În zonele de dezvoltare a rezervoarelor, gravitând spre zonele apropiate de apă, 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 formațiunea AS 11/2, în partea centrală - de formațiunea AS 11/3, în nord - de formațiunea AS 11/2-4.

Depozitul principal AS11/1 este al doilea cel mai mare depozit din zăcământul Priobskoye. Stratul AC11/1 este dezvoltat în ridicarea asemănătoare umflăturii aproape meridionale, ceea ce complică monoclinul. Pe trei laturi, depozitul este limitat de zone argiloase, iar în sud limita este trasată condiționat. Dimensiunea zăcământului principal este de 48 pe 15 km, înălțimea este de 112 m. Ratele de petrol variază de la 2,46 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1195 m până la 11,8 m 3 /zi.

Rezervorul AS 11/0 a fost identificat ca corpuri lenticulare izolate 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 depozite sunt de tip ecranat litologic. Se caracterizează prin afluxuri de petrol de la 4 la 14 m 3 /zi la nivel dinamic. Orizontul AC 10 a fost descoperit de aproape toate sondele și este format din trei straturi AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Principalul zăcământ AS 10/2-3 a fost descoperit la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a zăcământului. Tipul de depozit este cernat litologic, dimensiunile sunt de 31 pe 11 km, înălțimea este de până la 292 m. Grosimile saturate cu ulei variază de la 15,6 m la 0,8 m.

Zăcământul principal AS10/1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m. Dimensiunea zăcământului este de 38 pe 13 km, înălțimea este de până la 120 m. Limita de sud este trasată condiționat. Grosimea saturată 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 formației 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 submeridială.

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

Zăcămintele productive neocomiene sunt completate de stratul AC 7, care are un model mozaic în distribuția câmpurilor de petrol și apă.

Zacamantul estic, cel mai mare ca suprafata, a fost descoperit la adancimi de 2291-2382 m. Este orientat de la sud-vest spre nord-est. Intrările de petrol sunt de 4,9-6,7 m 3 /zi la cote dinamice de 1359-875 m. Grosimea saturată de petrol variază de la 0,8 la 67,8 m. Dimensiunea zăcământului este de 46 pe 8,5 km, înălțimea este de 91 m.

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

Tabel rezumativ al parametrilor rezervorului din zona de producție

Tabelul 1.1

zăcământ de producție geologică rezervor purtător de petrol

1.6 Caracterizareacviferecomplexe

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

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

Compoziția etapei hidrogeologice superioare include trei acvifere:

1- Acvifer cuaternar;

2 - acviferul depozitelor Novomikhailovsky;

3 - acviferul zăcămintelor Atlym.

O analiză comparativă a acviferelor a arătat că acviferul Atlymsky poate fi luat ca sursă principală a unei mari rezerve centralizate de apă menajeră și potabilă. Cu toate acestea, datorită unei reduceri semnificative a costurilor de operare, orizontul Novomikhailovsky poate fi recomandat.

Etapa hidrogeologică inferioară este reprezentată de zăcăminte cenomano-jurasice și roci inundate din partea superioară a subsolului prejurasic. La adâncimi mari, într-un mediu cu condiții dificile, iar pe alocuri aproape de stagnare, se formează ape termale foarte mineralizate, care au o saturație mare în 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 se disting patru complexe cu apă. Toate complexele și acvicludele pot fi urmărite la o distanță considerabilă, dar, în același timp, se observă argilarea celui de-al doilea complex la câmpul Priobskoye.

Apele subterane ale complexului Aptian-Cenoman sunt utilizate pe scară largă pentru inundarea rezervoarelor de petrol din regiunea Ob Mijlociu. Apele se caracterizează printr-o corozivitate scăzută datorită absenței hidrogenului sulfurat și a oxigenului din ele.

1.7 Fizice și chimiceproprietățirezervorfluide

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

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

Uleiurile rezervoarelor AC10, AC11 și AC12 sunt aproape unele de altele, uleiul mai ușor din rezervorul AC11, fracția molară de metan din acesta este de 24,56%, conținutul total de hidrocarburi С2Н6 -С5Н12 este de 19,85%. Uleiurile din toate formațiunile se caracterizează prin predominanța butanului normal și a pentanului asupra izomerilor.

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

Gazul petrolier de separare standard este bogat în grăsimi (conținut de grăsime mai mare de 50), fracția molară de metan din el este de 56,19 (stratul AS10) - 64,29 (stratul AS12). Cantitatea de etan este mult mai mică decât cea de propan, raportul C2H6/C3H8 este de 0,6, ceea ce este tipic pentru gazele zăcămintelor de petrol. Conținutul total de butani este de 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, hidrocarburi grele С6Н14 + mai mare 0,95-1,28%. Cantitatea de dioxid de carbon și azot este mică, aproximativ 1%.

Uleiurile degazate de toate formațiunile sunt sulfuroase, parafinice, slab rășinoase, de densitate medie.

Uleiul rezervorului AC10 este de vâscozitate medie, cu un conținut de fracții până la 350_C mai mult de 55%, uleiurile rezervoarelor AC11 și AC12 sunt vâscoase, cu un conținut de fracții până la 350_C de la 45% la 54,9%.

Cod tehnologic pentru uleiuri din formațiunile AS10-II T1P2, AS11 și AS12-II T2P2.

Estimarea parametrilor determinați de caracteristicile individuale ale uleiurilor și gazelor s-a făcut în conformitate cu condițiile cele mai probabile pentru colectarea, prepararea și transportul petrolului în câmp.

Condițiile de separare sunt următoarele:

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

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

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

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

Comparația valorilor medii ale porozității și permeabilității rezervoruluistraturi AC10-AC12 în funcție de miez și logare

Tabelul 1.2

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

Estimarea rezervelor de petrol ale zăcământului Priobskoye a fost efectuată în ansamblu pentru rezervoare fără diferențiere pe zăcăminte. Datorită absenței apelor de formare în zăcăminte limitate litologic, rezervele au fost calculate pentru zonele pur petroliere.

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

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

La calcularea rezervelor s-a folosit metoda înmulțirii hărților a trei parametri principali de calcul: grosimea efectivă a plății de petrol, coeficienții de porozitate deschisă și saturația petrolului. Volumul efectiv saturat de petrol a fost calculat separat pentru categoriile de rezerve.

Alocarea categoriilor de rezerve s-a făcut în conformitate cu „Clasificarea rezervelor de depozite...” (1983) . În funcție de gradul de cunoaștere a zăcămintelor zăcământului Priobskoye, rezervele de petrol și gaze dizolvate din acestea se calculează în categoriile B, C 1 , C 2 . Rezervele de categoria B au fost identificate în ultimele puțuri ale rândurilor de producție de pe secțiunea forată pe malul stâng al câmpului. Rezerve de categoria C 1 au fost identificate în zonele studiate de sonde de explorare, în care s-au obținut afluxuri comerciale de petrol sau au existat informații pozitive din exploatarea sondelor. Rezervele din zonele neexplorate ale zăcămintelor au fost clasificate în categoria C 2 . Limita dintre categoriile C 1 și C 2 a fost trasată la o distanță de o treaptă dublă a rețelei operaționale (500x500 m), conform prevederilor „Clasificarea...”.

Estimarea rezervelor 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 în etape a petrolului și factorul de conversie. Trebuie remarcat faptul că acestea sunt oarecum diferite de cele acceptate anterior. Acest lucru se datorează, în primul rând, excluderii din calcule a puțurilor situate în afara zonei licențiate și, în al doilea rând, modificărilor indexării rezervorului în puțurile individuale de explorare ca urmare a unei noi corelații a zăcămintelor productive.

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

1.8.1 Stocuriulei

Începând cu 01.01.98, rezervele de petrol VGF sunt listate în cantitate de:

Recuperabil 613380 mii tone.

Recuperabil 63718 mii tone.

Recuperabil 677098 mii tone.

Rezerve de petrol pe rezervoare

Tabelul 1.3

Pe secțiunea forată a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye a fost desfășurat Partidul de calcul al rezervelor Yuganskneftegaz SA.

În partea forată sunt concentrate 109438 mii tone. sold și 31131 mii tone. rezerve recuperabile de petrol la un factor de recuperare a petrolului de 0,284.

Pentru partea forată, rezervele sunt distribuite pe straturi după cum urmează:

Echilibrul stratului AC10 50%

Recuperabil 46%

Sold plast AS11 15%

Recuperabil 21%

Echilibrul stratului AC12 35%

Recuperabil 33%

În teritoriul luat în considerare, volumul principal de rezerve este concentrat în straturile AS10 și AS12. Această zonă conține 5,5% din rezervele de petrol. 19,5% din rezervele formațiunii AC10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoyem / r (malul stângparte)

Stocuriuleipezonaexploatare

Tabelul 1.4

*) Pentru o parte din teritoriul categoriei C1, din care se produce ulei

2 . Metode miniere, echipamente utilizate

Dezvoltarea fiecărei unități de producție AS 10 , AS 11 , AS 12 a fost realizată cu amplasarea puțurilor după un model triunghiular liniar cu trei rânduri cu o densitate a rețelei de 25 ha/puț, cu forarea tuturor puțurilor până la AS. 12 formare.

În 2007, SibNIINP a pregătit un „Anexă la schema tehnologica dezvoltare pilot a porțiunii de mal stâng a câmpului Priobskoye, inclusiv a secțiunii de luncă N4”, în care s-au făcut ajustări pentru dezvoltarea părții de pe malul stâng a câmpului cu racordarea la lucrările noilor clustere N140 și 141 din lunca. În conformitate cu prezentul document, implementarea unui sistem bloc cu trei rânduri (densitate grilă - 25 hectare/pudă) cu trecerea în viitor la o etapă ulterioară de dezvoltare la un sistem bloc închis.

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

2. 1 DinamicamajorindicatoridezvoltarePriobskyLocul nasterii

tabelul 2.1

2. 2 Analizămajortehnice si economiceindicatoridezvoltare

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

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

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

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

Din 1991, pentru menținerea presiunii din rezervor, au fost puse în funcțiune puțuri de injecție și a început injectarea apei. La sfârșitul anului 2010, stocul puțurilor de injecție era de 132 puțuri, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Odată cu creșterea injecției, debitul mediu al puțurilor de exploatare pentru petrol crește. Până în 2010, debitul este în creștere, ceea ce se explică prin alegerea corecta cantitatea de apă injectată.

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

Până în anul 2010, stocul de puţuri producătoare era de 414 puţuri, dintre care 373 puţuri producătoare de produse prin metoda mecanizată. Până în anul 2010, producţia cumulată de petrol a fost de 8583,3 mii tone. (tabelul 2.1) .

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

2.3 Particularitățidezvoltare,influenţândpeexploatarefântâni

Câmpul se caracterizează prin debite scăzute ale sondei. Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost productivitatea scăzută a puțurilor de producție, injectivitate naturală scăzută (fără fracturarea formațiunilor prin apă injectată) a puțurilor de injecție, precum și redistribuirea slabă a presiunii asupra depozitelor în timpul menținerii presiunii din rezervor (datorită slabei conectarea hidrodinamică a secțiunilor individuale ale rezervoarelor). Exploatarea formațiunii AS 12 ar trebui evidențiată ca o problemă separată a dezvoltării câmpului. Datorită debitelor scăzute, multe puțuri din această formațiune trebuie închise, ceea ce poate duce la conservarea unor rezerve semnificative de petrol pe termen nelimitat. Una dintre direcțiile pentru rezolvarea acestei probleme în formațiunea AS 12 este implementarea măsurilor de intensificare a producției de petrol.

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

Caracteristicile geologice şi fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influenţa activ straturile productive ale acestuia şi fără a utiliza metode de intensificare a producţiei.

Aceasta confirmă experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din malul stâng.

3 . Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

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

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

fracturare hidraulică;

tratamente cu acid;

tratamente fizice și chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

impact puls, impact vibroacustic și acustic.

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

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

adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este elastic închis,

grosimea cusăturilor 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 С,

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

eterogenitate ridicată a rezervorului lateral și vertical,

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

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

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei din seria naftenice, parafinic și slab rășinos.

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

3.2.1 Inundarea apei

Experiența în dezvoltarea domeniilor interne și străine arată că inundarea cu apă este o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută, cu respectarea strictă a cerințelor necesare pentru tehnologia implementării 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 în apa injectată,

precipitarea depozitelor de sare 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 acestora în adâncimea rezervorului (pentru rezervoarele discontinue, este de asemenea posibilă o anumită creștere a acoperirii rezervorului de-a lungul secțiunii),

Sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocilor de către agentul injectat. Reducere semnificativă a permeabilității rezervorului datorită precipitării parafinei.

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, se folosesc soluții tehnologice adecvate: modele optime de sondă și moduri tehnologice de funcționare a sondei, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în rezervoare, tratarea mecanică, chimică și biologică adecvată a acesteia, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea ar trebui să fie considerată principala metodă de tratare.

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

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

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

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

Principalul obstacol în calea utilizării sisteme de emulsie pentru impactul asupra depozitelor câmpului Priobskoye sunt 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 recuperare a petrolului.

3.3 Metode de influențare a zonei de formare a găurii pentru a stimula producția

3.3.1 Tratamente cu acizi

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

Tratamentul cu acid standard la zăcământul Priobskoye constă în prepararea unei soluții formată 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. Ca exemplu, Tabelul 3.1 prezintă rezultatele tratamentelor pentru un număr de godeuri de injectare.

Tratamentul are ca rezultat godeuri de injectare

Tabelul 3.1

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

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

3.3.2 Fracturarea hidraulica

Fracturarea hidraulică (HF) este una dintre cele mai eficiente metode de intensificare a producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută și de creștere a recuperării rezervelor de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în ​​domeniul domestic, cât și practica străină productie de ulei.

O experiență semnificativă în fracturare hidraulică a fost deja acumulată la câmpul Priobskoye. Analiza efectuată la câmpul de fracturare hidraulică indică eficiența ridicată a acestui tip de stimulare a producției pentru câmp, în ciuda ratei semnificative de scădere a producției 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 de stimulare face posibilă extragerea unui volum suplimentar de ulei din formațiunea AS 12 cu permeabilitate scăzută în timpul unui timp acceptabil de funcționare pe teren.

Notaadiţionalpradădindeținerefracturare 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). Numărul principal de fracturi hidraulice 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 în cursul anului. Mai mult, cea mai mare parte a producției suplimentare a fost petrol din rezervorul AS-12 - 78,8% din producția totală din rezervor și 32,4% din producția în ansamblu. Pentru rezervorul AC11 - 30,8% din producția totală pentru rezervor și 4,6% din producție în general. Pentru rezervorul AC10 - 40,5% din producția totală pentru rezervor și 11,3% din producție în general.

După cum se poate observa, ținta principală pentru fracturarea hidraulică a fost formațiunea AS-12 ca fiind cea mai slab productivă și care conține majoritatea rezervelor de petrol din zona malului stâng al câmpului.

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

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

Tabelul 3.2

Este evidentă o creștere semnificativă a producției de ulei din cauza fracturării hidraulice. 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. Valoarea maximă de creștere este 2009 (701.000 tone). Până în 2010, valoarea producției suplimentare scade la 606.000 tone, ceea ce este cu 5.000 tone mai mică decât în ​​2008.

Astfel, fracturarea hidraulică ar trebui considerată principala modalitate de a crește recuperarea petrolului la zăcământul Priobskoye.

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

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

Îmbunătățirea perforației CCD poate fi obținută prin utilizarea unor încărcături de perforare mai puternice pentru a crește adâncimea perforației, 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 rezervorului cu perforatoare pe conducte - sistemul de perforare fracturată a rezervorului (FSPP).

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 timpul represiunii pe formațiune, urmată de fixarea canalelor de perforare și a fisurilor cu o fracțiune de susținere - bauxită de la 0,42 la 1,19 mm.

Documente similare

Caracteristică starea curenta dezvoltarea câmpului Yuzhno-Priobskoye. Structura organizationala UBR. Tehnica de foraj petrolier. Construcția puțului, rularea tubului și tubulatura puțului. Colectarea pe teren și prepararea petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 06.07.2013


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

lucrare de termen, 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 de cercetare pentru zăcămintele petroliere multistrat. Analiza sensibilității la risc a proiectului.

teză, adăugată 25.05.2014


Informații generale despre zăcământul Priobskoye, caracteristicile sale geologice. Formatiuni productive in cadrul megacomplexului de zacaminte neocomiene. Proprietățile fluidelor și gazelor din rezervor. Cauzele poluării zonei de formare a găurii. Tipuri de tratamente cu acid.

lucrare de termen, adăugată 10.06.2014


o scurtă descriere a Câmpul petrolier Priobskoye, structura geologică a zonei și descrierea straturilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetare geofizică integrată: 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 de consum ale fluidelor de foraj pe intervale de foraj. Formule de fluid de foraj. Echipamente în sistemul de circulație. Colectarea si tratarea deseurilor de foraj.

lucrare de termen, adăugată 13.01.2011


Caracteristicile geologice şi fizice ale formaţiunilor productive şi informatii generale despre rezerve. Istoricul dezvoltării zăcământului. Analiza indicatorilor de performanță a stocurilor de puțuri. Principalele metode de creștere a valorificării petrolului și de implicare în dezvoltarea rezervelor reziduale de petrol.

lucrare de termen, adăugată 22.01.2015


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

teză, adăugată 09.03.2010


Dezvoltarea zăcămintelor de gaze. Caracteristicile geologice și tehnice ale zăcământului. Straturi și obiecte productive. Compoziția gazelor din câmpul Orenburg. Justificarea proiectelor lifturilor cu fântână. Alegerea diametrului și adâncimii de coborâre a conductelor de fântână.

lucrare de termen, adăugată 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 exploatarea puțurilor. Indicatori tehnico-economici ai dezvoltării unui zăcământ gazos.

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

În perioada 1978-1979. ca urmare a studiilor seismice detaliate ale CDP MOV, a fost identificată ridicarea Priobskoe. Din acest moment, începe un studiu detaliat al structurii geologice a teritoriului: dezvoltarea pe scară largă a cercetărilor 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 cu un debit de 14,2 m 3 /zi pe un șoc de 4 mm din intervalele de 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) și 2463-2467 m (formația AS 11 1) - 5,9 m 3 /zi la nivel dinamic de 1023 m.

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

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

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

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiuni din grupul „AS”: AS 7 , AS 9 , AS 10 , AS 11 , AS 12 . În termeni stratigrafici, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale suitei superioare Vartovskaya. Din punct de vedere litologic, Formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalare frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt gri închis, cenușii cu o nuanță verzuie, mătăsoase, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroioase 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 rezervoarele se caracterizează printr-o creștere a grosimilor efective totale, a raportului net-brut, în principal spre părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, materialul clastic este întărit în estul. (pentru straturile orizontului AC 12) și direcțiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

Horizon AS 12 este un corp gros de nisip alungit de la sud-vest spre nord-est sub forma unei benzi late cu grosimi efective maxime de pana la 42 m in partea centrala (putana 237). În acest orizont se disting trei obiecte: straturile AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .

Depozitele formațiunii AC 12 3 sunt prezentate ca un lanț de corpuri lenticulare nisipoase cu lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, cu valori mai mari asociate depozitului principal.

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

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost descoperit la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Dimensiunea depozitului este 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 la subsidența vestică a structurii Priobskaya. Dimensiunea depozitului este de 8,5 x 4 km, iar înălțimea este de 40 m, tipul este ecranat litologic.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 15-C a fost descoperit la adâncimi de 2664-2689 m în marginea structurală Selyarovsky. 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, este cel mai mare din domeniu. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de amplitudine mică (zona forajului 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Pe trei laturi este limitată de ecrane litologice și doar în sud (spre zona Vostochno-Frolovskaya) tind să se dezvolte rezervoare. Cu toate acestea, având în vedere distanțele considerabile, limita zăcământului este încă limitată condiționat la o linie care trece la 2 km sud de sondă. 271 și 259. Saturat cu ulei grosimea variază într-un interval larg de la 0,8 m (puțul 407) la 40,6 m (puțul 237) afluenți ulei până la 26 m 3 /zi pe un şoc de 6 mm (puţ 235). Dimensiunea depozitului este 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 asociat cu o lentilă nisipoasă pe versantul nord-vestic al ridicării locale Khanty-Mansiysk. Saturat cu ulei grosimea variază de la 0,4 la 1,2 m. Dimensiunea depozitului este de 7,5 x 7 km, înălțimea - 71 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 330 deschis la adancimi de 2734-2753m Saturat cu ulei grosimea variază de la 2,2 la 2,8 m. Dimensiunea depozitului este 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 lenticular 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). afluenți ulei până la 48 m 3 / zi pe un fiting de 8 mm. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, inaltimea de 187 m. 331 a fost descoperit la adâncimi de 2691-2713 m și este o lentilă de roci nisipoase. saturate 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 pe Hd \u003d 1932 m.

Depozitul formatiunii AS 11 2-4 este de tip ecranat litologic, sunt 8 in total, descoperite prin 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 general de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

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

Depunerea formațiunii AS 11 2-4 în zona puțului 247 a fost descoperit la o adâncime de 2469-2490 m. Dimensiunea zăcământului este de 5 x 4,2 km, înălțimea este de 21 m.

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

Depunerea formațiunii AS 11 2-4 în zona puțului 232 a fost descoperit la o adâncime de 2532-2673m. Dimensiunea depozitului este de 11,5 x 5 km, înălțimea este de 140 m.

Depunerea formațiunii AS 11 2-4 în zona puțului 262 a fost descoperit la o adâncime de 2491-2501m. Dimensiunea depozitului este de 4,5 x 4 km, înălțimea - 10 m.

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

Depunerea formațiunii AS 11 2-4 în zona puțului 151 a fost descoperit la o adâncime de 2464-2501m. Dimensiunea depozitului este de 5,1 x 3 km, înălțimea - 37 m.

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

Depozitele formațiunii AC 11 1 se limitează în principal la porțiunea creastă sub forma unei fâșii largi de lovitură de nord-est, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

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

Depozitele formaţiunii AC 11 0. Formațiunea AS 11 0 are o zonă foarte mică de dezvoltare a rezervorului sub formă de corpuri lenticulare limitate la secțiunile scufundate ale crestei.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 408 a fost descoperit la o adâncime de 2432-2501 m. Dimensiunea zăcământului este de 10,8 x 5,5 km, înălțimea este de 59 m, tipul este ecranat litologic. Debit ulei din fântână 252 a însumat 14,2 m3/zi pentru Hd = 1410 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 172 a fost deschis de o fântână 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 pentru Hd \u003d 1150 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. saturate cu ulei grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul depozitului - ecranat litologic. Debit ulei din fântână 461 a însumat 15,5 m 3 / zi, Nd = 1145 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 425 deschis de o fântână. saturate cu ulei putere - 3,6 m. Debit ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 / zi pe Hd \u003d 1260 m.

Orizontul AC 10 a fost descoperit în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde se limitează la locuri mai scufundate în apropierea crestei, precum și la flancul de sud-vest al structurii. Împărțirea orizontului în straturi AS 10 1 , AS 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și AS 10 2-3 (în partea de vest) este într-o anumită măsură condiționată și este determinată de condițiile de apariție. , formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și caracteristici fizice și 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 zăcământului. Debite ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 /zi pe un șoc de 8 mm (puţ 181) până la 10 m 3 /zi pe Hd = 1633 m (puţ 421). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (puţ 180) până la 15,6 m (puţ 181). Dimensiunea depozitului este de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, depozitul este protejat litologic.

Depuneți AS 10 2-3 în zona puțului. 243 a fost descoperit la adâncimi de 2393-2433 m. Debit ulei este de 8,4 m 3 /zi la Hd = 1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, inaltime pana la 40 m. Tip depozit - ecranat litologic.

Depuneți AS 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 grosimi variază de la 1,6 la 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /zi s-a obţinut la Hd = 1100 m. Dimensiunea depozitului este de 9,7 x 4 km, înălţimea este de 59 m.

Zăcământul principal AS 10 1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m. 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 Hd = 1064 m (puţ 236) până la 6,4 m 3 / zi pe un şoc de 2 mm. Dimensiunea depozitului este de 38 x 13 km, înălțimea este de până la 120 m, tipul depozitului este ecranat litologic.

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

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

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 255 a fost descoperit la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunea zăcământului este 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.

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

Depuneți AC 10 0 în zona puțului. 239 a fost descoperit la adâncimi de 2370-2433 m. Debitele ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 / zi la Hd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimea este de 1,6 -2,4 m. Dimensiunea depozitului este de 9 x 5 km, înălțimea este de până la 63 m.

Depuneți AC 10 0 în zona puțului. 180 a fost expus la adâncimi de 2388-2391 m și este ecranat litologic. saturate cu ulei grosime - 2,6 m. afluent ulei s-a ridicat la 25,9 m 3 / zi la Hd-1070 m.

Capul de deasupra orizontului AC 10 este reprezentat de un pachet de roci argiloase variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipos-llimoase ale formațiunii AS 9 au o distribuție limitată și se prezintă sub formă de ferestre facies, tinzând în principal spre părțile de nord-est și est ale structurii, precum și spre tasarea sud-vestică.

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

Două mici zăcăminte (6 x 3 km) au fost descoperite în estul zăcământului. Saturat cu ulei grosimea 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 ecranate litologic.

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

Cel mai mare zăcământ estic din zona formației 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 trasată de-a lungul unei linii care trece la 2 km de puțurile 271. şi 259. Depozitul este orientat de la sud-vest spre nord-est. afluenți ulei: 4,9 - 6,7 m 3 / zi pe Hd \u003d 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimea 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.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 290 a fost descoperit 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 = 15MPA. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea este de 24 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 331 a fost descoperit la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp lenticular de formă arcuită. Saturat cu ulei grosimi variază de la 3 la 6 m. 331 intrări primite ulei 1,5 m 3 /zi la Hd = 1511 m. Dimensiunile depozitului cernit litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea - 27 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 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 pe Nd-1362 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 259 a fost descoperit la o adâncime de 2300 m; este o lentilă de gresie. saturate cu ulei grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale rezervoarelor

Câmpul Priobskoye

Caracterizarea petrofizică a rezervoarelor

Caracteristici fizico-chimice uleiȘi gaz

Compoziția și proprietățile apelor de formare