Câmpul Priobskoye. Câmpul de petrol Priobskoye Câmpul de sud Priobskoye cum se ajunge acolo

Acum LLC RN-Yuganskneftegaz lucrează în mod constant la dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye, iar dezvoltarea segmentului sudic al câmpului este realizată de Gazpromneft-Khantos LLC, care aparține companiei Gazpromneft. Segmentul sudic al câmpului petrolier Priobskoe are suprafețe licențiate mici. Din 2008, dezvoltarea segmentelor Sredne-Shapshinsky și Verkhne-Shapshinsky a fost realizată de NAC AKI OTYR, care aparține OJSC Russneft.

Perspective pentru Priobsky NM

În urmă cu un an, compania Gazpromneft-Khantos a devenit proprietara unei licențe pentru a efectua cercetări geologice a parametrilor legați de orizonturile adânci saturate de petrol. Partea de sud a zăcământului de petrol Priobskoye, inclusiv formațiunile Bazhenov și Achimov, face obiectul cercetării.

Anul trecut a fost marcat de analiza datelor geografice de pe teritoriul complexului Bazheno-Abalak al câmpului petrolier Priobsky de Sud. Un set de analize specializate de bază și evaluare a acestei clase de rezerve implică procedura de forare a patru sonde de explorare și evaluare cu o direcție înclinată.

Sondele orizontale vor fi forate în 2016. Pentru estimarea volumului rezervelor recuperabile este planificată fracturarea hidraulică în mai multe etape.

Impactul zăcământului asupra ecologiei zonei

Principalii factori care influențează situația de mediuîn zona câmpului este prezenţa emisiilor în atmosferă straturi. Aceste emisii reprezintă gaz petrolier, produse ale arderii uleiului, componente ale evaporării din fracțiile de hidrocarburi ușoare. În plus, se observă deversări de produse petroliere și componente pe sol.

Unic caracteristică teritorială Depozitul se datorează amplasării pe peisajele fluviale de luncă inundabilă și în zona de protecție a apei. Efectuarea cerințelor specifice de dezvoltare se bazează pe valoare ridicată. În această situație se au în vedere terenuri de luncă, cu dinamism ridicat caracteristic și regim hidrologic complex. Acest teritoriu a fost ales pentru cuibărit păsări migratoare specii semi-acvatice, multe sunt incluse în Cartea Roșie. Zăcământul este situat pe teritoriul rutelor de migrație și al zonelor de iernare pentru mulți reprezentanți rari ai ihtiofaunei.

Chiar și în urmă cu 20 de ani, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea NM și GPS din subordinea Ministerului Combustibilului și Energiei al Rusiei, precum și Ministerul Protecției mediuși resursele naturale ale Rusiei, schema exactă pentru dezvoltarea zăcământului de petrol Priobskoye și partea de mediu a tuturor documentației preliminare de proiectare au fost aprobate.

Depozitul Priobskoye este tăiat în două părți de râul Ob. Este mlăștinoasă și în timpul unei inundații, cea mai mare parte este inundată. Tocmai aceste condiții au contribuit la formarea zonelor de reproducere a peștilor pe teritoriul NM. Ministerul Combustibilului și Energiei din Rusia a prezentat materiale Dumei de Stat, pe baza cărora s-a concluzionat că dezvoltarea conductei de petrol Priobskoye este complicată din cauza existenței. factori naturali. Astfel de documente confirmă nevoia de suplimentare resurse financiare pentru a utiliza doar tehnologiile de ultimă oră și ecologice pe teritoriul domeniului, care să permită implementarea foarte eficientă a măsurilor de protecție a mediului.

Priobskoe - gigantic câmp petrolierîn Rusia.

Situat în districtul autonom Khanty-Mansiysk, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. 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.

Câmpul aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului este de 863-868 kg/m³, conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3%.

La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 de puţuri de producţie şi 376 de injecţie, dintre care 178 de puţuri au fost forate în ultimul an.

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.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YLT) de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft. De asemenea, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de către NAC AKI OTYR, deținută de RussNeft OJSC.

La începutul lunii noiembrie 2006, la câmpul petrolier Priobskoye, operat de RN-Yuganskneftegaz LLC (o subsidiară a companiei de stat Rosneft, care a primit controlul asupra activului principal al YUKOS - Yuganskneftegaz), cu participarea specialiștilor din Newco Well Companie de service, cea mai mare din Rusia, fracturarea hidraulică a rezervoarelor de petrol. 864 de tone de agent de susținere au fost injectate în formațiune. Operațiunea a durat șapte ore și a fost transmisă în direct prin internet către biroul Yuganskneftegaz.

Câmpul petrolier Priobskoye

§1 Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- cel mai mare depozit Siberia de Vest este situată 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 initial al sondelor de petrol existente este de la 35 tone/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de 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 formațiunii, se poate observa că, chiar și fără analiză detaliată, din metodele enumerate mai sus pentru zăcământul Priobskoye pot fi excluse: metodele termice și inundarea polimerilor (ca metodă de deplasare a petrolului 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).

Pașaport de câmp Anul compilării - 2013

NECESAR
BID
A PRIMI

Pașaport de câmp Anul compilării - 2009

Pașaport de câmp Partea de sud a câmpului Priobskoye

NECESAR
BID
A PRIMI

Pașaport de câmp Anul compilării - 2003

Pașaport de câmp Partea de sud a câmpului Priobskoye

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2001

Studiu cuprinzător al petrolului în puțurile din partea de sud a câmpului Priobskoye

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2013

Căutarea și evaluarea straturilor de rezervor în sedimentele complexului acvifer Aptian-Albian-Cenomanian pentru injectarea deșeurilor de foraj, a apelor uzate industriale și menajere în partea de sud a câmpului Priobskoye.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2013

Explorarea seismică 3D în zona de est a părții de sud a câmpului Priobskoye (sezonul 2011-2012). intr-un volum de 150 km patrati.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2012

Evaluarea rezervelor de apă subterană proaspătă pentru alimentarea cu apă de proces a sistemului de menținere a presiunii rezervorului din partea de sud a câmpului Priobskoye (pentru zonele de captare a apei nou puse în funcțiune)

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2009

Ei bine nr. 32 Erginskaya. Identificarea potențialului de petrol și gaze al obiectelor pentru a clarifica structura lor geologică (VSP)

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2006

Compilarea unui model geologic seismic digital tridimensional al părții de sud a câmpului Priobskoye

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2002

Studii de bază cuprinzătoare în puțurile din partea de sud a câmpului Priobskoye.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2009

Raport privind rezultatele explorării seismice pentru petrol și gaze în secțiunea de nord-vest a părții de sud a câmpului Priobskoye.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2014

Calculul operațional al rezervelor inițiale geologice și recuperabile de petrol și gaze dizolvate pe baza rezultatelor foraj de productieîn 2014 în partea de sud a câmpului Priobskoye. SRL „Gazpromneft-Khantos”

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2010

Raport privind explorarea seismică 3D în zona de vest a părții de sud a câmpului Priobskoye și prospectarea explorării seismice pentru petrol și gaze, crearea unui model geologic volumetric digital pentru cubul sezoanelor 2001-2009 în regiunea Khanty-Mansiysk al Okrug-Iugra autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2015

Calculul operațional al rezervelor geologice și recuperabile inițiale de petrol și gaze dizolvate pe baza rezultatelor forajelor de producție din 2015. în partea de sud a câmpului Priobskoye

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic Anul compilării - 2009

Raport privind rezultatele cercetărilor seismice 3D CDP detaliate în zona Priobskaya de Sud din regiunea Khantymansiysk din Khanty-Mansiysk Okrug autonom Regiunea Tyumen.

NECESAR
BID
A PRIMI

Anul compilării - 2012

Conversia promptă a rezervelor geologice inițiale de petrol și gaze dizolvate în mai multe categorii înalte pe baza rezultatelor forajelor de explorare și producție din 2012 în partea de sud a câmpului Priobskoye. KhMN 11063 NE

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2013

Calculul operațional al rezervelor geologice inițiale de petrol și gaze dizolvate pe baza rezultatelor forajelor de producție din 2013 în partea de sud a câmpului Priobskoye.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 1997

Calculul rezervelor și studiul de fezabilitate al factorilor de recuperare a petrolului în partea de sud a zăcământului Priobskoye.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2009

Reevaluarea rezervelor de apă subterană ale complexului Aptian-Albian-Cenomanian din partea de sud a câmpului Priobskoye. Acord nr. 372. TKZ nr. 186.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2012

Evaluarea rezervelor de apă proaspătă subterană pentru alimentarea cu apă de proces a sistemului de menținere a presiunii rezervorului din partea de sud a câmpului Priobskoye (pentru zonele de captare a apei nou puse în funcțiune) (de la 09.01.2012) TKZ nr. 345.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2015

Calculul operațional al rezervelor geologice și recuperabile inițiale de petrol și gaze dizolvate pe baza rezultatelor forajelor de producție din 2015 în partea de sud a zăcământului Priobskoye. Licență KhMN 15538 NE. Contract general contract GNH-243/10D (11-36). Adăuga. Acord GNH-322/14D.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2014

Calculul operațional al rezervelor geologice și recuperabile inițiale de petrol și gaze dizolvate pe baza rezultatelor forajelor de producție din 2014 în partea de sud a zăcământului Priobskoye. Contractul general nr. GNH-243/10D, completare nr. GNH-127/13D la acord suplimentar Nr. GNH-127/13D. Licență KhMN 15538 NE.

NECESAR
BID
A PRIMI

Raport geologic, TED, studiu de fezabilitate, centrala termica Anul compilării - 2013

Căutarea și evaluarea straturilor de rezervor în sedimentele complexului acvifer Aptian-Albian-Cenomanian pentru injectarea deșeurilor de foraj, a apelor uzate industriale și menajere în partea de sud a câmpului Priobskoye. Licență KhMN 15538 NR. Acordul nr. 257-13.

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 oligoelementelor a petrolului este o caracteristică importantă a acestui tip de materie primă și poartă diverse informații geochimice despre vârsta petrolului, condițiile de formare, originea și rutele de migrare și este utilizată pe scară largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiilor de căutare pe teren și separarea produse din puţuri operate în comun.

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

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

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

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

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

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

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

Numărul de puțuri dintr-un grup poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe puțuri în cluster, cu atât este mai mare abaterea fețelor de la capete de sondă, lungimea trunchiurilor crește, lungimea trunchiurilor crește, ceea ce duce la creșterea costului forajului puțurilor. În plus, există pericolul 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 prin care lichidul este ridicat de la puț la suprafață folosind unități de pompare cu tije și fără tije de diferite 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).

Experiența în dezvoltarea câmpurilor interne și externe arată că inundațiile cu apă sunt destul de bune metoda eficienta impact asupra rezervoarelor cu permeabilitate scăzută cu respectarea strictă a cerințele necesare la tehnologia pentru implementarea acesteia. Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundării cu apă a formațiunilor cu permeabilitate scăzută se numără:

Deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

Umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

Înfundarea colectorului cu impurități mecanice fine găsite în apa injectată,

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

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

Sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocii de către agentul injectat 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, se folosesc soluții tehnologice adecvate: modele optime de puțuri și moduri tehnologice de funcționare a puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în straturi, mecanice, chimice și corespunzătoare. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Utilizat pe scară largă la dezvoltarea puțurilor cu tuburi flexibile;

Inert;

Compatibil cu fluide hidraulice de fracturare.

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

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

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

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

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

Prin decizia Guvernatorului Câmpul Okrug autonom Khanty-Mansi a primit statutul de „Teritoriu de ordin special pentru utilizarea subsolului”, ceea ce a determinat atitudinea specială a lucrătorilor petrolieri față de dezvoltarea câmpului Priobskoye. Inaccesibilitatea rezervelor și fragilitatea ecosistemului zăcămintelor au determinat utilizarea celor mai recente tehnologii de mediu. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a luncii inundabile a râului Ob, tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Facilități la fața locului situate pe teritoriul câmpului:

· Stații de pompare rapel - 3

Multifazic statie de pompare Sulzer - 1

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

· Stații de pompare plutitoare - 4

Ateliere de preparare și pompare a uleiului - 2

Unitate de separare a uleiului (OSN) - 1

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

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

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

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

§2.Pregătirea uleiului pentru prelucrare

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

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

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

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

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

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

Să luăm în considerare proiectarea instalațiilor electrice de desalinizare.

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

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

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

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

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

§3.Prelucrarea primară a petrolului din zăcământul Priobskoye

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

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

Distilarea atmosferică pentru a produce fracțiuni de combustibil și păcură

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

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

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

Țițeiul, încălzit de fluxurile fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratorul electric 3. De acolo, uleiul desarat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 în cuptorul 5 și apoi în cuptorul 5. coloană de distilare 6, unde se evaporă o dată și se împarte în fracțiile necesare. În cazul uleiului desarat, în schemele de instalare nu există un deshidrator electric.

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

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

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

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

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului Priobskaya:

§4.Crăcare catalitică

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

§4.Reformarea catalitică

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

Reformarea servește la obținerea simultană a unei componente de bază cu un octan ridicat benzine pentru automobile, hidrocarburi aromatice și gaz care conține hidrogen.

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

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

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

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

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

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

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

Bibliografie

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

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

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

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

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