Câmpul South Priobskoye Khmao pe hartă. Caracteristicile zăcământului Priobskoye, metodele de dezvoltare a acestuia. Câmpul Priobskoye pe hartă

Câmpul de petrol și gaze Priobskoye este situat geografic pe teritoriul districtului autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen Federația Rusă. Cel mai apropiat oraș de câmpul Priobskoye este Nefteyugansk (situat la 200 km est de câmp).

Câmpul Priobskoye deschis în 1982. Domeniul este caracterizat ca fiind multistrat, cu productivitate scăzută. Teritoriul este tăiat de râul Ob, mlaștinos și în perioadele de inundații este în mare parte inundat; Iată locurile de reproducere pentru pești. După cum se menționează în materialele Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse prezentate Dumei de Stat, acești factori complică dezvoltarea și necesită semnificative resurse financiare pentru utilizarea celor mai noi tehnologii extrem de eficiente și ecologice.

Licența pentru dezvoltarea câmpului Priobskoye aparține unei filiale a Rosneft OJSC, compania Rosneft-Yuganskneftegaz.

Potrivit experților, dezvoltarea domeniului în cadrul sistemului de impozitare existent este neprofitabilă și imposibilă. În condițiile PSA, producția de petrol pe 20 de ani se va ridica la 274,3 milioane de tone, veniturile statului - 48,7 miliarde dolari.

Rezervele recuperabile ale zăcământului Priobskoye sunt de 578 de milioane de tone de petrol, gaze - 37 de miliarde de metri cubi. Perioada de dezvoltare în condițiile PSA este de 58 de ani. Nivelul maxim de producție - 19,9 milioane. tone în al 16-lea an de dezvoltare. Finanțarea inițială a fost planificată să fie de 1,3 miliarde de dolari. Costurile de capital - 28 miliarde USD, costurile operaționale - 27,28 miliarde USD. Direcțiile probabile pentru transportul petrolului din câmp sunt Ventspils, Novorossiysk, Odesa, Druzhba.

Yugansneftegaz și Amoso ​​au început să discute despre posibilitatea dezvoltării comune a părții de nord a câmpului Priobskoye în 1991. În 1993, Amoso ​​a participat la o licitație internațională pentru dreptul de utilizare a subsolului în câmpurile regiunii autonome Khanty-Mansiysk și a fost recunoscută drept câștigătorul concursului pentru dreptul exclusiv de a deveni partener străin în dezvoltarea câmpul Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz.

În 1994, Yuganskneftegaz și Amoso ​​​​au pregătit și au transmis guvernului un proiect de acord de partajare a producției și un studiu de fezabilitate Tenico-economic și de mediu pentru proiect.

La începutul anului 1995, un alt studiu de fezabilitate a fost înaintat guvernului, care a fost modificat mai târziu în acel an în lumina noilor date obținute despre domeniu.
În 1995, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Câmpurilor de Petrol și Petrol și Gaze a Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse și a Ministerului Apărării mediuși resursele naturale ale Federației Ruse au aprobat schema de dezvoltare a terenului actualizată și partea de mediu a documentației pre-proiect.

La 7 martie 1995, prim-ministrul de atunci Viktor Cernomyrdin a emis un ordin de formare a unei delegații guvernamentale formată din reprezentanți ai Okrugului Autonom Khanty-Mansi și a mai multor ministere și departamente pentru a negocia un PSA pentru dezvoltarea părții de nord a Priobskoye. domeniu.

În iulie 1996, la Moscova, o comisie mixtă ruso-americană pentru cooperare economică și tehnică a emis o declarație comună privind prioritatea proiectelor în domeniul energetic, printre care a fost denumit în mod specific câmpul Priobskoye. Declarația comună a indicat că ambele guverne salută angajamentele de a încheia un acord de partajare a producției pentru acest proiect până la următoarea reuniune a comisiei din februarie 1997.

La sfârșitul anului 1998, partenerul lui Yuganskneftegaz în proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye, compania americană Amoso, a fost absorbită de compania britanică British Petroleum.

La începutul anului 1999, BP/Amoso ​​și-a anunțat oficial retragerea din participarea la proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye.

Istoria etnică a zăcământului Priobskoye

Din cele mai vechi timpuri, zona zăcământului a fost locuită de Khanty. Complexul dezvoltat Khanty sistemele sociale, numite principate și prin secolele XI-XII. aveau mari aşezări tribale cu capitale fortificate, care erau conduse de prinţi şi apărate de trupe profesioniste.

Primele contacte cunoscute ale Rusiei cu acest teritoriu au avut loc în secolul al X-lea sau al XI-lea. În acest moment, relațiile comerciale au început să se dezvolte între populațiile ruse și indigene. Vestul Siberiei care a adus schimbări culturaleîn viața aborigenă. Au apărut ustensilele și țesăturile de uz casnic din fier și ceramică și au devenit o parte materială a vieții Khanty. Comerțul cu blănuri a devenit extrem de important ca mijloc de obținere a acestor mărfuri.

În 1581, Siberia de Vest a fost anexată Rusiei. Prinții au fost înlocuiți de guvernul țarist, iar taxele au fost plătite în vistieria rusă. În secolul al XVII-lea, oficialii țariști și oamenii de serviciu (cazacii) au început să se stabilească pe acest teritoriu și au primit contacte între ruși și Khanty. dezvoltare ulterioară. Ca urmare a unor contacte mai strânse, rușii și Khanty au început să adopte atributele modului de viață al celuilalt. Khanty a început să folosească arme și capcane, unii, urmând exemplul rușilor, au început să crească mari. bovine si cai. Rușii au împrumutat câteva tehnici de vânătoare și pescuit de la Khanty. Rușii au achiziționat terenuri și zone de pescuit de la Khanty, iar până în secolul al XVIII-lea cea mai mare parte a pământului Khanty a fost vândută coloniștilor ruși. Influența culturală rusă sa extins la începutul secolului al XVIII-lea odată cu introducerea creștinismului. În același timp, numărul rușilor a continuat să crească și până la sfârșitul secolului al XVIII-lea, populația rusă din această zonă a depășit Khanty de cinci ori. Majoritatea familiilor Khanty au împrumutat cunoștințe de la ruși agricultură, cresterea animalelor si gradinaritul.

Asimilarea lui Khanty în cultura rusă s-a accelerat odată cu stabilirea puterii sovietice în 1920. Politica sovietică de integrare socială adusă în regiune sistem unificat educaţie. Copiii Khanty erau de obicei trimiși din familiile lor la școli-internat pentru o perioadă de 8 până la 10 ani. Mulți dintre ei, după absolvirea școlii, nu au mai putut reveni la modul tradițional de viață, neavând abilitățile necesare pentru aceasta.

Colectivizarea, care a început în anii 1920, a avut un impact semnificativ asupra caracterului etnografic al teritoriului. În anii 50-60 a început formarea marilor ferme colective și au dispărut câteva așezări mici pe măsură ce populația s-a unit în așezări mai mari. În anii '50, căsătoriile mixte între ruși și Khanty s-au răspândit și aproape toți Khanty născuți după anii 50 s-au născut în căsătorii mixte. Din anii 60, pe măsură ce rușii, ucrainenii, bielorușii, moldovenii, chuvașii, bașkirii, avarii și reprezentanții altor naționalități au migrat în regiune, procentul de Khanty a scăzut și mai mult. În prezent, Khanty reprezintă puțin mai puțin de 1% din populația regiunii autonome Khanty-Mansi.

Pe lângă Khanty, teritoriul câmpului Priobskoye este locuit de Mansi (33%), Nenets (6%) și Selkups (mai puțin de 1%).

Câmpul de petrol Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 al Glavtyumengeologiya.
Se referă la fondul subsol distribuit. Licența a fost înregistrată de Yugansknefgegaz LLC și Sibneft-Yugra Oil Company în 1999. Este situat la granița regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky și se limitează la structura locală a regiunii de petrol și gaze Middle Ob cu același nume. De-a lungul orizontului reflectorizant „B”, înălțimea este conturată de o izolinie de 2890 m și are o suprafață de 400 km2. Fundația a fost expusă de puțul nr. 409 în intervalul de adâncime 3212 - 3340 m și este reprezentată de metamorfisme. roci de culoare verzuie. Depozitele din Jurasic inferior se află pe el cu neconformitate unghiulară și eroziune. Secțiunea principală a platformei este compusă din depozite jurasice și cretacice. Paleogenul este reprezentat de stadiul danez, Paleocen, Eocen și Oligocen. Grosimea zăcămintelor cuaternare ajunge la 50 m Baza permafrostului se remarcă la o adâncime de 280 m, acoperișul - la o adâncime de 100 m. În câmp, 13 zăcăminte de zăcăminte, rezervor-arc și ecranate litologic. au fost identificate tipuri, care sunt asociate cu nisipul. Yuteriv și lentile cilindrice. Rezervorul este din gresie granulară cu straturi intermediare de argilă. Aparține clasei de unic.

Câmpul Priobskoye a apărut pe harta regiunii autonome Khanty-Mansi în 1985, când partea sa din stânga a fost descoperită cu puțul numărul 181. Geologii au primit un jet de petrol cu ​​un volum de 58 de metri cubi pe zi. Patru ani mai târziu, a început forajul pe malul stâng, iar 10 ani mai târziu a început exploatarea comercială a primei sonde de pe malul drept al râului.

Caracteristicile câmpului Priobskoye

Câmpul Priobskoye se află aproape de granițele regiunilor purtătoare de petrol și gaze Salymsky și Lyaminsky.

Caracteristicile petrolului din zăcământul Priobskoye fac posibilă clasificarea acestuia drept cu conținut scăzut de rășină (parafine la nivel de 2,4-2,5 la sută), dar în același timp cu un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3 la sută), ceea ce necesită purificare suplimentară și reduce rentabilitatea. Vâscozitatea uleiului de rezervor este la nivelul de 1,4-1,6 mPa*s, iar grosimea straturilor ajunge de la 2 la 40 de metri.

Câmpul Priobskoye, ale cărui caracteristici sunt unice, are rezerve justificate geologic de cinci miliarde de tone. Dintre acestea, 2,4 miliarde sunt clasificate drept dovedite și recuperabile. Începând cu 2013, estimarea rezervelor recuperabile la câmpul Priobskoye a fost de peste 820 de milioane de tone.

Până în 2005, producția zilnică a atins cifre ridicate - 60,2 mii tone pe zi. În 2007, au fost produse peste 40 de milioane de tone.

Până în prezent, pe teren au fost forate aproximativ o mie de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție. Depozitele de rezervor ale câmpului petrolier Priobskoye sunt situate la o adâncime de 2,3,2,6 kilometri.

În 2007, producția anuală de hidrocarburi lichide la zăcământul Priobskoye a ajuns la 33,6 milioane de tone (sau mai mult de 7% din toată producția din Rusia).

Câmpul petrolier Priobskoye: caracteristici de dezvoltare

Particularitatea forajului este că tufișurile câmpului Priobskoye sunt situate de ambele maluri ale râului Ob și majoritatea dintre ele sunt situate în lunca inundabilă a râului. Pe această bază, zăcământul Priobskoye este împărțit în Priobskoye de Sud și de Nord. Primăvara și toamna, zona câmpului este inundată în mod regulat cu ape de inundații.

Acest aranjament este motivul pentru care piesele sale au proprietari diferiți.

Pe malul de nord al râului, dezvoltarea este realizată de Yuganskneftegaz (o structură care a trecut la Rosneft după YUKOS), iar pe malul sudic sunt zone care sunt dezvoltate de compania Khantos, o structură a Gazpromneft (pe lângă Priobsky, este implicat și în proiectul Palyanovsky). În partea de sud a câmpului Priobskoye, filiala lui Russneft, compania Aki Otyr, i s-au alocat zone mici de licență pentru zonele Verkhne- și Sredne-Shapshinsky.

Acești factori, împreună cu structura geologică complexă (straturi multiple și productivitate scăzută), fac posibilă caracterizarea câmpului Priobskoye ca fiind dificil de accesat.

Dar tehnologii moderne Fracturarea hidraulică, prin pomparea unor cantități mari de amestec de apă în subteran, depășește această dificultate. Prin urmare, toate plăcuțele nou forate ale câmpului Priobskoye încep să fie exploatate numai cu fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de operare și investițiile de capital.

În acest caz, trei straturi de ulei se fracturează simultan. În plus, partea principală a puțurilor este așezată folosind metoda grupării progresive, când puțurile laterale sunt direcționate în unghiuri diferite. În secțiune transversală, seamănă cu un tufiș cu ramurile îndreptate în jos. Această metodă economisește amenajarea locurilor de foraj de suprafață.

Tehnica de foraj în cluster a devenit larg răspândită deoarece permite conservarea stratului fertil de sol și are doar un impact minor asupra mediului.

Câmpul Priobskoye pe hartă

Câmpul Priobskoye de pe harta districtului autonom Khanty-Mansi este determinat folosind următoarele coordonate:

• 61°20′00″ latitudine nordică,
• 70°18′50″ E.

Câmpul petrolier Priobskoye este situat la doar 65 km de capitala Okrugului Autonom - Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. În zona de dezvoltare a câmpului există zone cu așezări ale națiunilor mici indigene:

• Khanty (aproximativ jumătate din populație),
• Nenets,
• Muncie,
• Selkup-uri.

În zonă s-au format mai multe rezervații naturale, inclusiv Elizarovsky (semnificație republicană), Vaspukholsky și pădurea de cedri Shapshinsky. Din 2008, în districtul autonom Khanty-Mansi - Yugra (denumirea istorică a zonei cu centrul său în Samarovo), a fost înființat un monument natural „Lugovskie Mamuts” cu o suprafață de 161,2 hectare, pe locul căruia au fost fosile. rămășițele de mamuți și unelte de vânătoare datând de la 10 la 15 mii de ani au fost găsite în mod repetat.

Sunt situate în Arabia Saudită, știe chiar și un elev de liceu. La fel ca și faptul că Rusia este chiar în spatele ei în lista țărilor cu rezerve semnificative de petrol. Cu toate acestea, în ceea ce privește nivelul de producție, suntem inferiori mai multor țări.

Cele mai mari din Rusia sunt în aproape toate regiunile: în Caucaz, în districtele Ural și Siberia de Vest, în nord, în Tatarstan. Cu toate acestea, nu toate au fost dezvoltate, iar unele, cum ar fi Techneftinvest, ale căror locații sunt situate în districtele Yamalo-Nenets și învecinate Khanty-Mansiysk, sunt neprofitabile.

De aceea, pe 4 aprilie 2013, a fost deschisă o afacere cu Rockefeller Oil Company, care a început deja în zonă.

Cu toate acestea, nu toate câmpurile de petrol și gaze din Rusia sunt neprofitabile. Dovadă în acest sens este exploatarea de succes realizată de mai multe companii din districtul Yamalo-Nenets, pe ambele maluri ale Ob.

Câmpul Priobskoye este considerat unul dintre cele mai mari nu numai din Rusia, ci și din întreaga lume. A fost deschis în 1982. S-a dovedit că rezervele de petrol din Siberia de Vest sunt situate atât pe malul stâng, cât și pe malul drept. Dezvoltarea pe malul stâng a început șase ani mai târziu, în 1988, iar pe malul drept unsprezece ani mai târziu.

Astăzi se știe că câmpul Priobskoye conține peste 5 miliarde de tone de petrol de înaltă calitate, care este situat la o adâncime care nu depășește 2,5 kilometri.

Rezervele uriașe de petrol au făcut posibilă construirea unei centrale electrice cu turbine cu gaz Priobskaya în apropierea câmpului, funcționând exclusiv cu combustibilul asociat. Această stație nu numai că îndeplinește pe deplin cerințele domeniului. Este capabil să furnizeze energie electrică produsă Okrug Khanty-Mansiysk pentru nevoile rezidenților.

Astăzi, mai multe companii dezvoltă câmpul Priobskoye.

Unii cred că în timpul producției, uleiul finit, purificat iese din pământ. Aceasta este o concepție greșită profundă. Lichidul din rezervor care iese în

suprafața (țițeiul) intră în ateliere, unde este curățată de impurități și apă, se normalizează cantitatea de ioni de magneziu, iar gazul asociat este separat. Aceasta este o lucrare mare și foarte precisă. Pentru a-l realiza, câmpul Priobskoye a fost dotat cu un întreg complex de laboratoare, ateliere și rețele de transport.

Produsele finite (petrol și gaze) sunt transportate și utilizate în scopul pentru care sunt destinate, lăsând doar deșeuri. Ei sunt cei care creează cea mai mare problemă pentru teren astăzi: atât de mulți dintre ei s-au acumulat încât nu este încă posibil să le elimine.

Întreprinderea, creată special pentru reciclare, procesează astăzi doar cele mai „proaspete” deșeuri. Argila expandată, care este foarte solicitată în construcții, este făcută din nămol (cum îl numesc ei la întreprindere). Cu toate acestea, până acum sunt construite doar căile de acces pentru câmp din argila expandată rezultată.

Depozitul are o altă semnificație: asigură muncă stabilă, bine plătită pentru câteva mii de muncitori, printre care se numără specialiști de înaltă calificare și muncitori necalificați.

Câmpul petrolier Priobskoye

§1 Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- 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. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului 863-868 kg/m3 (tip ulei mediu, deoarece se încadrează în intervalul 851-885 kg/m3), conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3% (aparține sulfului). ulei de clasa, clasa 2 furnizat rafinăriilor în conformitate cu GOST 9965-76). La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 puţuri de producţie şi 376 de injecţie. Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone. Compoziția de 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 găsește cele mai multe aplicare largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiei de căutare a câmpului, separarea produselor sondelor operate în comun.

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

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

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

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

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

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

Foraj si echipamente auxiliare este instalat în așa fel încât atunci când instalația se deplasează de la o sondă la alta, pompele de foraj, gropile de primire și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de spălare să rămână staționare până la finalizarea construcției tuturor ( sau o parte) din sondele de pe acest pad.

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

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

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

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

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

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

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

1) adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

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

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

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

5) temperatura rezervorului - 88-90°C,

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

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

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

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

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

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

Este ușor să trimiți munca ta bună la baza de cunoștințe. Utilizați formularul de mai jos

Loc de muncă bun la site">

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

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

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre domeniu

1.2 Secţiune litostratigrafică

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracteristicile formațiunilor productive

1.6 Caracteristicile complexelor acvifere

1.7 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 de dezvoltare a câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalelor aspecte tehnice indicatori economici dezvoltare

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea puțului

3. Metode aplicate pentru îmbunătățirea recuperării uleiului

3.1 Selectarea unei metode de influențare a unui rezervor de ulei

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

3.2.1 Inundarea rezervorului

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

3.3.1 Tratamente cu acizi

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

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

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

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

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

Câmpul Priobskoye are o serie de trăsături caracteristice:

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

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

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

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

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

1 . Caracteristici geologicePriobskydepozite

1.1 Informații generale despre domeniu

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

Zona de lucru este situată la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk, la 100 km vest de orașul Nefteyugansk. În prezent, zona este una dintre cele mai dezvoltate din punct de vedere economic din Okrug autonom, ceea ce a devenit posibil ca urmare a creșterii numărului. volumul de explorare geologică și producție de petrol .

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

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

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

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

Clima zonei este puternic continentală, cu ierni lungi și veri scurte și calde. Iarna este geroasă și înzăpezită. Cea mai rece lună a anului este ianuarie (temperatura medie lunară -19,5 grade C). Minima absolută este de -52 grade C. Cea mai caldă lună este iulie (temperatura medie lunară este de +17 grade C), maxima absolută este de +33 grade C. Precipitațiile medii anuale sunt de 500-550 mm pe an, cu 75% care apar în sezonul cald. Stratul de zăpadă se stabilește 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.

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

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

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

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

1.2 Litostratigrafictăiat

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

Pre-Jurasic educatie (Pz)

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

Sistemul jurasic (J)

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

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

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

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

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

Sistem de cretă (K)

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

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

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

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

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

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

Grosimea formațiunii variază de la 290 la 600 m.

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

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

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

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

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

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

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

Sistemul paleogen (P2)

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

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

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

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

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

Novomikhailovskaya formare - reprezentată prin stratificarea neuniformă a nisipurilor, gri, cu granulație fină, cuarț-feldspatică cu argile și siltstones, gri și maroniu-gri cu interstraturi de nisipuri și cărbuni bruni. Grosimea formațiunii nu depășește 80 m.

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

Sistem cuaternar (Q)

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

1.3 Tectonicstructura

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

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

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

1.4 Conținutul de ulei

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

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

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

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

Profilul geologic este prezentat în Fig. 1.1

1.5 Caracteristiciproductivstraturi

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabel rezumativ al parametrilor formațiunilor productive din zona de producție

Tabelul 1.1

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

zăcământ de producție geologică formarea rulmenților de ulei

1.6 Caracteristiciacviferecomplexe

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

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

Etapa hidrogeologică superioară include trei acvifere:

1- acvifer al sedimentelor cuaternare;

2- acviferul depozitelor Novomikhailovsky;

3- acviferul sedimentelor Atlym.

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

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

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

1.7 Fizico-chimicproprietățirezervorfluide

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Condițiile de separare sunt următoarele:

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

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

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

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

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

Tabelul 1.2

					Mostre

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

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

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

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

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

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

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

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

1.8.1 Rezerveulei

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

Recuperabil 613.380 mii tone.

Recuperabil 63.718 mii tone.

Recuperabil 677.098 mii tone.

Rezerve de petrol pe rezervor

Tabelul 1.3

	bilanţ			bilanţ	Să-l extragem.		Bilanţ	Să-l extragem.

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

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

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

Sold formare AS10 50%

Recuperabil 46%

Soldul formației AS11 15%

Recuperabil 21%

Soldul formației AS12 35%

Recuperabil 33%

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

Priobskoem/r (malul stângParte)

RezerveuleiDezonăoperare

Tabelul 1.4

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

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

2 . Metode de extracție, echipamente utilizate

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

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

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

2. 1 DinamicaprincipalindicatoridezvoltarePriobskydepozite

tabelul 2.1

2. 2 Analizăprincipaltehnice si economiceindicatoridezvoltare

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

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

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

Astfel, până în 2010, producția acumulată de petrol 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 de injecție era de 132 puțuri, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Pe măsură ce injecția crește, rata medie de producție de petrol a puțurilor în exploatare crește. Până în 2010, debitul crește, ceea ce se explică alegerea corectă cantitatea de apă pompată.

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

Până în 2010, stocul de puțuri producătoare se ridica la 414 puțuri, dintre care 373 erau puțuri de extracție prin metode mecanizate. Până în 2010, producția de petrol acumulată a fost de 8583,3 mii tone. (Tabelul 2.1) .

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

2.3 Particularitățidezvoltare,influenţândpeexploatarefântâni

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

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

Caracteristicile geologice și fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influență activă asupra straturilor productive ale acestuia și fără utilizarea metodelor de intensificare a producției.

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

3 . Metode aplicate pentru îmbunătățirea recuperării uleiului

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

Alegerea unei metode de influențare a zăcămintelor de petrol este determinată de o serie de factori, dintre care cei mai semnificativi sunt caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor, capacitățile tehnologice de implementare a metodei într-un domeniu dat și criteriile economice. Metodele de influențare a formațiunii enumerate mai sus au numeroase modificări și se bazează fundamental 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 unei puțuri, cele mai utilizate sunt:

fracturare hidraulică;

tratamente cu acid;

tratamente fizice și chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

puls-șoc, efecte vibroacustice și acustice.

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

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

adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este închis elastic,

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

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

temperatura rezervorului - 88-90 0 C,

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

eterogenitate mare laterală și verticală a formațiunilor,

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

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

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

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

3.2.1 Inundarea rezervorului

Experiența în dezvoltarea câmpurilor interne și străine arată că inundarea cu apă se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută dacă este respectată cu strictețe cerințele necesare la tehnologia pentru implementarea acesteia.

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

deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

înfundarea colectorului cu impurități mecanice fine găsite în apa injectată,

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

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

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

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

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, adecvat solutii tehnologice: modele optime de puțuri și moduri tehnologice de funcționare a puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în straturi, mecanice, chimice și tratament biologic, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

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

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

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

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

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

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

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

3.3.1 Tratamente cu acizi

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

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

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

Rezultatele tratamentelor în puțuri de injecție

Tabelul 3.1

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

Analiza tratamentelor efectuate arată că compoziția acidului clorhidric și fluorhidric îmbunătățește permeabilitatea puțurilor de sondă.

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

3.3.2 Fracturarea hidraulica

Fracturarea hidraulică (fracturarea) este una dintre cele mai eficiente metode de intensificare a producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută și de creștere a producției de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în ​​practicile interne, cât și străine de producție de petrol.

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

Notaadiţionalproducțiedinefectuareafracturare hidraulicapePriobskydomeniu.

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

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

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

După cum puteți vedea, ținta principală a fracturării hidraulice a fost formațiunea AS-12 ca fiind cea mai slab productivă și care conținea 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, sunt prezentate în Tabelul 3.2.

Tabelul 3.2

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

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

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

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

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

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

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

Documente similare

Caracteristici ale stării actuale de dezvoltare Câmpul Yuzhno-Priobskoye. Structura organizatorica UBR. Tehnologia de foraj petrolier. Design bine, carcasa care rulează și carcasa bine. Colectarea pe teren și prepararea petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 06.07.2013


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

lucrare curs, adaugat 18.05.2012


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

teză, adăugată 25.05.2014


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

lucrare curs, adaugat 10.06.2014


Scurtă descriere Câmpul petrolier Priobskoye, structura geologică a zonei și descrierea formațiunilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetări geofizice complexe: selectarea și justificarea metodelor de desfășurare a lucrărilor de teren.

teză, adăugată 17.12.2012


Construirea unei puţuri direcţionale pt conditii geologice Câmpul Priobskoye. Ratele consumului de fluid de foraj pentru intervalele de foraj. Formule de fluid de foraj. Echipamente în sistemul de circulație. Colectarea și curățarea deșeurilor de foraj.

lucrare de curs, adăugată 13.01.2011


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

lucrare curs, adăugată 22.01.2015


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

teză, adăugată 09.03.2010


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

lucrare curs, adaugat 14.08.2012


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