Priobskoje hoius. Priobskoje naftaväli Lõuna-Priobskoje naftaväli, kuidas sinna jõuda

Nüüd töötab RN-Yuganskneftegaz LLC järjekindlalt Priobskoje naftavälja põhjaosa arendamise kallal ja Gazpromneftile kuuluv Gazpromneft-Khantos LLC arendab naftavälja lõunaosa. Priobskoje NM lõunaosas on litsentsialad, mis on pindalalt ebaolulised. Segmentide Sredne-Shapshinskiy ja Verkhne-Shapshinskiy arendust on alates 2008. aastast teostanud NAK AKI OTYR, mis kuulub OAO Russneftile.

Priobsky NM väljavaated

Aasta tagasi sai Gazpromneft-Khantos litsentsi omanikuks naftaga küllastunud sügavate horisontidega seotud parameetrite geoloogilise uuringu läbiviimiseks. Uuritakse NM Priobskoe lõunaosa, sealhulgas Bazhenovi ja Achimovi koosseisusid.

Eelmist aastat iseloomustas Južno-Priobski naftavälja Bazheno-Abalaksky kompleksi territooriumi geograafiliste andmete analüüs. Selle varude klassi spetsialiseeritud tuumaanalüüsi ja hindamise kombinatsioon hõlmab nelja kõrvalekalduva uurimis- ja hindamiskaevu puurimist.

Horisontaalsed kaevud puuritakse 2016. aastal. Taaskasutatavate varude mahu hindamiseks on ette nähtud mitmeastmeline hüdrauliline purustamine.

Maardla mõju piirkonna ökoloogiale

Peamised tegurid, mis mõjutavad keskkonna olukorda maardla piirkonnas, on heitmete olemasolu atmosfääri. kihid. Need heitkogused on naftagaas, õli põlemissaadused, kergete süsivesinike fraktsioonide aurustumiskomponendid. Lisaks täheldatakse naftasaaduste ja -komponentide lekkeid pinnasesse.

Maardla ainulaadne territoriaalne eripära tuleneb selle asukohast lammi jõemaastikel ja veekaitsevööndis. Arendusele erinõuete esitamine põhineb kõrgel väärtusel. Sellises olukorras peetakse silmas lammimaid, millel on iseloomulik kõrge dünaamilisus ja keeruline hüdroloogiline režiim. Selle territooriumi valisid pesitsemiseks poolveeliikide rändlinnud, kellest paljud on kantud Punasesse raamatusse. Maardla paikneb paljude haruldaste ihtüofauna esindajate rändeteede ja talvituspaikade territooriumil.

Juba 20 aastat tagasi kiitis Venemaa kütuse- ja energeetikaministeeriumi juurde kuuluv NM ja NGM arendamise keskkomisjon ning Venemaa keskkonnakaitse ja loodusvarade ministeerium heaks NM Priobskoje ja NM-i arendamise täpse skeemi. kogu eelprojekti dokumentatsiooni keskkonnaalane osa.

Priobskoje maardla lõikab Obi jõgi kaheks osaks. See on soine ja üleujutuse ajal on suurem osa sellest üle ujutatud. Just need tingimused aitasid kaasa kalade kudemisalade tekkele NM territooriumil. Venemaa kütuse- ja energeetikaministeerium esitas riigiduumale materjalid, mille põhjal tehti järeldus Priobskoje naftavälja arendamise keerukuse kohta olemasolevate looduslike tegurite tõttu. Sellised dokumendid kinnitavad täiendavate rahaliste vahendite vajadust, et kasutada valdkonnas ainult uusimaid ja keskkonnasõbralikke tehnoloogiaid, mis võimaldavad keskkonnakaitsemeetmeid ülimalt tõhusalt rakendada.

Priobskoje on hiiglaslik naftamaardla Venemaal.

Asub Hantõ-Mansiiski autonoomses ringkonnas Hantõ-Mansiiski lähedal. Avatud 1982. aastal. Obi jõgi jagab selle kaheks osaks – vasak- ja paremkaldaks. Vasakkalda areng algas 1988. aastal, parempoolse 1999. aastal.

Geoloogilised varud on hinnanguliselt 5 miljardit tonni. Tõestatud ja taaskasutatavaid varusid hinnatakse 2,4 miljardile tonnile.

Maardla kuulub Lääne-Siberi nafta- ja gaasiprovintsi. Avatud 1982. aastal. Maardlad 2,3-2,6 km sügavusel. Õli tihedus 863-868 kg/m³, mõõdukas parafiinisisaldus (2,4-2,5%) ja väävlisisaldus 1,2-1,3%.

2005. aasta lõpu seisuga on põllul 954 tootmis- ja 376 süstekaevu, millest 178 puuriti viimase aasta jooksul.

Naftatootmine Priobskoje väljal oli 2007. aastal 40,2 miljonit tonni, millest Rosneft - 32,77 ja Gazprom Neft - 7,43 miljonit tonni.

Praegu arendab välja põhjaosa (SLT) Rosneftile kuuluv RN-Yuganskneftegaz LLC ja lõunaosa (YULT) Gazprom Neftile kuuluv Gazpromneft-Khantos LLC. Samuti on põllu lõunaosas suhteliselt väikesed Verkhne-Shapshinskiy ja Sredne-Shapshinskiy litsentsiplokid, mida on alates 2008. aastast välja töötanud NAK AKI OTYR, mille omanik on JSC Russneft.

2006. aasta novembri alguses Priobskoje naftaväljal, mida haldab OOO RN-Yuganskneftegaz (riigifirma Rosneft tütarettevõte, mis sai kontrolli Jukose peamise vara, Yuganskneftegazi üle), kus osalesid suurima ettevõtte Newco Well Service spetsialistid. Venemaal naftareservuaari hüdrauliline purustamine. Veehoidlasse pumbati 864 tonni proppanti. Operatsioon kestis seitse tundi ja seda kanti Interneti kaudu otseülekandena Yuganskneftegazi kontorisse.

Priobskoje naftaväli

§1.Priobskoje naftaväli.

Priobskoe- Lääne-Siberi suurim põld asub halduslikult Hantõ-Mansiiski oblastis 65 km kaugusel Hantõ-Mansiiskist ja 200 km kaugusel Neftejuganskist. Obi jõgi jagab selle kaheks osaks – vasak- ja paremkaldaks. Vasakkalda areng algas 1988. aastal, paremkalda - 1999. Geoloogilised varud on hinnanguliselt 5 miljardit tonni. Tõestatud ja taaskasutatavaid varusid hinnatakse 2,4 miljardile tonnile. Avatud 1982. aastal. Maardlad 2,3-2,6 km sügavusel. Õli tihedus on 863-868 kg/m3 (õli tüüp on keskmine, kuna jääb vahemikku 851-885 kg/m 3 ), parafiinide sisaldus on mõõdukas (2,4-2,5%) ja väävlisisaldus on 1,2-1,3% (kuulub rafineerimistehasesse tarnitavasse väävlisisaldusega, klass 2 õli vastavalt standardile GOST 9965-76). 2005. aasta lõpu seisuga oli põllul 954 tootmis- ja 376 süstekaevu. Naftatootmine Priobskoje väljal oli 2007. aastal 40,2 miljonit tonni, millest Rosneft - 32,77 ja Gazprom Neft - 7,43 miljonit tonni. Nafta mikroelementide koostis on seda tüüpi tooraine oluline omadus ja kannab mitmesugust geokeemilist teavet nafta vanuse, tekketingimuste, päritolu ja rändeteede kohta ning seda kasutatakse laialdaselt naftaväljade tuvastamiseks, maardlate otsingustrateegia optimeerimiseks, ühiselt kasutatavate puurkaevude tootmise eraldamine.

Tabel 1. Priobskaja õli mikroelementide sisalduse vahemik ja keskmine väärtus (mg/kg)

Töötavate naftapuuraukude esialgne voolukiirus on alates 35 tonnist päevas. kuni 180 t/ööpäevas. Kaevude asukoht on koondunud. Õli saastegur 0,35.

Kaevude klaster on selline paigutus, kui suudmed on samal tehnoloogilisel platvormil üksteise lähedal ja kaevude põhjad on veehoidla arendusvõrgu sõlmedes.

Praegu puuritakse enamik tootmiskaeve kobaratena. Seda seletatakse asjaoluga, et maardlate kobarpuurimine võib oluliselt vähendada puurimis- ja tootmiskaevude, teede, elektriliinide ja torustike poolt hõivatud alade suurust.

See eelis on eriti oluline kaevude ehitamisel ja käitamisel viljakatel maadel, kaitsealadel, tundras, kus maa rikutud pinnakiht taastub mitme aastakümne pärast, soistel aladel, mis raskendab ja suurendab oluliselt kaevude maksumust. puurimis- ja käitamisrajatiste ehitus- ja paigaldustööd. Padjapuurimine on vajalik ka siis, kui on vaja avada naftamaardlad tööstus- ja tsiviilrajatiste all, jõgede ja järvede põhja all, kaldast ja viaduktide riiulivööndi all. Erilise koha hõivab kaevude kobarehitus Tjumeni, Tomski ja teiste Lääne-Siberi piirkondade territooriumil, mis võimaldas edukalt teostada nafta- ja gaasipuuraukude rajamist täitesaartele kõrvalises, soises ja asustatud piirkonnas. piirkond.

Kaevude asukoht kaevupadjas oleneb maastikutingimustest ja kavandatavatest sidevahenditest kaevualuse ja aluse vahel. Põõsad, mis ei ole alusega püsiteedega ühendatud, loetakse kohalikeks. Mõnel juhul võivad põõsad olla põhilised, kui need asuvad maanteedel. Kohalikel kaevupatjadel on need reeglina paigutatud igas suunas ventilaatorina, mis võimaldab kaevupadjal olla maksimaalselt palju kaevu.

Puurimis- ja abiseadmed on monteeritud nii, et puurimisseadme ühest kaevust teise teisaldamisel jäävad puurpumbad, vastuvõtukaevud ja osa puhastus-, keemilise töötlemise ja loputusvedeliku ettevalmistamise seadmeid paigale kuni puurimise lõpetamiseni. kõigi (või osade) kaevude rajamine sellele kaevualusele.

Kaevude arv klastris võib varieeruda vahemikus 2 kuni 20-30 või rohkem. Veelgi enam, mida rohkem puurauke on padjas, seda suurem on põhjade kõrvalekalle kaevupeadest, puuraugu pikkus suureneb, puuraugu pikkus, mis toob kaasa puurimiskulude tõusu. Lisaks on oht kohtuda tüvedega. Seetõttu on vaja arvutada klastris vajalik arv kaevu.

Õli tootmise süvapumpamise meetod on meetod, mille käigus vedelik tõstetakse kaevust pinnale, kasutades erinevat tüüpi vardaid ja vardadeta pumpamisseadmeid.
Priobskoje väljal kasutatakse elektrilisi tsentrifugaalpumpasid - vardadeta süvakaevupumpa, mis koosneb mitmeastmelisest (50-600 astmest) tsentrifugaalpumbast, mis asub vertikaalselt ühisel võllil, elektrimootorist (dielektrikuga täidetud asünkroonne elektrimootor). õli) ja kaitse, mis kaitseb elektrimootorit vedeliku sissepääsu eest. Mootori toiteallikaks on soomustatud kaabel, mis langetatakse koos pumba torudega. Mootori võlli pöörlemissagedus on umbes 3000 pööret minutis. Pumpa juhitakse pinnal juhtjaama abil. Elektrilise tsentrifugaalpumba jõudlus varieerub vahemikus 10 kuni 1000 m3 vedelikku päevas efektiivsusega 30-50%.

Elektrilise tsentrifugaalpumba paigaldamine hõlmab maa-aluseid ja maapealseid seadmeid.
Puurauguga elektrilise tsentrifugaalpumba (ESP) paigaldamisel on kaevu pinnal ainult toitetrafoga juhtjaam ja seda iseloomustab kõrgepinge olemasolu kaevu langetatud toitekaablis koos torudega. Kõrge tootlikkusega kaevu, millel on kõrge reservuaarirõhk, käitatakse elektriliste tsentrifugaalpumpade abil.

Põld on kõrvaline, raskesti ligipääsetav, 80% territooriumist asub Obi jõe lammil ja on üleujutusperioodil üleujutatud. Väljale on iseloomulik keeruline geoloogiline ehitus - pindalalt ja läbilõikelt keeruline liivakehade struktuur, kihid on hüdrodünaamiliselt nõrgalt seotud. Tootlike koosseisude veehoidlaid iseloomustavad:

Madal läbilaskvus;

Madal sõmerus;

Suurenenud savisisaldus;

Kõrge dissektsioon.

Priobskoje põldu iseloomustab produktiivsete horisontide kompleksne struktuur nii pindalalt kui läbilõikelt. Horisontide AC10 ja AC11 reservuaarid on keskmise ja madala tootlikkusega ning AC12 on anomaalselt madala tootlikkusega. Põllu tootlike kihtide geoloogilised ja füüsikalised omadused viitavad sellele, et põldu on võimatu arendada ilma selle produktiivseid kihte aktiivselt mõjutamata ja tootmise stimuleerimise meetodeid kasutamata. See kinnitab vasakpoolse kalda osa operatiivosa arendamise kogemust.

Priobskoje välja peamised geoloogilised ja füüsikalised omadused erinevate mõjumeetodite rakendatavuse hindamiseks on:

1) tootlike kihtide sügavus - 2400-2600 m,

2) ladestused on litoloogiliselt varjestatud, looduslik režiim elastne, suletud,

3) kihtide AC 10, AC 11 ja AC 12 paksus vastavalt kuni 20,6, 42,6 ja 40,6 m.

4) reservuaari algrõhk - 23,5-25 MPa,

5) tekketemperatuur - 88-90°С,

6) reservuaaride madal läbilaskvus, keskmised väärtused vastavalt tulemustele

7) moodustiste kõrge külgmine ja vertikaalne heterogeensus,

8) reservuaariõli viskoossus - 1,4-1,6 mPa*s,

9) õli küllastusrõhk 9-11 MPa,

10) nafteense seeria õli, parafiinne ja vähese vaigusisaldusega.

Võrreldes esitatud andmeid reservuaaride stimuleerimismeetodite tõhusa kasutamise teadaolevate kriteeriumidega, võib märkida, et isegi ilma üksikasjaliku analüüsita võib termilised meetodid ja polümeeri üleujutamine (kui õli reservuaaridest väljatõrjumise meetod) ülaltoodust välja jätta. meetodid Priobskoje välja jaoks. Termilisi meetodeid kasutatakse kõrge viskoossusega õlidega ladestustel ja sügavusel kuni 1500-1700 m. kasutatakse kõrgemaid temperatuure, kalleid, spetsiaalseid polümeere).

Hoiustamispass Koostamise aasta - 2013

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Hoiustamispass Koostamise aasta - 2009

Põllupass Priobskoje välja lõunaosa

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Hoiustamispass Koostamise aasta - 2003

Põllupass Priobskoje välja lõunaosa

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2001

Nafta põhjalik uurimine Priobskoje välja lõunaosa kaevudes

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2013

Veehoidlate otsimine ja hindamine Apti-Albia-Cenomania põhjaveekihi setetes puurimisjäätmete, tööstus- ja olmereovee sissejuhtimiseks Priobskoje välja lõunaosas.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2013

3D seismiline uuring Priobskoje välja lõunaosa idaosas (hooaeg 2011-2012). summas 150 ruutkilomeetrit.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2012

Priobskoje välja lõunaosa RPM-süsteemi protsessiveevarustuse mage põhjaveevarude hindamine (äsja kasutusele võetud veehaardepiirkondade jaoks)

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2009

Kaev nr 32 Erginskaja. Objektide nafta- ja gaasipotentsiaali tuvastamine nende geoloogilise struktuuri (VSP) selgitamiseks

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2006

Priobskoje välja lõunaosa kolmemõõtmelise digitaalse seismilise geoloogilise mudeli koostamine

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2002

Priobskoje välja lõunaosas asuvate kaevude südamike kompleksuuringud.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2009

Aruanne nafta ja gaasi seismiliste uuringute tulemuste kohta Priobskoje välja lõunaosa loodepiirkonnas.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2014

Nafta ja lahustunud gaasi esialgsete geoloogiliste ja taaskasutatavate varude operatiivne arvutus 2014. aasta tootmispuurimise tulemuste põhjal Priobskoje maardla lõunaosas. LLC "Gazpromneft-Khantos"

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2010

Aruanne 3D seismiliste uuringute kohta Priobskoje välja lõunaosa lääneosas ning nafta ja gaasi seismiliste uuringute uuringute kohta, digitaalse kolmemõõtmelise geoloogilise mudeli loomine, mis põhineb 2001–2009 hooaja kuubil. Tjumeni oblasti KhMAO-Yugra Hantõ-Mansiiski rajoon

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2015

Nafta ja lahustunud gaasi esialgsete geoloogiliste ja taaskasutatavate varude operatiivarvutus 2015. aasta tootmispuurimise tulemuste põhjal. Priobskoje välja lõunaosas

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne Koostamise aasta - 2009

Aruanne CDP 3D üksikasjalike seismiliste uuringute tulemuste kohta Tjumeni piirkonna Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna Hantõ-Mansiiski rajoonis Lõuna-Priobskaja piirkonnas.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Koostamise aasta - 2012

Nafta ja lahustunud gaasi esialgsete geoloogiliste varude operatiivne ülekandmine kõrgematesse kategooriatesse 2012. aastal Priobskoje leiuvälja lõunaosas tehtud uurimis- ja tootmispuurimise tulemuste põhjal. HMN 11063 NE

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2013

Nafta ja lahustunud gaasi esialgsete geoloogiliste varude operatiivne arvutus 2013. aasta tootmispuurimise tulemuste põhjal Priobskoje maardla lõunaosas.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 1997

Varude arvutamine ja nafta taaskasutamise tegurite teostatavusuuring Priobskoje leiukoha lõunaosas.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2009

Priobskoje välja lõunaosas asuva Apti-Albia-Cenomania kompleksi põhjaveevarude ümberhindamine. Leping nr 372. TKZ nr 186.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2012

RPM-süsteemi mageveevarude hindamine Priobskoje välja lõunaosas (äsja kasutusele võetud veehaardealade jaoks) (seisuga 01.09.2012) TKZ nr 345.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2015

Esialgsete geoloogiliste ja taaskasutatavate nafta- ja lahustunud gaasivarude operatiivne arvutus 2015. aasta tootmispuurimise tulemuste põhjal Priobskoje maardla lõunaosas. Litsents KhMN 15538 NE. Peatöövõtuleping GNH-243/10D (11-36). Lisama. leping GNH-322/14D.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2014

Esialgsete geoloogiliste ja taaskasutatavate nafta- ja lahustunud gaasivarude operatiivne arvutus 2014. aasta tootmispuurimise tulemuste põhjal Priobskoje maardla lõunaosas. Peatöövõtja leping nr ГНХ-243/10D, lisalepingu nr ГНХ-127/13D lisa nr ГНХ-127/13D. Litsents KhMN 15538 NE.

NÕUTUD
TAOTLUS
SAAMISEKS

Geoloogiline aruanne, TED, teostatavusuuring, TPP Koostamise aasta - 2013

Veehoidlate otsimine ja hindamine Apti-Albia-Cenomania veekihikompleksi setetes puurimisjäätmete, tööstusliku ja olmereovee sissejuhtimiseks Priobskoje välja lõunaosas. Litsents KhMN 15538 HP. Leping nr 257-13.

Priobskoje naftaväli

§1.Priobskoje naftaväli.

Priobskoe- Lääne-Siberi suurim põld asub halduslikult Hantõ-Mansiiski oblastis 65 km kaugusel Hantõ-Mansiiskist ja 200 km kaugusel Neftejuganskist. Obi jõgi jagab selle kaheks osaks – vasak- ja paremkaldaks. Vasakkalda areng algas 1988. aastal, paremkalda - 1999. Geoloogilised varud on hinnanguliselt 5 miljardit tonni. Tõestatud ja taaskasutatavaid varusid hinnatakse 2,4 miljardile tonnile. Avatud 1982. aastal. Maardlad 2,3-2,6 km sügavusel. Õli tihedus on 863-868 kg/m3 (õli tüüp on keskmine, kuna jääb vahemikku 851-885 kg/m 3 ), parafiinide sisaldus on mõõdukas (2,4-2,5%) ja väävlisisaldus on 1,2-1,3% (kuulub rafineerimistehasesse tarnitavasse väävlisisaldusega, klass 2 õli vastavalt standardile GOST 9965-76). 2005. aasta lõpu seisuga oli põllul 954 tootmis- ja 376 süstekaevu. Naftatootmine Priobskoje väljal oli 2007. aastal 40,2 miljonit tonni, millest Rosneft - 32,77 ja Gazprom Neft - 7,43 miljonit tonni. Nafta mikroelementide koostis on seda tüüpi tooraine oluline omadus ja kannab mitmesugust geokeemilist teavet nafta vanuse, tekketingimuste, päritolu ja rändeteede kohta ning seda kasutatakse laialdaselt naftaväljade tuvastamiseks, maardlate otsingustrateegia optimeerimiseks, ühiselt kasutatavate puurkaevude tootmise eraldamine.

Tabel 1. Priobskaja õli mikroelementide sisalduse vahemik ja keskmine väärtus (mg/kg)

Töötavate naftapuuraukude esialgne voolukiirus on alates 35 tonnist päevas. kuni 180 t/ööpäevas. Kaevude asukoht on koondunud. Õli saastegur 0,35.

Kaevude klaster on selline paigutus, kui suudmed on samal tehnoloogilisel platvormil üksteise lähedal ja kaevude põhjad on veehoidla arendusvõrgu sõlmedes.

Praegu puuritakse enamik tootmiskaeve kobaratena. Seda seletatakse asjaoluga, et maardlate kobarpuurimine võib oluliselt vähendada puurimis- ja tootmiskaevude, teede, elektriliinide ja torustike poolt hõivatud alade suurust.

See eelis on eriti oluline kaevude ehitamisel ja käitamisel viljakatel maadel, kaitsealadel, tundras, kus maa rikutud pinnakiht taastub mitme aastakümne pärast, soistel aladel, mis raskendab ja suurendab oluliselt kaevude maksumust. puurimis- ja käitamisrajatiste ehitus- ja paigaldustööd. Padjapuurimine on vajalik ka siis, kui on vaja avada naftamaardlad tööstus- ja tsiviilrajatiste all, jõgede ja järvede põhja all, kaldast ja viaduktide riiulivööndi all. Erilise koha hõivab kaevude kobarehitus Tjumeni, Tomski ja teiste Lääne-Siberi piirkondade territooriumil, mis võimaldas edukalt teostada nafta- ja gaasipuuraukude rajamist täitesaartele kõrvalises, soises ja asustatud piirkonnas. piirkond.

Kaevude asukoht kaevupadjas oleneb maastikutingimustest ja kavandatavatest sidevahenditest kaevualuse ja aluse vahel. Põõsad, mis ei ole alusega püsiteedega ühendatud, loetakse kohalikeks. Mõnel juhul võivad põõsad olla põhilised, kui need asuvad maanteedel. Kohalikel kaevupatjadel on need reeglina paigutatud igas suunas ventilaatorina, mis võimaldab kaevupadjal olla maksimaalselt palju kaevu.

Puurimis- ja abiseadmed on monteeritud nii, et puurimisseadme ühest kaevust teise teisaldamisel jäävad puurpumbad, vastuvõtukaevud ja osa puhastus-, keemilise töötlemise ja loputusvedeliku ettevalmistamise seadmeid paigale kuni puurimise lõpetamiseni. kõigi (või osade) kaevude rajamine sellele kaevualusele.

Kaevude arv klastris võib varieeruda vahemikus 2 kuni 20-30 või rohkem. Veelgi enam, mida rohkem puurauke on padjas, seda suurem on põhjade kõrvalekalle kaevupeadest, puuraugu pikkus suureneb, puuraugu pikkus, mis toob kaasa puurimiskulude tõusu. Lisaks on oht kohtuda tüvedega. Seetõttu on vaja arvutada klastris vajalik arv kaevu.

Õli tootmise süvapumpamise meetod on meetod, mille käigus vedelik tõstetakse kaevust pinnale, kasutades erinevat tüüpi vardaid ja vardadeta pumpamisseadmeid.
Priobskoje väljal kasutatakse elektrilisi tsentrifugaalpumpasid - vardadeta süvakaevupumpa, mis koosneb mitmeastmelisest (50-600 astmest) tsentrifugaalpumbast, mis asub vertikaalselt ühisel võllil, elektrimootorist (dielektrikuga täidetud asünkroonne elektrimootor). õli) ja kaitse, mis kaitseb elektrimootorit vedeliku sissepääsu eest. Mootori toiteallikaks on soomustatud kaabel, mis langetatakse koos pumba torudega. Mootori võlli pöörlemissagedus on umbes 3000 pööret minutis. Pumpa juhitakse pinnal juhtjaama abil. Elektrilise tsentrifugaalpumba jõudlus varieerub vahemikus 10 kuni 1000 m3 vedelikku päevas efektiivsusega 30-50%.

Elektrilise tsentrifugaalpumba paigaldamine hõlmab maa-aluseid ja maapealseid seadmeid.
Puurauguga elektrilise tsentrifugaalpumba (ESP) paigaldamisel on kaevu pinnal ainult toitetrafoga juhtjaam ja seda iseloomustab kõrgepinge olemasolu kaevu langetatud toitekaablis koos torudega. Kõrge tootlikkusega kaevu, millel on kõrge reservuaarirõhk, käitatakse elektriliste tsentrifugaalpumpade abil.

Põld on kõrvaline, raskesti ligipääsetav, 80% territooriumist asub Obi jõe lammil ja on üleujutusperioodil üleujutatud. Väljale on iseloomulik keeruline geoloogiline ehitus - pindalalt ja läbilõikelt keeruline liivakehade struktuur, kihid on hüdrodünaamiliselt nõrgalt seotud. Tootlike koosseisude veehoidlaid iseloomustavad:

Madal läbilaskvus;

Madal sõmerus;

Suurenenud savisisaldus;

Kõrge dissektsioon.

Priobskoje põldu iseloomustab produktiivsete horisontide kompleksne struktuur nii pindalalt kui läbilõikelt. Horisontide AC10 ja AC11 reservuaarid on keskmise ja madala tootlikkusega ning AC12 on anomaalselt madala tootlikkusega. Põllu tootlike kihtide geoloogilised ja füüsikalised omadused viitavad sellele, et põldu on võimatu arendada ilma selle produktiivseid kihte aktiivselt mõjutamata ja tootmise stimuleerimise meetodeid kasutamata. See kinnitab vasakpoolse kalda osa operatiivosa arendamise kogemust.

Priobskoje välja peamised geoloogilised ja füüsikalised omadused erinevate mõjumeetodite rakendatavuse hindamiseks on:

1) tootlike kihtide sügavus - 2400-2600 m,

2) ladestused on litoloogiliselt varjestatud, looduslik režiim elastne, suletud,

3) kihtide AC 10, AC 11 ja AC 12 paksus vastavalt kuni 20,6, 42,6 ja 40,6 m.

4) reservuaari algrõhk - 23,5-25 MPa,

5) tekketemperatuur - 88-90°С,

6) reservuaaride madal läbilaskvus, keskmised väärtused vastavalt tulemustele

7) moodustiste kõrge külgmine ja vertikaalne heterogeensus,

8) reservuaariõli viskoossus - 1,4-1,6 mPa*s,

9) õli küllastusrõhk 9-11 MPa,

10) nafteense seeria õli, parafiinne ja vähese vaigusisaldusega.

Võrreldes esitatud andmeid reservuaaride stimuleerimismeetodite tõhusa kasutamise teadaolevate kriteeriumidega, võib märkida, et isegi ilma üksikasjaliku analüüsita võib termilised meetodid ja polümeeri üleujutamine (kui õli reservuaaridest väljatõrjumise meetod) ülaltoodust välja jätta. meetodid Priobskoje välja jaoks. Termilisi meetodeid kasutatakse kõrge viskoossusega õlidega ladestustel ja sügavusel kuni 1500-1700 m. kasutatakse kõrgemaid temperatuure, kalleid, spetsiaalseid polümeere).

Kodu- ja välismaiste valdkondade arendamise kogemused näitavad, et üleujutus on üsna tõhus meetod madala läbilaskvusega veehoidlate mõjutamiseks, järgides rangelt selle rakendamise tehnoloogiale vajalikke nõudeid. Peamised põhjused, mis põhjustavad madala läbilaskvusega moodustiste üleujutamise efektiivsuse vähenemist, on järgmised:

Kivimi filtreerimisomaduste halvenemine järgmistel põhjustel:

Kivimi savikomponentide paisumine kokkupuutel süstitava veega,

kollektori ummistumine sissepritsevee peente mehaaniliste lisanditega,

Soolade sadestumine kollektori poorses keskkonnas sissepritse- ja moodustumisvee keemilisel koostoimel,

Veehoidla katvuse vähendamine üleujutuse tõttu süstekaevude ümber tekkivate pragude tõttu - purunemine ja nende levimine sügavusele

Märkimisväärne tundlikkus kivimite märguvuse olemuse suhtes süstitava aine poolt. Märkimisväärne reservuaari läbilaskvuse vähenemine parafiini sadenemise tõttu.

Kõigi nende nähtuste ilmnemine madala läbilaskvusega reservuaarides põhjustab märkimisväärsemaid tagajärgi kui suure läbilaskvusega kivimites.

Nende tegurite mõju kõrvaldamiseks üleujutusprotsessile kasutatakse sobivaid tehnoloogilisi lahendusi: optimaalsed kaevumustrid ja kaevu töötamise tehnoloogilised režiimid, vajaliku tüüpi ja koostisega vee süstimine reservuaaridesse, selle asjakohane mehaaniline, keemiline ja bioloogiline töötlemine, samuti spetsiaalsete komponentide lisamine veele.

Priobskoje põllu puhul tuleks peamise ravimeetodina pidada üleujutust.

Pindaktiivsete ainete lahuste kasutamine välitingimustes lükati tagasi peamiselt nende reaktiivide madala efektiivsuse tõttu madala läbilaskvusega reservuaarides.

Priobskoje välja puhul ei saa leeliselist üleujutust soovitada järgmistel põhjustel:

Peamine neist on reservuaaride valdav struktuurne ja kihiline savisisaldus. Saviagregaate esindavad kaoliniit, klorit ja hüdromika. Leelise koosmõju savimaterjaliga võib viia mitte ainult savi paisumiseni, vaid ka kivimi hävimiseni. Madala kontsentratsiooniga leeliseline lahus suurendab savide paisumistegurit 1,1-1,3 korda ja vähendab kivimi läbilaskvust 1,5-2 korda võrreldes mageveega, mis on Priobskoje välja madala läbilaskvusega reservuaaride jaoks kriitiline. Kõrge kontsentratsiooniga (savi paisumist vähendavate) lahuste kasutamine aktiveerib kivimi hävitamise protsessi.

Vene naftameeste lemmiktehnoloogia on hüdrauliline purustamine: vedelikku pumbatakse kaevu rõhu all kuni 650 atm. moodustada kivisse pragusid. Praod fikseeritakse tehisliivaga (proppant): see ei lase neil sulguda. Nende kaudu imbub õli kaevu. LLC SibNIINP andmetel suurendab hüdrauliline purustamine Lääne-Siberi väljadele nafta sissevoolu 1,8 korda 19 korda.

Geoloogilist ja tehnilist tegevust teostavad naftat tootvad ettevõtted piirduvad praegu peamiselt hüdraulilise purustamise (HF) standardtehnoloogiate kasutamisega, kasutades polümeeripõhist geelistatud vesilahust. Need lahused, nagu ka tapmisvedelikud, aga ka puurimisvedelikud, kahjustavad oluliselt kihistu ja murru ennast, mis vähendab oluliselt luumurdude jääkjuhtivust ja selle tulemusena õli tootmist. Tekkimine ja murdude ummistumine on eriti oluline väljadel, kus praegune tekkerõhk on alla 80% esialgsest.

Selle probleemi lahendamiseks kasutatud tehnoloogiatest eristatakse tehnoloogiaid, mis kasutavad vedeliku ja gaasi segu:

Vahustatud (näiteks nitreeritud) vedelikud, mille gaasisisaldus on alla 52% segu kogumahust;

Vahthüdrauliline purustamine - rohkem kui 52% gaasist.

Pärast Venemaa turul saadaolevate tehnoloogiate ja nende rakendamise tulemuste ülevaatamist valisid Gazpromneft-Khantose spetsialistid vahupurustamise ja pakkusid Schlumbergerile piloottööd (PW). Nende tulemuste põhjal hinnati vahthüdraulilise purustamise efektiivsust Priobskoje väljal. Vahtmurrutamine, nagu ka tavaline purustamine, on suunatud kihistu murdumise tekitamisele, mille kõrge juhtivus tagab süsivesinike voolu kaevu. Vahthüdraulilise purustamise käigus aga, mis on tingitud geelistunud vesilahuse osa (keskmiselt 60% mahust) asendamisest surugaasiga (lämmastik või süsinikdioksiid), suureneb oluliselt murdude läbilaskvus ja juhtivus ning selle tulemusena on moodustumise kahjustus minimaalne. Maailmapraktikas on hüdrauliliseks purustamiseks vahuvedelike kasutamise kõrgeim efektiivsus juba täheldatud kaevudes, kus reservuaari energiast ei piisa kasutatud hüdraulilise purustamisvedeliku väljatöötamise käigus puurauku surumiseks. See kehtib nii uute kui ka olemasolevate puurkaevude kohta. Näiteks Priobskoje välja valitud kaevudes langes reservuaari rõhk 50% -ni esialgsest. Vahu purustamisel aitab vahu osana sissepritsitud surugaas kulutatud vedeliku kihist välja pigistada, mis suurendab kulutatud vedeliku mahtu ja vähendab aega

hästi areng. Priobskoje väljal töötamiseks valiti lämmastik kõige mitmekülgsemaks gaasiks:

Laialdaselt kasutatav spiraaltorudega kaevude väljatöötamisel;

Inertne;

Ühildub hüdrauliliste purustamisvedelikega.

Pärast tööde lõpetamist teostas kaevu valmimise, mis on osa "vahu" teenusest, Schlumberger. Projekti eripäraks oli piloottööde teostamine mitte ainult uues, vaid ka olemasolevas kaevuvarus, reservuaarides, kus on esimestest töökohtadest tekkinud hüdraulilised murrud, nn refraktuur. Vahusegu vedelfaasiks valiti ristseotud polümeersüsteem. Saadud vahusegu aitab edukalt lahendada auhinna omaduste säilimise probleeme

võitlustsoon. Polümeeri kontsentratsioon süsteemis on vaid 7 kg/t proppant, võrdluseks lähima keskkonna kaevudes - 11,8 kg/t.

Praegu võime märkida, et Priobskoje välja AC10 ja AC12 koosseisude kaevudes on hüdrauliline vahtplastist purustamine lämmastiku abil edukalt rakendatud. Tähelepanu pöörati töödele olemasolevas kaevuvarus, kuna korduv hüdrauliline purustamine võimaldab kaasata arendusse uusi kihte ja vahekihte, mida arendus varem ei mõjutanud. Vahthüdraulilise purustamise efektiivsuse analüüsimiseks võrreldi nende tulemusi naaberkaevudest saadud tulemustega, milles teostati tavalist hüdraulilist purustamist. Mahutid olid sama õliga küllastunud paksusega. Vedeliku ja õli tegelik vooluhulk puurkaevudes peale vahthüdraulilist purustamist keskmise pumba sisselaskerõhul 5 MPa ületas naaberkaevude vooluhulka vastavalt 20 ja 50%, kuid kaevudes oli põhjaava töörõhk enne pumpa pärast vahthüdraulilist purustamist on keskmiselt 8,9 MPa, ümbritsevates kaevudes - 5,9 MPa. Kaevu potentsiaali ümberarvutamine samaväärse rõhu jaoks võimaldab hinnata vahu hüdraulilise purustamise mõju.

Katsetööd vahthüdraulilise purustamisega Priobskoje välja viies kaevus näitasid meetodi efektiivsust nii olemasolevas kui ka uues kaevuvarus. Kõrgem pumba sisselaskerõhk kaevudes pärast vahusegude kasutamist viitab vahu hüdraulilise purustamise tulemusena suure juhtivusega murdude tekkele, mis annab puurkaevudest täiendava õlitootmise.

Praegu teostab välja põhjaosa arendust Rosneftile kuuluv LLC RN-Yuganskneftegaz ja lõunaosa Gazprom Neftile kuuluv LLC Gazpromneft-Khantos.

Hantõ-Mansiiski autonoomse ringkonna kuberneri otsusega määrati väljale "Aluspinnase kasutamise erikorra territoorium" staatus, mis määras naftameeste erilise suhtumise Priobskoje välja arendamisse. Varude ligipääsmatus, maardla ökosüsteemi haprus tõi kaasa uusimate keskkonnatehnoloogiate kasutamise. 60% Priobskoje välja territooriumist asub Obi jõe lammil, kaevupadjandite, surveõlitorustike ja veealuste ristmike rajamisel kasutatakse keskkonnasõbralikke tehnoloogiaid.

Maardla territooriumil asuvad objektid:

Tõstepumbajaamad - 3

Mitmefaasiline pumbajaam Sulzer - 1

· Kobarpumbajaamad tööaine kihistu pumpamiseks - 10

Ujuvpumbajaamad - 4

Õli ettevalmistamise ja pumpamise töökojad - 2

Õlieraldusseade (USN) – 1

2001. aasta mais paigaldati Sulzeri ainulaadne mitmefaasiline pumbajaam Priobskoje välja paremkaldal asuvale padjale 201. Iga paigaldise pump on võimeline pumpama 3,5 tuhat kuupmeetrit vedelikku tunnis. Kompleksi teenindab üks operaator, kõik andmed ja parameetrid kuvatakse arvutimonitoril. Jaam on Venemaal ainus.

Hollandi pumbajaam "Rosskor" varustati Priobskoje väljal 2000. aastal. See on ette nähtud mitmefaasilise vedeliku väljapumpamiseks ilma rakette kasutamata (et vältida sellega seotud gaasipõletust Obi jõe lammil).

Priobskoje põllu paremal kaldal asuv puurlõike töötlemise tehas toodab silikaattellist, mida kasutatakse ehitusmaterjalina teede, alusvundamentide jms ehitamisel. Priobskoje väljal toodetud seotud gaasi kasutamise probleemi lahendamiseks ehitati Prirazlomnoje väljale Hantõ-Mansi autonoomse ringkonna esimene gaasiturbiinielektrijaam, mis varustab elektriga Priobskoje ja Prirazlomnoje väljasid.

Üle Obi rajatud elektriülekandeliinil pole analooge, mille sildeulatus on 1020 m ja spetsiaalselt Suurbritannias valmistatud traadi läbimõõt on 50 mm.

§ 2. Õli ettevalmistamine töötlemiseks

Kaevudest kaevandatud toornafta sisaldab seonduvaid gaase (50-100 m 3 /t), kihistu vett (200-300 kg/t) ja vees lahustunud mineraalsooli (10-15 kg/t), mis mõjutavad negatiivselt transporti, ladustamist ja järgnev töötlemine. Seetõttu hõlmab õli ettevalmistamine töötlemiseks tingimata järgmisi toiminguid:

Seotud (õlis lahustunud) gaaside eemaldamine või õli stabiliseerimine;

Õli magestamine;

Õli dehüdratsioon (dehüdratsioon).

Õli stabiliseerimine - Obi piirkonnast pärit toornafta sisaldab märkimisväärses koguses selles lahustunud kergeid süsivesinikke. Õli transportimisel ja ladustamisel võivad need eralduda, mille tulemusena muutub õli koostis. Gaasi ja sellega koos kergete bensiinifraktsioonide kadumise vältimiseks ning õhusaaste vältimiseks tuleb need tooted enne töötlemist naftast eraldada. Sarnast protsessi nimetatakse kergete süsivesinike eraldamiseks naftast seotud gaasi kujul stabiliseerimineõli. Nafta stabiliseerimine Priobskoje väljal toimub eraldusmeetodil otse selle tootmispiirkonnas mõõtesõlmedes.

Seotud gaas eraldatakse õlist mitmeastmelise eraldamisega gaasiseparaatorites, mille käigus vähendatakse järjestikku rõhku ja õli voolukiirust. Selle tulemusena toimub gaaside desorptsioon, millega koos eemaldatakse lenduvad vedelad süsivesinikud ja seejärel kondenseeritakse, moodustades "gaasi kondensaadi". Eraldusmeetodil stabiliseerimisel jääb õlisse kuni 2% süsivesinikke.

Soola eemaldamine ja dehüdratsioon õli- soolade ja vee eemaldamine õlist toimub õlipuhastusjaamades ja otse naftatöötlemistehastes (rafineerimistehastes).

Vaatleme elektrosoolamisseadmete seadet.

Toorainepaagist 1 pärinev õli koos demulgaatori ja nõrga leelise- või soodalahusega läbib soojusvaheti 2, soojendatakse küttekehas 3 ja siseneb segistisse 4, milles õlile lisatakse vett. Saadud emulsioon läbib järjestikku elektrilised dehüdraatorid 5 ja 6, milles õlist eraldatakse põhiosa selles lahustunud veest ja sooladest, mille tulemusena väheneb nende sisaldus 8-10 korda. Magestatud õli läbib soojusvaheti 2 ja pärast jahutamist külmikus 7 siseneb kollektorisse 8. Elektrilistes dehüdraatorites eraldatud vesi settib õliseparaatoris 9 ja suunatakse puhastamisele ning eraldatud õli lisatakse CDU-le tarnitud õli.

Õli magestamise ja dehüdratsiooni protsessid on seotud vajadusega purustada emulsioonid, mis tekivad vees õliga. Samal ajal hävitatakse põldudel õlitootmise käigus tekkinud looduslikku päritolu emulsioone ning tehases hävitatakse õli korduval veega pesemisel soolade eemaldamiseks saadud kunstlikud emulsioonid. Pärast töötlemist vähendatakse vee ja metallkloriidide sisaldust õlis esimesel etapil vastavalt 0,5-1,0% ja 100-1800 mg/l ning teises etapis 0,05-0,1% ja 3-5 mg/l. vastavalt l.

Emulsioonide purustamise protsessi kiirendamiseks on vaja õli allutada muudele mõjumeetmetele, mille eesmärk on veepiiskade jämendamine, tiheduse erinevuse suurendamine ja õli viskoossuse vähendamine.

Obi õlis kasutatakse aine (demulgaatori) lisamist õlisse, tänu millele hõlbustatakse emulsiooni eraldamist.

Ja õli magestamise jaoks pestakse õli värske mageveega, mis mitte ainult ei pese välja sooli, vaid avaldab emulsioonile ka hüdromehaanilist toimet.

§ 3. Priobskoje naftavälja esmane rafineerimine

Õli on segu tuhandetest erinevatest ainetest. Õlide täielik koostis ka tänapäeval, mil on olemas kõige keerukamad analüüsi- ja kontrollivahendid: kromatograafia, tuumamagnetresonants, elektronmikroskoobid – kaugeltki kõik need ained pole täielikult kindlaks määratud. Kuid hoolimata asjaolust, et õli koostis sisaldab peaaegu kõiki tabeli keemilisi elemente D.I. Mendelejevi sõnul on selle alus endiselt orgaaniline ja koosneb erinevate rühmade süsivesinike segust, mis erinevad üksteisest oma keemiliste ja füüsikaliste omaduste poolest. Olenemata keerukusest ja koostisest algab õli rafineerimine esmase destilleerimisega. Tavaliselt toimub destilleerimine kahes etapis - väikese atmosfäärilähedase ülerõhuga ja vaakumis, kasutades tooraine soojendamiseks toruahjusid. Seetõttu nimetatakse nafta esmase rafineerimise rajatisi AVT-ks - atmosfäärivaakumtorudeks.

Priobskoje välja õlidel on potentsiaalselt kõrge õlifraktsioonide sisaldus, seetõttu toimub esmane nafta rafineerimine vastavalt kütte-õli tasakaalule ja see toimub kolmes etapis:

Atmosfääri destilleerimine kütusefraktsioonide ja kütteõli saamiseks

Kütteõli vaakumdestilleerimine kitsa õlifraktsiooni ja tõrva saamiseks

Kütteõli ja tõrva segu vaakumdestilleerimine, et saada laia õlifraktsiooni ja bituumeni tootmiseks kasutatavat rasket jääki.

Priobskaja õli destilleerimine toimub atmosfääri torukujulistes üksustes vastavalt skeemile ühe aurustamisega, s.o. ühe kompleksse destilleerimiskolonniga, millel on külgmised eemaldamise sektsioonid - see on energeetiliselt kõige soodsam, kuna Priobskaja õli vastab sellise paigalduse kasutamisel täielikult nõuetele: suhteliselt madal bensiinisisaldus (12-15%) ja fraktsioonide saagis kuni 350 0 С ei ületa 45%.

Soojusvahetis 2 kuumade voogude abil kuumutatud toornafta suunatakse elektrikuivatisse 3. Sealt pumbatakse magestatud õli läbi soojusvaheti 4 ahju 5 ja seejärel destilleerimiskolonni 6, kus see aurustatakse üks kord ja eraldatakse vajalikuks. fraktsioonid. Soolavaba õli puhul ei ole paigaldusskeemides elektrilist dehüdraatorit.

Kuna õlis on kõrge lahustunud gaasi ja madala keemistemperatuuriga fraktsioonide sisaldus, on selle töötlemine sellise ühekordse aurustamise skeemi järgi ilma eelneva aurustamiseta keeruline, kuna toitepumbas ja kõigis vooluringis ülesvoolu asuvates seadmetes tekib suurenenud rõhk. ahju. Lisaks suurendab see ahju ja destilleerimiskolonni koormust.

Kütteõli vaakumdestilleerimise põhieesmärk on saada laia fraktsiooni (350 - 550 0С ja rohkem) - toorainet katalüütiliste protsesside jaoks ning destillaate õlide ja parafiinide tootmiseks.

Kütteõli pumbatakse pumbaga läbi soojusvahetite süsteemi torukujulisse ahju, kus see kuumutatakse temperatuurini 350°-375°, ja siseneb destilleerimise vaakumkolonni. Vaakum kolonnis luuakse aurujoa ejektorite abil (jääkrõhk 40-50 mm). Veeaur juhitakse kolonni põhja. Õlidestillaadid võetakse kolonni erinevatelt plaatidelt, läbivad soojusvahetid ja jahutid. Kolonni põhjast tühjendatakse ülejäänud osa - tõrv.

Õlist eraldatud õlifraktsioonid puhastatakse selektiivlahustega – fenooli või furfuraaliga, et eemaldada osa vaiguseid aineid, seejärel vahatatakse, kasutades metüületüülketooni või atsetooni ja tolueeni segu, et alandada õli hangumistemperatuuri. Õlifraktsioonide töötlemine lõpetatakse järeltöötlusega pleegitussavidega. Hiljutised naftatehnoloogiad kasutavad savi asemel hüdrotöötlusprotsesse.

Obi õli atmosfäärirõhul destilleerimise materjalide tasakaal:

§4.Katalüütiline krakkimine

Katalüütiline krakkimine on kõige olulisem nafta rafineerimise protsess, mis mõjutab oluliselt rafineerimistehase kui terviku efektiivsust. Protsessi olemus seisneb tooraine (vaakumgaasiõli) koostises olevate süsivesinike lagunemises temperatuuri mõjul tseoliiti sisaldava aluminosilikaatkatalüsaatori juuresolekul. KK-üksuse sihttooteks on bensiini kõrge oktaanarvuga komponent oktaaniarvuga 90 punkti või rohkem, selle saagis on 50–65%, olenevalt kasutatud toorainest, tehnoloogiast ja kasutatavast režiimist. Kõrge oktaanarv on tingitud sellest, et katalüütiline krakkimine põhjustab ka isomerisatsiooni. Protsessi käigus saadakse propüleeni ja butüleene sisaldavad gaasid, mida kasutatakse toorainena naftakeemiatööstuses ja kõrge oktaanarvuga bensiinikomponentide tootmisel, kerge gaasiõli (diisli- ja küttekütuste komponent) ning raske gaasiõli (tooraine tootmiseks) tahmast või kütteõlide komponendist.
Tänapäevaste tehaste keskmine võimsus on 1,5-2,5 miljonit tonni, samas on maailma juhtivate ettevõtete tehastes 4,0 miljoni tonnise võimsusega tehaseid.
Jaama põhiosa on reaktor-regeneraatorplokk. Seade sisaldab ahju tooraine soojendamiseks, reaktorit, milles krakkimisreaktsioonid toimuvad vahetult, ja katalüsaatori regeneraatorit. Regeneraatori eesmärk on põletada ära krakkimisel tekkinud ja katalüsaatori pinnale sadestunud koks. Reaktor, regeneraator ja lähteaine sisendseade on ühendatud torujuhtmetega, mille kaudu katalüsaator ringleb.
Venemaa rafineerimistehaste katalüütilise krakkimise võimsusest praegu ilmselgelt ei piisa ning just uute agregaatide kasutuselevõtuga lahendatakse probleem prognoositava bensiinipuudusega.

§ 4. Katalüütiline reformimine

Bensiini tootmise arendamine on seotud sooviga parandada kütuse peamist tööomadust - bensiini detonatsioonikindlust, mida hinnatakse oktaanarvu järgi.

Reformimist kasutatakse mootoribensiinide, aromaatsete süsivesinike ja vesinikku sisaldava gaasi kõrge oktaanarvuga baaskomponendi üheaegseks saamiseks.

Priobskoi õli puhul toimub reformimine fraktsioonil, mis keeb ära vahemikus 85-180 0 C ja keemistemperatuuri lõpu tõus soodustab koksi moodustumist ja on seetõttu ebasoovitav.

Reformimise lähteaine valmistamine - rektifikatsioon fraktsioonide eraldamiseks, hüdrotöötlus protsessi katalüsaatoreid mürgitavate lisandite (lämmastik, väävel jne) eemaldamiseks.

Reformimisprotsessis kasutatakse plaatina katalüsaatoreid. Plaatina kõrge hind määras ette selle madala sisalduse tööstuslikes reformimiskatalüsaatorites ja sellest tulenevalt ka vajaduse selle tõhusaks kasutamiseks. Seda soodustab alumiiniumoksiidi kasutamine kandjana, mis on juba ammu tuntud kui parim aromatiseerimiskatalüsaatorite kandja.

Oluline oli muuta alumiiniumoksiid-plaatina katalüsaator bifunktsionaalseks reformimiskatalüsaatoriks, millel toimuks kogu reaktsioonide kompleks. Selleks oli vaja anda kandjale vajalikud happelised omadused, mis saavutati alumiiniumoksiidi töötlemisel klooriga.

Klooritud katalüsaatori eeliseks on võimalus reguleerida katalüsaatorite kloorisisaldust ja seega ka nende happesust vahetult töötingimustes.

Olemasolevate reformijate üleminekuga polümetallkatalüsaatoritele jõudlusnäitajad tõusid, kuna. nende maksumus on madalam, nende kõrge stabiilsus võimaldab teostada protsessi madalamal rõhul, kartmata koksimist. Polümetallkatalüsaatoritel reformimisel ei tohi järgmiste elementide sisaldus lähteaines ületada 1 mg/kg väävlit, 1,5 mg/kg niklit ja 3 mg/kg vett. Nikli osas ei sobi Priobskaja õli polümetallkatalüsaatoriteks, seetõttu kasutatakse reformimisel alumiinium-plaatina katalüsaatoreid.

Reformifraktsiooni tüüpiline materjalibilanss on 85-180 °C rõhul 3 MPa.

Bibliograafiline loetelu

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Õli esmane rafineerimine (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Venemaa suurimate nafta- ja nafta- ja gaasimaardlate geoloogia ja areng, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – Priobye kohta Vikipeedias

4. http://minenergo.gov.ru – Vene Föderatsiooni energeetikaministeerium

5. Bannov P.G., Nafta rafineerimise protsessid, TsNIITEneftekhim, M.: 2001