Fusha e Jugut Priobskoye Khmao në hartë. Karakteristikat e depozitës Priobskoye, metodat e zhvillimit të saj. Fusha Priobskoye në hartë

Fusha e naftës dhe gazit Priobskoye ndodhet gjeografikisht në territorin e Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen. Federata Ruse. Qyteti më i afërt me fushën e Priobskoye është Nefteyugansk (ndodhet 200 km në lindje të fushës).

Fusha Priobskoye u hap në vitin 1982. Fusha karakterizohet si shumështresore, me produktivitet të ulët. Territori është i prerë nga lumi Ob, kënetor dhe gjatë periudhave të përmbytjeve është kryesisht i përmbytur; Këtu janë bazat e vezëve për peshqit. Siç theksohet në materialet e Ministrisë së Karburantit dhe Energjisë së Federatës Ruse të dorëzuara në Dumën e Shtetit, këta faktorë ndërlikojnë zhvillimin dhe kërkojnë të rëndësishme burimet financiare për përdorimin e teknologjive më të fundit shumë efikase dhe miqësore me mjedisin.

Licenca për zhvillimin e fushës Priobskoye i përket një dege të Rosneft OJSC, kompania Rosneft-Yuganskneftegaz.

Sipas ekspertëve, zhvillimi i fushës sipas sistemit ekzistues të taksave është i padobishëm dhe i pamundur. Sipas kushteve të PSA, prodhimi i naftës gjatë 20 viteve do të arrijë në 274.3 milion ton, të ardhurat shtetërore - 48.7 miliardë dollarë.

Rezervat e rikuperueshme të fushës Priobskoye janë 578 milion ton naftë, gaz - 37 miliardë metra kub. Periudha e zhvillimit sipas kushteve të PSA është 58 vjet. Niveli maksimal i prodhimit - 19.9 milion. ton në vitin e 16-të të zhvillimit. Financimi fillestar ishte planifikuar të ishte 1.3 miliardë dollarë. Kostot kapitale - 28 miliardë dollarë, kostot operative - 27.28 miliardë dollarë. Drejtimet e mundshme për transportimin e naftës nga fusha janë Ventspils, Novorossiysk, Odessa, Druzhba.

Yugansneftegaz dhe Amoso ​​filluan të diskutojnë mundësinë e zhvillimit të përbashkët të pjesës veriore të fushës Priobskoye në 1991. Në 1993, Amoso ​​mori pjesë në një tender ndërkombëtar për të drejtën e përdorimit të nëntokës në fushat e Okrug Autonome Khanty-Mansiysk dhe u njoh si fitues i konkursit për të drejtën ekskluzive për t'u bërë një partner i huaj në zhvillimin e fusha Priobskoye së bashku me Yuganskneftegaz.

Në vitin 1994, Yuganskneftegaz dhe Amoso ​​përgatitën dhe dorëzuan në qeveri një projekt-marrëveshje për ndarjen e prodhimit dhe një studim fizibiliteti Teniko-ekonomik dhe mjedisor për projektin.

Në fillim të vitit 1995, një studim i mëtejshëm fizibiliteti iu dorëzua qeverisë, i cili u ndryshua më vonë atë vit në dritën e të dhënave të reja të marra në lidhje me këtë fushë.
Në 1995, Komisioni Qendror për Zhvillimin e Fushave të Naftës dhe Naftës dhe Gazit të Ministrisë së Karburantit dhe Energjisë të Federatës Ruse dhe Ministrisë së Mbrojtjes mjedisi dhe burimet natyrore të Federatës Ruse miratuan skemën e përditësuar të zhvillimit të terrenit dhe pjesën mjedisore të dokumentacionit para projektit.

Më 7 mars 1995, kryeministri i atëhershëm Viktor Chernomyrdin nxori një urdhër për të formuar një delegacion qeveritar të përfaqësuesve të Okrug Autonome Khanty-Mansi dhe një sërë ministrish dhe departamentesh për të negociuar një PSA për zhvillimin e pjesës veriore të Priobskoye. fushë.

Në korrik 1996, në Moskë, një komision i përbashkët ruso-amerikan për bashkëpunimin ekonomik dhe teknik lëshoi ​​një deklaratë të përbashkët mbi përparësinë e projekteve në fushën e energjisë, ndër të cilat u emërua në mënyrë specifike fusha Priobskoye. Deklarata e përbashkët tregoi se të dyja qeveritë mirëpresin angazhimet për të përfunduar një marrëveshje për ndarjen e prodhimit për këtë projekt deri në mbledhjen e ardhshme të komisionit në shkurt 1997.

Në fund të vitit 1998, partneri i Yuganskneftegaz në projektin e zhvillimit të fushës Priobskoye, kompania amerikane Amoso, u absorbua nga kompania britanike British Petroleum.

Në fillim të vitit 1999, BP/Amoso ​​njoftoi zyrtarisht tërheqjen e saj nga pjesëmarrja në projektin e zhvillimit të fushës Priobskoye.

Historia etnike e depozitës Priobskoye

Që nga kohërat e lashta, zona e depozitës ishte e banuar nga Khanty. Kompleksi i zhvilluar Khanty sistemet sociale, të quajtura principata dhe nga shekujt XI-XII. ata kishin vendbanime të mëdha fisnore me kryeqytete të fortifikuara, të cilat sundoheshin nga princat dhe mbroheshin nga trupat profesionale.

Kontaktet e para të njohura të Rusisë me këtë territor u zhvilluan në shekullin e 10-të ose të 11-të. Në këtë kohë, marrëdhëniet tregtare filluan të zhvillohen midis popullatës ruse dhe indigjene. Siberia Perëndimore kush solli ndryshimet kulturore në jetën aborigjene. Veglat dhe pëlhurat shtëpiake prej hekuri dhe qeramike u shfaqën dhe u bënë pjesë materiale e jetës së Khanty. Tregtia e leshit u bë jashtëzakonisht e rëndësishme si mjet për marrjen e këtyre mallrave.

Në 1581, Siberia Perëndimore iu aneksua Rusisë. Princat u zëvendësuan nga qeveria cariste dhe taksat u paguan në thesarin rus. Në shekullin e 17-të, zyrtarët caristë dhe njerëzit e shërbimit (kozakët) filluan të vendosen në këtë territor dhe kontaktet midis rusëve dhe Khanty morën zhvillim të mëtejshëm. Si rezultat i kontakteve më të ngushta, rusët dhe Khanty filluan të përvetësojnë atributet e mënyrave të jetesës së njëri-tjetrit. Khanty filluan të përdorin armë dhe kurthe, disa, duke ndjekur shembullin e rusëve, filluan të shumohen të mëdha bagëti dhe kuaj. Rusët huazuan disa teknika gjuetie dhe peshkimi nga Khanty. Rusët morën tokë dhe terrene peshkimi nga Khanty, dhe deri në shekullin e 18-të shumica e tokës Khanty iu shitën kolonëve rusë. Ndikimi kulturor rus u zgjerua në fillim të shekullit të 18-të me futjen e krishterimit. Në të njëjtën kohë, numri i rusëve vazhdoi të rritet dhe nga fundi i shekullit të 18-të, popullsia ruse në këtë zonë e tejkaloi numrin e Khanty pesë herë. Shumica e familjeve Khanty huazuan njohuri nga rusët bujqësia, blegtoria dhe kopshtaria.

Asimilimi i Khanty në kulturën ruse u përshpejtua me vendosjen e pushtetit Sovjetik në 1920. Politika sovjetike e integrimit social solli në rajon sistem të unifikuar arsimimi. Fëmijët Khanty zakonisht dërgoheshin nga familjet e tyre në shkolla me konvikt për një periudhë prej 8 deri në 10 vjet. Shumë prej tyre, pasi mbaruan shkollën, nuk mund t'i riktheheshin më mënyrës tradicionale të jetesës, duke mos pasur aftësitë e nevojshme për këtë.

Kolektivizimi, i cili filloi në vitet 1920, pati një ndikim të rëndësishëm në karakterin etnografik të territorit. Në vitet 50-60 filloi formimi i fermave të mëdha kolektive dhe disa vendbanime të vogla u zhdukën pasi popullsia u bashkua në vendbanime më të mëdha. Nga vitet '50, martesat e përziera midis rusëve dhe Khanty u bënë të përhapura, dhe pothuajse të gjithë Khanty të lindur pas viteve '50 lindën në martesa të përziera. Që nga vitet '60, ndërsa rusët, ukrainasit, bjellorusët, moldavët, çuvashët, bashkirët, avarët dhe përfaqësuesit e kombësive të tjera migruan në rajon, përqindja e Khanty u ul edhe më shumë. Aktualisht, Khanty përbëjnë pak më pak se 1 përqind të popullsisë së Okrug Autonome Khanty-Mansi.

Përveç Khanty, territori i fushës Priobskoye është i banuar nga Mansi (33%), Nenets (6%) dhe Selkups (më pak se 1%).


Fusha e naftës Priobskoye u zbulua në vitin 1982 nga pusi nr. 151 i Glavtyumengeologiya.
I referohet fondit të shpërndarë të nëntokës. Licenca u regjistrua nga Yugansknefgegaz LLC dhe Sibneft-Yugra Oil Company në 1999. Ndodhet në kufirin e rajoneve të naftës dhe gazit Salym dhe Lyaminsky dhe kufizohet në strukturën lokale të rajonit të naftës dhe gazit të Mesme Ob me të njëjtin emër. Përgjatë horizontit reflektues “B”, ngritja konturohet nga një izolim prej 2890 m dhe ka një sipërfaqe prej 400 km2. Themeli është ekspozuar nga pusi nr. 409 në diapazonin e thellësisë 3212 - 3340 m dhe përfaqësohet nga metamorfizma. shkëmbinj me ngjyrë të gjelbër. Depozitat e Jurasikut të Poshtëm shtrihen mbi të me mospërputhje këndore dhe erozion. Seksioni kryesor i platformës përbëhet nga depozitat e Jurasikut dhe Kretakut. Paleogjeni përfaqësohet nga skena daneze, Paleoceni, Eoceni dhe Oligoceni. Trashësia e depozitave të Kuaternarit arrin 50 m Baza e përhershme e ngrirjes vërehet në një thellësi prej 280 m, çatia - në një thellësi prej 100 m. janë identifikuar llojet, të cilat lidhen me rërën. Lentet Yuteriv dhe fuçi. Rezervuari është gur ranor i grimcuar me ndërshtresa balte. I përket klasës së unikeve.

Fusha Priobskoye u shfaq në hartën e Okrug Autonome Khanty-Mansi në vitin 1985, kur u zbulua pjesa e saj në bregun e majtë me pusin numër 181. Gjeologët morën një rrjedhje nafte me një vëllim prej 58 metrash kub në ditë. Katër vjet më vonë, shpimi filloi në bregun e majtë dhe funksionimi tregtar i pusit të parë në bregun e djathtë të lumit filloi 10 vjet më vonë.

Karakteristikat e fushës Priobskoye

Fusha Priobskoye shtrihet afër kufijve të rajoneve të naftës dhe gazit të Salymsky dhe Lyaminsky.

Karakteristikat e naftës nga fusha Priobskoye bëjnë të mundur klasifikimin e tij si me rrëshirë të ulët (parafina në nivelin 2.4-2.5 përqind), por në të njëjtën kohë me një përmbajtje të lartë squfuri (1.2-1.3 përqind), gjë që kërkon pastrim shtesë dhe zvogëlon rentabilitetin. Viskoziteti i vajit të rezervuarit është në nivelin 1,4-1,6 mPa*s, dhe trashësia e shtresave arrin nga 2 deri në 40 metra.

Fusha Priobskoye, karakteristikat e së cilës janë unike, ka rezerva të justifikuara gjeologjikisht prej pesë miliardë tonësh. Nga këto, 2.4 miliardë janë klasifikuar si të provuara dhe të rikuperueshme. Që nga viti 2013, vlerësimi i rezervave të rikuperueshme në fushën e Priobskoye ishte mbi 820 milion ton.

Deri në vitin 2005, prodhimi ditor arriti shifra të larta - 60.2 mijë ton në ditë. Në vitin 2007 u prodhuan mbi 40 milionë tonë.

Deri më sot, në terren janë shpuar rreth një mijë puse prodhimi dhe gati 400 puse injektimi. Depozitat e rezervuarit të fushës së naftës Priobskoye ndodhen në një thellësi prej 2,3,2,6 kilometrash.

Në vitin 2007, prodhimi vjetor i hidrokarbureve të lëngëta në fushën e Priobskoye arriti në 33.6 milion ton (ose më shumë se 7% e të gjithë prodhimit në Rusi).

Fusha e naftës Priobskoye: tiparet e zhvillimit

E veçanta e shpimit është se shkurret e fushës Priobskoye ndodhen në të dy anët e lumit Ob dhe shumica e tyre janë të vendosura në fushën e përmbytjes së lumit. Mbi këtë bazë, depozita Priobskoye ndahet në Priobskoye Jugore dhe Veriore. Në pranverë dhe në vjeshtë, zona e fushës përmbytet rregullisht me ujëra të përmbytur.

Ky rregullim është arsyeja që pjesët e tij kanë pronarë të ndryshëm.

Në bregun verior të lumit, zhvillimi kryhet nga Yuganskneftegaz (një strukturë që kaloi në Rosneft pas YUKOS), dhe në bregun jugor ka zona që po zhvillohen nga kompania Khantos, një strukturë e Gazpromneft (përveç Priobsky, është gjithashtu i përfshirë në projektin Palyanovsky). Në pjesën jugore të fushës Priobskoye, filialit të Russneft, kompanisë Aki Otyr, iu janë ndarë zona të vogla licence për zonat Verkhne- dhe Sredne-Shapshinsky.

Këta faktorë, së bashku me strukturën komplekse gjeologjike (shtresa të shumta dhe produktivitet të ulët), bëjnë të mundur që fusha e Priobskoye të karakterizohet si e vështirë për t'u aksesuar.

Por teknologjive moderne Thyerja hidraulike, duke pompuar sasi të mëdha të përzierjes së ujit nën tokë, e kapërcen këtë vështirësi. Prandaj, të gjitha jastëkët e sapo shpuar të fushës Priobskoye fillojnë të shfrytëzohen vetëm me thyerje hidraulike, gjë që redukton ndjeshëm kostot operative dhe investimet kapitale.

Në këtë rast, tre shtresa vaji po thyhen njëkohësisht. Për më tepër, pjesa kryesore e puseve është hedhur duke përdorur metodën e grumbullimit progresiv, kur puset anësore drejtohen në kënde të ndryshme. Në prerje tërthore, i ngjan një shkurre me degë të drejtuara poshtë. Kjo metodë kursen në rregullimin e vendeve të shpimit sipërfaqësor.

Teknika e shpimit me grumbull është bërë e përhapur sepse lejon ruajtjen e shtresës pjellore të tokës dhe ka vetëm një ndikim të vogël në mjedis.

Fusha Priobskoye në hartë

Fusha Priobskoye në hartën e Okrug Autonome Khanty-Mansi përcaktohet duke përdorur koordinatat e mëposhtme:

  • 61°20′00″ gjerësi gjeografike veriore,
  • 70°18′50″L.

Fusha e naftës Priobskoye ndodhet vetëm 65 km nga kryeqyteti i Okrug Autonome - Khanty-Mansiysk dhe 200 kilometra nga qyteti i Nefteyugansk. Në zonën e zhvillimit në terren ka zona me vendbanime të kombeve të vogla indigjene:

  • Khanty (rreth gjysma e popullsisë),
  • Nenets,
  • Muncie,
  • Selkups.

Në zonë janë formuar disa rezerva natyrore, duke përfshirë Elizarovsky (me rëndësi republikane), Vaspukholsky dhe pyll kedri Shapshinsky. Që nga viti 2008, në Okrug Autonome Khanty-Mansi - Yugra (emri historik i zonës me qendër në Samarovë), u krijua një monument natyror "Lugovskie Mammoths" me një sipërfaqe prej 161.2 hektarësh, në vendin e të cilit fosile U gjetën vazhdimisht mbetje mamuthësh dhe mjete gjuetie që datojnë nga 10 deri në 15 mijë vjet.

Ato ndodhen në Arabinë Saudite, e di edhe një gjimnazist. Ashtu si fakti që Rusia është menjëherë pas saj në listën e vendeve me rezerva të konsiderueshme nafte. Megjithatë, për sa i përket nivelit të prodhimit jemi inferiorë ndaj disa vendeve.

Më të mëdhenjtë në Rusi janë pothuajse në të gjitha rajonet: në Kaukaz, në rrethet Ural dhe Siberian Perëndimor, në Veri, në Tatarstan. Sidoqoftë, jo të gjitha prej tyre janë zhvilluar, dhe disa, si Techneftinvest, faqet e të cilit ndodhen në Yamalo-Nenets dhe rrethet fqinje Khanty-Mansiysk, janë joprofitabile.

Kjo është arsyeja pse më 4 prill 2013 u hap një marrëveshje me Rockefeller Oil Company, e cila tashmë ka filluar në zonë.

Megjithatë, jo të gjitha fushat e naftës dhe gazit në Rusi janë joprofitabile. Dëshmi e kësaj është minierat e suksesshme të kryera nga disa kompani në rrethin Yamalo-Nenets, në të dy brigjet e Ob.

Fusha Priobskoye konsiderohet si një nga më të mëdhatë jo vetëm në Rusi, por edhe në të gjithë botën. Ajo u hap në vitin 1982. Doli se rezervat e naftës së Siberisë Perëndimore janë të vendosura në bregun e majtë dhe të djathtë Zhvillimi në bregun e majtë filloi gjashtë vjet më vonë, në 1988, dhe në bregun e djathtë njëmbëdhjetë vjet më vonë.

Sot dihet se fusha Priobskoye përmban mbi 5 miliardë tonë naftë me cilësi të lartë, e cila ndodhet në një thellësi jo më të madhe se 2.5 kilometra.

Rezervat e mëdha të naftës bënë të mundur ndërtimin e një termocentrali me turbina me gaz Priobskaya pranë fushës, duke funksionuar ekskluzivisht në karburantin përkatës. Ky stacion jo vetëm që plotëson plotësisht kërkesat e fushës. Është në gjendje të furnizojë me energji elektrike të prodhuar në Okrug Khanty-Mansiysk për nevojat e banorëve.

Sot, disa kompani po zhvillojnë fushën e Priobskoye.

Disa besojnë se gjatë prodhimit, vaji i përfunduar, i pastruar del nga toka. Ky është një keqkuptim i thellë. Lëngu i rezervuarit që del në

sipërfaqja (nafta bruto) hyn në punishte, ku pastrohet nga papastërtitë dhe uji, normalizohet sasia e joneve të magnezit dhe ndahet gazi shoqërues. Kjo është një punë e madhe dhe shumë e saktë. Për ta realizuar atë, fusha Priobskoye u pajis me një kompleks të tërë laboratorësh, punëtorish dhe rrjetesh transporti.

Produktet e gatshme (nafta dhe gazi) transportohen dhe përdoren për qëllimin e synuar, duke lënë vetëm mbeturina. Janë ata që i krijojnë sot fushës problemin më të madh: janë grumbulluar aq shumë sa nuk është ende e mundur t'i eliminojmë.

Ndërmarrja e krijuar posaçërisht për riciklim, sot përpunon vetëm mbetjet “më të freskëta”. Balta e zgjeruar, e cila është shumë e kërkuar në ndërtim, është bërë nga llumi (siç e quajnë në ndërmarrje, megjithatë, deri më tani vetëm rrugët hyrëse për fushë janë ndërtuar nga argjila e zgjeruar).

Depozita ka një rëndësi tjetër: ofron punë të qëndrueshme, të mirëpaguar për disa mijëra punëtorë, mes të cilëve ka specialistë të kualifikuar dhe punëtorë të pakualifikuar.

Fusha e naftës Priobskoye

§1 fusha e naftës Priobskoye.

Priobskoe- fusha më e madhe në Siberinë Perëndimore ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk në një distancë prej 65 km nga Khanty-Mansiysk dhe 200 km nga Nefteyugansk. I ndarë nga lumi Ob në dy pjesë - brigjet e majta dhe të djathta. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, djathtas - në 1999. Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit 863-868 kg/m3 (lloji mesatar vaji, pasi bie në intervalin 851-885 kg/m3), përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe përmbajtja e squfurit 1,2-1,3% (i përket squfurit Klasa, vaji i klasës 2 i furnizuar në rafineri në përputhje me GOST 9965-76). Në fund të vitit 2005, janë 954 puse prodhimi dhe 376 puse injektuese në terren. Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2007 arriti në 40.2 milion ton, nga të cilët Rosneft - 32.77 dhe Gazprom Neft - 7.43 milion ton. Përbërja mikroelementore e naftës është një karakteristikë e rëndësishme e këtij lloji të lëndës së parë dhe mbart informacione të ndryshme gjeokimike për moshën e naftës, kushtet e formimit, origjinën dhe rrugët e migrimit dhe gjen më së shumti. aplikim të gjerë për identifikimin e fushave të naftës, optimizimin e strategjisë së kërkimit të fushës, ndarjen e produkteve të puseve të operuara së bashku.

Tabela 1. Gama dhe përmbajtja mesatare e mikroelementeve në vajin e Priobsk (mg/kg)

Shkalla fillestare e rrjedhës së funksionimit puset e naftës varion nga 35 t/ditë. deri në 180 t/ditë. Vendndodhja e puseve është e grumbulluar. Faktori i rikuperimit të naftës 0.35.

Një grup pusesh është një vend ku puset janë të vendosura afër njëra-tjetrës në të njëjtin vend teknologjik dhe fundet e puseve janë të vendosura në nyjet e rrjetit të zhvillimit të rezervuarit.

Aktualisht, shumica e puseve të prodhimit shpohen duke përdorur metodën e grupimit. Kjo shpjegohet me faktin se shpimi grupor i fushave mund të zvogëlojë ndjeshëm madhësinë e zonave të zëna nga shpimi dhe më pas nga puset e prodhimit, rrugët, linjat e energjisë dhe tubacionet.

Ky avantazh është i një rëndësie të veçantë gjatë ndërtimit dhe funksionimit të puseve në toka pjellore, në rezervate natyrore, në tundër, ku shtresa e trazuar sipërfaqësore e tokës është restauruar pas disa dekadash, në zona kënetore, të cilat ndërlikojnë dhe rrisin shumë koston. të punimeve të ndërtimit dhe instalimit të objekteve shpuese dhe operative. Shpimi grupor është gjithashtu i nevojshëm kur është e nevojshme të zbulohen depozitat e naftës nën strukturat industriale dhe civile, nën fundin e lumenjve dhe liqeneve, nën zonën e raftit nga bregu dhe mbikalimet. Një vend i veçantë zë ndërtimi i grumbullimit të puseve në Tyumen, Tomsk dhe rajone të tjera të Siberisë Perëndimore, të cilat bënë të mundur ndërtimin me sukses të puseve të naftës dhe gazit në ishujt e mbeturinave në një rajon të largët, me moçal dhe të populluar.

Vendndodhja e puseve në një grup varet nga kushtet e terrenit dhe mjetet e synuara për lidhjen e grumbullit me bazën. Shkurret që nuk lidhen me rrugë të përhershme me bazën konsiderohen lokale. Në disa raste, shkurret mund të jenë bazë kur ato ndodhen në rrugë transporti. Në jastëkët lokalë, puset zakonisht vendosen në formë ventilatori në të gjitha drejtimet, gjë që ju lejon të keni numrin maksimal të puseve në një jastëk.

Shpimi dhe pajisje ndihmëseështë instaluar në atë mënyrë që kur platforma lëviz nga një pus në tjetrin, pompat e shpimit, gropat marrëse dhe një pjesë e pajisjeve për pastrimin, trajtimin kimik dhe përgatitjen e lëngut shpëlarës të qëndrojnë të palëvizshme deri në përfundimin e ndërtimit të të gjitha ( ose pjesë) të puseve në këtë jastëk.

Numri i puseve në një grup mund të ndryshojë nga 2 në 20-30 ose më shumë. Për më tepër, sa më shumë puse në grup, aq më i madh është devijimi i fytyrave nga kokat e puseve, rritet gjatësia e trungjeve, rritet gjatësia e trungjeve, gjë që çon në një rritje të kostos së shpimit të puseve. Përveç kësaj, ekziston rreziku i takimit të trungut. Prandaj, ekziston nevoja për të llogaritur numrin e kërkuar të puseve në një grup.

Metoda e pompimit të thellë të prodhimit të naftës është një metodë në të cilën lëngu ngrihet nga pusi në sipërfaqe duke përdorur shufra dhe njësi pompimi pa shufër. lloje të ndryshme.
Në fushën e Priobskoye, përdoren pompa centrifugale elektrike - një pompë me pus të thellë pa shufër, e përbërë nga një pompë centrifugale me shumë faza (50-600 faza) e vendosur vertikalisht në një bosht të përbashkët, një motor elektrik (një motor elektrik asinkron i mbushur me dielektrikë vaj) dhe një mbrojtës që shërben për të mbrojtur motorin elektrik nga hyrja e lëngjeve në të. Motori furnizohet me energji përmes një kabllo të blinduar, të ulur së bashku me tubat e pompimit. Shpejtësia e rrotullimit të boshtit të motorit elektrik është rreth 3000 rpm. Pompa kontrollohet në sipërfaqe nga një stacion kontrolli. Produktiviteti i një pompe centrifugale elektrike varion nga 10 në 1000 m3 lëng në ditë me një efikasitet prej 30-50%.

Instalimi i pompës centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompë centrifugale elektrike me gropë (ESP) ka vetëm një stacion kontrolli me një transformator fuqie në sipërfaqen e pusit dhe karakterizohet nga prania e tensionit të lartë në kabllon e energjisë, i cili ulet në pus së bashku me tubin. Instalimet e pompës centrifugale elektrike operojnë puse shumë produktive me presion të lartë rezervuari.

Depozitimi është i largët, i vështirë për t'u aksesuar, 80% e territorit ndodhet në fushën e përmbytjes së lumit Ob dhe përmbytet gjatë periudhës së përmbytjeve. Depozita dallohet nga një strukturë komplekse gjeologjike - një strukturë komplekse trupash rërë në zonë dhe seksion, shtresat janë të lidhura dobët hidrodinamikisht. Rezervuarët e formacioneve prodhuese karakterizohen nga:

Përshkueshmëria e ulët;

Përmbajtja e ulët e rërës;

Rritja e përmbajtjes së argjilës;

Diseksion i lartë.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Rezervuarët e horizontit AC10 dhe AC11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AC12 klasifikohen si produktiv anormalisht të ulët. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikim aktiv në shtresat e saj prodhuese dhe pa përdorimin e metodave të intensifikimit të prodhimit. Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së bregut të majtë.

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të fushës Priobskoye për vlerësimin e zbatueshmërisë së metodave të ndryshme të ndikimit janë:

1) thellësia e formacioneve prodhuese - 2400-2600 m,

2) depozitimet janë të shqyrtuara litologjikisht, regjimi natyror është elastik, i mbyllur,

3) trashësia e shtresave përkatësisht AS 10, AS 11 dhe AS 12 deri në 20.6, 42.6 dhe 40.6 m.

4) presioni fillestar i rezervuarit - 23.5-25 MPa,

5) temperatura e rezervuarit - 88-90°C,

6) përshkueshmëri e ulët e rezervuarëve, vlera mesatare sipas rezultateve

7) heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i shtresave,

8) viskoziteti i vajit të rezervuarit - 1.4-1.6 mPa * s,

9) presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

10) vaj naftenik, parafinik dhe me rrëshirë të ulët.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për përdorimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarit, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të hollësishme, metodat e mëposhtme për fushën e Priobskoye mund të përjashtohen nga metodat e listuara më sipër: metodat termike dhe përmbytja e polimerit. (si një metodë e zhvendosjes së vajit nga formacionet). Metodat termike përdoren për depozitimet me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m Përmbytja e polimerit preferohet të përdoret në formacione me përshkueshmëri prej më shumë se 0,1 mikron për të zhvendosur vajin me viskozitet prej 10 deri në 100 mPa * s. dhe në temperatura deri në 90 ° C (për në temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta me përbërje të veçanta).

Paraqitja e punës suaj të mirë në bazën e njohurive është e lehtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

punë e mirë në faqen">

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar në http://www.allbest.ru/

Hyrje

1 Karakteristikat gjeologjike të fushës Priobskoye

1.1 Informacione të përgjithshme rreth fushës

1.2 Seksioni litostratigrafik

1.3 Struktura tektonike

1.4 Përmbajtja e vajit

1.5 Karakteristikat e formacioneve prodhuese

1.6 Karakteristikat e komplekseve akuiferike

1.7 Vetitë fiziko-kimike lëngjet e formimit

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

1.8.1 Rezervat e naftës

2. Treguesit kryesorë teknikë dhe ekonomikë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.1 Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.2 Analiza e teknikës kryesore treguesit ekonomikë zhvillimin

2.3 Karakteristikat e zhvillimit që ndikojnë në funksionimin e pusit

3. Metodat e aplikuara për rritjen e rikuperimit të naftës

3.1 Zgjedhja e një metode për të ndikuar në një rezervuar nafte

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për zbatueshmërinë e metodave të ndryshme të ndikimit në fushën Priobskoye

3.2.1 Përmbytja e rezervuarëve

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e vrimës së poshtme të një pusi për të intensifikuar prodhimin e naftës

3.3.1 Trajtimet me acid

3.3.2 Thyerja hidraulike

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të shpimit

konkluzioni

Hyrje

Industria e naftës është një nga komponentët më të rëndësishëm të ekonomisë ruse, duke ndikuar drejtpërdrejt në formimin e buxhetit të vendit dhe eksportet e tij.

Gjendja e bazës së burimeve të kompleksit të naftës dhe gazit është problemi më urgjent sot. Burimet e naftës janë varfëruar gradualisht, një numër i madh vendburimesh janë në fazën përfundimtare të zhvillimit dhe kanë një përqindje të madhe të ndërprerjes së ujit, prandaj, detyra më urgjente dhe parësore është kërkimi dhe vënia në punë e të rinjve dhe depozita premtuese, njëra prej të cilave është fusha Priobskoye (për sa i përket rezervave, është një nga fushat më të mëdha në Rusi).

Rezervat e bilancit të naftës të miratuara nga Komiteti Shtetëror i Rezervave për kategorinë C 1 janë 1827.8 milionë tonë, rezervat e rikuperueshme janë 565.0 milionë tonë. me një faktor të rikuperimit të naftës prej 0,309, duke marrë parasysh rezervat në zonën mbrojtëse nën fushat e përmbytjeve të lumenjve Ob dhe Bolshoy Salym.

Rezervat e bilancit të naftës të kategorisë C 2 janë 524,073 mijë ton, rezervat e rikuperueshme janë 48,970 mijë ton me një faktor të rikuperimit të naftës 0,093.

Fusha Priobskoye ka një numër karakteristikash karakteristike:

të mëdha, me shumë shtresa, unike për sa i përket rezervave të naftës;

e paarritshme, e karakterizuar nga moçalitet i konsiderueshëm në pranverë dhe verë, pjesa më e madhe e territorit është e përmbytur me ujëra të përmbytur;

Nëpër territorin e depozitës rrjedh lumi Ob, duke e ndarë atë në bregun e djathtë dhe atë të majtë.

Fusha karakterizohet nga një strukturë komplekse horizontesh prodhuese. Formacionet AS10, AS11 dhe AS12 janë me interes industrial. Rezervuarët e horizontit AC10 dhe AC11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AC12 klasifikohen si produktiv anormalisht të ulët. Shfrytëzimi i formacionit AC12 duhet të identifikohet si një problem i veçantë zhvillimi, sepse , formacioni AC12 është gjithashtu më i rëndësishmi për sa i përket rezervave të të gjitha formacioneve. Kjo karakteristikë tregon pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikuar aktivisht në shtresat e saj prodhuese.

Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem është zbatimi i masave për intensifikimin e prodhimit të naftës.

1 . Karakteristikat gjeologjikePriobskydepozitat

1.1 Informacione të përgjithshme rreth fushës

Fusha e naftës Priobskoye ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen.

Zona e punës ndodhet 65 km në lindje të qytetit të Khanty-Mansiysk, 100 km në perëndim të qytetit të Nefteyugansk Aktualisht, zona është një nga më të zhvilluarat ekonomikisht në Okrug, gjë që u bë e mundur për shkak të rritjes së vëllimi i kërkimit gjeologjik dhe prodhimit të naftës .

Fushat më të mëdha aty pranë që po zhvillohen janë: Salymskoye, e vendosur 20 km në lindje, Prirazlomnoye, e vendosur në afërsi, Pravdinskoye - 57 km në juglindje.

Në juglindje të fushës janë rrugët e gazsjellësit Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk dhe tubacioni i naftës Ust-Balyk-Omsk.

Pjesa veriore e zonës Priobskaya ndodhet brenda fushës së përmbytjes Ob - një fushë e re aluviale me akumulimin e sedimenteve Kuaternare me trashësi relativisht të madhe. Lartësitë absolute të relievit janë 30-55 m. Pjesa jugore e zonës graviton drejt një rrafshine të rrafshët aluviale në nivelin e tarracës së dytë mbi fushën e përmbytjes me forma të shprehura dobët të erozionit dhe akumulimit të lumit. Lartësitë absolute këtu janë 46-60 m.

Rrjeti hidrografik përfaqësohet nga kanali Maly Salym, i cili rrjedh në një drejtim nënlinësor në pjesën veriore të zonës dhe në këtë zonë lidhet me kanalet e vogla të Malaya Berezovskaya dhe Pola me kanalin Ob të madh dhe të plotë të Bolshoi. Salym. Lumi Ob është rruga kryesore ujore e rajonit Tyumen. Në territorin e rajonit ka numër i madh liqene, më të mëdhenjtë prej të cilëve janë Liqeni Olevashkina, Liqeni Karasye, Liqeni Okunevoe. Kënetat janë të pakalueshme, ngrijnë deri në fund të janarit dhe janë pengesa kryesore për lëvizjen e mjeteve.

Klima e zonës është ashpër kontinentale me dimër të gjatë dhe verë të shkurtër të ngrohtë. Dimri është i ftohtë dhe me borë. Muaji më i ftohtë i vitit është janari (temperatura mesatare mujore -19,5 gradë C). Minimumi absolut është -52 gradë C. Muaji më i ngrohtë është korriku (temperatura mesatare mujore është +17 gradë C), maksimumi absolut është +33 gradë C. Mesatarja vjetore e reshjeve është 500-550 mm në vit, me 75% në stinën e ngrohtë. Mbulesa e borës krijohet në gjysmën e dytë të tetorit dhe vazhdon deri në fillim të qershorit. Trashësia e mbulesës së borës është nga 0,7 m në 1,5-2 m. Thellësia e ngrirjes së tokës është 1-1,5 m.

Rajoni në shqyrtim karakterizohet nga toka argjilore podzolike në zona relativisht të larta dhe toka torfe-podzolike-llum dhe torfe në ligatinat. Brenda fushave, tokat aluviale të tarracave lumore janë kryesisht ranore, e në disa vende argjilore. Flora të ndryshme. Mbizotërojnë pyjet halore dhe të përziera.

Zona ndodhet në një zonë të shfaqjes së izoluar të shkëmbinjve të përhershëm afër sipërfaqes dhe relikte. Tokat e ngrira afër sipërfaqes ndodhin në pellgjet ujëmbledhëse nën toka torfe. Trashësia e tyre kontrollohet nga niveli i ujërave nëntokësore dhe arrin 10-15 m, temperatura është konstante dhe afër 0 gradë C.

Në territoret ngjitur (përhershëm ngrirja nuk është studiuar në fushën Priobskoye), permafrost ndodh në thellësi 140-180 m (fusha Lyantorskoye). Trashësia e ngricës së përhershme është 15-40 m, rrallë më shumë. Pjesa e poshtme, më argjilore e Novomikhailovskaya dhe një pjesë e vogël e formacioneve Atlym shpesh janë të ngrira.

Vendbanimet më të mëdha më afër zonës së punës janë qytetet Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut dhe disa nga më të voglat. vendbanimet- fshatrat Seliyarovë, Sytomino, Lempino dhe të tjerë.

1.2 Litostratigrafikeprerë

Seksioni gjeologjik i fushës Priobskoye përbëhet nga një shtresë e trashë (më shumë se 3000 m) depozitimesh terrigjene të mbulesës sedimentare të epokës mezozoike-cenozoike, shkëmbinj mbivendosës të kompleksit para-Jurasik, të përfaqësuar nga korja e motit.

Para-Jurasiku arsimi (Pz)

Në seksionin e shtresave para-jurasike dallohen dy kate strukturore. Pjesa e poshtme, e kufizuar në koren e konsoliduar, përfaqësohet nga grafit-porfirite shumë të dislokuara, gralite dhe gëlqerorë të metamorfozuar. Kati i sipërm, i identifikuar si një kompleks i ndërmjetëm, përbëhet nga depozitime efuzive-sedimentare më pak të dislokuara të moshës Permian-Triasike deri në 650 m të trasha.

Sistemi Jurasik (J)

Sistemi Jurasik përfaqësohet nga të tre ndarjet: i poshtëm, i mesëm dhe i sipërm.

Përbërja e tij përfshin formacionet Tyumen (J1+2), Abalak dhe Bazhenov (J3).

Sedimentet Tyumen Formacionet shtrihen në bazën e mbulesës sedimentare mbi shkëmbinj të kores së motit me mospërputhje këndore dhe stratigrafike dhe përfaqësohen nga një kompleks shkëmbinjsh terrigjenë me përbërje argjilo-ranore-siltstone.

Trashësia e sedimenteve të formimit Tyumen varion nga 40 në 450 m. Brenda fushës ato u zbuluan në thellësi 2806-2973 m. Depozitat e formacionit Tyumen janë të mbivendosura në mënyrë konforme nga depozitat e Jurasikut të Sipërm të formacioneve Abalak dhe Bazhenov. Abalakskaya Formacioni është i përbërë nga baltë gri të errët në të zezë, lokalisht gëlqerorë, glaukonitikë me ndërshtresa aromatike në pjesën e sipërme të seksionit. Trashësia e formacionit varion nga 17 deri në 32 m.

Sedimentet Bazhenovskaya Formacionet përfaqësohen nga baltë bituminoze me ngjyrë gri të errët, pothuajse të zezë, me ndërshtresa balte pak të lyer dhe shkëmbinj karbonatikë argjilorë organogjenë. Trashësia e formacionit është 26-38 m.

Sistemi i shkumësave (K)

Depozitimet e sistemit të Kretakut zhvillohen kudo dhe përfaqësohen nga seksionet e sipërme dhe të poshtme.

Në pjesën e poshtme, nga poshtë lart, dallohen formacionet Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya dhe Khanty-Mansiysk, dhe në pjesën e sipërme, formacionet Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya dhe Gankinskaya.

Pjesa e poshtme i mrekullueshëm Formimi (K1g) përfaqësohet kryesisht nga gurë balte me ndërshtresa të holla vartëse të aluminit dhe gurëve ranorë, të kombinuar në sekuencën Achimov.

Në pjesën e sipërme të Formacionit Akh, dallohet një pjesëtar i pjekur i argjilave Pim të pluhurosur imët, gri të errët, gri që afrohet.

Trashësia totale e formacionit varion nga perëndimi në lindje nga 35 në 415 m. Në seksionet e vendosura në lindje, një grup shtresash BS1-BS12 kufizohen në këtë shtresë.

Prerë Cherkashinskaya Formacioni (K1g-br) përfaqësohet nga një alternim ritmik i argjilave gri, argjilës dhe ranorëve të baltë. Këta të fundit, brenda fushës, si dhe ranorët, janë naftëmbajtës tregtar dhe dallohen në formacionet AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Trashësia e formacionit varion nga 290 në 600 m.

Sipër janë argjilat gri të errët në të zezë Alymskaya formacioni (K1a), në pjesën e sipërme me ndërshtresa balte bituminoze, në pjesën e poshtme - aroma dhe ranorë. Trashësia e formacionit varion nga 190 në 240 m. Argjilat janë vula rajonale për depozitat e hidrokarbureve në të gjithë rajonin e naftës dhe gazit të Obit të Mesëm.

Vikulovskaya Formacioni (K1a-al) përbëhet nga dy nënformacione.

Pjesa e poshtme është kryesisht argjilore, ajo e sipërme është ranore-argjilore me mbizotërim të ranorëve dhe të aluminit. Formimi karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore. Trashësia e formacionit varion nga 264 m në perëndim deri në 296 m në verilindje.

Khanty-Mansiysk Formacioni (K1a-2s) përfaqësohet nga ndërthurja e pabarabartë e shkëmbinjve ranorë-argjilorë me mbizotërim të të parëve në pjesën e sipërme të seksionit. Shkëmbinjtë e formacionit karakterizohen nga një bollëk detriti karbonik. Trashësia e formacionit varion nga 292 në 306 m.

Uvatskaya Formacioni (K2s) përfaqësohet nga alternimi i pabarabartë i rërave, aluminit dhe ranorëve. Formimi karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore të djegura dhe me ngjyrë, detritus karbonatik dhe qelibar. Trashësia e formacionit është 283-301 m.

Bertsovskaya Formacioni (K2k-st-km) ndahet në dy nënformacione. E poshtme, e përbërë nga argjila montmorellonite gri, ndërshtresa të ngjashme me opoka me trashësi 45 deri në 94 m dhe ajo e sipërme, e përfaqësuar nga argjila gri, gri të errët, silicore, ranore, me trashësi 87-133 m.

Gankinskaya Formacioni (K2mP1d) përbëhet nga argjila gri, gri në të gjelbër, të kthyera në merla me kokrra glaukonite dhe nodula siderite. Trashësia e saj është 55-82 m.

Sistemi paleogjen (P2)

Sistemi Paleogjen përfshin shkëmbinj të formacioneve Talitsky, Lyulinvor, Atlym, Novomikhailovsky dhe Turtas. Tre të parat përfaqësohen nga depozitat detare, pjesa tjetër - kontinentale.

Talitskaya Formacioni është i përbërë nga argjila të trasha gri të errët dhe zona me baltë. Gjenden gjithashtu mbetje bimore të peritizuara dhe luspa peshku. Trashësia e formacionit është 125-146 m.

Lyulinvorskaya Formacioni përfaqësohet nga argjila me ngjyrë të verdhë në të gjelbër, në pjesën e poshtme të seksionit ato shpesh janë opokoid me ndërshtresa opokoidale. Trashësia e formacionit është 200-363 m.

Tavdinskaya Formacioni që plotëson seksionin e Paleogjenit detar është i përbërë nga argjila gri, kaltërosh-gri me shtresa të ndërthurura prej guri argjilor. Trashësia e formacionit është 160-180 m.

Atlymskaya Formacioni përbëhet nga sedimente aluviale-detare kontinentale, të përbërë nga rëra, gri në të bardhë, kryesisht kuarci me shtresa të ndërthurura qymyri kafe, argjila dhe aroma. Trashësia e formacionit është 50-60 m.

Novomikhailovskaya formimi - i përfaqësuar nga ndërthurja e pabarabartë e rërave, gri, me kokërr të imët, kuarc-feldspatike me argjilë dhe gurë të aluminit, gri dhe gri dhe kafe-gri me shtresa të ndërthurura rëre dhe qymyr kafe. Trashësia e formacionit nuk i kalon 80 m.

Turtasskaya Formacioni përbëhet nga argjila dhe argjilë gri në të gjelbër, me shtresa të holla me ndërshtresa diatomite dhe rëra kuarc-glaukonite. Trashësia e formacionit është 40-70 m.

Sistemi kuaternar (Q)

Ajo është e pranishme kudo dhe përfaqësohet në pjesën e poshtme me alternim të rërës, argjilave, argjilës dhe argjilës ranore, në pjesën e sipërme nga facialet kënetore dhe liqenore - llumrat, argjilat dhe argjilat ranore. Trashësia totale është 70-100 m.

1.3 Tektonikestrukturën

Struktura Priob ndodhet në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansi, megatrough Lyaminsky, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lempinsky. Strukturat e rendit të parë ndërlikohen nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura individuale antiklinale lokale, të cilat janë objekte të kërkimit dhe kërkimit të naftës dhe gazit.

Plani strukturor modern i themelit para Jurasik është studiuar duke përdorur horizontin reflektues "A". Në hartën strukturore përgjatë horizontit reflektues "A" shfaqen të gjithë elementët strukturorë. Në pjesën jugperëndimore të rajonit ndodhen ngritjet Seliyarovskoye, West Sakhalin dhe Svetloye. Në pjesën veriperëndimore - Seliyarovskoye Lindore, Krestovoe, West Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, duke ndërlikuar shpatin lindor të zonës së ngritjes së Lempinsky Perëndimor. Në pjesën qendrore ndodhet lugina e Sakhalinës Perëndimore, në lindje të saj ngritjet Gorshkovsky dhe Sakhalin, duke komplikuar përkatësisht fryrjen e Mesme të Lyaminsky dhe hundën strukturore të Sakhalin.

Përgjatë horizontit reflektues "Db", i kufizuar në çatinë e anëtarit Bystrinskaya, mund të gjurmohen ngritja në formë kube Priobskoye, ngritja me amplitudë të ulët të Priobskoye Perëndimore, strukturat e Sakhalin Perëndimor, Novoobskaya. Në perëndim të zonës përvijohet ngritja e Khanty-Maniya. Në veri të ngritjes Priobsky, spikat ngritja lokale Svetloye. Në pjesën jugore të fushës në zonën e pusit. 291 Ngritja pa emër dallohet në mënyrë konvencionale. Zona e ngritur e Seliyarovskaya Lindore në zonën e studimit përvijohet nga një izohips i hapur sizmik - 2280 m Pranë pusit 606 mund të gjurmohet një strukturë izometrike me amplitudë të ulët. Zona Seliyarovskaya mbulohet nga një rrjet i rrallë profilesh sizmike, në bazë të të cilave mund të parashikohet me kusht një strukturë pozitive. Ngritja e Seliyarovsky është konfirmuar plani strukturor përgjatë horizontit reflektues “B”. Për shkak të studimit të dobët të pjesës perëndimore të zonës, eksplorimit sizmik, në veri të strukturës Seliyarovskaya, me kusht, identifikohet një ngritje pa emër në formë kube.

1.4 Përmbajtja e vajit

Në fushën Priobskoye, niveli naftëmbajtës mbulon trashësi të konsiderueshme të mbulesës sedimentare nga Jurasiku i Mesëm deri në epokën Aptian dhe është më shumë se 2.5 km.

Flukset dhe bërthamat jo-industriale të naftës me shenja hidrokarburesh u morën nga depozitat e formacioneve Tyumen (formacionet Yu 1 dhe Yu 2) dhe Bazhenov (formacioni Yu 0). Për shkak të numrit të kufizuar të materialeve gjeologjike dhe gjeofizike në dispozicion, struktura e depozitave aktualisht nuk është e vërtetuar mjaftueshëm.

Përmbajtja tregtare e naftës është vendosur në formacionet neokomiane të grupit AS, ku janë përqendruar 90% e rezervave të provuara. Shtresat kryesore prodhuese janë të vendosura midis paketave të argjilës Pimskaya dhe Bystrinskaya. Depozitimet janë të kufizuara në trupa rëre në formë lente të formuara në raftet neokomiane dhe depozitat klinoforme, produktiviteti i të cilave nuk kontrollohet nga plani strukturor modern dhe përcaktohet pothuajse ekskluzivisht nga prania e shtresave prodhuese të rezervuarit në seksion. Mungesa e ujit të formimit në pjesën prodhuese të seksionit gjatë provave të shumta dëshmon se depozitat e vajit që lidhen me shtresat e këtyre njësive janë trupa të mbyllur në formë lente të mbushura plotësisht me vaj dhe përcaktohen konturet e depozitimeve për secilën shtresë rëre. sipas kufijve të shpërndarjes së tij. Përjashtim bën formacioni AS 7, ku prurjet e ujit të formacionit janë marrë nga thjerrëzat e rërës të mbushura me ujë.

Si pjesë e depozitave prodhuese neokomiane, u identifikuan 9 objekte numërimi: 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. Depozitat e shtresave AC 7 dhe AC 9 nuk janë me interes industrial.

Profili gjeologjik është paraqitur në Fig. 1.1

1.5 Karakteristikatproduktiveshtresat

Rezervat kryesore të naftës në fushën e Priobskoye janë të përqendruara në depozitat Neocomian. Një tipar i strukturës gjeologjike të depozitimeve të lidhura me shkëmbinjtë neokomianë është se ato kanë një strukturë mega-shtresore, për shkak të formimit të tyre në kushtet e mbushjes anësore të një pellgu detar mjaft të thellë (300-400 m) për shkak të heqjes së klasticitetit. material terrigjen nga lindja dhe juglindja. Formimi i megakompleksit neokomian të shkëmbinjve sedimentarë ndodhi në një sërë kushtesh paleogjeografike: sedimentim kontinental, bregdetar-detar, shelf dhe depozitim shumë i ngadaltë i sedimenteve në detin e hapur të thellë.

Ndërsa lëvizni nga lindja në perëndim, ka një pjerrësi (në lidhje me formacionin Bazhenov, i cili është një pikë referimi rajonal) të dy anëtarëve të pjekur argjilë (pika referuese zonale) dhe shkëmbinjve ranorë-siltstone që gjenden midis tyre.

Sipas përcaktimeve të bëra nga specialistët e ZapSibNIGNI mbi polenin e faunës dhe sporeve, të përzgjedhura nga argjilat në intervalin e shfaqjes së pjesëtarit Pimsk, mosha e këtyre depozitimeve rezultoi të ishte hauteriviane. Të gjitha shtresat që janë sipër Anëtarit Pima. Ata janë indeksuar si një grup AS, prandaj, në fushën Priobskoye, formacionet BS 1-5 u riindeksuan në AS 7-12.

Gjatë llogaritjes së rezervave brenda megakompleksit të depozitave prodhuese neokomiane, u identifikuan 11 formacione prodhuese: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/2-3. , AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Njësia e rezervuarit AS 12 shtrihet në bazën e megakompleksit dhe është pjesa më e thellë e ujit nga pikëpamja e formimit. Përbërja përfshin tre shtresa AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, të cilat ndahen nga njëra-tjetra nga argjila relativisht të qëndrueshme në pjesën më të madhe të sipërfaqes, trashësia e të cilave varion nga 4 deri në 10 m.

Depozitimet e formacionit AS 12/3 kufizohen në një element monoklinal (hundë strukturore), brenda të cilit ka ngritje me amplitudë të ulët dhe depresione me zona kalimi ndërmjet tyre.

Depozitimi kryesor AS12/3 u zbulua në thellësi 2620-2755 m dhe është analizuar litologjikisht nga të gjitha anët. Për sa i përket sipërfaqes, ai zë pjesën qendrore të tarracës, pjesën më të ngritur të hundës strukturore dhe është i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 12.8 m në 1.4 m. Normat e rrjedhjes së naftës variojnë nga 1,02 m 3 /ditë, Hd=1239m deri në 7,5 m 3 /ditë me Hd=1327m. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 25.5 km me 7.5 km, lartësia 126 m.

Depozita AS 12/3 u zbulua në thellësi 2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale të Khanty-Mansi dhe zonën e uljes së saj lindore. Depozitimi kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarëve. Normat e rrjedhjes së vajit janë të ulëta dhe arrijnë në 0,4-8,5 m 3 / ditë në nivele të ndryshme dinamike. Lartësia më e lartë në pjesën e harkuar është -2640 m, ndërsa më e ulëta në (-2716 m). Dimensionet e depozitimit janë 18 me 8.5 km, lartësia 76 m. Lloji i ekranizuar litologjikisht.

Depozita kryesore AS12/1-2 është më e madhja në terren. Ajo u zbulua në thellësi 2536-2728 m Ajo është e kufizuar në një monoklinale, e ndërlikuar nga ngritjet lokale me amplitudë të vogël me zona kalimtare midis tyre, struktura është e kufizuar nga ekranet litologjike dhe vetëm në jug Zona Lindore Frolovskaya) ka prirje të zhvillohen rezervuarë. Trashësia e ngopur me vaj varion në një gamë të gjerë nga 0,8 në 40,6 m, ndërsa zona e trashësisë maksimale (më shumë se 12 m) mbulon pjesën qendrore të rezervuarit, si dhe pjesën lindore. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 45 km me 25 km, lartësia 176 m.

Në formacionin AS 12/1-2 u zbuluan depozitime 7,5 me 7 km, 7 m të larta dhe 11 me 4,5 km, 9 m të larta.

Formacioni AS 12/0 ka një zonë më të vogël zhvillimi. Depozita kryesore AS 12/0 është një trup në formë lente i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Dimensionet e tij janë 41 me 14 km, lartësia 187 m Normat e rrjedhjes së vajit variojnë nga njësitë e para m 3 / ditë në nivele dinamike deri në 48 m 3 / ditë.

Kapaku i horizontit AS 12 formohet nga një shtresë e trashë (deri në 60 m) e shkëmbinjve argjilë.

Më lart seksioni shtrihet paketa AS 11 e shtresave prodhuese, e cila përfshin AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Tre të fundit janë të lidhur në një objekt të vetëm numërues, i cili ka një strukturë shumë komplekse si në seksion ashtu edhe në zonë. Në zonat e zhvillimit të rezervuarëve, të cilat gravitojnë drejt zonave afër kreshtës, vërehen trashësitë më të rëndësishme të horizontit, me tendencë rritjeje në verilindje (deri në 78,6 m). Në juglindje, ky horizont përfaqësohet vetëm nga shtresa AS 11/2, në pjesën qendrore - nga shtresa AS 11/3, në veri - nga shtresa AC 11/2-4.

Depozita kryesore AS11/1 është e dyta më e madhe brenda fushës Priobskoye. Formacioni AS11/1 është zhvilluar në pjesën afër kreshtës së një ngritjeje në formë fryrjeje të goditjes nënmeridionale, duke komplikuar monoklinin. Në tre anët depozitimi është i kufizuar nga zona argjilore, dhe në jug kufiri është tërhequr me kusht. Dimensionet e depozitimit kryesor janë 48 me 15 km, lartësia 112 m Rrjedhat e naftës variojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m 3 në 11,8 m 3 / ditë.

Formacioni AS 11/0 u identifikua në formën e trupave të izoluar në formë lente në verilindje dhe jug. Trashësia e tij është nga 8,6 m deri në 22,8 m Depozita e parë ka përmasa 10,8 me 5,5 km, e dyta 4,7 me 4,1 km. Të dy depozitimet janë të llojit të skanuar litologjikisht. Ato karakterizohen nga prurje nafte nga 4 deri në 14 m 3 /ditë në nivel dinamik. Horizonti AC 10 u depërtua nga pothuajse të gjitha puset dhe përbëhet nga tre shtresa AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Depozitimi kryesor AS 10/2-3 u zbulua në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Lloji i depozitimit - i mbuluar litologjikisht, përmasat 31 me 11 km, lartësia deri në 292 m, trashësitë e ngopura me vaj variojnë nga 15.6 m deri në 0.8 m.

Depozitimi kryesor AS10/1 u zbulua në thellësi 2374-2492 m. Përmasat e depozitimit janë 38 me 13 km, lartësia deri në 120 m. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 0.4 në 11.8 m. Prurjet e vajit anhidrik varionin nga 2.9 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1064 m 3 në 6.4 m 3 / ditë.

Seksioni i formacionit AS 10 plotësohet nga formacioni prodhues AS 10/0, brenda të cilit u identifikuan tre depozitime, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjeje nënmeridiale.

Horizonti AC 9 ka një shpërndarje të kufizuar dhe paraqitet në formën e zonave të veçanta fasciale të vendosura në seksionet verilindore dhe lindore të strukturës, si dhe në zonën e zhytjes jugperëndimore.

Depozitimet prodhuese neokomiane plotësohen nga formacioni AS 7, i cili ka një model mozaik në shpërndarjen e fushave naftëmbajtëse dhe akuiferike.

Më i madhi në sipërfaqe, depozitimi lindor, u zbulua në thellësi 2291-2382 m. Ai është i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Prurjet e naftës janë 4.9-6.7 m 3 /ditë në nivele dinamike 1359-875 m. Trashësia e ngopur me naftë varion nga 0.8 në 67.8 m.

Në terren janë zbuluar gjithsej 42 vendburime. Sipërfaqja maksimale është depozitimi kryesor në formacionin AS 12/1-2 (1018 km 2), minimumi (10 km 2) është depozitimi në formacionin AS 10/1.

Tabela përmbledhëse e parametrave të formacioneve prodhuese brenda zonës së prodhimit

Tabela 1.1

thellësia, m

Trashësia mesatare

Hapur

Poroziteti. %

Nafta u ul..%

Koeficienti

rërë

copëtimi

Formacion naftëmbajtës të depozitave të prodhimit gjeologjik

1.6 Karakteristikatakuiferetkomplekset

Fusha Priobskoye është pjesë e sistemit hidrodinamik të pellgut artezian të Siberisë Perëndimore. E veçanta e tij është prania e depozitimeve argjilore të papërshkueshme nga uji të Oligocen-Turonianit, trashësia e të cilave arrin 750 m, duke e ndarë seksionin mezozoik-cenozoik në nivelet e sipërme dhe të poshtme hidrogjeologjike.

Kati i sipërm kombinon sedimente të moshës Turonio-Kuaternare dhe karakterizohet nga shkëmbimi i lirë i ujit. Në terma hidrodinamikë, një dysheme është një akuifer, ujërat nëntokësore dhe ndërstratale të të cilit janë të ndërlidhura.

Faza e sipërme hidrogjeologjike përfshin tre akuiferë:

1- akuifer i sedimenteve kuaternare;

2- akuifer i depozitave Novomikhailovsky;

3- akuifer i sedimenteve të Atlymit.

Një analizë krahasuese e akuiferëve tregoi se akuiferi i Atlym-it mund të pranohet si burimi kryesor i furnizimit të madh të centralizuar të brendshëm dhe të ujit të pijshëm. Sidoqoftë, për shkak të një ulje të konsiderueshme të kostove operative, mund të rekomandohet horizonti Novomikhailovsky.

Niveli i poshtëm hidrogjeologjik përfaqësohet nga sedimente të epokës kenomane-jurasike dhe shkëmbinj të ujitur të pjesës së sipërme të bazamentit para-jurasik. Në thellësi të mëdha, në një mjedis të vështirë, dhe në disa vende pothuajse të ndenjur, formohen ujëra termale shumë të mineralizuar, me ngopje të lartë të gazit dhe një përqendrim të shtuar të elementëve gjurmë. Kati i poshtëm dallohet nga izolimi i besueshëm i akuiferëve nga faktorët natyrorë dhe klimatikë sipërfaqësorë. Në seksionin e tij gjenden katër komplekse akuiferësh. Të gjitha komplekset dhe aquitards mund të gjurmohen në një distancë të konsiderueshme, por në të njëjtën kohë, në fushën Priobskoye, vërehet argjilizimi i kompleksit të dytë.

Për përmbytjen e rezervuarëve të naftës në rajonin e Obit të Mesëm, përdoren gjerësisht ujërat nëntokësore të kompleksit Aptian-Cenomanian, të përbërë nga një shtresë rërash të çimentuara dobët, të lirshme, gurë ranorë, gurë argjilë dhe argjila të formacioneve Uvat, Khanty-Mansi dhe Vikulov. mirë-konsistente në zonë dhe mjaft homogjene brenda zonës. Ujërat karakterizohen me aftësi të ulët korrozive për shkak të mungesës së sulfurit të hidrogjenit dhe oksigjenit në to.

1.7 Fiziko-kimikevetitërezervuarilëngjeve

Vajrat e rezervuarëve nga formacionet prodhuese AC10, AC11 dhe AC12 nuk kanë dallime të rëndësishme në vetitë e tyre. Natyra e ndryshimit vetitë fizike nafta është tipike për depozitimet që nuk arrijnë në sipërfaqe dhe janë të rrethuara nga uji margjinal. Në kushtet e rezervuarit të naftës me ngopje mesatare të gazit, presioni i ngopjes është 1,5-2 herë më i ulët se presioni i rezervuarit (shkallë e lartë e ngjeshjes).

Të dhënat eksperimentale mbi ndryshueshmërinë e vajrave në seksionin e objekteve të prodhimit të fushës tregojnë një heterogjenitet të parëndësishëm të naftës brenda depozitave.

Vajrat e formacioneve AS10, AS11 dhe AS12 janë afër njëri-tjetrit, vaji më i lehtë është në formacionin AS11, fraksioni molar i metanit në të është 24.56%, përmbajtja totale e hidrokarbureve C2H6 -C5H12 është 19.85%. Vajrat nga të gjitha formacionet karakterizohen nga një mbizotërim i butanit dhe pentanit normal mbi izomerët.

Sasia e hidrokarbureve të lehta CH4 - C5H12 të tretura në vajrat e degazizuar është 8,2-9,2%.

Gazi i naftës i ndarjes standarde është me yndyrë të lartë (koeficienti i përmbajtjes së yndyrës më shumë se 50), fraksioni molar i metanit në të është 56.19 (formimi AS10) - 64.29 (formimi AS12). Sasia e etanit është shumë më pak se propani, raporti C2H6 / C3H8 është 0.6, i cili është tipik për gazrat nga depozitat e naftës. Përmbajtja totale e butaneve është 8,1-9,6%, pentanet 2,7-3,2%, hidrokarburet e rënda C6H14 + më e lartë 0,95-1,28%. Sasia e dioksidit të karbonit dhe azotit është e vogël, rreth 1%.

Vajrat e degazuar të të gjitha shtresave janë squfurë, parafinik, me rrëshirë të ulët dhe me densitet mesatar.

Vaji i formacionit AS10 është me viskozitet mesatar, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C më shumë se 55%, vajrat e formacioneve AS11 dhe AS12 janë viskoze, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C nga 45% në 54.9%.

Kodi teknologjik i vajrave nga formacioni AS10 - II T1P2, formacionet AS11 dhe AS12 - II T2P2.

Vlerësimi i parametrave të përcaktuar nga karakteristikat individuale të vajrave dhe gazeve u krye në përputhje me kushtet më të mundshme për grumbullimin, përgatitjen dhe transportin e naftës në terren.

Kushtet e ndarjes janë si më poshtë:

Faza e parë - presioni 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Faza 2 - presioni 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Faza 3 - presioni 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Faza 4 - presioni 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Krahasimi i porozitetit mesatar dhe vlerave të përshkueshmërisë së rezervuarëveShtresat AS10-AS12 të bazuara në bërthamë dhe GIS

Tabela 1.2

Mostrat

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

Vlerësimi i rezervave të naftës të fushës Priobskoye u krye në tërësi për rezervuarët pa diferencim sipas depozitave. Për shkak të mungesës së ujit formues në vendburimet e kufizuara litologjikisht, rezervat u llogaritën në bazë të zonave thjesht nafte.

Rezervat e bilancit të naftës të fushës Priobskoye u vlerësuan duke përdorur metodën vëllimore.

Baza për llogaritjen e modeleve të rezervuarëve ishin rezultatet e interpretimit të GIS. Në të njëjtën kohë, si vlera kufitare rezervuar-jorezervuar janë marrë vlerësimet e mëposhtme të parametrave të rezervuarit: K op 0,145, përshkueshmëria 0,4 mD. Zonat e formacioneve në të cilat vlerat e këtyre parametrave ishin më pak se standardi u përjashtuan nga rezervuarët dhe, për rrjedhojë, llogaritjet e rezervës.

Gjatë llogaritjes së rezervave, u përdor metoda e shumëzimit të hartave të tre parametrave kryesorë të llogaritjes: trashësia efektive e ngopur me vaj, koeficientët e porozitetit të hapur dhe ngopja e vajit. Vëllimi efektiv i ngopur me vaj u llogarit veçmas për kategoritë rezervë.

Shpërndarja e kategorive të rezervave u krye në përputhje me “Klasifikimin e rezervave të depozitave...” (1983). Në varësi të nivelit të eksplorimit të depozitave të fushës Priobskoye, rezervat e naftës dhe gazit të tretur në to llogariten sipas kategorive B, C 1, C 2. Rezervat e kategorisë B janë identifikuar brenda puseve të fundit të serisë së prodhimit në seksionin e shpuar të fushës në bregun e majtë. Rezervat e kategorisë C 1 u identifikuan në zonat e studiuara nga puset e kërkimit, në të cilat u morën flukse nafte komerciale ose në të cilat disponohej informacion pozitiv për prerjet. Rezervat në zonat e depozitimeve që nuk janë studiuar me shpime u klasifikuan në kategorinë C 2. Kufiri ndërmjet kategorive C 1 dhe C 2 është tërhequr në një distancë të hapësirës së dyfishtë të rrjetës operative (500x500 m), siç parashikohet nga "Klasifikimi...".

Vlerësimi i rezervës u plotësua duke shumëzuar vëllimet e marra të rezervuarëve të ngopur me naftë për secilën shtresë dhe brenda kategorive të përzgjedhura me densitetin e vajit të degazuar gjatë ndarjes në mënyrë graduale dhe faktorin e konvertimit. Duhet të theksohet se ato janë disi të ndryshme nga ato të miratuara më parë. Kjo, së pari, për shkak të përjashtimit nga llogaritjet e puseve të vendosura shumë përtej zonës së licencës dhe, së dyti, ndryshimeve në indeksimin e formacioneve në puset individuale të kërkimit si rezultat i një korrelacioni të ri të depozitave prodhuese.

Parametrat e pranuar të llogaritjes dhe rezultatet e fituara të llogaritjes së rezervave të naftës janë dhënë më poshtë.

1.8.1 Rezervatvaj

Që nga 1 janari 1998, rezervat e naftës në bilancin e VGF renditen si më poshtë:

Të rikuperueshme 613,380 mijë ton.

Të rikuperueshme 63,718 mijë ton.

Të rikuperueshme 677,098 mijë ton.

Rezervat e naftës sipas rezervuarëve

Tabela 1.3

bilanci

bilanci

Le ta nxjerrim atë.

Bilanci i gjendjes

Le ta nxjerrim atë.

Për pjesën e shpuar të pjesës së bregut të majtë të fushës Priobskoye, u krye partia e llogaritjes së rezervës së Yuganskneftegaz SHA.

Pjesa e shpuar përmban 109,438 mijë tonë. bilanc dhe 31131 mijë ton. rezervat e rikuperueshme të naftës me një faktor të rikuperimit të naftës prej 0.284.

Sipas pjesës së shpuar, rezervat shpërndahen me qepje si më poshtë:

Bilanci i formimit AS10 50%

E rikuperueshme 46%

Bilanci i formimit AS11 15%

E rikuperueshme 21%

Bilanci i formimit AS12 35%

E rikuperueshme 33%

Në territorin në shqyrtim, vëllimi kryesor i rezervave është i përqendruar në formacionet AC10 dhe AC12. Kjo zonë përmban 5.5% të rezervave të naftës. 19.5% e rezervave të formimit AS10; 2,4%-AC11; 3,9%-AC12.

Priobskoem/r (bregu i majtëpjesë)

RezervatvajNgazonëoperacion

Tabela 1.4

Rezervat e naftës, mijëra tonë

Njësitë fraksionale SIF

bilanci

të rikuperueshme

*) Për një pjesë të territorit të kategorisë C1 nga e cila prodhohet nafta

2 . Metodat e nxjerrjes, pajisjet e përdorura

Zhvillimi i çdo impianti prodhimi AS 10, AS 11, AS 12 u krye duke vendosur puse sipas një modeli trekëndor linear me tre rreshta me një densitet rrjeti 25 hektarë/pus, me të gjitha puset e shpuara në formacionin AS 12.

Në vitin 2007, SibNIINP përgatiti një “Shtesë në skema teknologjike zhvillimi pilot industrial i pjesës së bregut të majtë të fushës Priobskoye, duke përfshirë seksionin e fushës së përmbytjes N4", në të cilin u bënë rregullime për zhvillimin e pjesës së bregut të majtë të fushës me përfshirjen e grupimeve të reja N140 dhe 141 në pjesën e fushës së përmbytjes së në terren Në përputhje me këtë dokument, parashikohet zbatimi i një sistemi me tre rreshta blloku (dendësia e rrjetit - 25 hektarë/m²) me një kalim të mëtejshëm në një fazë të mëvonshme të zhvillimit në një sistem të mbyllur.

Dinamika e treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit janë paraqitur në tabelën 2.1

2. 1 DinamikakryesoretreguesitzhvilliminPriobskydepozitat

tabela 2.1

2. 2 Analizakryesoreteknike dhe ekonomiketreguesitzhvillimin

Dinamika e treguesve të zhvillimit bazuar në tabelën 2.1 është paraqitur në Fig. 2.1.

Fusha Priobskoye është zhvilluar që nga viti 1988. Gjatë 12 viteve të zhvillimit, siç mund të shihet nga Tabela 3, prodhimi i naftës ka qenë vazhdimisht në rritje.

Nëse në vitin 1988 arrinte në 2.300 ton naftë, atëherë deri në vitin 2010 arriti në 1.485.000 ton, prodhimi i lëngshëm u rrit nga 2.300 në 1.608.000 ton.

Kështu, deri në vitin 2010, prodhimi i akumuluar i naftës arriti në 8583.3 mijë tonë. (Tabela 3.1).

Që nga viti 1991, për të ruajtur presionin e rezervuarit, janë vënë në punë puset e injektimit dhe ka filluar injektimi i ujit. Në fund të vitit 2010, stoku i injektimit ishte 132 puse, dhe injektimi i ujit u rrit nga 100 në 2362 mijë tonë. deri në vitin 2010. Me rritjen e injektimit, rritet shkalla mesatare e prodhimit të naftës në puset operative. Deri në vitin 2010, norma e rrjedhës rritet, gjë që shpjegohet zgjedhja e duhur sasia e ujit të pompuar.

Gjithashtu, nga momenti i vënies në funksion të fondit të injektimit, prerja e ujit të produktit fillon të rritet dhe deri në vitin 2010 arrin në 9.8%, 5 vitet e para prerja e ujit është 0%.

Deri në vitin 2010, stoku i puseve prodhuese arriti në 414 puse, nga të cilat 373 ishin puse që nxirrnin produkte me metoda të mekanizuara. (Tabela 2.1).

Fusha Priobskoye është një nga më të rejat dhe më premtueset në Siberinë Perëndimore.

2.3 Veçoritëzhvillimi,duke ndikuarshfrytëzimitpuse

Fusha karakterizohet nga prurje të ulëta të puseve. Problemet kryesore të zhvillimit të fushës ishin produktiviteti i ulët i puseve prodhuese, injektueshmëria e ulët natyrore (pa thyerje të formacioneve me ujë të injektuar) të puseve të injektimit, si dhe rishpërndarja e dobët e presionit nëpër depozitat gjatë mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (për shkak të lidhjes së dobët hidrodinamike të seksione individuale të formacioneve). Shfrytëzimi i formacionit AC 12 duhet theksuar si një problem më vete i zhvillimit të terrenit. Për shkak të ritmeve të ulëta të prurjeve, shumë puse në këtë formacion duhet të mbyllen, gjë që mund të çojë në bllokimin e rezervave të konsiderueshme të naftës për një kohë të pacaktuar. Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem në rezervuarin AS 12 është zbatimi i masave për intensifikimin e prodhimit të naftës.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Rezervuarët e horizonteve AS 10 dhe AS 11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AS 12 klasifikohen si produktiv anormalisht të ulët.

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikim aktiv në shtresat e saj prodhuese dhe pa përdorimin e metodave të intensifikimit të prodhimit.

Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së bregut të majtë.

3 . Metodat e aplikuara për rritjen e rikuperimit të naftës

3.1 Zgjedhjametodëndikimivajdepozitim

Zgjedhja e një metode për të ndikuar në depozitat e naftës përcaktohet nga një sërë faktorësh, më të rëndësishmit prej të cilëve janë karakteristikat gjeologjike dhe fizike të depozitave, aftësitë teknologjike të zbatimit të metodës në një fushë të caktuar dhe kriteret ekonomike. Metodat e ndikimit në formimin e listuar më sipër kanë modifikime të shumta dhe bazohen në thelb në një grup të madh përbërjesh të agjentëve të punës të përdorur. Prandaj, kur analizohen metodat ekzistuese të stimulimit, ka kuptim, para së gjithash, të përdoret përvoja e zhvillimit të fushave në Siberinë Perëndimore, si dhe fusha në rajone të tjera me veti rezervuari të ngjashme me fushën e Priobskoye (kryesisht përshkueshmëria e ulët e rezervuarit) dhe formimi lëngjeve.

Ndër metodat e intensifikimit të prodhimit të naftës duke ndikuar në zonën e vrimës së poshtme të një pusi, më të përdorurat janë:

thyerje hidraulike;

trajtime me acid;

trajtime fizike dhe kimike me reagentë të ndryshëm;

trajtime termofizike dhe termo-kimike;

efekte pulsi-shoku, vibroakustike dhe akustike.

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për zbatueshmërinë e metodave të ndryshme të ndikimit në fushën e Priobskoye

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të fushës Priobskoye për vlerësimin e zbatueshmërisë së metodave të ndryshme të ndikimit janë:

thellësia e formacioneve prodhuese - 2400-2600 m,

depozitat janë shqyrtuar litologjikisht, regjimi natyror është elastik i mbyllur,

trashësia e shtresave AS 10, AS 11 dhe AS 12 është përkatësisht deri në 20.6, 42.6 dhe 40.6 m.

Presioni fillestar i rezervuarit - 23,5-25 MPa,

temperatura e rezervuarit - 88-90 0 C,

përshkueshmëria e ulët e rezervuarëve, vlerat mesatare sipas rezultateve të studimeve bazë - për shtresat AS 10, AS 11 dhe AS 12, përkatësisht, 15.4, 25.8, 2.4 mD,

heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i formacioneve,

Dendësia e vajit të rezervuarit - 780-800 kg/m 3,

viskoziteti i vajit të rezervuarit - 1,4-1,6 mPa*s,

presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

vaj naftenik, parafinik dhe me rrëshirë të ulët.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për përdorimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarit, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të hollësishme, metodat e mëposhtme për fushën e Priobskoye mund të përjashtohen nga metodat e listuara më sipër: metodat termike dhe përmbytja e polimerit. (si një metodë e zhvendosjes së vajit nga formacionet). Metodat termike përdoren për depozitat me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m Përmbytja e polimerit preferohet të përdoret në formacione me përshkueshmëri më shumë se 0,1 μm 2 për të zhvendosur vajin me viskozitet 10 deri në 100 mPa *. s dhe në temperatura deri në 90 0 C ( Për temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta me përbërje të veçanta).

3.2.1 Përmbytja e rezervuarëve

Përvoja në zhvillimin e fushave vendase dhe të huaja tregon se përmbytja e ujit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive për të ndikuar në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët nëse respektohet rreptësisht. kërkesat e nevojshme tek teknologjia për zbatimin e saj.

Ndër arsyet kryesore që shkaktojnë një ulje të efikasitetit të përmbytjes së ujit të formacioneve me përshkueshmëri të ulët janë:

përkeqësimi i vetive filtruese të shkëmbit për shkak të:

ënjtja e përbërësve argjilë të shkëmbit pas kontaktit me ujin e injektuar,

bllokimi i kolektorit me papastërti të imta mekanike që gjenden në ujin e injektuar,

precipitimi i kripërave në mjedisin poroz të rezervuarit gjatë ndërveprimit kimik të ujit të injektuar dhe formimit,

zvogëlimi i mbulimit të rezervuarit nga përmbytjet për shkak të formimit të thyerjeve rreth puseve të injektimit dhe përhapjes së tyre thellë në formacion (për formacionet e ndërprera, është gjithashtu e mundur një rritje e lehtë e mbulimit të rezervuarit përgjatë seksionit),

ndjeshmëri e ndjeshme ndaj natyrës së lagështirës së shkëmbinjve nga agjenti i injektuar;

Shfaqja e të gjitha këtyre dukurive në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët shkakton pasoja më të theksuara sesa në shkëmbinj me përshkueshmëri të lartë.

Për të eliminuar ndikimin e këtyre faktorëve në procesin e vërshimit të ujit, është e përshtatshme zgjidhjet teknologjike: modelet optimale të pusit dhe mënyrat teknologjike të funksionimit të pusit, injektimi i ujit të llojit dhe përbërjes së kërkuar në shtresa, mekanike, kimike dhe përkatëse të tij. trajtim biologjik, si dhe shtimi i përbërësve të veçantë në ujë.

Për fushën e Priobskoye, vërshimi i ujit duhet të konsiderohet si metoda kryesore e stimulimit.

Aplikimi i solucioneve surfaktant në terren u refuzua, kryesisht për shkak të efikasitetit të ulët të këtyre reagentëve në kushtet e rezervuarëve me përshkueshmëri të ulët.

Për fushën Priobskoye dhe përmbytje alkaline nuk mund të rekomandohet për arsyet e mëposhtme:

Kryesorja është përmbajtja mbizotëruese e argjilës strukturore dhe me shtresa të rezervuarëve. Agregatet e argjilës përfaqësohen nga kaolini, kloriti dhe hidromica. Ndërveprimi i alkalit me materialin argjilë mund të çojë jo vetëm në fryrjen e argjilave, por edhe në shkatërrimin e shkëmbit. Një zgjidhje alkaline me përqendrim të ulët rrit koeficientin e bymimit të argjilave me 1,1-1,3 herë dhe zvogëlon përshkueshmërinë e shkëmbit me 1,5-2 herë në krahasim me ujin e ëmbël, i cili është kritik për rezervuarët me përshkueshmëri të ulët të fushës Priobskoye. Përdorimi i solucioneve me përqendrim të lartë (reduktimi i fryrjes së argjilave) aktivizon procesin e shkatërrimit të shkëmbinjve. Përveç kësaj, argjilat me kapacitet të lartë shkëmbimi jonesh mund të ndikojnë negativisht në buzën e tretësirës alkaline duke zëvendësuar natriumin me hidrogjen.

Heterogjeniteti shumë i zhvilluar i formacionit dhe një numër i madh ndërshtresash, duke çuar në mbulim të ulët të formacionit me tretësirë ​​alkali.

Pengesa kryesore për t'u përdorur sistemet e emulsionit Ndikimi në depozitat e fushës Priobskoye është karakteristikat e ulëta të filtrimit të rezervuarëve të fushës. Rezistenca e filtrimit e krijuar nga emulsionet në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët do të çojë në një rënie të mprehtë të injeksionit të puseve të injektimit dhe një ulje të shkallës së nxjerrjes së naftës.

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e formimit të vrimës së poshtme për të intensifikuar prodhimin

3.3.1 Trajtimet me acid

Trajtimet acide të formacioneve kryhen si për të rritur ashtu edhe për të rivendosur përshkueshmërinë e rezervuarit në zonën afër pusit të pusit. Shumica e kësaj pune u krye gjatë konvertimit të puseve në injeksion dhe më pas rritjes së injektivitetit të tyre.

Trajtimi standard i acidit në fushën Priobskoye konsiston në përgatitjen e një solucioni të përbërë nga 14% HCl dhe 5% HF, me një vëllim 1,2-1,7 m 3 për 1 metër trashësi formimi të shpuar dhe pompimi i tij në intervalin e shpimit. Koha e përgjigjes është afërsisht 8 orë.

Kur merret parasysh efektiviteti i ndikimit të acideve inorganike, puset e injektimit me injeksion afatgjatë (më shumë se një vit) para trajtimit u morën parasysh trajtimi me acid i CCD në puset e injektimit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive për rivendosjen e tyre injeksion. Si shembull, Tabela 3.1 paraqet rezultatet e trajtimeve për një numër pusesh injektimi.

Rezultatet e trajtimeve në puset e injektimit

Tabela 3.1

Data e përpunimit

Kapaciteti i injektimit para trajtimit (m 3 /ditë)

Kapaciteti i injektimit pas trajtimit (m 3 /ditë)

Presioni i injektimit (atm)

Lloji i acidit

Analiza e trajtimeve të kryera tregon se përbërja e acidit klorhidrik dhe fluorik përmirëson përshkueshmërinë e puseve të puseve.

Kështu, bazuar në analizën e trajtimeve acidike të kryera në terren, mund të konkludojmë se këshillohet që të kryhen trajtime acide të zonave të fundgropave të puseve të injektimit për të rikthyer injektivitetin e tyre.

3.3.2 Thyerje hidraulike

Thyerja hidraulike (thyerja) është një nga metodat më efektive për intensifikimin e prodhimit të naftës nga rezervuarët me përshkueshmëri të ulët dhe rritjen e prodhimit të rezervave të naftës. Thyerja hidraulike përdoret gjerësisht në praktikat e prodhimit vendas dhe të huaj të naftës.

Përvoja e rëndësishme e thyerjes hidraulike tashmë është grumbulluar në fushën e Priobskoye. Analiza e kryer në fushën e thyerjes hidraulike tregon efikasitetin e lartë të këtij lloji të intensifikimit të prodhimit për terrenin, pavarësisht shkallës së konsiderueshme të rënies së shkallës së prodhimit pas thyerjes hidraulike. Thyerja hidraulike në rastin e fushës Priobskoye nuk është vetëm një metodë e intensifikimit të prodhimit, por edhe rritjes së rikuperimit të naftës. Së pari, thyerja hidraulike ju lejon të lidhni rezervat e vajit të pa drenazhuar në rezervuarë me ndërprerje të fushës. Së dyti, këtij lloji ndikimi ju lejon të zgjidhni një vëllim shtesë vaji nga formacioni AC 12 me përshkueshmëri të ulët brenda një periudhe të pranueshme të funksionimit në terren.

notështesëprodhimitngaduke kryerthyerje hidraulikePriobskyfushë.

Prezantimi i metodës së thyerjes hidraulike në fushën e Priobskoye filloi në vitin 2006, si një nga metodat më të rekomanduara të stimulimit në këto kushte zhvillimi.

Gjatë periudhës nga viti 2006 deri në janar 2011, në terren janë kryer 263 operacione të thyerjes hidraulike (61% e fondit). Numri kryesor i operacioneve të thyerjes hidraulike u krye në 2008 - 126.

Në fund të vitit 2008, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike arriti tashmë në rreth 48% të të gjithë naftës së prodhuar për vitin. Për më tepër, pjesa më e madhe e prodhimit shtesë ishte nafta nga formacioni AS-12 - 78.8% e të gjithë prodhimit në formacion dhe 32.4% e prodhimit në përgjithësi. Për rezervuarin AS11 - 30.8% e prodhimit total për rezervuarin dhe 4.6% e prodhimit në tërësi. Për formacionin AS10 - 40.5% e prodhimit total për formacionin dhe 11.3% e prodhimit në tërësi.

Siç mund ta shihni, objektivi kryesor për thyerjen hidraulike ishte formacioni AS-12 si më produktiviteti më i ulët dhe që përmbante shumicën e rezervave të naftës në zonën e bregut të majtë të fushës.

Në fund të vitit 2010, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike arriti në më shumë se 44% të prodhimit të naftës të gjithë naftës së prodhuar gjatë vitit.

Dinamika e prodhimit të naftës për fushën në tërësi, si dhe prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike, janë paraqitur në tabelën 3.2.

Tabela 3.2

Një rritje e konsiderueshme e prodhimit të naftës për shkak të thyerjes hidraulike është e dukshme. Që nga viti 2006, prodhimi shtesë nga thyerja hidraulike ka arritur në 4900 ton Çdo vit rritja e prodhimit nga thyerja hidraulike është në rritje. Rritja maksimale ishte në vitin 2009 (701,000 ton, deri në vitin 2010, vlera e prodhimit shtesë ra në 606,000 ton, që është 5,000 ton më e ulët se në vitin 2008).

Kështu, thyerja hidraulike duhet të konsiderohet metoda kryesore e rritjes së rikuperimit të naftës në fushën Priobskoye.

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të shpimit

Një mjet shtesë për rritjen e produktivitetit të pusit është përmirësimi i punës së shpimit, si dhe formimi i kanaleve shtesë të filtrimit gjatë shpimit.

Përmirësimi i shpimit të CCD mund të arrihet duke përdorur ngarkesa më të fuqishme shpuese për të rritur thellësinë e kanaleve të shpimit, për të rritur densitetin e shpimit dhe për të përdorur fazat.

Metodat për krijimin e kanaleve shtesë të filtrimit mund të përfshijnë, për shembull, teknologjinë e krijimit të një sistemi të çarjeve gjatë hapjes dytësore të formacionit me perforatorë në tuba - sistemi i perforimit të formimit të thyer (FFS).

Kjo teknologji u përdor për herë të parë nga Marathon (Texas, SHBA) në 2006. Thelbi i tij qëndron në shpimin e formacionit prodhues me perforatorë të fuqishëm 85,7 mm me densitet rreth 20 vrima për metër gjatë shtypjes së formacionit, e ndjekur nga sigurimi i kanaleve të shpimit dhe çarjeve me një fraksion mbështetës - boksiti nga 0,42 deri në 1,19 mm.

Dokumente të ngjashme

    Karakteristikat e gjendjes aktuale të zhvillimit Fusha Yuzhno-Priobskoye. Struktura organizative UBR. Teknologjia e shpimit të naftës. Dizajni i pusit, funksionimi i kasës dhe kafazja e pusit. Mbledhja në terren dhe përgatitja e naftës dhe gazit.

    raport praktik, shtuar 06/07/2013

    Historia e zhvillimit dhe zhvillimit të fushës Priobskoye. Karakteristikat gjeologjike të formacioneve të ngopura me vaj. Analiza e performancës së pusit. Ndikimi në formacionet vajmbajtëse të thyerjes hidraulike - metoda kryesore e intensifikimit.

    puna e kursit, shtuar 18.05.2012

    Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objektit AC10 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Karakteristikat e stokut të puseve dhe treguesit e funksionimit të tyre. Zhvillimi i teknologjisë për studimin e fushave të naftës me shumë shtresa. Analiza e ndjeshmërisë së projektit ndaj rrezikut.

    tezë, shtuar 25.05.2014

    Informacion i përgjithshëm në lidhje me depozitën Priobskoye, karakteristikat e tij gjeologjike. Shtresat prodhuese brenda megakompleksit të sedimenteve neokomiane. Vetitë e lëngjeve dhe gazeve formuese. Shkaqet e kontaminimit të zonës së formimit pranë pusit. Llojet e trajtimeve me acid.

    puna e kursit, shtuar 10/06/2014

    Përshkrimi i shkurtër Fusha e naftës Priobskoye, struktura gjeologjike e zonës dhe përshkrimi i formacioneve prodhuese, vlerësimi i rezervave të naftës dhe gazit. Kërkime komplekse gjeofizike: përzgjedhja dhe arsyetimi i metodave për kryerjen e punës në terren.

    tezë, shtuar 17.12.2012

    Ndërtimi i një pusi drejtimi për kushtet gjeologjike Fusha Priobskoye. Normat e konsumit të lëngut të shpimit për intervalet e shpimit. Formulimet e lëngjeve të shpimit. Pajisjet në sistemin e qarkullimit. Grumbullimi dhe pastrimi i mbetjeve të shpimit.

    puna e kursit, shtuar 13.01.2011

    Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacioneve prodhuese dhe informacione të përgjithshme në lidhje me stoqet. Historia e zhvillimit të fushës. Analiza e treguesve të performancës së stokut të puseve. Metodat bazë për rritjen e rikuperimit të naftës dhe përfshirjen e rezervave të mbetura të naftës në zhvillim.

    puna e kursit, shtuar 22.01.2015

    Karakteristikat gjeologjike të fushës Khokhryakovskoye. Arsyetimi i një metode racionale për ngritjen e lëngjeve në puse, pajisjet e puseve dhe gropave. Gjendja e zhvillimit të fushës dhe puseve. Kontroll mbi zhvillimin e terrenit.

    tezë, shtuar 09/03/2010

    Zhvillimi i fushave të gazit. Karakteristikat gjeologjike dhe teknike të vendburimit. Formacione dhe objekte prodhuese. Përbërja e gazit nga fusha e Orenburgut. Arsyetimi i modeleve të ashensorit të shatërvanit. Zgjedhja e diametrit dhe thellësisë së tubave të shatërvanit.

    puna e kursit, shtuar 14.08.2012

    Informacion rreth fushës Amangeldy: struktura dhe seksioni gjeologjik, përmbajtja e gazit. Sistemi i zhvillimit të terrenit. Llogaritja e rezervave të gazit dhe kondensatës. Vlerësimi i mirë dhe funksionimi. Treguesit tekniko-ekonomikë të zhvillimit të fushës së gazit.




Top