Shtëpi › Taksat › Ku është fusha Priobskoye? Gjeologjia e depozitës Priobskoe (Priobka). §1 fusha e naftës Priobskoye

Ku është fusha Priobskoye? Gjeologjia e depozitës Priobskoe (Priobka). §1 fusha e naftës Priobskoye

Fusha e naftës Priobskoye

§1. Fusha e naftës Priobskoye. ……………………………………
1.1. Vetitë dhe përbërja e vajit
1.2. Shkalla fillestare e rrjedhjes së pusit
1.3. Llojet dhe vendndodhja e puseve
1.4. Metoda e ngritjes së vajit
1.5.Karakteristikat e koleksionistit
1.6.HENA, KIN
§2. Përgatitja e vajit për përpunim……………………………………….
§3.Përpunimi parësor i naftës nga fusha e Priobskoye……….
§4. Plasaritja katalitike………………………………………………………………
§5.Reformimi katalitik……………………………………………………………….
Bibliografia………………………………………………………………

§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). 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 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 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 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 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 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 depozitimit çuan në përdorimin e teknologjive më të fundit 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 me shumë faza në ndarësit e gazit, në të cilët presioni dhe shkalla e rrjedhës 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 vetitë e tyre kimike dhe 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

6. Boyko E.V., Kimia e naftës dhe karburanteve, UlSTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft, buletini i kompanisë

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.

Ka më të mëdhenjtë në Rusi në pothuajse 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, që funksionon ekskluzivisht me 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 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 në kërkesë të madhe në ndërtim, është bërë nga llumi (siç e quajnë në ndërmarrje, megjithatë, deri më tani vetëm rrugët hyrëse për depozitimin 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 Priobskoye ndodhet në pjesën qendrore të Rrafshit të Siberisë Perëndimore. Administrativisht, ndodhet në rajonin Khanty-Mansiysk, 65 km në lindje të Khanty-Mansiysk dhe 100 km në perëndim të qytetit. Nefteyugansk.

Gjatë periudhës 1978-1979 Si rezultat i eksplorimit të detajuar sizmik të CDP, u identifikua ngritja e Priobskoe. Nga ky moment, fillon një studim i hollësishëm i strukturës gjeologjike të territorit: zhvillimi i gjerë i kërkimit sizmik në kombinim me të thellë. shpimi.

Zbulimi i fushës Priobskoye u bë në 1982 si rezultat i shpimi dhe testimi i pusit 151, kur u arrit prurja komerciale vaj shpejtësia e rrjedhës prej 14,2 m 3 / ditë në një mbytje 4 mm nga intervalet 2885-2977 m (formimi Tyumen YUS 2) dhe 2463-2467 m (formimi AS 11 1) - 5,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1023 m.

Struktura e Priobit, sipas hartës tektonike të mbulesës së platformës mezo-cenozoike.

Gjeosinekliza e Siberisë Perëndimore ndodhet në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansi, megatrough Lyaminsky, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lyaminsky.

Strukturat e rendit të parë janë të ndërlikuara nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura individuale antiklinale lokale, të cilat janë objekt i punës kërkimore dhe eksploruese. vaj Dhe gazit.

Formacionet prodhuese në fushën Priobskoye janë formacionet e grupit "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Në aspektin stratigrafik, këto shtresa i përkasin depozitimeve të Kretakut të Formacionit të Vartovit të Sipërm. Litologjikisht, formacioni Vartovskaya e Epërme përbëhet nga ndërthurja e shpeshtë dhe e pabarabartë e baltës me gurë ranorë dhe alumini. Gurët e baltës janë gri të errët, gri me një nuancë të gjelbër, baltë, mike. Gurët ranorë dhe alumini janë gri, argjilore, mike, me kokërr të imët. Midis baltës dhe ranoreve ka ndërshtresa gëlqeroresh argjilore dhe konkrecione siderite.

Shkembinjte permbajne detrite bimore te shkrumbuara, rralle bivalve (inocerame) me ruajtje te dobet dhe te moderuar.

Shkëmbinjtë e përshkueshëm të formacioneve prodhuese kanë një goditje verilindore dhe nënmeridiale. Pothuajse të gjitha formacionet karakterizohen nga një rritje në trashësinë totale efektive, koeficientin e përmbajtjes së rërës, kryesisht në pjesët qendrore të zonave të zhvillimit të rezervuarit, për të rritur vetitë e rezervuarit dhe, në përputhje me rrethanat, forcimi i materialit klastik ndodh në pjesën lindore (për shtresat e horizonti AC 12) dhe drejtimet verilindore (për horizontin AC 11).

Horizonti AC 12 është një trup i trashë me rërë, i zgjatur nga jugperëndimi në verilindje në formën e një brezi të gjerë me një trashësi maksimale efektive në pjesën qendrore deri në 42 m (pus 237). Në këtë horizont dallohen tre objekte: shtresat AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.

Depozitat e formacionit AS 12 3 paraqiten në formën e një zinxhiri trupash ranorë në formë lente me një goditje verilindore. Trashësia efektive varion nga 0,4 m në 12,8 m, me vlera më të larta të kufizuara në depozitën kryesore.

Depozitimi kryesor AS 12 3 u zbulua në thellësi -2620 dhe -2755 m dhe është analizuar litologjikisht nga të gjitha anët. Dimensionet e vendburimit janë 34 x 7.5 km, dhe lartësia 126 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 241 u zbulua në thellësi prej -2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale Khanty-Mansi. Depozitimi kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarëve. Dimensionet e depozitimit janë 18 x 8.5 km, lartësia - 76 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 234 u zbulua në thellësi 2632-2672 m dhe përfaqëson një lente gurësh ranorë në zhytjen perëndimore të strukturës Priob. Dimensionet e depozitimit janë 8,5 x 4 km, dhe lartësia 40 m, lloji është i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 15-C u zbulua në thellësi 2664-2689 m brenda parvazit strukturor Seliyarovsky. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 11,5 x 5,5 km, dhe lartësia 28 m.

Depozita AS 12 1-2 është ajo kryesore dhe është më e madhja në terren. Ai është i kufizuar në një monoklin, i ndërlikuar nga ngritjet lokale me amplitudë të vogël (rajoni i puseve 246, 400) me zona kalimi midis tyre. Kufizohet në tre anët nga ekranet litologjike dhe vetëm në jug (në drejtim të zonës Lindore Frolovskaya) priren të zhvillohen rezervuarë. Megjithatë, duke pasur parasysh distancat e konsiderueshme, kufiri i depozitimit është ende i kufizuar me kusht nga një linjë që shkon 2 km në jug të pusit. 271 dhe 259. E ngopur me vaj trashësitë ndryshojnë në një gamë të gjerë nga 0,8 m (pus 407) deri në 40,6 m (pus 237) degë vaj deri në 26 m 3 / ditë në një montim 6 mm (pus 235). Dimensionet e depozitimit janë 45 x 25 km, lartësia - 176 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 4-KhM u zbulua në thellësi 2659-2728 m dhe është i kufizuar në një lente rëre në shpatin veriperëndimor të ngritjes lokale Khanty-Mansiysk. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 1,2 m Përmasat e depozitimit janë 7,5 x 7 km, lartësia - 71 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 330 zbuluar në thellësi 2734-2753m E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 2,2 deri në 2,8 m Përmasat e depozitimit janë 11 x 4,5 km, lartësia - 9 m.

Depozitimet e formacionit AS 12 0 - kryesori - u zbuluan në thellësi 2421-2533 m Është një trup në formë lente me orientim nga jugperëndimi në verilindje. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,6 (pus 172) në 27 m (pus 262). Degët vaj deri në 48 m 3 / ditë në një montim 8 mm. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 41 x 14 km, lartësia - 187 m depozitim AC 12 0 në zonën e pusit. 331 u zbulua në thellësi 2691-2713 m dhe përfaqëson një lente shkëmbinjsh ranorë. E ngopur me vaj trashësia në këtë pus është 10 m Përmasat 5 x 4.2 km, lartësia - 21 m vaj- 2,5 m 3 /ditë në Hd = 1932 m.

Depozita e formacionit AS 11 është e tipit 2-4 litologjikisht të skanuar, gjithsej 8, të hapura nga 1-2 puse. Për sa i përket sipërfaqes, depozitimet ndodhen në formën e 2 vargjeve thjerrëzash në pjesën lindore (më e ngritura) dhe në perëndim në pjesën më të zhytur të strukturës monoklinale. E ngopur me vaj trashësia në lindje rritet me 2 ose më shumë herë në krahasim me puset perëndimore. Gama totale e ndryshimit është nga 0.4 në 11 m.

Depozita e formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 246 u zbulua në një thellësi prej 2513-2555 m. Përmasat e depozitimit janë 7 x 4.6 km, lartësia - 43 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 247 u zbulua në një thellësi prej 2469-2490 m Përmasat e depozitimit janë 5 x 4.2 km, lartësia - 21 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 251 u zbulua në një thellësi prej 2552-2613 m. Përmasat e depozitimit janë 7 x 3.6 km, lartësia - 60 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 232 u hap në një thellësi prej 2532-2673 m. Dimensionet e depozitimit janë 11,5 x 5 km, lartësia - 140 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 262 u hap në një thellësi prej 2491-2501 m. Dimensionet e depozitimit janë 4,5 x 4 km, lartësia - 10 m.

Depozita e formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 271 u zbulua në një thellësi 2550-2667 m. Dimensionet e depozitimit janë 14 x 5 km.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 151 u hapën në një thellësi 2464-2501 m. Dimensionet e depozitimit janë 5,1 x 3 km, lartësia - 37 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 293 u zbulua në një thellësi prej 2612-2652 m Përmasat e depozitimit janë 6,2 x 3,6 km, lartësia - 40 m.

Depozitimet e formacionit AS 11 1 kufizohen kryesisht në pjesën afër kreshtës në formën e një brezi të gjerë goditjeje verilindore, të kufizuar në tre anët nga zona balte.

Depozita kryesore AS 11 1 është e dyta më e madhe brenda fushës Priobskoye, e zbuluar në thellësi 2421-2533 m Nga tre anët depozitimi është i kufizuar nga zona balte, dhe në jug kufiri është tërhequr me kusht, përgjatë një linje që shkon 2. km në jug të pusit 271 dhe 259. Debi vaj variojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m (pus 243) në 118 m 3 / ditë përmes një montimi 8 mm (pusi 246). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 m (pus 172) në 41,6 (pus 246). Dimensionet e vendburimit janë 48 x 15 km, lartësia deri në 112 m, tipi i ekranizuar litologjikisht.

Depozitat e formacionit AS 11 0. Formacioni AS 11 0 ka një zonë shumë të vogël të zhvillimit të rezervuarëve në formën e trupave në formë lente, të kufizuara në zonat e zhytura të pjesës afër kreshtës.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 408 u hap në një thellësi 2432-2501 m Përmasat e depozitimit janë 10,8 x 5,5 km, lartësia - 59 m, tipi litologjikisht i ekranizuar. Debiti vaj nga pusi 252 ishte 14.2 m3/ditë në Нд =1410 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 172 u depërtua nga një pus në një thellësi 2442-2446 m dhe ka përmasa 4,7 x 4,1 km, lartësia - 3 m vaj arriti në 4.8 m 3 /ditë në Hd = 1150 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 461 masa 16 x 6 km. E ngopur me vaj trashësia varion nga 1,6 në 4,8 m Lloji i depozitimit - i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi 461 ishte 15,5 m 3 /ditë, Nd = 1145 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 425 u depërtua nga një pus. E ngopur me vaj fuqia - 3,6 m vaj arriti në 6.1 m 3 /ditë në Нд =1260 m.

Horizonti AS 10 u zbulua brenda zonës qendrore të fushës Priobskoye, ku kufizohet në zona më të zhytura të pjesës afër kreshtës, si dhe në krahun jugperëndimor të strukturës. Ndarja e horizontit në shtresa AS 10 1, AS 10 2-3 (në pjesët qendrore dhe lindore) dhe AS 10 2-3 (në pjesën perëndimore) është në një farë mase arbitrare dhe përcaktohet nga kushtet e shfaqjes dhe formimi i këtyre depozitimeve, duke marrë parasysh përbërjen litologjike të shkëmbinjve dhe karakteristikat kimike fizike vajra.

Depozitimi kryesor AS 10 2-3 u zbulua në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Debitet vaj janë në intervalin nga 1,5 m 3 / ditë në një montim 8 mm (pus 181) deri në 10 m 3 / ditë në Nd = 1633 m (pus 421). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 m (pus 180) deri në 15,6 m (pus 181). Dimensionet e vendburimit janë 31 x 11 km, lartësia deri në 292 m, vendburimi është i skanuar litologjikisht.

Depozitoni AC 10 2-3 në zonën e pusit. 243 zbuluar në thellësi 2393-2433 m vajështë 8,4 m 3 /ditë në Нд =1248 m (pus 237). E ngopur me vaj trashësia - 4.2 - 5 m Përmasat 8 x 3.5 km, lartësia deri në 40 m.

Depozitoni AC 10 2-3 në zonën e pusit. 295 u hap në thellësi 2500-2566 m dhe kontrollohet nga zonat e formimit të argjilës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 1.6 në 8.4 m në pus. 295, 3,75 m 3 /ditë është marrë në Hd = 1100 m Përmasat e depozitimit janë 9,7 x 4 km, lartësia - 59 m.

Depozita kryesore AS 10 1 u zbulua në thellësi 2374-2492 m. 259 dhe 271. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0.4 (pushim 237) deri në 11.8 m (pushim 265). Debitet vaj: nga 2,9 m 3 / ditë në Нд =1064 m (pus 236) në 6,4 m 3 / ditë në një montim 2 mm. Dimensionet e vendburimit janë 38 x 13 km, lartësia deri në 120 m, lloji i depozitimit - i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AC 10 1 në zonën e pusit. 420 u zbulua në thellësi 2480-2496 m Përmasat e depozitimit janë 4,5 x 4 km, lartësia - 16 m.

Depozitoni AC 10 1 në zonën e pusit. 330 u zbulua në thellësi 2499-2528 m. Dimensionet e depozitimit janë 6 x 4 km, lartësia - 29 m.

Depozitoni AC 10 1 në zonën e pusit. 255 u zbulua në thellësi 2468-2469 m. Përmasat e depozitimit janë 4 x 3.2 km.

Seksioni i formacionit AS 10 plotësohet nga formacioni prodhues AS 10 0. Brenda të cilave u identifikuan tre depozita, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjeje nënmeridiane.

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 242 u hap në thellësi 2356-2427 m dhe është i shqyrtuar litologjikisht. Debitet vaj janë 4,9 - 9 m 3 /ditë në Hd-1261-1312 m. E ngopur me vaj trashësitë janë 2,8 - 4 m Përmasat e depozitimit janë 15 x 4,5 km, lartësia deri në 58 m.

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 239 zbuluar në thellësi 2370-2433 m vaj janë 2,2 - 6,5 m 3 /ditë në Hd-1244-1275 m. E ngopur me vaj trashësitë janë 1,6 -2,4 m Përmasat e depozitimit janë 9 x 5 km, lartësia deri në 63 m.

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 180 u hap në thellësi 2388-2391 m dhe është i ekranizuar litologjikisht. E ngopur me vaj trashësia - 2,6 m. Fluksi vaj arriti në 25.9 m 3 / ditë në Hd-1070 m.

Mbulesa mbi horizontin AC 10 përfaqësohet nga një pjesë e shkëmbinjve argjilë, që variojnë nga 10 në 60 m nga lindja në perëndim.

Shkembinjte ranore-siltstone te formacionit AC 9 kane nje shperndarje te kufizuar dhe paraqiten ne forme dritaresh faciale, qe gravitojne kryesisht ne seksionet verilindore dhe lindore te struktures, si dhe ne zhytjen jugperendimore.

Rezervuari AC 9 në zonën e pusit. 290 u zbulua në thellësi 2473-2548 m dhe kufizohet në pjesën perëndimore të fushës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3,2 deri në 7,2 m vaj janë 1.2 - 4.75 m 3 /ditë në Hd - 1382-1184 m Madhësia e depozitimit është 16.1 x 6 km, lartësia - deri në 88 m.

Në lindje të fushës u identifikuan dy depozita të vogla (6 x 3 km). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 6,8 m vaj 6 dhe 5.6 m 3 /ditë në Hd = 1300-1258 m Depozitimet janë shqyrtuar litologjikisht.

Depozitimet prodhuese neokomiane plotësohen nga formacioni AC 7, i cili ka një model shumë mozaik në vendosje. vajmbajtëse dhe fushat akuifere.

Më e madhja në sipërfaqe, depozitimi lindor i shtresës AS 7 u zbulua në thellësi 2291-2382 m, është i konturuar nga tre anët nga zona zëvendësuese të rezervuarit, dhe në jug kufiri i tij është i kushtëzuar dhe është tërhequr përgjatë një linje që shkon 2. km nga puset 271 dhe 259. Depozitimi është i orientuar nga jug-perëndimi në verilindje. Degët vaj: 4,9 - 6,7 m 3 /ditë në Hd = 1359-875 m. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 deri në 7,8 m Përmasat e depozitimit litologjikisht janë 46 x 8,5 km, lartësia deri në 91 m.

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 290 u hap në një thellësi prej 2302-2328 m. Naftëmbajtëse trashësitë janë 1,6 - 3 m në pus. 290 marrë 5.3 m 3 /ditë vaj në P = 15 MPa. Madhësia e depozitës është 10 x 3.6 km, lartësia - 24 m.

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 331 u zbulua në një thellësi 2316-2345 m dhe është një trup i harkuar në formë lente. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3 në 6 m. 331 flukse të pranuara vaj 1,5 m 3 /ditë në Hd = 1511 m Dimensionet e depozitimit litologjikisht janë 17 x 6,5 km, lartësia - 27 m.

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 243 u zbulua në një thellësi prej 2254-2304 m. E ngopur me vaj trashësia 2,2-3,6 m Përmasat 11,5 x 2,8 km, lartësia - 51 m. Në pus 243 të marra vaj 1,84 m 3 /ditë në Nd-1362 m.

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 259 u zbulua në një thellësi prej 2300 m dhe përfaqëson një lente gurësh ranorë. E ngopur me vaj trashësia 5.0 m Përmasat 4 x 3 km.

Fusha Priobskoye

Emri

treguesit

Kategoria

AS 12 3

AS 12 1-2

AC 12 0

AS 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Fillestare e rikuperueshme

rezerva, mijëra tonë

Dielli 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

E akumuluar

prodhimit,mijë ton

1006

Vjetore

prodhimit,mijë ton

Pra aksioneve

minierave

injeksion

Skema

shpimi

3-rresht

Madhësia e rrjetës

500*500

Dendësia

puse

Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të formacioneve

Fusha Priobskoye

Opsionet				Indeksi					formimi
Formimi produktiv	AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0		AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AS 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Thellësia e çatisë së formacionit, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Lartësia absolute e çatisë së formacionit, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Lartësia absolute e OWC, m
Trashësia totale e formacionit, m												18.8
Trashësia efektive, m		11.3				10.6
E ngopur me vaj trashësia, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Koeficienti i përmbajtjes së rërës, fraksioni, njësitë.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Karakteristikat petrofizike të rezervuarëve

Opsionet								Indeksi				formimi
Formimi produktiv		AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0	AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AS 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Përmbajtja e karbonatit,%	mesatare minimale maksimale	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

Me madhësi kokrriza 0,5-0,25mm	mesatare minimale maksimale	1.75
me madhësi kokrriza 0,25-0,1 mm	mesatare minimale maksimale	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
me madhësi kokrriza 0,1-0,01 mm	mesatare minimale maksimale	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
me madhësi kokrriza, 0,01 mm	mesatare minimale maksimale		11.0	10.3					15.3
Koeficienti i renditjes,	mesatare minimale maksimale		1.814	1.755		1.660				1.692
Madhësia mesatare e kokrrës, mm	mesatare minimale maksimale		0.086	0.089		0.095				0.073
Përmbajtja e argjilës,%
Lloji i çimentos		argjilore, karbonato-argjilore, film-pore.
Koefi. Poroziteti i hapur. sipas bërthamës, thyesat e një	Min-mak mesatarja	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20	0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Koefi. përshkueshmëria sipas bërthamës, 10 -3 µm 2	mesatare minimale maksimale	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Kapaciteti mbajtës i ujit,%	mesatare minimale maksimale
Koefi. Poroziteti i hapur sipas GIS, njësi.
Koefi. Përshkueshmëria sipas GIS, 10 -3 µm 2
Koefi. Ngopja me vaj sipas GIS, pjesa e njësive		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Presioni fillestar i rezervuarit, mPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Temperatura e rezervuarit, C
Debiti vaj sipas rezultateve të testit të zbulimit. mirë m3/ditë	Min-mak mesatarja	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6	0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Produktiviteti, m3/ditë. mPa	mesatare minimale maksimale		2.67	2.12		4.42				1.39
Përçueshmëri hidraulike, 10 -11 m -3 /Pa*sek.	mesatare minimale maksimale	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Karakteristikat fiziko-kimike vaj Dhe gazit

Opsionet	Indeksi	formimi
Formimi produktiv	AS 12 3	AS 11 2-4	AC 10 1
Dendësia vaj në sipërfaqësore Kushtet, kg/m3	886.0	884.0
Dendësia vaj në kushtet e rezervuarit
Viskoziteti në kushte sipërfaqësore, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Viskoziteti në kushtet e rezervuarit	1.57	1.41	1.75

Rrëshirat xhel silicë	7.35		7.31
Asfaltin	2.70	2.44	2.48
Squfuri	1.19	1.26	1.30
Parafine	2.54	2.51	2.73
Pika e derdhjes vaj, C 0
Temperatura ngopje vaj parafinë, C0
Rendimenti i thyesave,%
deri në 100 C 0
deri në 150 C 0	66.8
deri në 200 C 0	15.1	17.0	17.5
deri në 250 C 0	24.7	25.9	26.6
deri në 300 C 0		38.2	39.2
Përbërja e komponentit vaj(molar përqendrimi,%)
Karbonik gazit	0.49	0.52	0.41
Azoti	0.25	0.32	0.22
Metani	22.97	23.67	18.27
Etani	4.07	4.21	5.18
Propani	6.16	6.83	7.58
Izobutani	1.10	1.08	1.13
Butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentani	1.19	1.58	1.25
Pentani normal	2.18	2.15	2.29
C6 + më i lartë	57.94	55.78	59.30
Masa molekulare, kg/mol			161.3
Presioni i ngopjes, mPa			6.01
Koeficienti i volumit	1.198	1.238	1.209
Gazi faktor për ndarje të kushtëzuar m 3 /t
Dendësia gazit, kg/m3	1.242	1.279	1.275
Lloji gazit
Përbërja e komponentit gaz nafte (përqendrimi molar,%)
Azoti	1.43	1.45	1.26
Karbonik gazit	0.74	0.90	0.69
Metani	68.46	66.79	57.79
Etani	11.17	1.06	15.24
Propani	11.90	13.01	16.42
Izobutani	1.26	1.26	1.54
Butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentani	0.49	0.67	0.65
Pentani	0.71	0.73	0.95
C6 + më i lartë	0.60	0.63	0.74

Përbërja dhe vetitë e ujërave të formacionit

Kompleksi akuifer
Formimi produktiv	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Dendësia e ujit në kushte sipërfaqësore, t/m3
Mineralizimi, g/l
Lloji i ujit		klor-ka-	fytyrës

Klorin		9217
Natrium + Kalium		5667
Kaliya
Magnezi
Hidrokarbonat		11.38
Jodi		47.67
Bromin
Bor
Amoniaku		40.0

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

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 rezervuarit

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 treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit

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 vendburim 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 për të ndikuar në zonën e vrimës së poshtme të një pusi për të intensifikuar prodhimin e naftës

3.3.1 Trajtimet me acid

3.3.2 Thyerje 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 gradualisht po shterohen, 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 gjetja 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 depozitat më të mëdha Rusia).

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;

i paarritshëm, i 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 pjesë të bregut të djathtë dhe 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 Khanty-Mansiysk. Okrug autonome Rajoni 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 nënshtresor 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 Bolshoy. 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 vendbanime më të vogla - fshatrat Seliyarovo, 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 në 32 m.

Sedimentet Bazhenovskaya Formacionet përfaqësohen nga baltë bituminoze me ngjyrë gri të errët, pothuajse të zezë, me ndërshtresa balte me baltë të dobët 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 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 ka Seliyarovskoye Lindore, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, duke ndërlikuar shpatin lindor të zonës së ngritjes West Lempinsky. 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 dallohet kushtimisht ngritja Pa emër. 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 AC 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 fryrje të goditjes nënmeridionale, duke komplikuar monoklinin. Nga 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 AC 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- akuiferi 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 ka 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 shtresat 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 llogaritja e rezervave të Partisë 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 rezervuarit 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 zhvillim 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 ndikuarnëshfrytëzimitpuse

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 Zgjedhjametodëndikiminëvajdepozitim

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 përshkueshmërinë e ulët të rezervuarit) dhe formimin 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 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, në varësi të respektimit të rreptë me kërkesat e nevojshme për teknologjinë e zbatimit të tij.

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:

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 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 e funksionimit teknologjik të puseve, injektimi i ujit të llojit dhe përbërjes së kërkuar në formacione, trajtimi i duhur i tij mekanik, kimik dhe 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:

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 për shkak të karakteristikave të 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

Një analizë e trajtimeve të kryera tregon se përbërja e acidit klorhidrik dhe fluorik përmirëson përshkueshmërinë e 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 (thyerja) hidraulike është një nga më metoda efektive intensifikimi i prodhimit të naftës nga rezervuarët me përshkueshmëri të ulët dhe rritja 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 hidraulikenëPriobskyfushë.

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 rezervuari AS-12 - 78.8% e të gjithë prodhimit në rezervuar 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 01/13/2011

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 pusit. 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.

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

Fusha Priobskoye u zbulua në 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 paraqitura 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 jetë 274.3 milion ton, të ardhurat e shtetit do të jenë 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 së Federatës Ruse dhe Ministrisë së Sigurisë 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 të Siberisë Perëndimore, gjë që 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 zhvillimin e 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 më të mëdha. vendbanimet. 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.

Të njohura në kategorinë: