Fusha Priobskoye. Fusha e naftës Priobskoye Fusha e Jugut Priobskoye si të arrini atje

Tani LLC RN-Yuganskneftegaz po punon në mënyrë të qëndrueshme në zhvillimin e pjesës veriore të fushës së naftës Priobskoye, dhe zhvillimi i segmentit jugor të fushës po kryhet nga Gazpromneft-Khantos LLC, e cila i përket kompanisë Gazpromneft. Segmenti jugor i fushës së naftës Priobskoe ka zona të vogla të licencuara. Që nga viti 2008, zhvillimi i segmenteve Sredne-Shapshinsky dhe Verkhne-Shapshinsky është kryer nga NAC AKI OTYR, e cila i përket OJSC Russneft.

Perspektivat për Priobskoye NM

Një vit më parë, kompania Gazpromneft-Khantos u bë pronare e një licence për të kryer kërkime gjeologjike të parametrave që lidhen me horizonte të thella të ngopura me naftë. Pjesa jugore e depozitës së naftës Priobskoye, duke përfshirë formacionet Bazhenov dhe Achimov, është subjekt i kërkimit.

Viti i kaluar u shënua nga analiza e të dhënave gjeografike në territorin e kompleksit Bazheno-Abalak të fushës së naftës Priobsky Jugor. Një grup analizash dhe vlerësimi të specializuar thelbësor të kësaj klase rezervash përfshin procedurën e shpimit të katër puseve të kërkimit dhe vlerësimit me një drejtim të prirur.

Puset horizontale do të shpohen në vitin 2016. Për të vlerësuar vëllimin e rezervave të rikuperueshme, është planifikuar thyerje hidraulike me shumë faza.

Ndikimi i depozitimit në ekologjinë e zonës

Faktorët kryesorë që ndikojnë situatën mjedisore në zonën e fushës është prania e emetimeve në atmosferë shtresat. Këto emisione përfaqësojnë gaz nafte, produktet e djegies së naftës, përbërësit e avullimit nga fraksionet e lehta të hidrokarbureve. Përveç kësaj, vërehen derdhje të produkteve dhe përbërësve të naftës në tokë.

Unike veçori territoriale Depozitimi është për shkak të vendndodhjes së tij në peizazhet e lumenjve të përmbytjeve dhe brenda zonës së mbrojtjes së ujit. Bërja e kërkesave specifike të zhvillimit bazohet në vlerë të lartë. Në këtë situatë konsiderohen tokat e përmbytjeve, me dinamizëm të lartë karakteristik dhe regjim hidrologjik kompleks. Ky territor u zgjodh për folezim zogjtë shtegtarë specie gjysmë ujore, shumë janë të përfshira në Librin e Kuq. Depozita ndodhet në territorin e rrugëve të migrimit dhe dimërimit të shumë përfaqësuesve të rrallë të ichthyofaunës.

Edhe 20 vjet më parë, Komisioni Qendror për Zhvillimin e NM dhe GPS nën Ministrinë e Karburantit dhe Energjisë të Rusisë, si dhe Ministrinë e Mbrojtjes mjedisi dhe burimet natyrore të Rusisë, u miratuan skema e saktë për zhvillimin e depozitës së naftës Priobskoye dhe pjesa mjedisore e të gjithë dokumentacionit paraprak të projektimit.

Depozita Priobskoye ndahet në dy pjesë nga lumi Ob. Është moçal dhe gjatë përmbytjeve pjesa më e madhe përmbytet. Kanë qenë pikërisht këto kushte që kanë kontribuar në formimin e terreneve të vezëve të peshkut në territorin e NM. Ministria e Karburantit dhe Energjisë së Rusisë paraqiti materiale në Dumën e Shtetit, në bazë të të cilave u konkludua se zhvillimi i tubacionit të naftës Priobskoye është i ndërlikuar për shkak të ekzistimit faktorët natyrorë. Dokumentet e tilla konfirmojnë nevojën për shtesë burimet financiare në mënyrë që të përdoren vetëm teknologjitë më të fundit dhe miqësore me mjedisin në territorin e fushës, të cilat do të lejojnë zbatimin me efikasitet të lartë të masave për mbrojtjen e mjedisit.

Priobskoe - gjigant fushë nafte në Rusi.

E vendosur në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk, afër Khanty-Mansiysk. U hap në vitin 1982. I ndarë nga lumi Ob në dy pjesë - brigjet e majta dhe të djathta. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, i djathtë - në 1999.

Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë.

Fusha i përket provincës së naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit është 863-868 kg/m³, përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe squfuri 1,2-1,3%.

Në fund të vitit 2005, janë 954 puse prodhimi dhe 376 puse injektuese në terren, nga të cilët 178 puse janë shpuar gjatë vitit të kaluar.

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.

Aktualisht, zhvillimi i pjesës veriore të fushës (SLT) kryhet nga RN-Yuganskneftegaz LLC, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore (YLT) nga Gazpromneft-Khantos LLC, në pronësi të Gazprom Neft. Gjithashtu në jug të fushës ka zona relativisht të vogla të licencës Verkhne-Shapshinsky dhe Sredne-Shapshinsky, të cilat janë zhvilluar që nga viti 2008 nga NAC AKI OTYR, në pronësi të RussNeft OJSC.

Në fillim të nëntorit 2006, në fushën e naftës Priobskoye, e operuar nga RN-Yuganskneftegaz LLC (një degë e kompanisë shtetërore Rosneft, e cila mori kontrollin mbi aktivin kryesor të YUKOS - Yuganskneftegaz), me pjesëmarrjen e specialistëve nga Newco Well Kompania e shërbimit, më e madhja në Rusi, thyerja hidraulike e rezervuarëve të naftës. 864 ton propant u injektuan në formacion. Operacioni zgjati shtatë orë dhe u transmetua drejtpërdrejt përmes internetit në zyrën e Yuganskneftegaz.

Fusha e naftës Priobskoye

§1 fusha e naftës Priobskoye.

Priobskoe- depozitimi më i madh Siberia 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). Deri 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 prurjes së puseve ekzistuese të naftës është nga 35 ton/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 trungjeve. 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 rendiment prej 30-50%.

Instalimi i pompës centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompe 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 tubat e tubave. Instalimet e pompës centrifugale elektrike operojnë puse shumë produktive me presion të lartë rezervuari.

Depozitimi është i largët, i paarritshëm, 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 formimit, mund të vërehet se, edhe pa analiza e detajuar, nga metodat e listuara më sipër për fushën Priobskoye, mund të përjashtohen: metodat termike dhe përmbytja e polimerit (si një metodë e zhvendosjes së naftës 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).

Pasaporta në terren Viti i përpilimit - 2013

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Pasaporta në terren Viti i përpilimit - 2009

Pasaporta në terren Pjesa jugore e fushës Priobskoye

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Pasaporta në terren Viti i përpilimit - 2003

Pasaporta në terren Pjesa jugore e fushës Priobskoye

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2001

Studim gjithëpërfshirës i naftës në puset e pjesës jugore të fushës Priobskoye

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2013

Kërkimi dhe vlerësimi i shtresave të rezervuarëve në sedimentet e kompleksit akuifer Aptian-Albian-Cenomanian për injektimin e mbetjeve të shpimit, ujërave të zeza industriale dhe shtëpiake në pjesën jugore të fushës Priobskoye.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2013

Eksplorimi sizmik 3D në zonën lindore të pjesës jugore të fushës Priobskoye (sezoni 2011-2012). në një vëllim prej 150 km2.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2012

Vlerësimi i rezervave të ujërave të freskëta nëntokësore për furnizimin me ujë të procesit të sistemit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit të pjesës jugore të fushës Priobskoye (për zonat e marrjes së ujit të sapo vënë në punë)

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2009

Pusi nr 32 Erginskaya. Identifikimi i potencialit të naftës dhe gazit të objekteve për të sqaruar strukturën e tyre gjeologjike (VSP)

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2006

Përpilimi i një modeli gjeologjik sizmik dixhital tredimensional të pjesës jugore të fushës Priobskoye

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2002

Studime thelbësore gjithëpërfshirëse në puset e pjesës jugore të fushës Priobskoye.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2009

Raport mbi rezultatet e kërkimit sizmik për naftë dhe gaz në seksionin veriperëndimor të pjesës jugore të fushës Priobskoye.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2014

Llogaritja operacionale e rezervave fillestare gjeologjike dhe të rikuperueshme të naftës dhe gazit të tretur bazuar në rezultatet e shpimi i prodhimit në 2014 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. LLC "Gazpromneft-Khantos"

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2010

Raport mbi eksplorimin sizmik 3D brenda zonës perëndimore të pjesës jugore të fushës Priobskoye dhe kërkimin e kërkimit sizmik për naftë dhe gaz, krijimin e një modeli gjeologjik vëllimor dixhital për kubin e stinëve 2001-2009 në rajonin Khanty-Mansiysk të Okrug-Yugra Autonome Khanty-Mansiysk të rajonit Tyumen

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2015

Llogaritja operacionale e rezervave fillestare gjeologjike dhe të rikuperueshme të naftës dhe gazit të tretur bazuar në rezultatet e shpimit të prodhimit në 2015. në pjesën jugore të fushës Priobskoye

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik Viti i përpilimit - 2009

Raport mbi rezultatet e sondazheve të detajuara sizmike 3D të CDP në zonën e Priobskaya Jugore në rajonin Khantymansiysk të Khanty-Mansiysk Okrug autonome Rajoni Tyumen.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Viti i përpilimit - 2012

Shndërrimi i menjëhershëm i rezervave gjeologjike fillestare të naftës dhe gazit të tretur në më shumë kategori të larta bazuar në rezultatet e shpimit të eksplorimit dhe prodhimit në vitin 2012 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. KhMN 11063 NE

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2013

Llogaritja operacionale e rezervave fillestare gjeologjike të naftës dhe gazit të tretur bazuar në rezultatet e shpimit të prodhimit në 2013 në pjesën jugore të fushës Priobskoye.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 1997

Llogaritja e rezervave dhe studimi i fizibilitetit të faktorëve të rikuperimit të naftës në pjesën jugore të depozitës Priobskoye.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2009

Rivlerësimi i rezervave ujore nëntokësore të kompleksit Aptian-Albian-Cenomanian në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Marrëveshja nr 372. TKZ nr 186.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2012

Vlerësimi i rezervave të ujërave të freskëta nëntokësore për furnizimin me ujë të procesit të sistemit të mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit të pjesës jugore të fushës Priobskoye (për zonat e marrjes së ujit të sapofunksionuar) (që nga 01/09/2012) TKZ Nr. 345.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2015

Llogaritja operacionale e rezervave fillestare gjeologjike dhe të rikuperueshme të naftës dhe gazit të tretur bazuar në rezultatet e shpimit të prodhimit në 2015 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Licenca KhMN 15538 NE. Marrëveshja e përgjithshme e kontratës GNH-243/10D (11-36). Shto. Marrëveshja GNH-322/14D.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2014

Llogaritja operacionale e rezervave fillestare gjeologjike dhe të rikuperueshme të naftës dhe gazit të tretur bazuar në rezultatet e shpimit të prodhimit në vitin 2014 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Marrëveshja e përgjithshme e kontratës nr. GNH-243/10D, shtesa nr. GNH-127/13D në marrëveshje shtesë Nr GNH-127/13D. Licenca KhMN 15538 NE.

E KUJTUAR
OFERTA
PËR TË MARRË

Raport gjeologjik, TED, studim fizibiliteti, termocentrali Viti i përpilimit - 2013

Kërkimi dhe vlerësimi i shtresave të rezervuarëve në sedimentet e kompleksit akuifer Aptian-Albian-Cenomanian për injektimin e mbetjeve të shpimit, ujërave të zeza industriale dhe shtëpiake në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Licenca KhMN 15538 NR. Marrëveshja nr 257-13.

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 e elementëve gjurmë të naftës është një karakteristikë e rëndësishme e këtij lloji të lëndës së parë dhe mbart informacione të ndryshme gjeokimike në lidhje me moshën e naftës, kushtet e formimit, origjinën dhe rrugët e migrimit dhe përdoret gjerësisht për identifikimin e fushave të naftës, optimizimin e strategjive të kërkimit në terren dhe ndarjen produkte nga puse të operuara së bashku.

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

Shkalla fillestare e prurjes së puseve ekzistuese të naftës është nga 35 ton/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 pajisjet ndihmëse montohen në atë mënyrë që kur pajisja lëviz nga një pus në tjetrin, pompat e shpimit, gropat marrëse dhe një pjesë e pajisjeve për pastrimin, trajtimin kimik dhe përgatitjen e lëngut të shpimit të qëndrojnë të palëvizshme deri në përfundimin e ndërtimi i të gjitha (ose një pjese) 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 trungjeve. 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 të llojeve 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 rendiment prej 30-50%.

Instalimi i pompës centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompe 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 tubat e tubave. Instalimet e pompës centrifugale elektrike operojnë puse shumë produktive me presion të lartë rezervuari.

Depozitimi është i largët, i paarritshëm, 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).

Përvoja në zhvillimin e fushave vendase dhe të huaja tregon se përmbytjet e ujit janë mjaft metodë efektive ndikim në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët me respektim të rreptë të kërkesat e nevojshme tek teknologjia për zbatimin e saj. Ndër arsyet kryesore që shkaktojnë uljen e efikasitetit të përmbytjes së ujit të formacioneve me depërtueshmëri të ulët janë:

Përkeqësimi i vetive filtruese të shkëmbit për shkak të:

Ënjtje 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 atij të formimit,

Zvogëlimi i mbulimit të rezervuarit nga përmbytjet për shkak të formimit të çarjeve rreth puseve të injektimit - këputja dhe përhapja e tyre në thellësi

Ndjeshmëri e konsiderueshme ndaj natyrës së lagështimit të shkëmbinjve nga agjenti i injektuar reduktim të ndjeshëm të përshkueshmërisë së rezervuarit për shkak të precipitimit të parafinave.

Shfaqja e të gjitha këtyre dukurive në rezervuarë 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 përmbytjes së ujit, përdoren zgjidhjet e duhura teknologjike: modelet optimale të puseve 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.

Përdorimi 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, përmbytjet alkaline nuk mund të rekomandohen 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 argjilor 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.

Thyerja hidraulike mbetet teknologjia e preferuar e punëtorëve rusë të naftës: lëngu pompohet në pus nën presion deri në 650 atm. për të krijuar çarje në shkëmb. Të çarat fiksohen me rërë artificiale (proppant): nuk i lejon të mbyllen. Nëpërmjet tyre, vaji depërton në pus. Sipas SibNIINP LLC, thyerja hidraulike çon në një rritje të rrjedhës së naftës në fushat e Siberisë Perëndimore nga 1.8 në 19 herë.

Aktualisht, kompanitë prodhuese të naftës, kur kryejnë aktivitete gjeologjike dhe teknike, janë të kufizuara kryesisht në përdorimin e teknologjive standarde të thyerjes hidraulike (thyerje) duke përdorur një zgjidhje ujore me xhel të bazuar në një polimer. Këto zgjidhje, si lëngjet vrasëse, si dhe lëngjet shpuese, shkaktojnë dëme të konsiderueshme në formacionin dhe vetë thyerjen, gjë që redukton ndjeshëm përçueshmërinë e mbetur të thyerjeve dhe, si pasojë, prodhimin e vajit. Kolmatimi i formacionit dhe i thyerjeve është i një rëndësie të veçantë në fushat me presion aktual të rezervuarit më të vogël se 80% të atij fillestar.

Teknologjitë e përdorura për të zgjidhur këtë problem përfshijnë teknologjitë që përdorin një përzierje të lëngut dhe gazit:

Lëngje të shkumëzuara (për shembull, të nitriduara) me përmbajtje gazi më pak se 52% të vëllimit të përgjithshëm të përzierjes;

Thyerje hidraulike me shkumë - më shumë se 52% e gazit.

Duke marrë parasysh disponueshmërinë tregu rus teknologjitë dhe rezultatet e zbatimit të tyre, specialistët nga Gazpromneft-Khantos LLC zgjodhën thyerjen hidraulike me shkumë dhe i ofruan Schlumberger për të kryer punën pilot (PIW). Bazuar në rezultatet e tyre, u bë një vlerësim i efektivitetit të thyerjes hidraulike të shkumës në fushën e Priobskoye. Thyerja hidraulike me shkumë, si thyerja hidraulike konvencionale, ka për qëllim krijimin e një frakture në formacion, përçueshmëria e lartë e së cilës siguron fluksin e hidrokarbureve në pus. Megjithatë, me thyerjen hidraulike me shkumë, duke zëvendësuar (mesatarisht 60% të vëllimit) një pjesë të tretësirës ujore të xhelit me gaz të ngjeshur (azoti ose dioksid karboni), përshkueshmëria dhe përçueshmëria e thyerjeve rritet ndjeshëm dhe, si rezultat, shkalla e dëmtimit të formacionit është minimale. Në praktikën botërore, efikasiteti më i madh i përdorimit të lëngjeve shkumë për thyerje hidraulike është vërejtur tashmë në puse ku energjia e formimit nuk është e mjaftueshme për të shtyrë lëngun e mbeturinave të thyerjes hidraulike në pus gjatë zhvillimit të tij. Kjo vlen si për puset e reja ashtu edhe për ato ekzistuese. Për shembull, në puse të zgjedhura të fushës Priobskoye, presioni i rezervuarit u ul në 50% të origjinalit. Gjatë kryerjes së thyerjes hidraulike me shkumë, gazi i ngjeshur që është injektuar si pjesë e shkumës ndihmon në shtrydhjen e tretësirës së mbeturinave nga formacioni, gjë që rrit vëllimin e lëngut të mbeturinave dhe zvogëlon kohën.

zhvillimi i pusit. Për të kryer punën në fushën Priobskoye, azoti u zgjodh si gazi më i gjithanshëm:

Përdoret gjerësisht në zhvillimin e puseve me tub fleksibël;

Inerte;

E përputhshme me lëngjet hidraulike të thyerjes.

Testimi i pusit pas përfundimit të punës, i cili është pjesë e shërbimit "shkumë", u krye nga Schlumberger. E veçanta e projektit ishte zbatimi i punimeve pilot jo vetëm në puse të reja, por edhe në puse ekzistuese, në formacione me thyerje hidraulike ekzistuese që në punimet e para, të ashtuquajturat thyerje hidraulike të përsëritura. Si faza e lëngshme Për përzierjen e shkumës u zgjodh një sistem polimer i ndërlidhur. Përzierja e shkumës që rezulton ndihmon me sukses në zgjidhjen e problemeve të ruajtjes së vetive të çmimit.

zonë luftarake. Përqendrimi i polimerit në sistem është vetëm 7 kg/t propant, për krahasim, në puset e afërta është 11.8 kg/t.

Aktualisht mund të vërehet zbatim të suksesshëm Thyerje hidraulike me shkumë duke përdorur azot në puset e formacioneve AC10 dhe AC12 të fushës Priobskoye. Vëmendje e madhe iu kushtua punës në stokun ekzistues të pusit, pasi thyerja e përsëritur hidraulike na lejon të sjellim në zhvillim shtresa dhe shtresa të reja që nuk janë prekur më parë nga zhvillimi. Për të analizuar efektivitetin e thyerjes hidraulike me shkumë, rezultatet e tyre u krahasuan me rezultatet e marra nga puset fqinje në të cilat u krye thyerja hidraulike konvencionale. Shtresat kishin të njëjtën trashësi të ngopur me vaj. Shkalla aktuale e rrjedhjes së lëngut dhe vajit në puset pas thyerjes hidraulike me shkumë me një presion mesatar të marrjes së pompës prej 5 MPa tejkaloi normën e rrjedhës së puseve fqinje me përkatësisht 20 dhe 50%, nga një krahasim i performancës mesatare të puseve të reja Thyerja hidraulike dhe thyerja hidraulike me shkumë, rrjedh se shkalla e rrjedhjes së lëngut dhe vajit është e barabartë. Megjithatë, presioni i punës së vrimës së poshtme para pompës në puse pas thyerjes hidraulike me shkumë është mesatarisht 8.9 MPa, në puset përreth - 5.9 MPa. Rillogaritja e potencialit të puseve në presion të barabartë na lejon të vlerësojmë efektin e thyerjes hidraulike të shkumës.

Testimi pilot me thyerje hidraulike me shkumë në pesë puse të fushës Priobskoye tregoi efektivitetin e metodës si në puset ekzistuese ashtu edhe në ato të reja. Presioni më i lartë i hyrjes së pompës në puse pas përdorimit të përzierjeve të shkumës tregon formimin e thyerjeve me përçueshmëri të lartë si rezultat i thyerjes hidraulike të shkumës, e cila siguron prodhim shtesë të naftës nga puset.

Aktualisht, zhvillimi i pjesës veriore të fushës kryhet nga RN-Yuganskneftegaz LLC, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore nga Gazpromneft-Khantos LLC, në pronësi të Gazprom Neft.

Me vendim të Guvernatorit Fusha e Okrug Autonome Khanty-Mansi iu dha statusi i "Territorit të Rendit të Posaçëm për Përdorimin e Nëntokës", i cili përcaktoi qëndrimin e veçantë të punëtorëve të naftës ndaj zhvillimit të fushës Priobskoye. Paarritshmëria e rezervave dhe brishtësia e ekosistemit të depozitave përcaktuan përdorimin e më të fundit teknologjive mjedisore. 60% e territorit të fushës Priobskoye ndodhet në pjesën e përmbytur të fushës së përmbytjes së lumit Ob, përdoren teknologji miqësore me mjedisin në ndërtimin e puseve, tubacioneve të naftës nën presion dhe kalimeve nënujore.

Objektet në vend të vendosura në territorin e fushës:

· Stacionet e pompimit përforcues - 3

Shumëfazore stacioni i pompimit Sulzer - 1

Stacionet e pompimit grumbull për pompimin e agjentit të punës në formacion - 10

· Stacionet e pompimit lundrues - 4

Punëtoritë e përgatitjes dhe pompimit të naftës - 2

Njësia e ndarjes së vajit (OSN) - 1

Në maj 2001, një stacion unik pompimi shumëfazor Sulzer u instalua në grupin 201 në bregun e djathtë të fushës Priobskoye. Çdo pompë e instalimit është e aftë të pompojë 3.5 mijë metra kub lëng në orë. Kompleksi shërbehet nga një operator, të gjitha të dhënat dhe parametrat shfaqen në një monitor kompjuteri. Stacioni është i vetmi në Rusi.

Stacioni holandez i pompimit Rosskor u instalua në fushën e Priobskoye në 2000. Është projektuar për pompimin në terren të lëngut shumëfazor pa përdorimin e flakëruesve (për të shmangur ndezjen e gazit shoqërues në pjesën e përmbytjes së lumit Ob).

Fabrika e përpunimit të prerjeve të shpimit në bregun e djathtë të fushës Priobskoye prodhon tulla rërë gëlqereje, e cila përdoret si material ndërtimi për ndërtimin e rrugëve, themelet e grumbullimit etj. Për të zgjidhur problemin e përdorimit të gazit shoqërues të prodhuar në fushën Priobskoye, Fusha Prirazlomnoye U ndërtua termocentrali i parë me turbina me gaz në Okrug Autonome Khanty-Mansi, duke siguruar energji elektrike në fushat Priobskoye dhe Prirazlomnoye.

Linja e transmetimit të energjisë e ndërtuar përtej lumit Ob nuk ka analoge të saj është 1020 m, dhe diametri i telit, i prodhuar posaçërisht në MB, është 50 mm.

§2.Përgatitja e vajit për përpunim

Nafta bruto e nxjerrë nga puset përmban gazra shoqërues (50-100 m 3 /t), ujë të formimit (200-300 kg/t) dhe kripëra minerale të tretura në ujë (10-15 kg/t), të cilat ndikojnë negativisht në transportin dhe ruajtjen dhe. përpunimin e tij të mëvonshëm. Prandaj, përgatitja e vajit për rafinim përfshin domosdoshmërisht operacionet e mëposhtme:

Heqja e gazrave të lidhur (të tretur në vaj) ose stabilizimi i naftës;

Çkripëzimi i vajit;

Dehidratim (dehidratim) i vajit.

Stabilizimi i naftës - Nafta e papërpunuar Priobskaya përmban një sasi të konsiderueshme të hidrokarbureve të lehta të tretura në të. Gjatë transportit dhe ruajtjes së vajit, ato mund të lirohen, si rezultat i së cilës përbërja e vajit do të ndryshojë. Për të shmangur humbjen e gazit dhe fraksioneve të lehta të benzinës së bashku me të dhe për të parandaluar ndotjen e ajrit, këto produkte duhet të nxirren nga vaji përpara se të përpunohet. Ky proces i ndarjes së hidrokarbureve të lehta nga nafta në formën e gazit shoqërues quhet stabilizimi vaj. Stabilizimi i naftës në fushën Priobskoye kryhet duke përdorur metodën e ndarjes direkt në zonën e prodhimit të tij në instalimet matëse.

Gazi i lidhur ndahet nga nafta me ndarje shumëfazore në ndarësit e gazit, në të cilët presioni dhe shkalla e rrjedhjes së naftës reduktohen në mënyrë të njëpasnjëshme. Si rezultat, ndodh desorbimi i gazrave, së bashku me të cilin hidrokarburet e lëngshme të avullueshme hiqen dhe më pas kondensohen, duke formuar "kondensat gazi". Me metodën e ndarjes së stabilizimit, deri në 2% hidrokarbure mbeten në vaj.

Çkripëzimi dhe dehidratimi vaj- Largimi i kripërave dhe ujit nga nafta ndodh në impiantet e trajtimit të naftës në terren dhe direkt në rafineritë e naftës (rafineritë).

Le të shqyrtojmë projektimin e impianteve elektrike të shkripëzimit.

Vaji nga rezervuari i lëndës së parë 1 me shtimin e një demulsifikuesi dhe një zgjidhje të dobët alkaline ose sode kalon përmes shkëmbyesit të nxehtësisë 2, nxehet në ngrohësin 3 dhe futet në mikserin 4, në të cilin uji i shtohet vajit. Emulsioni që rezulton kalon në mënyrë të njëpasnjëshme nëpër dehidratuesit elektrikë 5 dhe 6, në të cilët pjesa më e madhe e ujit dhe kripërave të tretura në të ndahen nga vaji, si rezultat i të cilit përmbajtja e tyre zvogëlohet me 8-10 herë. Vaji i shkripëzuar kalon nëpër shkëmbyesin e nxehtësisë 2 dhe, pasi ftohet në frigoriferin 7, futet në grumbullimin 8. Uji i ndarë në dehidratuesit elektrikë vendoset në ndarësin e vajit 9 dhe dërgohet për pastrim, dhe vaji i ndarë shtohet në naftë e furnizuar në ELOU.

Proceset e shkripëzimit dhe dehidrimit të vajit shoqërohen me nevojën për të shkatërruar emulsionet që krijon uji me vajin. Në të njëjtën kohë, emulsionet me origjinë natyrore të formuara gjatë prodhimit të naftës shkatërrohen në fusha, dhe emulsionet artificiale të marra nga larja e përsëritur e vajit me ujë për të hequr kripërat prej tij shkatërrohen në fabrikë. Pas trajtimit, përmbajtja e ujit dhe klorureve të metaleve në vaj reduktohet në fazën e parë përkatësisht në 0,5-1,0% dhe 100-1800 mg/l, dhe në fazën e dytë në 0,05-0,1% dhe 3-5 mg/l. l.

Për të përshpejtuar procesin e shkatërrimit të emulsioneve, është e nevojshme që vaji t'i nënshtrohet masave të tjera që synojnë zgjerimin e pikave të ujit, rritjen e ndryshimit të densitetit dhe uljen e viskozitetit të vajit.

Në vajin Priobskaya, një substancë (demulsifikues) futet në vaj, për shkak të së cilës lehtësohet ndarja e emulsionit.

Dhe për të shkrirë vajin, ata përdorin larje vaji me ujë të freskët të freskët, i cili jo vetëm që lan kripërat, por gjithashtu ka një efekt hidromekanik në emulsion.

§3.Përpunimi parësor i naftës nga fusha Priobskoye

Vaji është një përzierje e mijëra substancave të ndryshme. Përbërja e plotë e vajrave edhe sot, kur janë në dispozicion mjetet më të sofistikuara të analizës dhe kontrollit: kromatografia, rezonanca magnetike bërthamore, mikroskopët elektronikë - jo të gjitha këto substanca janë plotësisht të përcaktuara. Por, pavarësisht se vaji përmban pothuajse të gjithë elementët kimikë në tabelën e D.I. Mendeleev, baza e tij është ende organike dhe përbëhet nga një përzierje e hidrokarbureve të grupeve të ndryshme, që ndryshojnë nga njëri-tjetri në kimikatet dhe vetitë fizike. Pavarësisht kompleksitetit dhe përbërjes, rafinimi i naftës fillon me distilimin parësor. Në mënyrë tipike, distilimi kryhet në dy faza - me një presion të lehtë të tepërt afër atmosferës dhe nën vakum, ndërsa përdoren furrat me tuba për të ngrohur lëndët e para. Prandaj, impiantet primare të përpunimit të naftës quhen AVT - tuba atmosferik-vakum.

Vajrat nga fusha Priobskoye kanë një përmbajtje potencialisht të lartë të fraksioneve të naftës, prandaj rafinimi parësor i naftës kryhet sipas bilancit të karburantit dhe naftës dhe kryhet në tre faza:

Distilim atmosferik për të prodhuar fraksione të karburantit dhe naftë

Distilimi me vakum i vajit të karburantit për të prodhuar fraksione të ngushta vaji dhe katrani

Distilimi me vakum i një përzierjeje vaji dhe katrani për të marrë një fraksion të gjerë vaji dhe një mbetje të rëndë që përdoret për prodhimin e bitumit.

Distilimi i vajit Priobskaya kryhet në instalimet e tubave atmosferikë sipas një skeme të vetme avullimi, d.m.th. me një kolonë komplekse distilimi me seksione të zhveshjes anësore - kjo është më e efektshmja në energji, sepse Vaji Priobskaya plotëson plotësisht kërkesat kur përdorni një fabrikë të tillë: përmbajtja relativisht e ulët e benzinës (12-15%) dhe rendimenti i fraksioneve deri në 350 0 C nuk është më shumë se 45%.

Nafta e papërpunuar, e ngrohur nga rrymat e nxehta në shkëmbyesin e nxehtësisë 2, dërgohet në dehidratuesin elektrik 3. Prej aty, vaji i shkripëzuar pompohet përmes shkëmbyesit të nxehtësisë 4 në furrën 5 dhe më pas në kolona e distilimit 6, ku avullohet një herë dhe ndahet në fraksionet e kërkuara. Në rastin e vajit të shkrirë, nuk ka dehidratues elektrik në diagramet e instalimit.

Nëse vaji përmban një përmbajtje të lartë të gazit të tretur dhe fraksioneve me valë të ulët, përpunimi i tij sipas kësaj skeme të vetme avullimi pa avullim paraprak është i vështirë, pasi krijohet presion i shtuar në pompën e ushqimit dhe në të gjitha pajisjet e vendosura në qark përpara furrës. . Përveç kësaj, kjo rrit ngarkesën në furrën dhe kolonën e distilimit.

Qëllimi kryesor i distilimit me vakum të vajit të karburantit është të përftohet një fraksion i gjerë (350 - 550 0C e lart) - lëndë të para për proceset katalitike dhe distilime për prodhimin e vajrave dhe parafinave.

Pompa pompon naftën përmes një sistemi këmbyesish nxehtësie në një furre tubulare, ku nxehet në 350°-375° dhe futet në një kolonë distilimi me vakum. Vakuumi në kolonë krijohet nga nxjerrësit me avull (presioni i mbetur 40-50 mm). Avulli i ujit furnizohet në fund të kolonës. Distilatet e naftës merren nga pllaka të ndryshme të kolonës dhe kalojnë nëpër shkëmbyes nxehtësie dhe frigoriferë. Pjesa e mbetur, katrani, hiqet nga fundi i kolonës.

Fraksionet e vajit të izoluara nga vaji pastrohen me solucione selektive - fenol ose furfural për të hequr disa nga substancat rrëshirë, pastaj depilohen duke përdorur një përzierje metil etil ketoni ose acetoni me toluen për të ulur pikën e derdhjes së vajit. Përpunimi i fraksioneve të vajit përfundon me pastrim shtesë duke përdorur argjila zbardhuese. Teknologjitë më të fundit të prodhimit të naftës përdorin procese hidrotrajtimi për të zëvendësuar argjilat.

Bilanci material i distilimit atmosferik të vajit Priobskaya:

§4.Plasaritje katalitike

Plasaritja katalitike është procesi më i rëndësishëm i rafinimit të naftës, duke ndikuar ndjeshëm në efikasitetin e rafinerisë në tërësi. Thelbi i procesit është dekompozimi i hidrokarbureve të përfshira në lëndën e parë (gazin vaji vakum) nën ndikimin e temperaturës në prani të një katalizatori aluminosilikat që përmban zeolit. Produkti i synuar i instalimit CC është një përbërës i benzinës me oktan të lartë me një numër oktani 90 pikë ose më shumë, rendimenti i tij varion nga 50 në 65% në varësi të lëndëve të para të përdorura, teknologjisë së përdorur dhe mënyrës. Numri i lartë i oktanit është për faktin se izomerizimi ndodh edhe gjatë plasaritjes katalitike. Gjatë procesit, formohen gazra që përmbajnë propilen dhe butilene, të përdorura si lëndë të para për petrokimikat dhe prodhimin e komponentëve të benzinës me oktan të lartë, vaji i lehtë i gazit - një përbërës i naftës dhe lëndëve djegëse për ngrohje, dhe vaji i rëndë i gazit - një lëndë e parë për prodhimi i blozës, ose një përbërësi i vajrave djegëse.
Kapaciteti mesatar i instalimeve moderne është nga 1.5 në 2.5 milion ton, por në fabrikat e kompanive kryesore botërore ka instalime me një kapacitet prej 4.0 milion ton.
Seksioni kryesor i instalimit është njësia e reaktorit-rigjenerues. Njësia përfshin një furrë për ngrohjen e lëndës së parë, një reaktor në të cilin ndodhin drejtpërdrejt reaksionet e plasaritjes dhe një rigjenerues katalizator. Qëllimi i rigjeneruesit është të djegë koksin e formuar gjatë plasaritjes dhe të depozituar në sipërfaqen e katalizatorit. Reaktori, rigjeneruesi dhe njësia hyrëse e lëndës së parë janë të lidhura me tubacione nëpër të cilat qarkullon katalizatori.
Kapaciteti i plasaritjes katalitike në rafineritë ruse aktualisht është qartësisht i pamjaftueshëm dhe problemi me mungesën e parashikuar të benzinës po zgjidhet përmes vënies në punë të njësive të reja.

§4.Reformimi katalitik

Zhvillimi i prodhimit të benzinës shoqërohet me dëshirën për të përmirësuar vetinë kryesore operacionale të karburantit - rezistencën ndaj goditjes së benzinës, e vlerësuar me numrin oktan.

Reformimi shërben për të marrë njëkohësisht një komponent bazë me oktan të lartë benzinat e automobilave, hidrokarbure aromatike dhe gaz që përmban hidrogjen.

Për vajin Priobskaya, fraksioni që vlon në intervalin 85-180 0 C është reformuar një rritje në pikën e vlimit fundor nxit formimin e koksit dhe për këtë arsye është i padëshirueshëm.

Përgatitja e lëndëve të para reformuese - korrigjimi në fraksione të veçanta, hidrotrajtim për të hequr papastërtitë (azoti, squfuri, etj.) që helmojnë katalizatorët e procesit.

Katalizatorët e platinit përdoren në procesin e reformimit. Kostoja e lartë e platinit paracaktoi përmbajtjen e tij të ulët në katalizatorë industrialë reformimin dhe për rrjedhojë nevojën për të përdorim efektiv. Kjo lehtësohet nga përdorimi i oksidit të aluminit si mbartës, i cili prej kohësh njihet si bartësi më i mirë për katalizatorët e aromatizimit.

Ishte e rëndësishme të transformohej katalizatori alumin-platin në një katalizator reformues dyfunksional mbi të cilin do të vazhdonte i gjithë kompleksi i reaksioneve. Për ta bërë këtë, ishte e nevojshme t'i jepeshin bartësit vetitë e nevojshme acidike, gjë që u arrit duke trajtuar oksidin e aluminit me klor.

Avantazhi i një katalizatori të klorur është aftësia për të rregulluar përmbajtjen e klorit në katalizatorë, dhe rrjedhimisht aciditetin e tyre, drejtpërdrejt në kushtet e funksionimit.

Kur njësitë ekzistuese reformuese kaluan në katalizatorë polimetalikë, treguesit e performancës u rritën sepse kostoja e tyre është më e ulët, qëndrueshmëria e tyre e lartë lejon që procesi të kryhet me presion më të ulët pa frikën e koksit. Gjatë reformimit në katalizatorë polimetalikë, përmbajtja e elementëve të mëposhtëm në lëndën e parë nuk duhet të kalojë squfurin - 1 mg/kg, nikelin - 1,5 mg/kg, ujin - 3 mg/kg. Për sa i përket nikelit, vaji Priob nuk është i përshtatshëm për katalizatorët polimetalikë, prandaj, katalizatorët e aluminit-platinit përdoren për reformim.

Bilanci tipik i materialit të fraksionit reformues është 85-180 °C në një presion prej 3 MPa.

Bibliografia

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Rafinimi primar i naftës (pjesa 1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Gjeologjia dhe zhvillimi i fushave më të mëdha të naftës dhe naftës dhe gazit në Rusi, OJSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - rreth Priobye në Wikipedia

4. http://minenergo.gov.ru – Ministria e Energjisë e Federatës Ruse

5. Bannov P.G., Proceset e rafinimit të naftës, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001