สนาม Priobskoye อยู่ที่ไหน? ธรณีวิทยาของการสะสม Priobskoe (Priobka) §1 แหล่งน้ำมัน Priobskoye
แหล่งน้ำมัน Priobskoye
| §1 แหล่งน้ำมัน Priobskoye - |
|
| 1.1. คุณสมบัติและองค์ประกอบของน้ำมัน |
|
| 1.2. อัตราการไหลของบ่อเริ่มต้น |
|
| 1.3. ประเภทและที่ตั้งของบ่อน้ำ |
|
| 1.4. วิธีการยกน้ำมัน |
|
| 1.5.ลักษณะของนักสะสม |
|
| 1.6.พระจันทร์ ญาติ |
|
| §2.การเตรียมน้ำมันเพื่อการแปรรูป…………………………………………… |
|
| §3.การแปรรูปน้ำมันเบื้องต้นจากแหล่ง Priobskoye………. |
|
| §4 ตัวเร่งปฏิกิริยาแตก…………………………………………………………… |
|
| §5.การปฏิรูปตัวเร่งปฏิกิริยา…………………………………………………………… |
|
| บรรณานุกรม………………………………………………………………... |
§1 แหล่งน้ำมัน Priobskoye
ปริออบสโค- สนามที่ใหญ่ที่สุดในไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตการปกครองในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ในระยะทาง 65 กม. จาก Khanty-Mansiysk และ 200 กม. จาก Nefteyugansk แบ่งตามแม่น้ำออบออกเป็นสองส่วนคือฝั่งซ้ายและขวา การพัฒนาฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในปี 2531 ฝั่งขวา - ในปี 2542 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 5 พันล้านตัน ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้อยู่ที่ประมาณ 2.4 พันล้านตัน เปิดดำเนินการในปี พ.ศ. 2525 ฝากที่ระดับความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาแน่นของน้ำมัน 863-868 กก./ลบ.ม. (ประเภทน้ำมันปานกลาง เนื่องจากอยู่ในช่วง 851-885 กก./ลบ.ม.) ปริมาณพาราฟินปานกลาง (2.4-2.5%) และปริมาณกำมะถัน 1.2-1 .3% (เป็นของกำมะถัน) น้ำมันคลาส 2 ที่จ่ายให้กับโรงกลั่นตาม GOST 9965-76) ณ สิ้นปี 2548 มีการผลิต 954 รายการ และหลุมฉีด 376 หลุมในสนาม การผลิตน้ำมันที่แหล่ง Priobskoye ในปี 2550 มีจำนวน 40.2 ล้านตันโดย Rosneft - 32.77 และ Gazprom Neft - 7.43 ล้านตัน องค์ประกอบขององค์ประกอบระดับจุลภาคของน้ำมันเป็นคุณลักษณะที่สำคัญของวัตถุดิบประเภทนี้ และประกอบด้วยข้อมูลธรณีเคมีต่างๆ เกี่ยวกับอายุของน้ำมัน สภาพการก่อตัว ต้นกำเนิดและเส้นทางการอพยพ และค้นพบได้มากที่สุด ประยุกต์กว้างเพื่อระบุแหล่งน้ำมัน เพิ่มประสิทธิภาพกลยุทธ์การค้นหาภาคสนาม แยกผลิตภัณฑ์ของหลุมที่ดำเนินการร่วมกัน
ตารางที่ 1.ช่วงและปริมาณเฉลี่ยของธาตุขนาดเล็กในน้ำมัน Priobsk (มก./กก.)
อัตราการไหลเริ่มต้นของการทำงาน บ่อน้ำมันมีตั้งแต่ 35 ตัน/วัน มากถึง 180 ตัน/วัน ตำแหน่งของบ่อน้ำจะกระจุกตัวกัน ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมัน 0.35
คลัสเตอร์ของหลุมคือตำแหน่งที่หัวหลุมตั้งอยู่ใกล้กันบนพื้นที่เทคโนโลยีเดียวกัน และด้านล่างของหลุมอยู่ที่โหนดของตารางการพัฒนาอ่างเก็บน้ำ
ปัจจุบันหลุมผลิตส่วนใหญ่มีการเจาะโดยใช้วิธีคลัสเตอร์ สิ่งนี้อธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่าการขุดเจาะกลุ่มทุ่งสามารถลดขนาดของพื้นที่ที่ถูกครอบครองโดยการขุดเจาะและหลุมผลิต ถนน สายไฟ และท่อส่งลงได้อย่างมาก
ข้อได้เปรียบนี้มีความสำคัญเป็นพิเศษในระหว่างการก่อสร้างและการดำเนินงานบ่อน้ำบนพื้นที่อุดมสมบูรณ์ ในเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ ในทุ่งทุนดรา ซึ่งชั้นผิวโลกที่ถูกรบกวนได้รับการฟื้นฟูหลังจากผ่านไปหลายทศวรรษ ในพื้นที่แอ่งน้ำ ซึ่งทำให้ต้นทุนซับซ้อนและเพิ่มอย่างมาก ของงานก่อสร้างและติดตั้งสถานที่ขุดเจาะและปฏิบัติการ การขุดเจาะกลุ่มยังจำเป็นเมื่อจำเป็นต้องค้นหาแหล่งสะสมน้ำมันภายใต้โครงสร้างอุตสาหกรรมและโยธา ใต้ก้นแม่น้ำและทะเลสาบ ใต้เขตชั้นวางจากชายฝั่งและสะพานลอย สถานที่พิเศษถูกครอบครองโดยการก่อสร้างบ่อน้ำแบบคลัสเตอร์ใน Tyumen, Tomsk และภูมิภาคอื่น ๆ ของไซบีเรียตะวันตก ซึ่งทำให้สามารถสร้างบ่อน้ำมันและก๊าซบนเกาะทดแทนในพื้นที่ห่างไกลที่มีหนองน้ำและมีประชากรหนาแน่นได้สำเร็จ
ตำแหน่งของหลุมในคลัสเตอร์ขึ้นอยู่กับสภาพภูมิประเทศและวิธีการเชื่อมต่อคลัสเตอร์เข้ากับฐาน พุ่มไม้ที่ไม่ได้เชื่อมต่อด้วยถนนถาวรถึงฐานถือเป็นของท้องถิ่น ในบางกรณี พุ่มไม้อาจเป็นสิ่งพื้นฐานเมื่อตั้งอยู่บนเส้นทางคมนาคม บนแผ่นอิเล็กโทรดในท้องถิ่น หลุมมักจะวางเป็นรูปพัดลมในทุกทิศทาง ซึ่งทำให้คุณมีหลุมบนแผ่นอิเล็กโทรดได้สูงสุด
การเจาะและ อุปกรณ์เสริมได้รับการติดตั้งในลักษณะที่เมื่อแท่นขุดเจาะเคลื่อนจากหลุมหนึ่งไปยังอีกหลุมหนึ่ง ปั๊มเจาะ หลุมรับ และส่วนหนึ่งของอุปกรณ์สำหรับทำความสะอาด การบำบัดทางเคมี และการเตรียมของเหลวชะล้างจะยังคงอยู่กับที่จนกว่าการก่อสร้างทั้งหมดจะแล้วเสร็จ ( หรือบางส่วน) ของบ่อน้ำบนแผ่นนี้
จำนวนหลุมในคลัสเตอร์อาจแตกต่างกันตั้งแต่ 2 ถึง 20-30 หลุมขึ้นไป ยิ่งไปกว่านั้น ยิ่งมีหลุมในกระจุกมากเท่าใด ความเบี่ยงเบนของพื้นผิวจากหัวหลุมก็จะมากขึ้นเท่านั้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนในการขุดเจาะบ่อเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ยังมีอันตรายจากการที่ลำต้นมาบรรจบกัน ดังนั้นจึงจำเป็นต้องคำนวณจำนวนหลุมที่ต้องการในคลัสเตอร์
วิธีการสูบลึกในการผลิตน้ำมันเป็นวิธีการยกของเหลวจากบ่อขึ้นสู่ผิวน้ำโดยใช้หน่วยสูบน้ำแบบก้านและไม่มีก้าน ประเภทต่างๆ.
ที่สนาม Priobskoye มีการใช้ปั๊มแรงเหวี่ยงไฟฟ้า - ปั๊มบ่อลึกแบบไม่มีก้านซึ่งประกอบด้วยปั๊มแรงเหวี่ยงหลายขั้นตอน (50-600 ขั้น) ซึ่งตั้งอยู่แนวตั้งบนเพลาทั่วไปมอเตอร์ไฟฟ้า (มอเตอร์ไฟฟ้าแบบอะซิงโครนัสที่เต็มไปด้วยอิเล็กทริก น้ำมัน) และตัวป้องกันที่ทำหน้าที่ปกป้องมอเตอร์ไฟฟ้าไม่ให้ของเหลวเข้าไป มอเตอร์ขับเคลื่อนด้วยสายเคเบิลหุ้มเกราะซึ่งลดระดับลงพร้อมกับท่อสูบน้ำ ความเร็วในการหมุนของเพลามอเตอร์ไฟฟ้าอยู่ที่ประมาณ 3,000 รอบต่อนาที ปั๊มถูกควบคุมบนพื้นผิวโดยสถานีควบคุม ผลผลิตของปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแตกต่างกันไปตั้งแต่ 10 ถึง 1,000 ลบ.ม. ของของเหลวต่อวันโดยมีประสิทธิภาพ 30-50%
การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้ารวมถึงอุปกรณ์ใต้ดินและพื้นผิว
การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแบบ downhole (ESP) มีเพียงสถานีควบคุมที่มีหม้อแปลงไฟฟ้าอยู่บนพื้นผิวบ่อ และมีลักษณะเฉพาะคือการมีไฟฟ้าแรงสูงในสายไฟ ซึ่งหย่อนลงในบ่อพร้อมกับท่อท่อ การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าใช้งานในบ่อที่มีประสิทธิผลสูงและมีแรงดันกักเก็บสูง
เงินฝากนั้นอยู่ห่างไกลไม่สามารถเข้าถึงได้ 80% ของพื้นที่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมของแม่น้ำออบและมีน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม เงินฝากมีความโดดเด่นด้วยโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน - โครงสร้างที่ซับซ้อนของตัวทรายในพื้นที่และส่วนต่างๆ ชั้นต่างๆ มีการเชื่อมต่อแบบอุทกพลศาสตร์อย่างอ่อน อ่างเก็บน้ำของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลมีลักษณะดังนี้:
การซึมผ่านต่ำ
ปริมาณทรายต่ำ
เพิ่มปริมาณดินเหนียว
การผ่าสูง
สนาม Priobskoye มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผลทั้งในพื้นที่และในส่วนต่างๆ แหล่งกักเก็บแห่งขอบฟ้า AC10 และ AC11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AC12 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่นั้น บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาพื้นที่นั้นโดยไม่มีอิทธิพลเชิงรุกต่อชั้นการผลิตของพื้นที่นั้น และไม่มีการใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย
ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของเขต Priobskoye เพื่อประเมินการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่:
1) ความลึกของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล - 2,400-2,600 ม.
2) เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน ระบอบการปกครองตามธรรมชาติมีความยืดหยุ่น ปิด
3) ความหนาของชั้น AS 10, AS 11 และ AS 12 ตามลำดับสูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม.
4) แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa
5) อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90°C
6) การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำ ค่าเฉลี่ยตามผลลัพธ์
7) ความหลากหลายด้านข้างและแนวตั้งของชั้นสูง
8) ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa*s
9) แรงดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa
10) น้ำมันแนฟเทนิก พาราฟินิก และเรซินต่ำ
เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นอ่างเก็บน้ำอย่างมีประสิทธิภาพสามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด แต่วิธีการต่อไปนี้สำหรับฟิลด์ Priobskoye ก็สามารถแยกออกจากวิธีการที่ระบุไว้ข้างต้น: วิธีการระบายความร้อนและน้ำท่วมโพลีเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการใช้ความร้อนใช้สำหรับการสะสมด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกสูงสุด 1,500-1,700 ม. ควรใช้โพลีเมอร์ฟลัดติ้งในรูปแบบที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 ไมครอน เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 ° C (สำหรับที่อุณหภูมิสูงกว่าจะใช้โพลีเมอร์ราคาแพงที่มีองค์ประกอบพิเศษ)
ประสบการณ์ในการพัฒนาพื้นที่ในประเทศและต่างประเทศแสดงให้เห็นว่าน้ำท่วมกลายเป็นวิธีการที่มีประสิทธิภาพพอสมควรในการมีอิทธิพลต่ออ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำหากปฏิบัติตามอย่างเคร่งครัด ข้อกำหนดที่จำเป็นไปจนถึงการนำเทคโนโลยีไปใช้งาน สาเหตุหลักที่ทำให้ประสิทธิภาพของการระบายน้ำในรูปแบบซึมผ่านต่ำลดลง ได้แก่:
การเสื่อมสภาพของคุณสมบัติการกรองของหินเนื่องจาก:
การบวมของส่วนประกอบดินเหนียวของหินเมื่อสัมผัสกับน้ำที่ฉีดเข้าไป
การอุดตันของตัวสะสมด้วยสิ่งสกปรกเชิงกลละเอียดที่พบในน้ำที่ฉีด
การตกตะกอนของเกลือในตัวกลางที่มีรูพรุนของอ่างเก็บน้ำระหว่างปฏิกิริยาทางเคมีของน้ำที่ฉีดและก่อตัว
ความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำลดลงเนื่องจากน้ำท่วมเนื่องจากการก่อตัวของรอยแตกรอบๆ หลุมฉีด - การแตกร้าวและการแพร่กระจายไปสู่ความลึก
ความไวอย่างมีนัยสำคัญต่อธรรมชาติของความสามารถในการเปียกของหินโดยสารที่ฉีดเข้าไป การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำลดลงอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการตกตะกอนของพาราฟิน
การปรากฏตัวของปรากฏการณ์ทั้งหมดนี้ในแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำทำให้เกิดผลกระทบที่สำคัญมากกว่าในหินที่มีการซึมผ่านสูง
เพื่อขจัดอิทธิพลของปัจจัยเหล่านี้ต่อกระบวนการน้ำท่วมจึงมีการใช้วิธีแก้ปัญหาทางเทคโนโลยีที่เหมาะสม: รูปแบบบ่อที่ดีที่สุดและโหมดเทคโนโลยีของการดำเนินงานบ่อน้ำ, การฉีดน้ำประเภทและองค์ประกอบที่ต้องการลงในชั้น, กลไก, เคมีและที่สอดคล้องกัน การบำบัดทางชีวภาพพร้อมทั้งการเติมส่วนประกอบพิเศษลงในน้ำ
สำหรับสนาม Priobskoye ควรพิจารณาน้ำท่วมขังเป็นวิธีการกระตุ้นหลัก
การใช้สารละลายลดแรงตึงผิวในภาคสนามถูกปฏิเสธ สาเหตุหลักมาจากประสิทธิภาพต่ำของรีเอเจนต์เหล่านี้ในสภาวะอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ
สำหรับสนาม Priobskoye ไม่สามารถแนะนำน้ำท่วมอัลคาไลน์ได้ด้วยเหตุผลดังต่อไปนี้:
สิ่งสำคัญคือปริมาณดินเหนียวที่มีโครงสร้างและเป็นชั้นของอ่างเก็บน้ำ มวลรวมของดินเหนียวจะแสดงด้วยเคโอลิไนต์ คลอไรต์ และไฮโดรมิกา ปฏิกิริยาของอัลคาไลกับวัสดุดินเหนียวสามารถไม่เพียงนำไปสู่การบวมของดินเหนียวเท่านั้น แต่ยังรวมถึงการทำลายหินด้วย สารละลายอัลคาไลน์ที่มีความเข้มข้นต่ำจะเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การบวมตัวของดินเหนียว 1.1-1.3 เท่า และลดการซึมผ่านของหินได้ 1.5-2 เท่าเมื่อเทียบกับน้ำจืด ซึ่งเป็นสิ่งสำคัญสำหรับแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำของทุ่ง Priobskoye การใช้สารละลายที่มีความเข้มข้นสูง (ลดการบวมของดินเหนียว) จะกระตุ้นกระบวนการทำลายหิน
การแตกหักด้วยไฮดรอลิกยังคงเป็นเทคโนโลยียอดนิยมของคนงานน้ำมันชาวรัสเซีย โดยของเหลวจะถูกสูบเข้าไปในบ่อภายใต้แรงดันสูงถึง 650 atm ให้เกิดรอยแตกร้าวในหิน รอยแตกได้รับการแก้ไขด้วยทรายเทียม (proppant): ไม่อนุญาตให้ปิด น้ำมันจะซึมเข้าไปในบ่อน้ำ จากข้อมูลของ SibNIINP LLC การแตกหักแบบไฮดรอลิกทำให้การไหลของน้ำมันในเขตไซบีเรียตะวันตกเพิ่มขึ้นจาก 1.8 เป็น 19 เท่า
ในปัจจุบัน บริษัทผู้ผลิตน้ำมันเมื่อดำเนินกิจกรรมทางธรณีวิทยาและทางเทคนิค ส่วนใหญ่จะถูกจำกัดอยู่เพียงการใช้เทคโนโลยีการแตกหักแบบไฮดรอลิกมาตรฐาน (การแตกหัก) โดยใช้สารละลายในน้ำที่เจลซึ่งมีพื้นฐานมาจากโพลีเมอร์ สารละลายเหล่านี้ เช่นเดียวกับของเหลวในการฆ่า เช่นเดียวกับของเหลวในการเจาะ ทำให้เกิดความเสียหายอย่างมากต่อชั้นหินและการแตกหัก ซึ่งช่วยลดค่าการนำไฟฟ้าที่ตกค้างของรอยแตกได้อย่างมาก และผลที่ตามมาคือการผลิตน้ำมัน การจัดเรียงของการก่อตัวและการแตกหักมีความสำคัญเป็นพิเศษในพื้นที่ที่มีแรงดันกักเก็บในปัจจุบันน้อยกว่า 80% ของความดันเริ่มต้น
เทคโนโลยีที่ใช้ในการแก้ไขปัญหานี้ ได้แก่ เทคโนโลยีที่ใช้ส่วนผสมของของเหลวและก๊าซ:
ของเหลวที่มีฟอง (เช่น ไนไตรด์) ที่มีปริมาณก๊าซน้อยกว่า 52% ของปริมาตรรวมของส่วนผสม
โฟมแตกหักแบบไฮดรอลิก – มากกว่า 52% ของก๊าซ
เมื่อพิจารณาถึงความพร้อมแล้ว ตลาดรัสเซียเทคโนโลยีและผลลัพธ์ของการดำเนินการ ผู้เชี่ยวชาญจาก Gazpromneft-Khantos LLC เลือกการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกและเสนอให้ Schlumberger ดำเนินงานนำร่อง (PIW) จากผลลัพธ์ของพวกเขา มีการประเมินประสิทธิผลของการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกที่สนาม Priobskoye การแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกเช่นเดียวกับการแตกหักแบบไฮดรอลิกทั่วไปมีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างการแตกหักในการก่อตัวซึ่งมีค่าการนำไฟฟ้าสูงซึ่งช่วยให้มั่นใจได้ว่ามีการไหลเข้าของไฮโดรคาร์บอนเข้าสู่บ่อน้ำ อย่างไรก็ตาม ด้วยการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิก โดยการแทนที่ (โดยเฉลี่ย 60% ของปริมาตร) ส่วนหนึ่งของสารละลายน้ำที่เจลด้วยก๊าซอัด (ไนโตรเจนหรือคาร์บอนไดออกไซด์) ความสามารถในการซึมผ่านและค่าการนำไฟฟ้าของการแตกหักจะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และผลที่ตามมาคือ ระดับของความเสียหายของการก่อตัวนั้นน้อยมาก ในทางปฏิบัติทั่วโลก ประสิทธิภาพสูงสุดของการใช้ของเหลวโฟมสำหรับการแตกหักด้วยไฮดรอลิกได้รับการบันทึกไว้แล้วในหลุมซึ่งพลังงานในการก่อตัวไม่เพียงพอที่จะผลักของเสียจากของเหลวสำหรับการแตกหักด้วยไฮดรอลิกเข้าไปในหลุมเจาะในระหว่างการพัฒนา สิ่งนี้ใช้ได้กับทั้งหลุมใหม่และหลุมที่มีอยู่ ตัวอย่างเช่น ในหลุมที่เลือกของทุ่ง Priobskoye แรงดันอ่างเก็บน้ำลดลงเหลือ 50% ของเดิม เมื่อทำการแตกหักแบบโฟมไฮดรอลิก ก๊าซอัดที่ถูกฉีดเข้าไปเป็นส่วนหนึ่งของโฟมจะช่วยบีบสารละลายของเสียออกจากชั้นหิน ซึ่งจะเพิ่มปริมาตรของของเสียและลดเวลา
การพัฒนาที่ดี เพื่อดำเนินงานที่ทุ่ง Priobskoye ไนโตรเจนถูกเลือกให้เป็นก๊าซที่มีความหลากหลายมากที่สุด:
ใช้กันอย่างแพร่หลายในการพัฒนาบ่อน้ำที่มีท่ออ่อนตัว
เฉื่อย;
เข้ากันได้กับของเหลวพร่าพรายไฮดรอลิก
การทดสอบอย่างดีหลังจากเสร็จสิ้นงาน ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของบริการ "โฟม" ดำเนินการโดย Schlumberger คุณลักษณะพิเศษของโครงการคือการดำเนินงานนำร่องไม่เพียงแต่ในหลุมใหม่เท่านั้น แต่ยังรวมถึงในหลุมที่มีอยู่ด้วย ในการก่อตัวที่มีการแตกหักของไฮดรอลิกที่มีอยู่จากงานแรก ที่เรียกว่าการแตกหักของไฮดรอลิกซ้ำ เช่น เฟสของเหลวเลือกระบบโพลีเมอร์เชื่อมโยงข้ามสำหรับส่วนผสมโฟม ส่วนผสมโฟมที่เกิดขึ้นช่วยแก้ปัญหาการรักษาคุณสมบัติของรางวัลได้สำเร็จ
เขตการต่อสู้ ความเข้มข้นของโพลีเมอร์ในระบบอยู่ที่เพียง 7 กิโลกรัม/ตันของโพรเพนต์ สำหรับการเปรียบเทียบในหลุมใกล้เคียงคือ 11.8 กิโลกรัม/ตัน
ในปัจจุบันก็สามารถสังเกตได้ การดำเนินการที่ประสบความสำเร็จการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกโดยใช้ไนโตรเจนในหลุมที่มีการก่อตัวของ AC10 และ AC12 ของสนาม Priobskoye มีการให้ความสนใจอย่างใกล้ชิดในการทำงานในบ่อที่มีอยู่ เนื่องจากการแตกหักแบบไฮดรอลิกซ้ำๆ ช่วยให้เราสามารถนำเลเยอร์ใหม่ๆ ที่ไม่ได้รับผลกระทบจากการพัฒนามาสู่การพัฒนา เพื่อวิเคราะห์ประสิทธิภาพของการแตกหักด้วยไฮดรอลิกแบบโฟม ผลลัพธ์จะถูกนำมาเปรียบเทียบกับผลลัพธ์ที่ได้จากหลุมใกล้เคียงซึ่งดำเนินการทำการแตกหักด้วยไฮดรอลิกแบบธรรมดา ชั้นต่างๆ มีความหนาอิ่มตัวของน้ำมันเท่ากัน อัตราการไหลจริงของของเหลวและน้ำมันในหลุมหลังจากการแตกหักแบบโฟมไฮดรอลิกที่แรงดันไอดีเฉลี่ยของปั๊มที่ 5 MPa เกินอัตราการไหลของหลุมใกล้เคียง 20 และ 50% ตามลำดับ จากการเปรียบเทียบประสิทธิภาพโดยเฉลี่ยของหลุมใหม่หลังแบบธรรมดา การแตกหักด้วยไฮดรอลิกและการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิก ตามมาด้วยอัตราการไหลของของเหลวและน้ำมันเท่ากัน อย่างไรก็ตาม แรงดันก้นหลุมที่ใช้งานก่อนปั๊มในหลุมหลังจากการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกโดยเฉลี่ย 8.9 MPa ในหลุมโดยรอบ - 5.9 MPa การคำนวณศักยภาพของหลุมใหม่ให้มีแรงดันเท่ากันช่วยให้เราสามารถประเมินผลกระทบของการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิก
การทดสอบนำร่องด้วยการแตกหักด้วยโฟมไฮดรอลิกในหลุมทั้งห้าของสนาม Priobskoye แสดงให้เห็นประสิทธิภาพของวิธีการทั้งในหลุมที่มีอยู่และหลุมใหม่ แรงดันขาเข้าของปั๊มที่สูงขึ้นในหลุมหลังจากใช้ส่วนผสมโฟมบ่งชี้ถึงการก่อตัวของการแตกหักที่มีค่าการนำไฟฟ้าสูงอันเป็นผลมาจากการแตกหักแบบไฮดรอลิกด้วยโฟม ซึ่งให้การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมจากหลุม
ปัจจุบันการพัฒนาทางตอนเหนือของสนามดำเนินการโดย RN-Yuganskneftegaz LLC ซึ่งเป็นเจ้าของโดย Rosneft และทางตอนใต้โดย Gazpromneft-Khantos LLC ซึ่งเป็นเจ้าของโดย Gazprom Neft
โดยการตัดสินใจของผู้ว่าราชการจังหวัด สนาม Okrug เขตปกครองตนเอง Khanty-Mansiได้รับสถานะเป็น "อาณาเขตของคำสั่งพิเศษสำหรับการใช้งานดินใต้ผิวดิน" ซึ่งกำหนดทัศนคติพิเศษของคนงานน้ำมันต่อการพัฒนาเขต Priobskoye การไม่สามารถเข้าถึงทุนสำรองและความเปราะบางของระบบนิเวศของเงินฝากนำไปสู่การใช้เทคโนโลยีด้านสิ่งแวดล้อมล่าสุด 60% ของอาณาเขตของทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ในส่วนที่น้ำท่วมของที่ราบน้ำท่วมถึงแม่น้ำ Ob เทคโนโลยีที่เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมถูกนำมาใช้ในการก่อสร้างแผ่นบ่อน้ำ ท่อส่งน้ำมันแรงดัน และทางข้ามใต้น้ำ
สิ่งอำนวยความสะดวกภายในบริเวณสนาม:
· สถานีสูบน้ำบูสเตอร์ - 3
มัลติเฟส สถานีสูบน้ำซัลเซอร์ - 1
สถานีสูบน้ำแบบคลัสเตอร์สำหรับสูบสารทำงานเข้าสู่รูปแบบ - 10
· สถานีสูบน้ำแบบลอยน้ำ - 4
การประชุมเชิงปฏิบัติการการเตรียมน้ำมันและการสูบน้ำ - 2
หน่วยแยกน้ำมัน (OSN) - 1
ในเดือนพฤษภาคม พ.ศ. 2544 มีการติดตั้งสถานีสูบน้ำหลายเฟสของ Sulzer ที่เป็นเอกลักษณ์ที่คลัสเตอร์ที่ 201 บนฝั่งขวาของทุ่ง Priobskoye ปั๊มที่ติดตั้งแต่ละตัวสามารถสูบของเหลวได้ 3.5 พันลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมง คอมเพล็กซ์ให้บริการโดยผู้ปฏิบัติงานรายเดียว ข้อมูลและพารามิเตอร์ทั้งหมดจะแสดงบนหน้าจอคอมพิวเตอร์ สถานีนี้เป็นสถานีเดียวในรัสเซีย
สถานีสูบน้ำ Dutch Rosskor ได้รับการติดตั้งที่สนาม Priobskoye ในปี 2000 ได้รับการออกแบบมาเพื่อสูบของเหลวหลายเฟสในสนามโดยไม่ต้องใช้แฟลร์ (เพื่อหลีกเลี่ยงการแฟลร์ของก๊าซที่เกี่ยวข้องในบริเวณที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำออบ)
โรงงานแปรรูปสว่านตัดทางฝั่งขวาของทุ่ง Priobskoye ผลิตอิฐปูนขาวซึ่งใช้เป็น วัสดุก่อสร้างเพื่อก่อสร้างถนน ฐานรากคลัสเตอร์ ฯลฯ เพื่อแก้ไขปัญหาการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องซึ่งผลิตที่แหล่ง Priobskoye สนามปริราชลมนอยโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซแห่งแรกในเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansi ถูกสร้างขึ้น เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับทุ่ง Priobskoye และ Prirazlomnoye
สายส่งไฟฟ้าที่สร้างขึ้นข้ามแม่น้ำออบไม่มีอะนาล็อก มีช่วง 1,020 ม. และเส้นผ่านศูนย์กลางของสายไฟที่ผลิตขึ้นเป็นพิเศษในสหราชอาณาจักรคือ 50 มม.
§2.การเตรียมน้ำมันเพื่อการแปรรูป
น้ำมันดิบที่สกัดจากบ่อประกอบด้วยก๊าซที่เกี่ยวข้อง (50-100 ม.3 /ตัน) น้ำที่ก่อตัว (200-300 กก./ตัน) และเกลือแร่ที่ละลายในน้ำ (10-15 กก./ตัน) ซึ่งส่งผลเสียต่อการขนส่งและการเก็บรักษาและ การประมวลผลในภายหลัง ดังนั้นการเตรียมน้ำมันเพื่อการกลั่นจึงจำเป็นต้องมีการดำเนินการดังต่อไปนี้:
การกำจัดก๊าซที่เกี่ยวข้อง (ละลายในน้ำมัน) หรือการทำให้น้ำมันเสถียร
การแยกเกลือออกจากน้ำมัน
การคายน้ำ (dehydration) ของน้ำมัน
เสถียรภาพของน้ำมัน –น้ำมันดิบ Priobskaya มีไฮโดรคาร์บอนเบาจำนวนมากละลายอยู่ในนั้น ในระหว่างการขนส่งและการจัดเก็บน้ำมันสามารถปล่อยออกมาได้ซึ่งส่งผลให้องค์ประกอบของน้ำมันเปลี่ยนไป เพื่อหลีกเลี่ยงการสูญเสียส่วนของก๊าซและน้ำมันเบนซินเบาไปพร้อมกับมัน และเพื่อป้องกันมลพิษทางอากาศ ต้องแยกผลิตภัณฑ์เหล่านี้ออกจากน้ำมันก่อนนำไปแปรรูป กระบวนการแยกไฮโดรคาร์บอนเบาออกจากน้ำมันในรูปของก๊าซที่เกี่ยวข้องนี้เรียกว่า เสถียรภาพน้ำมัน. การรักษาเสถียรภาพของน้ำมันที่แหล่ง Priobskoye ดำเนินการโดยใช้วิธีการแยกโดยตรงในพื้นที่การผลิตที่การติดตั้งระบบวัดแสง
ก๊าซที่เกี่ยวข้องจะถูกแยกออกจากน้ำมันโดยการแยกแบบหลายขั้นตอนในตัวแยกก๊าซ ซึ่งความดันและอัตราการไหลของน้ำมันจะลดลงอย่างต่อเนื่อง เป็นผลให้เกิดการสลายตัวของก๊าซ พร้อมกับกำจัดไฮโดรคาร์บอนเหลวที่ระเหยง่ายออกแล้วควบแน่น เกิดเป็น "คอนเดนเสทของก๊าซ" ด้วยวิธีการแยกสารเพื่อรักษาเสถียรภาพ ไฮโดรคาร์บอนจะยังคงอยู่ในน้ำมันได้มากถึง 2%
การแยกเกลือและการคายน้ำ น้ำมัน- การกำจัดเกลือและน้ำออกจากน้ำมันเกิดขึ้นที่โรงบำบัดน้ำมันในสนามและที่โรงกลั่นน้ำมันโดยตรง (โรงกลั่น)
ให้เราพิจารณาการออกแบบโรงแยกน้ำทะเลด้วยไฟฟ้า
น้ำมันจากแหล่งกักเก็บวัตถุดิบ 1 ด้วยการเติมสารแยกความชื้นและสารละลายอัลคาไลน์หรือโซดาอ่อนผ่านตัวแลกเปลี่ยนความร้อน 2 ถูกทำให้ร้อนในเครื่องทำความร้อน 3 และเข้าสู่เครื่องผสม 4 ซึ่งเติมน้ำลงในน้ำมัน อิมัลชันที่เกิดขึ้นจะผ่านเครื่องขจัดน้ำออกด้วยไฟฟ้า 5 และ 6 อย่างต่อเนื่องซึ่งน้ำและเกลือที่ละลายในนั้นจะถูกแยกออกจากน้ำมันซึ่งเป็นผลมาจากการที่เนื้อหาลดลง 8-10 เท่า น้ำมันที่แยกเกลือจะผ่านตัวแลกเปลี่ยนความร้อน 2 และหลังจากเย็นลงในตู้เย็น 7 แล้ว จะเข้าสู่คอลเลกชัน 8 น้ำที่แยกออกจากเครื่องแยกเกลือแบบไฟฟ้าจะตกตะกอนในตัวแยกน้ำมัน 9 และถูกส่งไปเพื่อทำให้บริสุทธิ์ และน้ำมันที่แยกออกจะถูกเติมลงใน น้ำมันที่จ่ายให้กับ ELOU
กระบวนการแยกเกลือและการทำให้น้ำมันแห้งนั้นสัมพันธ์กับความจำเป็นในการทำลายอิมัลชันที่ก่อตัวเป็นน้ำด้วยน้ำมัน ในเวลาเดียวกันในทุ่งนาอิมัลชันจากแหล่งกำเนิดตามธรรมชาติที่เกิดขึ้นระหว่างกระบวนการผลิตน้ำมันจะถูกทำลายและในโรงงาน - อิมัลชันเทียมที่ได้จากการล้างน้ำมันด้วยน้ำซ้ำหลายครั้งเพื่อกำจัดเกลือออกจากมัน หลังการบำบัด ปริมาณน้ำและโลหะคลอไรด์ในน้ำมันจะลดลงในระยะแรกเหลือ 0.5-1.0% และ 100-1800 มก./ลิตร ตามลำดับ และในระยะที่สองเป็น 0.05-0.1% และ 3-5 มก./ลิตร ตามลำดับ ล.
เพื่อเร่งกระบวนการทำลายอิมัลชัน จำเป็นต้องนำน้ำมันไปใช้มาตรการอื่นที่มุ่งขยายหยดน้ำ เพิ่มความแตกต่างของความหนาแน่น และลดความหนืดของน้ำมัน
ในน้ำมัน Priobskaya จะมีการนำสาร (สารแยกตัว) เข้าไปในน้ำมันซึ่งช่วยให้แยกอิมัลชันได้ง่ายขึ้น
และในการแยกเกลือออกจากน้ำมัน พวกเขาใช้การล้างน้ำมันด้วยน้ำจืด ซึ่งไม่เพียงแต่ชะล้างเกลือออกเท่านั้น แต่ยังมีผลกระทบทางกลศาสตร์ทางกลต่ออิมัลชันอีกด้วย
§3การแปรรูปน้ำมันเบื้องต้นจากแหล่ง Priobskoye
น้ำมันเป็นส่วนผสมของสารต่างๆ นับพันชนิด องค์ประกอบทั้งหมดของน้ำมันแม้กระทั่งทุกวันนี้ เมื่อมีวิธีการวิเคราะห์และควบคุมที่ซับซ้อนที่สุด: โครมาโตกราฟี, เรโซแนนซ์แม่เหล็กนิวเคลียร์, กล้องจุลทรรศน์อิเล็กตรอน - สารเหล่านี้ไม่ได้ถูกกำหนดทั้งหมดอย่างสมบูรณ์ แต่ถึงแม้ว่าน้ำมันจะมีองค์ประกอบทางเคมีเกือบทั้งหมดในตารางของ D.I. Mendeleev พื้นฐานของมันยังคงเป็นสารอินทรีย์และประกอบด้วยส่วนผสมของไฮโดรคาร์บอนของกลุ่มต่าง ๆ ซึ่งแตกต่างกันในคุณสมบัติทางเคมีและกายภาพ โดยไม่คำนึงถึงความซับซ้อนและองค์ประกอบ การกลั่นน้ำมันเริ่มต้นด้วยการกลั่นเบื้องต้น โดยทั่วไปแล้ว การกลั่นจะดำเนินการในสองขั้นตอน - โดยมีแรงดันส่วนเกินเล็กน้อยใกล้กับบรรยากาศและภายใต้สุญญากาศ ในขณะที่ใช้เตาเผาแบบท่อเพื่อให้ความร้อนแก่วัตถุดิบ ดังนั้นโรงกลั่นน้ำมันขั้นต้นจึงเรียกว่า AVT - หลอดสุญญากาศในชั้นบรรยากาศ
น้ำมันจากแหล่ง Priobskoye อาจมีเศษส่วนน้ำมันสูง ดังนั้นการกลั่นน้ำมันเบื้องต้นจึงดำเนินการตามความสมดุลของเชื้อเพลิงและน้ำมัน และดำเนินการในสามขั้นตอน:
การกลั่นด้วยบรรยากาศเพื่อผลิตเศษส่วนเชื้อเพลิงและน้ำมันเชื้อเพลิง
การกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงแบบสุญญากาศเพื่อผลิตเศษส่วนน้ำมันและน้ำมันดินที่แคบ
การกลั่นสุญญากาศของส่วนผสมของน้ำมันเชื้อเพลิงและน้ำมันดินเพื่อให้ได้เศษน้ำมันในวงกว้างและสารตกค้างหนักที่ใช้ในการผลิตน้ำมันดิน
การกลั่นน้ำมัน Priobskaya ดำเนินการในการติดตั้งท่อบรรยากาศตามรูปแบบการระเหยเดียวนั่นคือ ด้วยคอลัมน์การกลั่นที่ซับซ้อนหนึ่งคอลัมน์พร้อมส่วนลอกด้านข้าง - นี่เป็นวิธีประหยัดพลังงานมากที่สุดเพราะว่า น้ำมัน Priobskaya ตอบสนองความต้องการอย่างเต็มที่เมื่อใช้พืชดังกล่าว: ปริมาณน้ำมันเบนซินค่อนข้างต่ำ (12-15%) และผลผลิตของเศษส่วนสูงถึง 350 0 C ไม่เกิน 45%
น้ำมันดิบที่ถูกให้ความร้อนด้วยกระแสร้อนในตัวแลกเปลี่ยนความร้อน 2 จะถูกส่งไปยังเครื่องขจัดน้ำออกด้วยไฟฟ้า 3 จากนั้น น้ำมันที่แยกเกลือแล้วจะถูกสูบผ่านตัวแลกเปลี่ยนความร้อน 4 เข้าไปในเตาหลอมที่ 5 จากนั้นจึงเข้าไปในเตาเผา คอลัมน์การกลั่น 6 โดยระเหยหนึ่งครั้งแล้วแบ่งออกเป็นเศษส่วนที่ต้องการ ในกรณีของน้ำมันแยกเกลือ จะไม่มีเครื่องขจัดน้ำออกด้วยไฟฟ้าในแผนผังการติดตั้ง
หากน้ำมันมีก๊าซละลายในปริมาณสูงและเศษส่วนที่มีจุดเดือดต่ำ การประมวลผลตามแผนการระเหยเดี่ยวนี้โดยไม่มีการระเหยเบื้องต้นเป็นเรื่องยาก เนื่องจากแรงดันที่เพิ่มขึ้นจะถูกสร้างขึ้นในปั๊มป้อนและในอุปกรณ์ทั้งหมดที่อยู่ในวงจรก่อนเตาเผา . นอกจากนี้ ยังเพิ่มภาระให้กับเตาเผาและคอลัมน์การกลั่นอีกด้วย
วัตถุประสงค์หลักของการกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงแบบสุญญากาศคือการให้ได้สัดส่วนที่กว้าง (350 - 550 0C ขึ้นไป) ซึ่งเป็นวัตถุดิบสำหรับกระบวนการเร่งปฏิกิริยาและการกลั่นสำหรับการผลิตน้ำมันและพาราฟิน
ปั๊มจะสูบน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านระบบตัวแลกเปลี่ยนความร้อนเข้าไปในเตาเผาแบบท่อ ซึ่งได้รับความร้อนที่ 350°-375° และเข้าสู่คอลัมน์การกลั่นแบบสุญญากาศ สุญญากาศในคอลัมน์ถูกสร้างขึ้นโดยเครื่องพ่นไอน้ำ (แรงดันตกค้าง 40-50 มม.) ไอน้ำจะถูกส่งไปที่ด้านล่างของคอลัมน์ น้ำมันกลั่นจะถูกนำมาจากแผ่นที่แตกต่างกันของคอลัมน์และผ่านเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนและตู้เย็น ส่วนที่เหลือ (tar) จะถูกลบออกจากด้านล่างของคอลัมน์
เศษส่วนของน้ำมันที่แยกได้จากน้ำมันจะถูกทำให้บริสุทธิ์ด้วยสารละลายเฉพาะอย่างฟีนอลหรือเฟอร์ฟูรัลเพื่อกำจัดสารเรซินบางชนิดออก จากนั้นจึงล้างแวกซ์โดยใช้ส่วนผสมของเมทิลเอทิลคีโตนหรืออะซิโตนกับโทลูอีนเพื่อลดจุดไหลของน้ำมัน การประมวลผลเศษส่วนของน้ำมันจบลงด้วยการทำให้บริสุทธิ์เพิ่มเติมโดยใช้ดินเหนียวฟอกสี เทคโนโลยีการผลิตน้ำมันล่าสุดใช้กระบวนการไฮโดรทรีตติ้งเพื่อทดแทนดินเหนียว
ความสมดุลของวัสดุของการกลั่นน้ำมัน Priobskaya ในบรรยากาศ:
§4. การแคร็กตัวเร่งปฏิกิริยา
การแตกตัวด้วยตัวเร่งปฏิกิริยาเป็นกระบวนการกลั่นน้ำมันที่สำคัญที่สุด ซึ่งส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อประสิทธิภาพของโรงกลั่นโดยรวม สาระสำคัญของกระบวนการนี้คือการสลายตัวของไฮโดรคาร์บอนที่รวมอยู่ในวัตถุดิบ (น้ำมันก๊าซสุญญากาศ) ภายใต้อิทธิพลของอุณหภูมิเมื่อมีตัวเร่งปฏิกิริยาอะลูมิโนซิลิเกตที่ประกอบด้วยซีโอไลต์ ผลิตภัณฑ์เป้าหมายของการติดตั้ง CC คือส่วนประกอบของน้ำมันเบนซินออกเทนสูงที่มีค่าออกเทน 90 จุดขึ้นไป อัตราผลตอบแทนอยู่ระหว่าง 50 ถึง 65% ขึ้นอยู่กับวัตถุดิบที่ใช้ เทคโนโลยีที่ใช้ และโหมด ค่าออกเทนที่สูงนั้นเกิดจากการที่ไอโซเมอไรเซชันเกิดขึ้นในระหว่างการแตกตัวด้วยตัวเร่งปฏิกิริยาด้วย ในระหว่างกระบวนการ ก๊าซจะถูกสร้างขึ้นโดยประกอบด้วยโพรพิลีนและบิวทิลีน ซึ่งใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับปิโตรเคมีและการผลิตส่วนประกอบน้ำมันเบนซินที่มีค่าออกเทนสูง น้ำมันก๊าซเบาซึ่งเป็นส่วนประกอบของน้ำมันดีเซลและเชื้อเพลิงทำความร้อน และน้ำมันก๊าซหนักซึ่งเป็นวัตถุดิบสำหรับ การผลิตเขม่าหรือส่วนประกอบของน้ำมันเชื้อเพลิง
กำลังการผลิตเฉลี่ยของการติดตั้งที่ทันสมัยอยู่ที่ 1.5 ถึง 2.5 ล้านตัน แต่ที่โรงงานของบริษัทชั้นนำของโลกมีการติดตั้งที่มีกำลังการผลิต 4.0 ล้านตัน
ส่วนสำคัญของการติดตั้งคือหน่วยเครื่องปฏิกรณ์-รีเจนเนอเรเตอร์ หน่วยนี้ประกอบด้วยเตาให้ความร้อนวัตถุดิบ เครื่องปฏิกรณ์ที่เกิดปฏิกิริยาการแตกร้าวโดยตรง และเครื่องกำเนิดตัวเร่งปฏิกิริยา จุดประสงค์ของรีเจนเนอเรเตอร์คือการเผาโค้กที่เกิดขึ้นระหว่างการแตกร้าวและสะสมอยู่บนพื้นผิวของตัวเร่งปฏิกิริยา เครื่องปฏิกรณ์ เครื่องรีเจนเนอเรเตอร์ และหน่วยอินพุตวัตถุดิบเชื่อมต่อกันด้วยท่อซึ่งมีตัวเร่งปฏิกิริยาไหลเวียนอยู่
ความสามารถในการแตกตัวเร่งปฏิกิริยาที่โรงกลั่นของรัสเซียในปัจจุบันยังไม่เพียงพออย่างชัดเจน และผ่านการว่าจ้างหน่วยใหม่ที่ทำให้ปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเบนซินที่คาดการณ์ไว้กำลังได้รับการแก้ไข
§4.การปฏิรูปตัวเร่งปฏิกิริยา
การพัฒนาการผลิตน้ำมันเบนซินมีความเกี่ยวข้องกับความปรารถนาที่จะปรับปรุงคุณสมบัติการดำเนินงานหลักของเชื้อเพลิง - ความต้านทานการน็อคของน้ำมันเบนซินประเมินโดยเลขออกเทน
การปฏิรูปทำหน้าที่เพื่อให้ได้ส่วนประกอบฐานออกเทนสูงไปพร้อมๆ กัน น้ำมันเบนซินรถยนต์อะโรมาติกไฮโดรคาร์บอนและก๊าซที่ประกอบด้วยไฮโดรเจน
สำหรับน้ำมัน Priobskaya ส่วนที่เดือดในช่วง 85-180 0 C จะได้รับการปฏิรูป การเพิ่มขึ้นของจุดเดือดสุดท้ายจะส่งเสริมการก่อตัวของโค้กและดังนั้นจึงไม่เป็นที่พึงปรารถนา
การเตรียมการปฏิรูปวัตถุดิบ - การแก้ไขเพื่อแยกเศษส่วน การทำไฮโดรทรีตเพื่อกำจัดสิ่งเจือปน (ไนโตรเจน ซัลเฟอร์ ฯลฯ) ที่ทำให้ตัวเร่งปฏิกิริยาของกระบวนการเป็นพิษ
ตัวเร่งปฏิกิริยาแพลตตินัมถูกใช้ในกระบวนการปฏิรูป แพลทินัมที่มีราคาสูงจะกำหนดไว้ล่วงหน้าว่ามีปริมาณแพลตตินัมต่ำ ตัวเร่งปฏิกิริยาทางอุตสาหกรรมการปฏิรูปจึงมีความจำเป็น การใช้งานที่มีประสิทธิภาพ- สิ่งนี้อำนวยความสะดวกโดยการใช้อะลูมิเนียมออกไซด์เป็นตัวพา ซึ่งรู้จักกันมานานแล้วว่าเป็นตัวพาที่ดีที่สุดสำหรับตัวเร่งปฏิกิริยาอะโรมาติเซชัน
สิ่งสำคัญคือต้องเปลี่ยนตัวเร่งปฏิกิริยาอลูมินา-แพลตตินัมให้เป็นตัวเร่งปฏิกิริยาการปฏิรูปแบบสองฟังก์ชัน ซึ่งปฏิกิริยาที่ซับซ้อนทั้งหมดจะดำเนินการต่อไป ในการทำเช่นนี้จำเป็นต้องให้คุณสมบัติที่เป็นกรดที่จำเป็นแก่ตัวพาซึ่งทำได้โดยการบำบัดอะลูมิเนียมออกไซด์ด้วยคลอรีน
ข้อดีของตัวเร่งปฏิกิริยาคลอรีนคือความสามารถในการควบคุมปริมาณคลอรีนในตัวเร่งปฏิกิริยา และควบคุมความเป็นกรดได้โดยตรงภายใต้สภาวะการทำงาน
เมื่อหน่วยการปฏิรูปที่มีอยู่เปลี่ยนมาใช้ตัวเร่งปฏิกิริยาโพลีเมทัลลิก ตัวชี้วัดประสิทธิภาพก็เพิ่มขึ้นเนื่องจาก ต้นทุนต่ำกว่า มีความเสถียรสูงทำให้กระบวนการดำเนินการที่ความดันต่ำกว่าโดยไม่ต้องกลัวถ่านโค้ก เมื่อทำการปฏิรูปตัวเร่งปฏิกิริยาโพลีเมทัลลิก เนื้อหาขององค์ประกอบต่อไปนี้ในวัตถุดิบไม่ควรเกินกำมะถัน - 1 มก./กก. นิกเกิล - 1.5 มก./กก. น้ำ - 3 มก./กก. ในแง่ของนิกเกิล น้ำมัน Priob ไม่เหมาะสำหรับตัวเร่งปฏิกิริยาโพลีเมทัลลิก ดังนั้นจึงใช้ตัวเร่งปฏิกิริยาอลูมินา-แพลตตินัมในการปฏิรูป
ความสมดุลของวัสดุโดยทั่วไปของเศษส่วนการรีฟอร์มคือ 85-180 °C ที่ความดัน 3 MPa
บรรณานุกรม
1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. การกลั่นน้ำมันเบื้องต้น (ตอนที่ 1), KolosS, M.: 2007
2. Abdulmazitov R.D. ธรณีวิทยาและการพัฒนาแหล่งน้ำมันและน้ำมันและก๊าซที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซีย OJSC VNIIOENG, M.: 1996
3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - เกี่ยวกับ Priobye บน Wikipedia
4. http://minenergo.gov.ru – กระทรวงพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซีย
5. Bannov P.G., กระบวนการกลั่นน้ำมัน, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001
6. Boyko E.V., เคมีของน้ำมันและเชื้อเพลิง, UlSTU: 2007
7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft จดหมายข่าว บริษัท
พวกเขาตั้งอยู่ในซาอุดีอาระเบีย แม้แต่นักเรียนมัธยมปลายก็รู้ เช่นเดียวกับการที่รัสเซียตามหลังอยู่ในรายชื่อประเทศที่มีปริมาณสำรองน้ำมันจำนวนมาก อย่างไรก็ตามในแง่ของระดับการผลิตเรายังด้อยกว่าหลายประเทศ
มีขนาดใหญ่ที่สุดในรัสเซียในเกือบทุกภูมิภาค: ในคอเคซัสในเขตอูราลและไซบีเรียตะวันตกทางตอนเหนือในตาตาร์สถาน อย่างไรก็ตาม ไม่ใช่ทั้งหมดที่ได้รับการพัฒนา และบางแห่ง เช่น Techneftinvest ซึ่งมีไซต์ตั้งอยู่ใน Yamalo-Nenets และเขต Khanty-Mansiysk ที่อยู่ใกล้เคียง กลับไม่ได้ผลกำไร
นั่นคือเหตุผลที่เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2556 ได้มีการเปิดข้อตกลงกับ Rockefeller Oil Company ซึ่งได้เริ่มต้นแล้วในพื้นที่
อย่างไรก็ตาม ไม่ใช่ว่าแหล่งน้ำมันและก๊าซทั้งหมดในรัสเซียจะไม่ได้ผลกำไร ข้อพิสูจน์นี้คือความสำเร็จในการขุดที่ดำเนินการโดยบริษัทหลายแห่งในเขต Yamalo-Nenets บนทั้งสองฝั่งของ Ob
ทุ่ง Priobskoye ถือเป็นสนามที่ใหญ่ที่สุดแห่งหนึ่งไม่เพียงแต่ในรัสเซีย แต่ยังรวมถึงทั่วโลกด้วย เปิดทำการในปี 1982 ปรากฎว่าน้ำมันสำรองของไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ทั้งฝั่งซ้ายและขวา การพัฒนาบนฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในหกปีต่อมาในปี 1988 และบนฝั่งขวาในอีกสิบเอ็ดปีต่อมา
ปัจจุบันเป็นที่ทราบกันว่าแหล่ง Priobskoye มีน้ำมันคุณภาพสูงมากกว่า 5 พันล้านตัน ซึ่งตั้งอยู่ที่ระดับความลึกไม่เกิน 2.5 กิโลเมตร
ปริมาณน้ำมันสำรองจำนวนมากทำให้สามารถสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซ Priobskaya ใกล้สนามได้ ซึ่งดำเนินการเฉพาะกับเชื้อเพลิงที่เกี่ยวข้องเท่านั้น สถานีนี้ไม่เพียงแต่ตอบสนองความต้องการของภาคสนามได้อย่างเต็มที่เท่านั้น สามารถจ่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้กับ Khanty-Mansiysk Okrug เพื่อสนองความต้องการของผู้อยู่อาศัย
ปัจจุบัน หลายบริษัทกำลังพัฒนาเขต Priobskoye
บางคนเชื่อว่าในระหว่างการผลิต น้ำมันบริสุทธิ์ที่เสร็จแล้วจะออกมาจากพื้นดิน นี่เป็นความเข้าใจผิดอย่างลึกซึ้ง อ่างเก็บน้ำที่ไหลออกมา
พื้นผิว (น้ำมันดิบ) เข้าสู่โรงงาน โดยจะทำความสะอาดสิ่งเจือปนและน้ำ ปริมาณของแมกนีเซียมไอออนจะถูกทำให้เป็นมาตรฐาน และก๊าซที่เกี่ยวข้องจะถูกแยกออกจากกัน นี่เป็นงานที่มีขนาดใหญ่และมีความแม่นยำสูง เพื่อดำเนินการดังกล่าว สนาม Priobskoye ได้จัดเตรียมห้องปฏิบัติการ เวิร์กช็อป และเครือข่ายการขนส่งที่ซับซ้อนทั้งหมด
ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูป (น้ำมันและก๊าซ) จะถูกขนส่งและใช้งานตามวัตถุประสงค์ที่ตั้งใจไว้ เหลือเพียงของเสียเท่านั้น พวกเขาคือผู้ที่สร้างปัญหาใหญ่ที่สุดให้กับภาคสนามในปัจจุบัน หลายคนสะสมจนยังไม่สามารถกำจัดพวกมันได้
องค์กรที่สร้างขึ้นเพื่อการรีไซเคิลโดยเฉพาะ ปัจจุบันดำเนินการเฉพาะขยะที่ "สดใหม่" เท่านั้น ดินเหนียวที่มีความต้องการสูงในการก่อสร้างทำจากตะกอน
เงินฝากมีความสำคัญอีกประการหนึ่ง: ช่วยให้คนงานหลายพันคนมีงานที่มั่นคงและได้รับค่าตอบแทนดี ในจำนวนนี้มีทั้งผู้เชี่ยวชาญที่มีคุณสมบัติสูงและคนงานไร้ฝีมือ
ทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ในตอนกลางของที่ราบไซบีเรียตะวันตก ในทางปกครอง ตั้งอยู่ในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ห่างจาก Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และห่างจากตัวเมืองไปทางตะวันตก 100 กม. เนฟเตยูกันสค์.
ในช่วงปี พ.ศ. 2521-2522 จากผลการสำรวจแผ่นดินไหวโดยละเอียดของ CDP ทำให้สามารถระบุการยกตัวของ Priobskoe ได้ จากช่วงเวลานี้การศึกษารายละเอียดเกี่ยวกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาของดินแดนเริ่มต้นขึ้น: การพัฒนาอย่างกว้างขวางของการสำรวจแผ่นดินไหวร่วมกับความลึก การขุดเจาะ.
การค้นพบทุ่ง Priobskoye เกิดขึ้นในปี 1982 อันเป็นผลมาจาก การขุดเจาะและการทดสอบหลุม 151 เมื่อได้รับการไหลเข้าเชิงพาณิชย์ น้ำมันอัตราการไหล 14.2 ม. 3 /วัน ที่โช้ค 4 มม. จากช่วง 2885-2977 ม. (รูปแบบ Tyumen YUS 2) และ 2463-2467 ม. (รูปแบบ AS 11 1) - 5.9 ม. 3 /วันที่ระดับไดนามิก 1,023 ม.
โครงสร้าง Priob ตามแผนที่เปลือกโลกของแผ่นเปลือกโลกมีโซ-ซีโนโซอิก
Geosyneclise ของไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Megatrough Lyaminsky, กลุ่มการยกระดับ Salym และ West Lyaminsky
โครงสร้างลำดับที่หนึ่งมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นเป็นรูปโดมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคลินิกเฉพาะที่แต่ละแห่ง ซึ่งเป็นเป้าหมายของงานสำรวจแร่และสำรวจ น้ำมันและ แก๊ส.
รูปแบบที่มีประสิทธิผลในฟิลด์ Priobskoye คือรูปแบบของกลุ่ม "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12 ในแง่ของชั้นหิน ชั้นเหล่านี้อยู่ในกลุ่มเงินฝากยุคครีเทเชียสของการก่อตัวของ Upper Vartov ในทางธรณีวิทยา การก่อตัวของ Upper Vartovskaya ประกอบด้วยหินโคลนสลับกับหินทรายและหินทรายบ่อยครั้งและไม่สม่ำเสมอ หินโคลนมีสีเทาเข้ม สีเทาอมเขียว มีปนทรายปนทรายเล็กน้อย หินทรายและหินทรายเป็นสีเทา ดินเหนียว มีไมเคเชียส เนื้อละเอียด ในบรรดาหินโคลนและหินทรายนั้นมีชั้นหินปูนดินเหนียวและคอนกรีตซิเดอไรต์ซ้อนกันอยู่
หินเหล่านี้ประกอบด้วยเศษซากพืชที่ไหม้เกรียม ซึ่งไม่ค่อยมีหอยสองฝา (inocerams) ที่มีการดูแลรักษาไม่ดีและปานกลาง
หินที่ซึมเข้าไปได้ของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลนั้นมีการโจมตีทางตะวันออกเฉียงเหนือและใต้น้ำ การก่อตัวเกือบทั้งหมดมีลักษณะเฉพาะโดยการเพิ่มขึ้นของความหนาประสิทธิผลรวม ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณทราย ซึ่งส่วนใหญ่อยู่ในส่วนกลางของเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำ เพื่อเพิ่มคุณสมบัติของอ่างเก็บน้ำ และด้วยเหตุนี้ การเสริมความแข็งแกร่งของวัสดุ clastic จึงเกิดขึ้นในภาคตะวันออก (สำหรับชั้นของ ขอบฟ้า AC 12) และทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สำหรับขอบฟ้า AC 11)
Horizon AC 12 เป็นเนื้อทรายหนาที่ทอดยาวจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือในรูปแบบของแถบกว้างที่มีความหนาประสิทธิผลสูงสุดในภาคกลางสูงถึง 42 ม. (บ่อน้ำ 237) ในขอบฟ้านี้วัตถุสามชิ้นมีความโดดเด่น: เลเยอร์ AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0
การสะสมของรูปแบบ AS 12 3 จะแสดงในรูปแบบของสายโซ่ของวัตถุที่มีรูปทรงเลนส์ทรายและมีการโจมตีทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาใช้งานจริงแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. ถึง 12.8 ม. โดยค่าที่สูงกว่าจะจำกัดอยู่ที่คราบหลัก
แหล่งสะสมหลัก AS 12 3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2620 และ -2755 ม. และได้รับการคัดกรองด้วยหินทุกด้าน ขนาดเงินฝากคือ 34 x 7.5 กม. และสูง 126 ม.
ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 241 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2,640-2,707 ม. และถูกจำกัดอยู่ในบริเวณยกระดับในท้องถิ่น Khanty-Mansi เงินฝากจะถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ ขนาดของเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. สูง - 76 ม.
ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 234 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,632-2,672 เมตร และแสดงถึงเลนส์หินทรายที่อยู่ทางฝั่งตะวันตกของโครงสร้าง Priob ขนาดเงินฝากคือ 8.5 x 4 กม. และความสูงคือ 40 ม. ชนิดนี้ผ่านการคัดกรองด้วยหิน
ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 15-C ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,664-2,689 ม. ภายในขอบโครงสร้าง Seliyarovsky ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 11.5 x 5.5 กม. และสูง 28 ม.
เงินฝาก AS 12 1-2 เป็นหลักและใหญ่ที่สุดในสนาม มันถูกจำกัดอยู่ที่โมโนไคลน์ ซึ่งซับซ้อนโดยการยกแอมพลิจูดขนาดเล็กในท้องถิ่น (บริเวณหลุม 246, 400) โดยมีโซนเปลี่ยนผ่านระหว่างทั้งสอง มันถูกจำกัดไว้สามด้านด้วยฉากกั้นแบบหินและมีเพียงทางใต้ (ไปทางทิศตะวันออกของพื้นที่ Frolovskaya) เท่านั้นที่อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา อย่างไรก็ตาม ด้วยระยะทางที่สำคัญ ขอบเขตของแหล่งสะสมยังคงถูกจำกัดแบบมีเงื่อนไขด้วยเส้นที่วิ่งไปทางใต้ 2 กม. จากบ่อน้ำ 271 และ 259. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 407) ถึง 40.6 ม. (บ่อ 237) น้ำมันสูงถึง 26 ลบ.ม. 3 ต่อวัน บนข้อต่อขนาด 6 มม. (หลุม 235) ขนาดของเงินฝากคือ 45 x 25 กม. สูง - 176 ม.
ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 4-KhM ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,659-2,728 เมตร และถูกจำกัดอยู่ในเลนส์ทรายบนทางลาดด้านตะวันตกเฉียงเหนือของจุดยกระดับท้องถิ่น Khanty-Mansiysk น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 1.2 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7.5 x 7 กม. ความสูง - 71 ม.
ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 330 ค้นพบที่ระดับความลึก 2,734-2,753 เมตร น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.2 ถึง 2.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11 x 4.5 กม. ความสูง - 9 ม. - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน
แหล่งสะสมของการก่อตัวของ AS 12 0 - แหล่งหลัก - ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. เป็นรูปเลนส์ที่มุ่งเน้นจากตะวันตกเฉียงใต้ถึงตะวันออกเฉียงเหนือ น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.6 (หลุม 172) ถึง 27 ม. (หลุม 262) แคว น้ำมันสูงถึง 48 ม. 3 /วัน บนข้อต่อขนาด 8 มม. ขนาดของเงินฝากที่ผ่านการคัดกรองด้วยหินคือ 41 x 14 กม. ความสูง - 187 ม. AC 12 0 เงินฝากในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2691-2713 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวความหนาในบ่อนี้คือ 10 ม. ขนาด 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม น้ำมัน- 2.5 ม. 3 /วันที่ Hd = 1932 ม.
เงินฝากก่อตัว AS 11 เป็นแบบคัดกรองด้วยหิน 2-4 หลุม มีทั้งหมด 8 หลุม เปิด 1-2 หลุม ในแง่ของพื้นที่ คราบจะอยู่ในรูปแบบของโซ่เลนส์ 2 เส้นทางทิศตะวันออก (ที่สูงที่สุด) และทางทิศตะวันตกในส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำมากกว่าของโครงสร้าง monoclinal น้ำมันอิ่มตัวความหนาทางทิศตะวันออกเพิ่มขึ้น 2 เท่าหรือมากกว่าเมื่อเทียบกับบ่อตะวันตก ช่วงการเปลี่ยนแปลงทั้งหมดอยู่ที่ 0.4 ถึง 11 ม.
แหล่งสะสม AS 11 2-4 ในพื้นที่หลุม 246 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2513-2555 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 7 x 4.6 กม. สูง - 43 ม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 247 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2469-2490 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 251 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2552-2613 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7 x 3.6 กม. สูง - 60 ม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 232 เปิดที่ระดับความลึก 2532-2673 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11.5 x 5 กม. สูง - 140 ม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 262 เปิดที่ระดับความลึก 2491-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 10 ม.
พบตะกอนก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อ 271 ที่ระดับความลึก 2550-2667 ม. ขนาดฝากคือ 14 x 5 กม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 151 ถูกเปิดที่ระดับความลึก 2464-2501ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5.1 x 3 กม. สูง - 37 ม.
ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ ค้นพบ 293 ที่ระดับความลึก 2612-2652 ม. ขนาดของแหล่งเงินฝากคือ 6.2 x 3.6 กม. สูง - 40 ม.
การสะสมของรูปแบบ AS 11 1 นั้นส่วนใหญ่จำกัดอยู่ที่ส่วนใกล้ยอดในรูปแบบของแถบกว้างของการปะทะทางตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งจำกัดไว้ทั้งสามด้านด้วยโซนดินเหนียว
เงินฝากหลัก AS 11 1 นั้นใหญ่เป็นอันดับสองในทุ่ง Priobskoye ซึ่งค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. ทั้งสามด้านเงินฝากนั้นถูกจำกัดด้วยโซนดินเหนียวและทางทิศใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไขตามเส้นวิ่ง 2 กม. ทางใต้ของบ่อ 271 และ 259 เดบิต น้ำมันแปรผันจาก 2.46 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. (บ่อ 243) ถึง 118 ม. 3 ต่อวันผ่านข้อต่อขนาด 8 มม. (บ่อ 246) น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. (บ่อ 172) ถึง 41.6 (บ่อ 246) ขนาดของเงินฝากคือ 48 x 15 กม. ความสูงไม่เกิน 112 ม. ประเภท - คัดกรองด้วยหิน
เงินฝากของการก่อตัว AS 11 0 การก่อตัวของ AS 11 0 มีโซนการพัฒนาอ่างเก็บน้ำที่เล็กมากในรูปแบบของตัวเลนส์ซึ่งจำกัดอยู่ในบริเวณที่จมอยู่ใต้น้ำของส่วนใกล้ยอด
ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 408 เปิดที่ระดับความลึก 2432-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 10.8 x 5.5 กม. สูง - 59 ม. แบบคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 252 เท่ากับ 14.2 ลบ.ม./วันที่ Нд =1410 ม.
ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 172 ถูกเจาะหนึ่งบ่อที่ระดับความลึก 2442-2446 ม. และมีขนาด 4.7 x 4.1 กม. สูง - 3 ม. อัตราการไหล น้ำมันได้ 4.8 ลบ.ม./วัน ที่ Hd = 1150 ม.
ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 461 ขนาด 16 x 6 กม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 4.8 ม. ประเภทของเงินฝาก - คัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 461 คือ 15.5 ลบ.ม. ต่อวัน Nd = 1145 ม.
ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 425 ถูกเจาะเข้าไปในบ่อเดียว น้ำมันอิ่มตัวกำลังไฟฟ้า - 3.6 ม. อัตราการไหล น้ำมันเท่ากับ 6.1 ลบ.ม. /วันที่ Нд =1260 ม.
ขอบฟ้า AS 10 ถูกค้นพบภายในโซนกลางของสนาม Priobskoye ซึ่งถูกจำกัดอยู่ในพื้นที่ที่จมอยู่ใต้น้ำมากขึ้นของส่วนใกล้ยอด เช่นเดียวกับปีกตะวันตกเฉียงใต้ของโครงสร้าง การแบ่งขอบฟ้าออกเป็นชั้น AS 10 1, AS 10 2-3 (ในภาคกลางและตะวันออก) และ AS 10 2-3 (ทางตะวันตก) เป็นไปตามขอบเขตที่กำหนดและถูกกำหนดโดยเงื่อนไขของการเกิดขึ้นและ การก่อตัวของตะกอนเหล่านี้โดยคำนึงถึงองค์ประกอบทางธรณีวิทยาของหินและลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมัน.
แหล่งสะสมหลัก AS 10 2-3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่ง เดบิต น้ำมันอยู่ในช่วงตั้งแต่ 1.5 ม. 3 /วัน ที่ข้อต่อ 8 มม. (หลุม 181) ถึง 10 ม. 3 /วัน ที่ Nd = 1633 ม. (หลุม 421) น้ำมันอิ่มตัวความหนามีตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 180) ถึง 15.6 ม. (บ่อ 181) ขนาดของเงินฝากคือ 31 x 11 กม. ความสูงไม่เกิน 292 ม. เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน
ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 243 ค้นพบที่ระดับความลึก 2393-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมันคือ 8.4 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Нд =1248 ม. (บ่อ 237) น้ำมันอิ่มตัวความหนา 4.2 - 5 ม. ขนาด 8 x 3.5 กม. ความสูงสูงสุด 40 ม. ผ่านการคัดกรองด้วยหิน
ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 295 เปิดที่ระดับความลึก 2,500-2566 ม. และถูกควบคุมโดยโซนที่ก่อตัวเป็นดินเหนียว น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 8.4 ม. 295, 3.75 ม. 3 /วัน ได้ที่ Hd = 1100 ม. ขนาดฝาก 9.7 x 4 กม. สูง 59 ม.
แหล่งสะสมหลัก AS 10 1 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. โซนทดแทนอ่างเก็บน้ำควบคุมการทับถมทั้งสามด้านและทางทิศใต้ชายแดนจะถูกดึงอย่างมีเงื่อนไขที่ระยะทาง 2 กม. จากบ่อน้ำ 259 และ 271. น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 0.4 (รูเจาะ 237) ถึง 11.8 ม. (รูเจาะ 265) เดบิต น้ำมัน: จาก 2.9 ม. 3 /วัน ที่ Нд =1064 ม. (บ่อ 236) ถึง 6.4 ม. 3 /วัน ด้วยข้อต่อขนาด 2 มม. ขนาดของเงินฝากคือ 38 x 13 กม. ความสูงไม่เกิน 120 ม. ประเภทเงินฝาก - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน
ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. ค้นพบ 420 ที่ระดับความลึก 2,480-2,496 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 16 ม.
ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 330 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2499-2528 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 6 x 4 กม. สูง - 29 ม.
ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 255 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2468-2469 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 4 x 3.2 กม.
ส่วนของรูปแบบ AS 10 เสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบที่มีประสิทธิผล AS 10 0 ภายในนั้นมีการระบุเงินฝากสามรายการซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของการโจมตีใต้น้ำ
เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 242 เปิดที่ระดับความลึก 2,356-2,427 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมัน 4.9 - 9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1261-1312 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.8 - 4 ม. ขนาดฝาก 15 x 4.5 กม. สูงถึง 58 ม.
เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 239 ค้นพบที่ระดับความลึก 2370-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมัน 2.2 - 6.5 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1244-1275 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 1.6 -2.4 ม. ขนาดฝาก 9 x 5 กม. สูงถึง 63 ม.
เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 180 เปิดที่ระดับความลึก 2388-2391 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน น้ำมันอิ่มตัวความหนา - 2.6 ม. ไหลเข้า น้ำมันได้ 25.9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1070 ม.
ฝาครอบเหนือขอบฟ้า AC 10 มีตัวแทนของหินดินเหนียว ซึ่งมีความยาวตั้งแต่ 10 ถึง 60 ม. จากตะวันออกไปตะวันตก
หินทรายทรายที่เกิดจากการก่อตัวของ AC 9 มีการกระจายตัวที่จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของหน้าต่างด้านหน้าอาคาร โดยส่วนใหญ่จะเคลื่อนไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือและทิศตะวันออกของโครงสร้าง เช่นเดียวกับทางตะวันตกเฉียงใต้
อ่างเก็บน้ำเอซี 9 บริเวณบ่อน้ำ 290 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2473-2548 ม. และจำกัดอยู่ทางตะวันตกของทุ่งนา น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 3.2 ถึง 7.2 ม. อัตราการไหล น้ำมันคือ 1.2 - 4.75 ม. 3 /วัน ที่ Hd - 1382-1184 ม. ขนาดฝาก 16.1 x 6 กม. ความสูง - สูงถึง 88 ม.
ทางทิศตะวันออกของทุ่งนา มีการระบุแหล่งเงินฝากขนาดเล็กสองแห่ง (6 x 3 กม.) น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 6.8 ม น้ำมัน 6 และ 5.6 ม. 3 /วัน ที่ HD = 1300-1258 ม.
แหล่งสะสมที่มีประสิทธิผลของนีโอโคเมียนจะเสร็จสมบูรณ์โดยการก่อตัว AC 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคมากในตำแหน่ง แบริ่งน้ำมันและทุ่งน้ำแข็ง
ที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ แหล่งสะสมทางทิศตะวันออกของชั้น AS 7 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2291-2382 ม. มีรูปทรงสามด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ และทางทิศใต้มีเส้นขอบแบบมีเงื่อนไขและลากไปตามเส้นวิ่ง 2 กิโลเมตรจากบ่อที่ 271 และ 259 แหล่งเงินฝากนี้หันไปทางทิศตะวันตกเฉียงใต้ถึงทิศตะวันออกเฉียงเหนือ แคว น้ำมัน: 4.9 - 6.7 ลบ.ม. /วัน ที่ Hd = 1359-875 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 7.8 ม. ขนาดของสิ่งสะสมที่คัดกรองด้วยหินคือ 46 x 8.5 กม. สูงถึง 91 ม.
เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 290 เปิดที่ระดับความลึก 2302-2328 ม. แบริ่งน้ำมันความหนา 1.6 - 3 ม. ในบ่อน้ำ 290 รับน้ำ 5.3 ลบ.ม./วัน น้ำมันที่ P = 15 MPa ขนาดเงินฝากคือ 10 x 3.6 กม. สูง - 24 ม.
เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,316-2,345 เมตร และมีรูปร่างคล้ายเลนส์โค้ง น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 3 ถึง 6 เมตรในบ่อน้ำ 331 ได้รับการหลั่งไหลเข้ามา น้ำมัน 1.5 ม. 3 /วัน ที่ Hd = 1511 ม. ขนาดของหินคัดกรองคือ 17 x 6.5 กม. สูง - 27 ม.
เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 243 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2254-2304 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.2-3.6 ม. ขนาด 11.5 x 2.8 กม. สูง 51 ม. ในบ่อน้ำ 243 ได้รับแล้ว น้ำมัน 1.84 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Nd-1362 ม.
เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 259 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,300 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวหนา 5.0 ม. ขนาด 4 x 3 กม.
สนาม Priobskoye
|
ชื่อ ตัวชี้วัด |
หมวดหมู่ |
AS 12 3 |
เอเอส 12 1-2 |
เอซี 12 0 |
อส 11 2-4 |
เอซี 11 1 |
เอซี 11 0 |
AS 10 2-3 |
เอซี 10 1 |
เอซี 10 0 |
เอซี 9 |
เอซี 7 |
|
เบื้องต้นสามารถเรียกคืนได้ ปริมาณสำรองพันตัน |
อาทิตย์ 1 ค 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
สะสมแล้ว การผลิตพันตัน |
1006 |
|||||||||||
|
ประจำปี การผลิตพันตัน |
||||||||||||
|
สต๊อกไว้เลย การทำเหมืองแร่ การฉีด |
||||||||||||
|
โครงการ การขุดเจาะ |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
3 แถว |
|||
|
ขนาดตาข่าย |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
ความหนาแน่น บ่อน้ำ |
ลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามโดยย่อของการก่อตัว
สนาม Priobskoye
|
ตัวเลือก |
ดัชนี |
การก่อตัว |
|||||||||||||
|
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล |
AS 12 3 |
เอเอส 12 1-2 |
เอซี 12 0 |
อส 11 2-4 |
เอซี 11 1 |
เอซี 11 0 |
AS 10 2-3 |
เอซี 10 1 |
เอซี 10 0 |
เอซี 9 |
เอซี 7 |
||||
|
ความลึกของหลังคาก่อ, ม |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
ระดับความสูงที่แน่นอนของหลังคาก่อตัว, ม |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
ระดับความสูงสัมบูรณ์ของ OWC, ม |
|||||||||||||||
|
ความหนารวมของการก่อตัว, ม |
18.8 |
||||||||||||||
|
ความหนาที่มีประสิทธิภาพ, ม |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
น้ำมันอิ่มตัวความหนา, ม |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณทราย เศษส่วน หน่วย |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
ลักษณะทางปิโตรฟิสิกส์ของอ่างเก็บน้ำ
|
ตัวเลือก |
ดัชนี |
การก่อตัว |
|||||||||||||
|
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล |
AS 12 3 |
เอเอส 12 1-2 |
เอซี 12 0 |
อส 11 2-4 |
เอซี 11 1 |
เอซี 11 0 |
AS 10 2-3 |
เอซี 10 1 |
เอซี 10 0 |
เอซี 9 |
เอซี 7 |
||||
|
ปริมาณคาร์บอเนต% |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
มีเม็ดขนาด 0.5-0.25มม |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
1.75 |
|||||||||||||
|
มีเม็ดขนาด 0.25-0.1 มม |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
มีเม็ดขนาด 0.1-0.01 มม |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
ขนาดเม็ด 0.01 มม |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
ค่าสัมประสิทธิ์การเรียงลำดับ |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
ขนาดเม็ดเฉลี่ย mm |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
ปริมาณดินเหนียว% |
|||||||||||||||
|
ประเภทของปูนซีเมนต์ |
ดินเหนียว, คาร์บอเนต - ดินเหนียว, ฟิล์ม - รูขุมขน |
||||||||||||||
|
คอฟฟ์. เปิดรูพรุน ตามแกนเป็นเศษส่วนของหนึ่ง |
มินหมากเฉลี่ย |
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 |
||||||
|
คอฟฟ์. การซึมผ่านของแกนกลาง 10 -3 µm 2 |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
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 |
||||||||
|
ความสามารถในการกักเก็บน้ำ,% |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
||||||||||||||
|
คอฟฟ์. เปิดรูพรุนตาม GIS หน่วย |
|||||||||||||||
|
คอฟฟ์. การซึมผ่านตาม GIS, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
คอฟฟ์. ความอิ่มตัวของน้ำมันตาม GIS ส่วนแบ่งหน่วย |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
ความดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น, mPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ C |
|||||||||||||||
|
เดบิต น้ำมันตามผลการทดสอบการลาดตระเวน ดี ลบ.ม./วัน |
มินหมากเฉลี่ย |
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 |
|||
|
ผลผลิต ลบ.ม./วัน เมปาสคาล |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
ค่าการนำไฟฟ้าไฮดรอลิก 10 -11 ม. -3 /Pa*วินาที |
ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
ลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมันและ แก๊ส
|
ตัวเลือก |
ดัชนี |
การก่อตัว |
|
|
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล |
AS 12 3 |
อส 11 2-4 |
เอซี 10 1 |
|
ความหนาแน่น น้ำมันในผิวเผิน เงื่อนไข กก./ลบ.ม |
886.0 |
884.0 |
|
|
ความหนาแน่น น้ำมันในสภาพอ่างเก็บน้ำ |
|||
|
ความหนืดที่สภาวะพื้นผิว mPa.sec |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
ความหนืดในสภาวะของอ่างเก็บน้ำ |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
เรซินซิลิกาเจล |
7.35 |
7.31 |
|
|
แอสฟัลทีน |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
กำมะถัน |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
พาราฟิน |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
จุดเท น้ำมัน, ค 0 |
|||
|
อุณหภูมิ ความอิ่มตัว น้ำมันพาราฟิน C 0 |
|||
|
อัตราผลตอบแทนของเศษส่วน,% |
|||
|
สูงถึง 100 C 0 |
|||
|
สูงถึง 150 C 0 |
66.8 |
||
|
สูงถึง 200 C 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
สูงถึง 250 C 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
สูงถึง 300 C 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
องค์ประกอบส่วนประกอบ น้ำมัน(ฟันกราม ความเข้มข้น,%) |
|||
|
คาร์บอนิก แก๊ส |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
ไนโตรเจน |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
มีเทน |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
อีเทน |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
โพรเพน |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
ไอโซบิวเทน |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
บิวเทนธรรมดา |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
ไอโซเพนเทน |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
เพนเทนปกติ |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+สูงกว่า |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
มวลโมเลกุล กิโลกรัม/โมล |
161.3 |
||
|
ความดันอิ่มตัว, mPa |
6.01 |
||
|
ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาตร |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
แก๊สปัจจัยสำหรับการแยกแบบมีเงื่อนไข m 3 /t |
|||
|
ความหนาแน่น แก๊ส,กก./ลบ.ม |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
พิมพ์ แก๊ส |
|||
|
องค์ประกอบส่วนประกอบ น้ำมันแก๊ส (ความเข้มข้นของฟันกราม%) |
|||
|
ไนโตรเจน |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
คาร์บอนิก แก๊ส |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
มีเทน |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
อีเทน |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
โพรเพน |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
ไอโซบิวเทน |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
บิวเทนธรรมดา |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
ไอโซเพนเทน |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
เพนเทน |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+สูงกว่า |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
องค์ประกอบและคุณสมบัติของน้ำในชั้นหิน
|
ชั้นหินอุ้มน้ำที่ซับซ้อน |
|||
|
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล |
เอซี 12 0 |
เอซี 11 0 |
เอซี 10 1 |
|
ความหนาแน่นของน้ำที่สภาพพื้นผิว, t/m3 |
|||
|
การทำให้เป็นแร่, กรัม/ลิตร |
|||
|
ชนิดน้ำ |
คลอรีน-กะ- |
ใบหน้า |
|
|
คลอรีน |
9217 |
||
|
โซเดียม+โพแทสเซียม |
5667 |
||
|
คาลิยา |
|||
|
แมกนีเซียม |
|||
|
ไฮโดรคาร์บอเนต |
11.38 |
||
|
ไอโอดีน |
47.67 |
||
|
โบรมีน |
|||
|
บ |
|||
|
อะโมเนีย |
40.0 |
||
การส่งผลงานที่ดีของคุณไปยังฐานความรู้เป็นเรื่องง่าย ใช้แบบฟอร์มด้านล่าง
นักศึกษา นักศึกษาระดับบัณฑิตศึกษา นักวิทยาศาสตร์รุ่นเยาว์ ที่ใช้ฐานความรู้ในการศึกษาและการทำงาน จะรู้สึกขอบคุณเป็นอย่างยิ่ง
โพสต์บน http://www.allbest.ru/
การแนะนำ
1 ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Priobskoye
1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม
1.2 ส่วนการพิมพ์หิน
1.3 โครงสร้างเปลือกโลก
1.4 ปริมาณน้ำมัน
1.5 ลักษณะของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล
1.6 ลักษณะของชั้นหินอุ้มน้ำ
1.7 คุณสมบัติทางเคมีกายภาพของเหลวในอ่างเก็บน้ำ
1.8 การประมาณปริมาณสำรองน้ำมัน
1.8.1 ปริมาณสำรองน้ำมัน
2. ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาเขต Priobskoye
2.1 พลวัตของตัวบ่งชี้หลักของการพัฒนาเขต Priobskoye
2.2 การวิเคราะห์ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนา
2.3 คุณลักษณะการพัฒนาที่ส่งผลต่อการดำเนินงานของหลุม
3. วิธีการประยุกต์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน
3.1 การเลือกวิธีการมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมัน
3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ในสนาม Priobskoye
3.2.1 น้ำท่วมอ่างเก็บน้ำ
3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อโซนก้นหลุมของบ่อเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมัน
3.3.1 การบำบัดด้วยกรด
3.3.2 การแตกหักแบบไฮดรอลิก
3.3.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ
บทสรุป
การแนะนำ
อุตสาหกรรมน้ำมันเป็นหนึ่งในองค์ประกอบที่สำคัญที่สุดของเศรษฐกิจรัสเซีย ซึ่งมีอิทธิพลโดยตรงต่อการกำหนดงบประมาณของประเทศและการส่งออก
สถานะของฐานทรัพยากรของกลุ่มน้ำมันและก๊าซเป็นปัญหาเร่งด่วนที่สุดในปัจจุบัน ทรัพยากรน้ำมันค่อยๆ หมดลง ทุ่งนาจำนวนมากอยู่ในขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนาและมีการตัดน้ำเป็นจำนวนมาก ดังนั้น ภารกิจหลักและเร่งด่วนที่สุดคือการค้นหาและนำไปใช้งาน หนุ่มและ เงินฝากที่มีแนวโน้มหนึ่งในนั้นคือสนาม Priobskoye (ในแง่ของทุนสำรองมันคือหนึ่งใน เงินฝากที่ใหญ่ที่สุดรัสเซีย)
ยอดคงเหลือน้ำมันสำรองที่ได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการสำรองของรัฐสำหรับประเภท C 1 อยู่ที่ 1,827.8 ล้านตัน ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ 565.0 ล้านตัน โดยมีปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมันเท่ากับ 0.309 โดยคำนึงถึงปริมาณสำรองในเขตป้องกันใต้ที่ราบน้ำท่วมถึงแม่น้ำออบและบอลชอยซาลิม
ปริมาณสำรองน้ำมันคงเหลือประเภท C 2 อยู่ที่ 524,073,000 ตัน ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ 48,970,000 ตัน โดยมีปัจจัยการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่เท่ากับ 0.093
ฟิลด์ Priobskoye มีคุณสมบัติเด่นหลายประการ:
ขนาดใหญ่หลายชั้นมีเอกลักษณ์เฉพาะในแง่ของปริมาณน้ำมัน
ไม่สามารถเข้าถึงได้โดยมีหนองน้ำอย่างมีนัยสำคัญในฤดูใบไม้ผลิและฤดูร้อนพื้นที่ส่วนใหญ่ถูกน้ำท่วม
แม่น้ำออบไหลผ่านอาณาเขตของแหล่งเงินฝากโดยแบ่งออกเป็นฝั่งขวาและฝั่งซ้าย
สนามนี้มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผล รูปแบบ AS10, AS11 และ AS12 เป็นที่สนใจของภาคอุตสาหกรรม แหล่งกักเก็บแห่งขอบฟ้า AC10 และ AC11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AC12 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ การใช้ประโยชน์จากรูปแบบ AC12 ควรถูกระบุว่าเป็นปัญหาการพัฒนาที่แยกจากกันเพราะว่า รูปแบบ AC12 ยังเป็นรูปแบบที่สำคัญที่สุดในแง่ของการสำรองของรูปแบบทั้งหมด คุณลักษณะนี้บ่งบอกถึงความเป็นไปไม่ได้ในการพัฒนาสาขาโดยไม่ส่งผลกระทบอย่างแข็งขันต่อชั้นการผลิต
วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้คือการใช้มาตรการเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมันให้เข้มข้นขึ้น
1 . ลักษณะทางธรณีวิทยาปริออบสกี้เงินฝาก
1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม
แหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ในเขตปกครอง Khanty-Mansiysk ของ Khanty-Mansiysk Okrug อัตโนมัติภูมิภาคทูย์เมน
พื้นที่ทำงานอยู่ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และห่างจากเมือง Nefteyugansk ไปทางตะวันตก 100 กม. ปัจจุบันพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ที่มีการพัฒนาทางเศรษฐกิจมากที่สุดแห่งหนึ่งในเขตปกครองตนเอง Okrug ซึ่งเกิดขึ้นได้เนื่องจากการเพิ่มขึ้นของ ปริมาณการสำรวจทางธรณีวิทยาและการผลิตน้ำมัน
พื้นที่ใกล้เคียงที่ใหญ่ที่สุดที่กำลังพัฒนา ได้แก่ Salymskoye ซึ่งอยู่ห่างออกไป 20 กม. ไปทางทิศตะวันออก Prirazlomnoye ซึ่งตั้งอยู่ใกล้กัน Pravdinskoye - 57 กม. ไปทางทิศตะวันออกเฉียงใต้
ไปทางตะวันออกเฉียงใต้ของสนามคือเส้นทางของท่อส่งก๊าซ Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk และท่อส่งน้ำมัน Ust-Balyk-Omsk
ทางตอนเหนือของพื้นที่ Priobskaya ตั้งอยู่ภายในที่ราบน้ำท่วม Ob ซึ่งเป็นที่ราบลุ่มน้ำเล็กที่มีการสะสมของตะกอนควอเทอร์นารีที่มีความหนาค่อนข้างมาก ระดับความสูงที่แน่นอนของความโล่งใจคือ 30-55 ม. ทางตอนใต้ของพื้นที่เคลื่อนตัวไปทางที่ราบลุ่มน้ำที่ราบที่ระดับระเบียงที่สองเหนือที่ราบน้ำท่วมซึ่งมีรูปแบบการกัดเซาะและการสะสมของแม่น้ำที่แสดงออกมาเล็กน้อย ระดับความสูงสัมบูรณ์ที่นี่คือ 46-60 ม.
เครือข่ายอุทกศาสตร์แสดงโดยช่อง Maly Salym ซึ่งไหลในทิศทาง sublatitudinal ทางตอนเหนือของพื้นที่และในบริเวณนี้เชื่อมต่อกันด้วยช่องแคบเล็ก ๆ ของ Malaya Berezovskaya และ Pola กับช่อง Ob ขนาดใหญ่และไหลเต็มของ Bolshoy ซาลิม. แม่น้ำอ็อบเป็นทางน้ำหลักของภูมิภาคทูเมน บนอาณาเขตของภูมิภาคนั้นก็มี จำนวนมากทะเลสาบที่ใหญ่ที่สุด ได้แก่ ทะเลสาบ Olevashkina, ทะเลสาบ Karasye, ทะเลสาบ Okunevoe หนองน้ำไม่สามารถผ่านได้ และจะกลายเป็นน้ำแข็งภายในสิ้นเดือนมกราคม และเป็นอุปสรรคสำคัญในการเคลื่อนย้ายยานพาหนะ
สภาพภูมิอากาศของพื้นที่เป็นแบบทวีปที่รุนแรง โดยมีฤดูหนาวที่ยาวนานและฤดูร้อนที่อบอุ่นระยะสั้น ฤดูหนาวมีอากาศหนาวจัดและมีหิมะตก เดือนที่หนาวที่สุดของปีคือเดือนมกราคม (อุณหภูมิเฉลี่ยต่อเดือน -19.5 องศาเซลเซียส) ค่าต่ำสุดสัมบูรณ์คือ -52 องศาเซลเซียส เดือนที่อบอุ่นที่สุดคือเดือนกรกฎาคม (อุณหภูมิเฉลี่ยรายเดือนคือ +17 องศาเซลเซียส) ค่าสูงสุดสัมบูรณ์คือ +33 องศาเซลเซียส ปริมาณฝนเฉลี่ยต่อปีอยู่ที่ 500-550 มม. ต่อปี โดยเกิดขึ้น 75% ในฤดูร้อน หิมะปกคลุมเกิดขึ้นในช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคมและดำเนินต่อไปจนถึงต้นเดือนมิถุนายน ความหนาของหิมะปกคลุมอยู่ระหว่าง 0.7 ม. ถึง 1.5-2 ม. ความลึกของการแช่แข็งของดินคือ 1-1.5 ม.
ภูมิภาคที่อยู่ระหว่างการพิจารณามีลักษณะเป็นดินเหนียวพอซโซลิคในพื้นที่ที่ค่อนข้างสูงและดินพรุ-พอซโซลิก-ตะกอน และดินพรุในพื้นที่ชุ่มน้ำ ภายในที่ราบ ดินลุ่มน้ำของขั้นบันไดแม่น้ำส่วนใหญ่เป็นทราย และในบางพื้นที่เป็นดินเหนียว ฟลอราหลากหลาย ป่าสนและป่าเบญจพรรณมีอำนาจเหนือกว่า
พื้นที่ตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ห่างไกลจากพื้นผิวใกล้ผิวดินและมีชั้นหินเพอร์มาฟรอสต์อาศัยอยู่ ดินเยือกแข็งใกล้พื้นผิวเกิดขึ้นบนแหล่งต้นน้ำใต้พื้นที่ป่าพรุ ความหนาถูกควบคุมโดยระดับน้ำใต้ดินและสูงถึง 10-15 ม. อุณหภูมิคงที่และใกล้ 0 องศาเซลเซียส
ในดินแดนที่อยู่ติดกัน (ยังไม่มีการศึกษาชั้นดินเยือกแข็งถาวรที่เขต Priobskoye) ชั้นดินเยือกแข็งถาวรเกิดขึ้นที่ระดับความลึก 140-180 ม. (เขต Lyantorskoye) ความหนาของชั้นดินเยือกแข็งถาวรคือ 15-40 ม. ไม่ค่อยมากไปกว่านี้ Novomikhailovskaya และส่วนเล็ก ๆ ของการก่อตัวของ Atlym มักจะถูกแช่แข็ง
การตั้งถิ่นฐานที่ใหญ่ที่สุดใกล้กับพื้นที่ทำงานคือเมือง Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut และการตั้งถิ่นฐานเล็ก ๆ - หมู่บ้าน Seliyarovo, Sytomino, Lempino และอื่น ๆ
1.2 การพิมพ์หินตัด
ส่วนทางธรณีวิทยาของสนาม Priobskoye ประกอบด้วยชั้นหนา (มากกว่า 3,000 ม.) ของชั้นหินตะกอนของชั้นตะกอนที่ปกคลุมในยุคมีโซโซอิก-ซีโนโซอิก ซึ่งอยู่เหนือหินของกลุ่มก่อนยุคจูราสสิก ซึ่งแสดงด้วยเปลือกโลกที่ผุกร่อน
ก่อนยุคจูราสสิก การศึกษา (Pz)
ในส่วนของชั้นก่อนยุคจูราสสิก มีพื้นโครงสร้าง 2 ชั้นที่แตกต่างกัน ชั้นล่างซึ่งถูกจำกัดอยู่ในเปลือกโลกที่รวมตัว จะแสดงด้วยกราไฟท์-พอร์ไฟไรต์ กรวด และหินปูนที่แปรสภาพอย่างมาก ชั้นบนซึ่งถูกระบุว่าเป็นคอมเพล็กซ์ระดับกลาง ประกอบด้วยตะกอนที่ไหลออกมาและเคลื่อนตัวน้อยกว่าอายุเพอร์เมียน-ไทรแอสซิก ที่ความหนาสูงสุด 650 ม.
ระบบจูราสสิก (J)
ระบบจูราสสิกมีทั้งสามแผนก: ล่าง กลาง และบน
ประกอบด้วยรูปแบบ Tyumen (J1+2), Abalak และ Bazhenov (J3)
ตะกอน ตูย์เมนการก่อตัวอยู่ที่ฐานของชั้นตะกอนที่ปกคลุมบนหินของเปลือกโลกที่ผุกร่อนซึ่งมีความไม่สอดคล้องเชิงมุมและชั้นหินทราย และแสดงด้วยกลุ่มหิน terrigenous ที่ซับซ้อนที่ประกอบด้วยองค์ประกอบหินดินเหนียว-ทราย-ทรายตะกอน
ความหนาของตะกอนการก่อตัวของ Tyumen แตกต่างกันไปตั้งแต่ 40 ถึง 450 ม. ภายในสนามพวกเขาถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2806-2973 ม. การทับถมของชั้นหิน Tyumen นั้นถูกทับซ้อนกันโดยชั้นหินจูราสสิกตอนบนของชั้นหิน Abalak และ Bazhenov อาบาลัคสกายาการก่อตัวนี้ประกอบด้วยสีเทาเข้มถึงสีดำ เป็นหินปูนเฉพาะที่ เป็นหินโคลนกลูโคนิติก โดยมีชั้นหินตะกอนแทรกอยู่ในส่วนบนของส่วนนี้ ความหนาของการก่อตัวมีตั้งแต่ 17 ถึง 32 ม.
ตะกอน บาเชนอฟสกายาการก่อตัวนี้แสดงด้วยหินโคลนบิทูมินัสสีเทาเข้มเกือบดำ โดยมีชั้นของหินโคลนที่มีตะกอนเล็กน้อยและหินคาร์บอเนตที่เป็นดินเหนียวออร์แกนิก ความหนาของการก่อตัวคือ 26-38 ม.
ระบบชอล์ก (K)
เงินฝากของระบบครีเทเชียสได้รับการพัฒนาทุกที่และแสดงโดยส่วนบนและส่วนล่าง
ในส่วนล่างจากล่างขึ้นบน การก่อตัวของ Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya และ Khanty-Mansiysk มีความโดดเด่น และในส่วนบน การก่อตัวของ Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya และ Gankinskaya
ส่วนล่าง สุดยอดการก่อตัว (K1g) ส่วนใหญ่แสดงด้วยหินโคลนที่มีชั้นบางรองลงมาคือหินตะกอนและหินทราย รวมกันเป็นลำดับอาคิมอฟ
ในส่วนบนของรูปแบบ Akh มีสมาชิกที่โตเต็มวัยของดินเหนียว Pim สีเทาเข้มที่แหลกละเอียดและเข้าใกล้แล้วมีความโดดเด่น
ความหนารวมของการก่อตัวแตกต่างกันไปจากตะวันตกไปตะวันออกตั้งแต่ 35 ถึง 415 ม. ในส่วนต่างๆ ที่ตั้งอยู่ทางทิศตะวันออก กลุ่มของชั้น BS1-BS12 ถูกจำกัดอยู่ในชั้นนี้
ตัด เชอร์คาชินสกายาการก่อตัว (K1g-br) แสดงโดยการสลับจังหวะของดินเหนียวสีเทา หินตะกอน และหินทรายปนทราย อย่างหลังภายในสนามเช่นเดียวกับหินทรายนั้นมีน้ำมันในเชิงพาณิชย์และมีความโดดเด่นในรูปแบบ AC7, AC9, AC10, AC11, AC12
ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 290 ถึง 600 ม.
ด้านบนเป็นดินเหนียวสีเทาเข้มถึงสีดำ อลิมสกายาการก่อตัว (K1a) ในส่วนบนที่มีชั้นหินโคลนบิทูมินัสซ้อนกันในส่วนล่าง - หินตะกอนและหินทราย ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 190 ถึง 240 ม. ดินเหนียวเป็นสัญลักษณ์ประจำภูมิภาคสำหรับการสะสมไฮโดรคาร์บอนทั่วทั้งภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Middle Ob
วิคูลอฟสกายารูปแบบ (K1a-al) ประกอบด้วยรูปแบบย่อยสองรูปแบบ
ชั้นล่างเป็นดินเหนียวเป็นส่วนใหญ่ ส่วนชั้นบนเป็นดินเหนียวทรายซึ่งมีหินทรายและหินทรายเป็นส่วนใหญ่ การก่อตัวนี้มีลักษณะเฉพาะคือการมีเศษซากพืชอยู่ ความหนาของชั้นหินมีตั้งแต่ 264 ม. ทางตะวันตกถึง 296 ม. ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ
คันตี-มานซีสค์การก่อตัว (K1a-2s) แสดงได้จากการแทรกตัวของหินดินทรายและดินเหนียวที่ไม่สม่ำเสมอโดยมีลักษณะเด่นกว่าแบบแรกในส่วนบนของส่วน หินที่ก่อตัวมีลักษณะเป็นเศษคาร์บอนจำนวนมาก ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 292 ถึง 306 ม.
อูวัตสกายาการก่อตัว (K2s) แสดงโดยการสลับกันของทราย หินตะกอน และหินทรายอย่างไม่สม่ำเสมอ การก่อตัวนี้มีลักษณะเฉพาะคือมีซากพืชที่ไหม้เกรียมและมีแร่เป็นเหล็ก เศษคาร์บอน และอำพัน ความหนาของการก่อตัวคือ 283-301 ม.
เบิร์ตซอฟสกายารูปแบบการเล่น (K2k-st-km) แบ่งออกเป็นสองรูปแบบย่อย ชั้นล่างประกอบด้วยดินเหนียวมอนต์โมเรลโลไนต์สีเทา ชั้นประสานคล้ายโอโปก้าที่มีความหนา 45 ถึง 94 ม. และชั้นบนแสดงด้วยสีเทา เทาเข้ม ดินเหนียวทราย หนา 87-133 ม.
กันคินสกายาการก่อตัว (K2mP1d) ประกอบด้วยดินเหนียวสีเทา สีเทาแกมเขียว กลายเป็นมาร์ลที่มีเมล็ดกลาโคไนต์และก้อนไซเดอไรต์ ความหนา 55-82ม.
ระบบพาลีโอจีน (P2)
ระบบ Paleogene รวมถึงหินของการก่อตัวของ Talitsky, Lyulinvor, Atlym, Novomikhailovsky และ Turtas สามคนแรกแสดงด้วยเงินฝากทางทะเลส่วนที่เหลือ - ทวีป
ทาลิตสกายาการก่อตัวประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาเข้มหนาและพื้นที่ปนทราย พบซากพืชและเกล็ดปลาที่เน่าเปื่อย ความหนาของการก่อตัวคือ 125-146 ม.
ลูลินวอร์สกายาการก่อตัวจะแสดงด้วยดินเหนียวสีเหลืองแกมเขียว ในส่วนล่างของส่วนนั้นมักจะเป็นโอโพคอยด์ที่มีอินเทอร์เลเยอร์โอโพคอยด์ ความหนาของการก่อตัวคือ 200-363 ม.
ทาฟดินสกายาการก่อตัวที่ทำให้ส่วน Paleogene ทางทะเลสมบูรณ์นั้นประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาอมฟ้าอมเทาและมีหินตะกอนซ้อนกันเป็นชั้น ความหนาของการก่อตัวคือ 160-180 ม.
แอตลิมสกายาการก่อตัวนี้ประกอบด้วยตะกอนจากลุ่มน้ำภาคพื้นทวีป-ทะเล ซึ่งประกอบด้วยทราย สีเทาถึงสีขาว ส่วนใหญ่เป็นผลึกควอตซ์ โดยมีชั้นถ่านหินสีน้ำตาล ดินเหนียว และหินตะกอนซ้อนทับกัน ความหนาของการก่อตัวคือ 50-60 ม.
โนโวมิไคลอฟสกายาการก่อตัว - แสดงโดยการทับซ้อนกันของทรายที่ไม่สม่ำเสมอ, สีเทา, เนื้อละเอียด, ควอตซ์ - เฟลด์สปาติกที่มีดินเหนียวและหินตะกอน, สีเทาและสีน้ำตาลอมเทาพร้อมชั้นทรายและ ถ่านหินสีน้ำตาล- ความหนาของการก่อตัวไม่เกิน 80 ม.
ตูร์ทัสสกายาการก่อตัวประกอบด้วยดินเหนียวและหินทรายสีเทาแกมเขียว ซึ่งชั้นบาง ๆ มีไดอะตอมไมต์และทรายควอตซ์-กลูโคไนต์ซ้อนทับกัน ความหนาของการก่อตัวคือ 40-70 ม.
ระบบควอเตอร์นารี (Q)
มันมีอยู่ทุกหนทุกแห่งและแสดงไว้ในส่วนล่างด้วยทราย ดินเหนียว ดินร่วน และดินร่วนปนทรายสลับกัน ส่วนบนเป็นบริเวณหนองน้ำและทะเลสาบ ได้แก่ ดินตะกอน ดินร่วน และดินร่วนทราย ความหนารวม 70-100 ม.
1.3 เปลือกโลกโครงสร้าง
โครงสร้าง Priob ตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Lyaminsky megatrough, Salym และ West Lempinsky group of uplifts โครงสร้างลำดับที่หนึ่งมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นเป็นรูปโดมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคลินิกเฉพาะที่แต่ละแห่ง ซึ่งเป็นเป้าหมายของงานสำรวจแร่และสำรวจน้ำมันและก๊าซ
แผนโครงสร้างสมัยใหม่ของมูลนิธิก่อนยุคจูราสสิกได้รับการศึกษาโดยใช้ขอบฟ้าสะท้อน "A" บนแผนที่โครงสร้างตามแนวขอบฟ้าสะท้อน "A" องค์ประกอบโครงสร้างทั้งหมดจะแสดงขึ้น ทางตะวันตกเฉียงใต้ของภูมิภาคมีทางยกระดับ Seliyarovskoye, West Sakhalin และ Svetloye ในส่วนตะวันตกเฉียงเหนือมี East Seliyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye ซึ่งทำให้ทางลาดด้านตะวันออกของเขตยกระดับ West Lempinsky ซับซ้อน ในส่วนกลางมีรางน้ำ Sakhalin ตะวันตกทางทิศตะวันออก Gorshkovsky และ Sakhalin ยกขึ้นซึ่งทำให้การบวมของ Middle Lyaminsky และจมูกโครงสร้างของ Sakhalin ซับซ้อนตามลำดับ
ตามแนวขอบฟ้าที่สะท้อน "Db" ซึ่งจำกัดอยู่ที่หลังคาของสมาชิก Bystrinskaya สามารถติดตามการยกรูปโดม Priobskoye การยกแบบแอมพลิจูดต่ำของ Priobskoye ทางตะวันตก การยกของ West Sakhalin และ Novoobskaya ทางตะวันตกของพื้นที่มีโครงร่างการยกคันตี-มานิยา ทางเหนือของลิฟต์ Priobsky ลิฟต์ท้องถิ่น Svetloye มีความโดดเด่น ทางตอนใต้ของทุ่งในบริเวณบ่อน้ำ 291 การยกระดับนิรนามนั้นแตกต่างอย่างมีเงื่อนไข โซนยกระดับ East Seliyarovskaya ในพื้นที่ศึกษามีโครงร่างของไอโซฮิปส์แผ่นดินไหวแบบเปิด - 2280 ม. ใกล้กับบ่อน้ำ 606 โครงสร้างไอโซไฮป์แอมพลิจูดต่ำสามารถตรวจสอบได้ พื้นที่เซลิยารอฟสกายาถูกปกคลุมไปด้วยเครือข่ายโปรไฟล์แผ่นดินไหวที่หายาก บนพื้นฐานของโครงสร้างเชิงบวกที่สามารถทำนายได้ตามเงื่อนไข การยกระดับของ Seliyarovsky ได้รับการยืนยันแล้ว แผนโครงสร้างตามแนวขอบฟ้าสะท้อน "B" เนื่องจากการศึกษาที่ไม่ดีในพื้นที่ทางตะวันตกของพื้นที่ การสำรวจแผ่นดินไหวทางตอนเหนือของโครงสร้างเซลิยารอฟสกายา จึงมีการระบุการยกที่ไม่ระบุชื่อรูปทรงโดมตามเงื่อนไข
1.4 ปริมาณน้ำมัน
ที่ทุ่ง Priobskoye ระดับการรองรับน้ำมันครอบคลุมความหนาที่สำคัญของตะกอนที่ปกคลุมตั้งแต่จูราสสิกตอนกลางจนถึงยุค Aptian และมีความยาวมากกว่า 2.5 กม.
การไหลเข้าของน้ำมันที่ไม่ใช่อุตสาหกรรมและแกนที่มีสัญญาณของไฮโดรคาร์บอนได้มาจากแหล่งสะสมของการก่อตัวของ Tyumen (รูปแบบ Yu 1 และ Yu 2) และ Bazhenov (รูปแบบ Yu 0) เนื่องจากวัสดุทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ที่มีอยู่มีจำนวนจำกัด โครงสร้างของแหล่งนี้จึงยังไม่สามารถพิสูจน์ได้เพียงพอในปัจจุบัน
ปริมาณน้ำมันเชิงพาณิชย์ได้รับการจัดตั้งขึ้นในรูปแบบ Neocomian ของกลุ่ม AS โดยที่ 90% ของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วกระจุกตัวอยู่ ชั้นที่มีประสิทธิผลหลักตั้งอยู่ระหว่างชุดดินเหนียว Pimskaya และ Bystrinskaya ตะกอนจะถูกจำกัดอยู่ในตัวทรายที่มีรูปร่างเป็นเลนส์ซึ่งก่อตัวขึ้นในชั้นหินนีโอโคเมียนและชั้นหินไคโนฟอร์ม ซึ่งผลผลิตไม่ได้ถูกควบคุมโดยแผนโครงสร้างสมัยใหม่ และถูกกำหนดโดยการมีอยู่ของชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผลในส่วนนี้เกือบทั้งหมด การไม่มีน้ำก่อตัวในส่วนที่มีประสิทธิผลของส่วนทดสอบระหว่างการทดสอบจำนวนมากพิสูจน์ได้ว่าการสะสมของน้ำมันที่เกี่ยวข้องกับชั้นของยูนิตเหล่านี้เป็นวัตถุรูปทรงเลนส์ปิดที่เต็มไปด้วยน้ำมัน และโครงร่างของสิ่งสะสมสำหรับชั้นทรายแต่ละชั้นจะถูกกำหนด ตามขอบเขตของการกระจาย ข้อยกเว้นคือรูปแบบ AS 7 ซึ่งน้ำที่ไหลเข้าจากชั้นหินได้มาจากเลนส์ทรายที่เต็มไปด้วยน้ำ
ในฐานะที่เป็นส่วนหนึ่งของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล ได้มีการระบุวัตถุนับ 9 รายการ: 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. เงินฝากของชั้น AC 7 และ AC 9 ไม่เป็นที่สนใจของอุตสาหกรรม
รายละเอียดทางธรณีวิทยาแสดงในรูปที่ 1.1
1.5 ลักษณะเฉพาะมีประสิทธิผลชั้น
ปริมาณสำรองน้ำมันหลักในแหล่ง Priobskoye นั้นกระจุกตัวอยู่ในแหล่งสะสมของนีโอโคเมียน ลักษณะเฉพาะของโครงสร้างทางธรณีวิทยาของแหล่งสะสมที่เกี่ยวข้องกับหินนีโอโคเมียนก็คือ พวกมันมีโครงสร้างแบบข้ามชั้นขนาดใหญ่ เนื่องจากการก่อตัวภายใต้เงื่อนไขของการถมด้านข้างของแอ่งทะเลที่ค่อนข้างลึก (300-400ม.) เนื่องจากการเอาก้อนออก วัสดุที่น่ากลัวจากตะวันออกและตะวันออกเฉียงใต้ การก่อตัวของหินตะกอนขนาดใหญ่ของนีโอโคเมียนเกิดขึ้นในสภาวะภูมิศาสตร์บรรพชีวินวิทยาทั้งหมด: การตกตะกอนของทวีป ชายฝั่งทะเล ชั้นวาง และการสะสมของตะกอนที่ช้ามากในทะเลลึกเปิด
เมื่อคุณเคลื่อนจากตะวันออกไปตะวันตก จะมีความลาดเอียง (สัมพันธ์กับการก่อตัวของบาเชนอฟ ซึ่งเป็นเกณฑ์มาตรฐานระดับภูมิภาค) ของทั้งสมาชิกที่เป็นดินเหนียวที่โตเต็มวัย (เกณฑ์มาตรฐานระดับโซน) และหินทรายทรายที่อยู่ระหว่างนั้น
จากการพิจารณาของผู้เชี่ยวชาญของ ZapSibNIGNI เกี่ยวกับสัตว์และละอองเกสรสปอร์ ซึ่งเลือกจากดินเหนียวในช่วงเวลาที่เกิดของสมาชิก Pimsk อายุของตะกอนเหล่านี้กลายเป็น Hauterivian ทุกเลเยอร์ที่อยู่เหนือ Pima Member มีการจัดทำดัชนีเป็นกลุ่ม AS ดังนั้นที่สนาม Priobskoye รูปแบบ BS 1-5 จึงได้รับการจัดทำดัชนีใหม่เป็น AS 7-12
เมื่อคำนวณปริมาณสำรองภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล ได้มีการระบุรูปแบบที่มีประสิทธิผล 11 รูปแบบ: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/2-3 , AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.
หน่วยกักเก็บ AS 12 อยู่ที่ฐานของเมกะคอมเพล็กซ์และเป็นส่วนน้ำลึกที่สุดเมื่อพิจารณาจากการก่อตัวของหิน ส่วนประกอบประกอบด้วยสามชั้น AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0 ซึ่งแยกออกจากกันด้วยดินเหนียวที่ค่อนข้างสม่ำเสมอทั่วพื้นที่ส่วนใหญ่ โดยมีความหนาตั้งแต่ 4 ถึง 10 เมตร
การสะสมของการก่อตัวของ AS 12/3 นั้นถูกจำกัดอยู่ที่องค์ประกอบโมโนคลินิก (จมูกโครงสร้าง) ซึ่งภายในนั้นมีการยกขึ้นและลงที่แอมพลิจูดต่ำโดยมีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างสิ่งเหล่านั้น
แหล่งสะสมหลัก AS12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,620-2,755 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหินทุกด้าน ในแง่ของพื้นที่ มีลักษณะคล้ายระเบียงกลาง ซึ่งเป็นส่วนที่ยกสูงที่สุดของจมูกโครงสร้าง และหันจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 12.8 ม. ถึง 1.4 ม. อัตราการไหลของน้ำมันมีตั้งแต่ 1.02 ม. 3 /วัน, Hd=1239 ม. ถึง 7.5 ม. 3 /วัน โดยที่ Hd=1327 ม. ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 25.5 กม. x 7.5 กม. สูง 126 ม.
แหล่งสะสม AS 12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,640-2,707 ม. และจำกัดอยู่เพียงการยกระดับในท้องถิ่น Khanty-Mansi และโซนการทรุดตัวทางทิศตะวันออก เงินฝากจะถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ อัตราการไหลของน้ำมันต่ำและมีค่า 0.4-8.5 ลบ.ม./วัน ในระดับไดนามิกต่างๆ ระดับความสูงสูงสุดในส่วนโค้งบันทึกไว้ที่ -2,640 ม. และต่ำสุดที่ (-2,716 ม.) ขนาดเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. สูง 76 ม. ชนิดคัดกรองด้วยหิน
เงินฝากหลัก AS12/1-2 ใหญ่ที่สุดในสนาม มันถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2536-2728 ม. มันถูกจำกัดอยู่ในโมโนไคลน์ ซับซ้อนโดยการยกแอมพลิจูดขนาดเล็กในท้องถิ่นโดยมีโซนการเปลี่ยนผ่านระหว่างทั้งสามด้าน โครงสร้างถูกจำกัดด้วยฉากกั้นหินและอยู่ทางใต้เท่านั้น (ไปทาง พื้นที่ Frolovskaya ตะวันออก) อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ถึง 40.6 ม. ในขณะที่โซนความหนาสูงสุด (มากกว่า 12 ม.) ครอบคลุมส่วนกลางของอ่างเก็บน้ำรวมถึงส่วนตะวันออก ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 45 กม. x 25 กม. สูง 176 ม.
ในรูปแบบ AS 12/1-2 มีการค้นพบตะกอนขนาด 7.5 x 7 กม. สูง 7 ม. และ 11 x 4.5 กม. สูง 9 ม. ถูกค้นพบ ตะกอนทั้งสองชนิดเป็นแบบคัดกรองด้วยหิน
รูปแบบ AS 12/0 มีโซนการพัฒนาที่เล็กกว่า สิ่งสะสมหลัก AS 12/0 คือตัวเลนส์ที่มีทิศทางจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ขนาดของมันคือ 41 x 14 กม. สูง 187 ม. อัตราการไหลของน้ำมันแตกต่างจากหน่วยแรกของ m 3 / วันที่ระดับไดนามิกสูงถึง 48 m 3 / วัน
ขอบของขอบฟ้า AC 12 ก่อตัวขึ้นจากชั้นหินดินเหนียวหนา (สูงถึง 60 ม.)
ส่วนที่สูงกว่านั้นคือกลุ่มชั้นการผลิต AS 11 ซึ่งรวมถึง AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4 สามอันสุดท้ายเชื่อมต่อกันเป็นวัตถุนับชิ้นเดียว ซึ่งมีโครงสร้างที่ซับซ้อนมากทั้งในส่วนและในพื้นที่ ในเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำซึ่งเคลื่อนตัวไปทางบริเวณใกล้ยอด จะมีการสังเกตความหนาของเส้นขอบฟ้าที่สำคัญที่สุด โดยมีแนวโน้มที่จะเพิ่มขึ้นไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สูงถึง 78.6 ม.) ทางตะวันออกเฉียงใต้เส้นขอบฟ้านี้แสดงเฉพาะโดยชั้น AS 11/2 ในส่วนกลาง - โดยชั้น AS 11/3 ทางตอนเหนือ - โดยชั้น AC 11/2-4
เงินฝากหลัก AS11/1 นั้นใหญ่เป็นอันดับสองภายในเขต Priobskoye รูปแบบ AS11/1 ได้รับการพัฒนาในส่วนใกล้ยอดของการยกตัวของการโจมตีใต้น้ำที่มีลักษณะคล้ายการบวม ซึ่งทำให้โมโนไคลน์มีความซับซ้อน ทั้งสามด้านเงินฝากถูกจำกัดโดยโซนดินเหนียวและทางใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไข ขนาดของเงินฝากหลักคือ 48 x 15 กม. ความสูง 112 ม. อัตราการไหลของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.46 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. ถึง 11.8 ม. 3 ต่อวัน
รูปแบบ AS 11/0 ถูกระบุในรูปแบบของวัตถุที่มีรูปร่างเหมือนเลนส์ที่แยกออกจากกันในภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ ความหนาตั้งแต่ 8.6 ม. ถึง 22.8 ม. เงินฝากครั้งแรกมีขนาด 10.8 x 5.5 กม. ส่วนที่สอง 4.7 x 4.1 กม. เงินฝากทั้งสองประเภทเป็นแบบคัดกรองด้วยหิน มีลักษณะเฉพาะคือการไหลของน้ำมันตั้งแต่ 4 ถึง 14 ลบ.ม. ต่อวันในระดับไดนามิก ขอบฟ้า AC 10 ถูกทะลุผ่านเกือบทุกหลุมและประกอบด้วยสามชั้น AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0
แหล่งสะสมหลัก AS 10/2-3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่ง ประเภทของเงินฝาก - คัดกรองด้วยหิน ขนาด 31 x 11 กม. สูงถึง 292 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันมีตั้งแต่ 15.6 ม. ถึง 0.8 ม.
แหล่งเงินฝากหลัก AS10/1 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. ขนาดของแหล่งดังกล่าวคือ 38 x 13 กม. สูงถึง 120 ม. ขอบเขตด้านใต้ถูกวาดขึ้นอย่างไม่แน่นอน ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันอยู่ระหว่าง 0.4 ถึง 11.8 ม. การไหลเข้าของน้ำมันแอนไฮดรัสอยู่ระหว่าง 2.9 ม. 3 ต่อวัน ที่ระดับไดนามิก 1,064 ม. ถึง 6.4 ม. 3 ต่อวัน
ส่วนของรูปแบบ AS 10 เสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบการผลิต AS 10/0 ซึ่งมีการระบุเงินฝากสามรายการซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของห่วงโซ่การโจมตีใต้น้ำ
Horizon AC 9 มีการกระจายที่ จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของโซน fascial ที่แยกจากกันซึ่งตั้งอยู่ในส่วนตะวันออกเฉียงเหนือและตะวันออกของโครงสร้างตลอดจนในพื้นที่ทางตะวันตกเฉียงใต้
แหล่งผลิตผลนีโอโคเมียนเสร็จสมบูรณ์โดยการก่อตัวของ AS 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสกในการกระจายตัวของแหล่งกักเก็บน้ำมันและชั้นหินอุ้มน้ำ
แหล่งที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่คือแหล่งสะสมทางทิศตะวันออกถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2291-2382 ม. ทอดตัวจากตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ การไหลของน้ำมันอยู่ที่ 4.9-6.7 ม. 3 /วัน ที่ระดับไดนามิก 1359-875 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 67.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 46 x 8.5 กม. สูง 91 ม.
มีการค้นพบเงินฝากทั้งหมด 42 รายการภายในสนาม พื้นที่สูงสุดคือเงินฝากหลักในรูปแบบ AS 12/1-2 (1018 กม. 2) ขั้นต่ำ (10 กม. 2) คือเงินฝากในรูปแบบ AC 10/1
ตารางสรุปพารามิเตอร์ของรูปแบบการผลิตภายในพื้นที่การผลิต
ตารางที่ 1.1
|
ความลึกม |
ความหนาเฉลี่ย |
เปิด ความพรุน - |
ค่าน้ำมัน...% |
ค่าสัมประสิทธิ์ ความเป็นทราย |
การแยกส่วน |
|||
การสร้างแบริ่งน้ำมันเงินฝากการผลิตทางธรณีวิทยา
1.6 ลักษณะเฉพาะชั้นหินอุ้มน้ำคอมเพล็กซ์
ทุ่ง Priobskoye เป็นส่วนหนึ่งของระบบอุทกพลศาสตร์ของแอ่งอาร์ทีเซียนไซบีเรียตะวันตก ลักษณะเฉพาะของมันคือการปรากฏตัวของคราบดินเหนียวกันน้ำของ Oligocene-Turonian ซึ่งมีความหนาถึง 750 ม. โดยแบ่งส่วน Mesozoic-Cenozoic ออกเป็นระดับอุทกธรณีวิทยาบนและล่าง
ชั้นบนรวมตะกอนจากยุค Turonian-Quaternary และมีลักษณะเฉพาะด้วยการแลกเปลี่ยนน้ำอย่างอิสระ ในแง่อุทกพลศาสตร์ พื้นคือชั้นหินอุ้มน้ำซึ่งมีน้ำใต้ดินและน้ำระหว่างชั้นเชื่อมโยงถึงกัน
ระยะอุทกธรณีวิทยาตอนบนประกอบด้วยชั้นหินอุ้มน้ำ 3 ชั้น:
1- ชั้นหินอุ้มน้ำของตะกอนควอเทอร์นารี;
2- ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Novomikhailovsky;
3- ชั้นหินอุ้มน้ำของตะกอน Atlym
การวิเคราะห์เปรียบเทียบชั้นหินอุ้มน้ำแสดงให้เห็นว่าชั้นหินอุ้มน้ำ Atlym สามารถเป็นที่ยอมรับว่าเป็นแหล่งหลักของแหล่งน้ำประปาภายในประเทศและน้ำดื่มแบบรวมศูนย์ขนาดใหญ่ อย่างไรก็ตามเนื่องจากการลดต้นทุนการดำเนินงานลงอย่างมากจึงสามารถแนะนำขอบฟ้า Novomikhailovsky ได้
ระดับอุทกธรณีวิทยาที่ต่ำกว่าจะแสดงด้วยตะกอนในยุคซีโนเมเนียน-จูราสซิก และหินที่รดน้ำบริเวณส่วนบนของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสซิก ที่ระดับความลึกมาก ในสภาพแวดล้อมที่ยากลำบาก และในบางแห่งเกือบจะนิ่ง น้ำที่มีแร่ธาตุสูงตามความร้อนจะเกิดขึ้น โดยมีความอิ่มตัวของก๊าซสูง และมีความเข้มข้นของธาตุรองเพิ่มขึ้น ชั้นล่างโดดเด่นด้วยการแยกชั้นหินอุ้มน้ำที่เชื่อถือได้จากปัจจัยทางธรรมชาติและภูมิอากาศของพื้นผิว ในส่วนของมันมีชั้นหินอุ้มน้ำสี่แห่ง คอมเพล็กซ์และ aquitard ทั้งหมดสามารถตรวจสอบได้ในระยะทางไกล แต่ในเวลาเดียวกันที่สนาม Priobskoye จะสังเกตเห็นการเกิดดินเหนียวของคอมเพล็กซ์ที่สอง
สำหรับน้ำท่วมอ่างเก็บน้ำน้ำมันในภูมิภาค Ob กลางน้ำใต้ดินของคอมเพล็กซ์ Aptian-Cenomanian ถูกนำมาใช้กันอย่างแพร่หลายประกอบด้วยชั้นของซีเมนต์อ่อนทรายหลวมหินทรายหินทรายตะกอนและดินเหนียวของการก่อตัวของ Uvat, Khanty-Mansi และ Vikulov มีความสม่ำเสมอในพื้นที่และเป็นเนื้อเดียวกันภายในพื้นที่ น้ำมีลักษณะพิเศษคือมีความสามารถในการกัดกร่อนต่ำเนื่องจากไม่มีไฮโดรเจนซัลไฟด์และออกซิเจนอยู่ในน้ำ
1.7 ฟิสิกส์เคมีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำของเหลว
น้ำมันอ่างเก็บน้ำจากการก่อตัวของผลผลิต AC10, AC11 และ AC12 ไม่มีคุณสมบัติที่แตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญ ธรรมชาติของการเปลี่ยนแปลง คุณสมบัติทางกายภาพน้ำมันเป็นเรื่องปกติสำหรับคราบที่ไม่ถึงพื้นผิวและถูกล้อมรอบด้วยน้ำชายขอบ ในสภาวะอ่างเก็บน้ำน้ำมันที่มีความอิ่มตัวของก๊าซโดยเฉลี่ย ความดันอิ่มตัวจะต่ำกว่าความดันอ่างเก็บน้ำ 1.5-2 เท่า (ระดับการบีบอัดสูง)
ข้อมูลการทดลองเกี่ยวกับความแปรปรวนของน้ำมันทั่วทั้งส่วนของโรงงานผลิตในแหล่งนี้บ่งชี้ถึงความแตกต่างของน้ำมันภายในแหล่งสะสมที่ไม่มีนัยสำคัญ
น้ำมันของรูปแบบ AS10, AS11 และ AS12 อยู่ใกล้กัน น้ำมันที่เบากว่าอยู่ในรูปแบบ AS11 เศษส่วนโมลของมีเธนในนั้นคือ 24.56% ปริมาณไฮโดรคาร์บอนทั้งหมด C2H6 -C5H12 คือ 19.85% น้ำมันจากทุกชั้นมีลักษณะเด่นคือบิวเทนและเพนเทนปกติมีความเหนือกว่าไอโซเมอร์
ปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบา CH4 - C5H12 ที่ละลายในน้ำมันที่กำจัดก๊าซแล้วคือ 8.2-9.2%
ก๊าซน้ำมันของการแยกมาตรฐานนั้นมีไขมันสูง (ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณไขมันมากกว่า 50) เศษส่วนโมลของมีเธนในนั้นคือ 56.19 (รูปแบบ AS10) - 64.29 (รูปแบบ AS12) ปริมาณอีเทนน้อยกว่าโพรเพนมากอัตราส่วน C2H6 / C3H8 คือ 0.6 ซึ่งเป็นเรื่องปกติสำหรับก๊าซจากแหล่งสะสมน้ำมัน ปริมาณบิวเทนทั้งหมดคือ 8.1-9.6%, เพนเทน 2.7-3.2%, ไฮโดรคาร์บอนหนัก C6H14 + สูงกว่า 0.95-1.28% ปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์และไนโตรเจนมีน้อยประมาณ 1%
น้ำมันที่ไล่ก๊าซทุกชั้นจะมีซัลเฟอร์ พาราฟินิก เรซินต่ำ และมีความหนาแน่นปานกลาง
น้ำมันในรูปแบบ AS10 มีความหนืดปานกลาง โดยมีปริมาณเศษส่วนสูงถึง 350_C มากกว่า 55% น้ำมันในรูปแบบ AS11 และ AS12 มีความหนืด โดยมีปริมาณเศษส่วนสูงถึง 350_C จาก 45% เป็น 54.9%
รหัสเทคโนโลยีของน้ำมันจากรูปแบบ AS10 - II T1P2, รูปแบบ AS11 และ AS12 - II T2P2
การประเมินพารามิเตอร์ที่กำหนดโดยลักษณะเฉพาะของน้ำมันและก๊าซได้ดำเนินการตามเงื่อนไขที่เป็นไปได้มากที่สุดสำหรับการรวบรวม การเตรียม และการขนส่งน้ำมันในสนาม
เงื่อนไขการแยกมีดังนี้:
ขั้นตอนที่ 1 - ความดัน 0.785 MPa อุณหภูมิ 10_C;
ด่าน 2 - ความดัน 0.687 MPa อุณหภูมิ 30_C;
ด่าน 3 - ความดัน 0.491 MPa อุณหภูมิ 40_C;
ขั้นที่ 4 - ความดัน 0.103 MPa อุณหภูมิ 40_C
การเปรียบเทียบความพรุนโดยเฉลี่ยและค่าการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำเลเยอร์ AS10-AS12 ตามคอร์และ GIS
ตารางที่ 1.2
|
ตัวอย่าง |
||||||||
1.8 การประมาณปริมาณสำรองน้ำมัน
การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันของแหล่ง Priobskoye ดำเนินการโดยรวมสำหรับอ่างเก็บน้ำโดยไม่มีความแตกต่างจากการสะสม เนื่องจากขาดน้ำในชั้นหินในแหล่งสะสมที่มีจำกัดทางธรณีวิทยา ปริมาณสำรองจึงคำนวณตามโซนน้ำมันล้วนๆ
ปริมาณสำรองน้ำมันที่สมดุลของแหล่ง Priobskoye ถูกประเมินโดยใช้วิธีปริมาตร
พื้นฐานในการคำนวณแบบจำลองอ่างเก็บน้ำคือผลลัพธ์ของการตีความ GIS ในเวลาเดียวกัน ค่าประมาณของพารามิเตอร์อ่างเก็บน้ำต่อไปนี้ถูกนำมาใช้เป็นค่าขอบเขตของอ่างเก็บน้ำ-ไม่ใช่อ่างเก็บน้ำ: K op 0.145, การซึมผ่าน 0.4 mD โซนของการก่อตัวซึ่งค่าของพารามิเตอร์เหล่านี้น้อยกว่ามาตรฐานจะไม่รวมอยู่ในอ่างเก็บน้ำและดังนั้นจึงมีการคำนวณสำรอง
เมื่อคำนวณปริมาณสำรองจะใช้วิธีการคูณแผนที่ของพารามิเตอร์การคำนวณหลักสามตัว: ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันที่มีประสิทธิภาพ, ค่าสัมประสิทธิ์ความพรุนแบบเปิด และความอิ่มตัวของน้ำมัน ปริมาตรอิ่มตัวของน้ำมันที่มีประสิทธิผลได้รับการคำนวณแยกต่างหากสำหรับประเภทสำรอง
การจัดสรรประเภทของเงินสำรองดำเนินการตาม "การจำแนกประเภทของเงินสำรอง..." (1983) ขึ้นอยู่กับระดับการสำรวจแหล่งสะสมของแหล่ง Priobskoye ปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซละลายในนั้นจะถูกคำนวณตามหมวด B, C 1, C 2 ปริมาณสำรองประเภท B ระบุไว้ในหลุมสุดท้ายของชุดการผลิตทางฝั่งซ้ายของส่วนที่เจาะของสนาม ปริมาณสำรองประเภท C 1 ได้รับการระบุในพื้นที่ที่ศึกษาโดยหลุมสำรวจซึ่งมีการไหลของน้ำมันเชิงพาณิชย์หรือมีข้อมูลการตัดไม้ที่เป็นบวก ปริมาณสำรองในพื้นที่แหล่งสะสมที่ยังไม่ได้ศึกษาโดยการขุดเจาะจัดอยู่ในประเภท C 2 ขอบเขตระหว่างประเภท C 1 และ C 2 ถูกวาดขึ้นที่ระยะห่างสองเท่าของตารางปฏิบัติการ (500x500 ม.) ตามที่กำหนดไว้ใน "การจำแนกประเภท ... "
การประเมินปริมาณสำรองเสร็จสมบูรณ์โดยการคูณปริมาตรที่ได้รับของแหล่งกักเก็บน้ำมันอิ่มตัวสำหรับแต่ละชั้นและภายในหมวดหมู่ที่เลือกด้วยความหนาแน่นของน้ำมันที่ถูกกำจัดก๊าซในระหว่างการแยกแบบขั้นตอนและปัจจัยการแปลง ควรสังเกตว่าพวกเขาค่อนข้างแตกต่างจากที่นำมาใช้ก่อนหน้านี้ นี่เป็นเพราะประการแรก เนื่องจากการยกเว้นจากการคำนวณหลุมที่อยู่ห่างไกลจากพื้นที่ใบอนุญาต และประการที่สอง การเปลี่ยนแปลงในการจัดทำดัชนีของการก่อตัวในหลุมสำรวจแต่ละหลุมอันเป็นผลมาจากความสัมพันธ์ใหม่ของปริมาณเงินฝากที่มีประสิทธิผล
พารามิเตอร์การคำนวณที่ยอมรับและผลลัพธ์ที่ได้จากการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันแสดงไว้ด้านล่าง
1.8.1 ทุนสำรองน้ำมัน
ณ วันที่ 1 มกราคม 2541 ปริมาณสำรองน้ำมันในงบดุล VGF มีดังต่อไปนี้:
สามารถกู้คืนได้ 613,380,000 ตัน
สามารถกู้คืนได้ 63,718 พันตัน
สามารถกู้คืนได้ 677,098 พันตัน
น้ำมันสำรองตามอ่างเก็บน้ำ
ตารางที่ 1.3
|
งบดุล |
งบดุล |
มาสกัดกัน |
งบดุล |
มาสกัดกัน |
||||||
สำหรับส่วนที่เจาะของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye การคำนวณเงินสำรองของ Party of Yuganskneftegaz JSC ได้ดำเนินการแล้ว
ส่วนที่เจาะมี 109,438,000 ตัน ยอดคงเหลือและ 31131,000 ตัน ปริมาณสำรองน้ำมันที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้โดยมีปัจจัยการคืนสภาพน้ำมันเท่ากับ 0.284
ตามส่วนที่เจาะจะมีการกระจายเงินสำรองตามตะเข็บดังนี้:
การก่อตัว AS10 ยอดคงเหลือ 50%
สามารถกู้คืนได้ 46%
การก่อตัว AS11 ยอดคงเหลือ 15%
กู้คืนได้ 21%
การก่อตัว AS12 ยอดคงเหลือ 35%
สามารถกู้คืนได้ 33%
ในดินแดนที่อยู่ระหว่างการพิจารณา ปริมาณสำรองหลักจะกระจุกตัวอยู่ในรูปแบบ AC10 และ AC12 บริเวณนี้มีปริมาณสำรองน้ำมัน 5.5% 19.5% ของปริมาณสำรองอ่างเก็บน้ำ AS10; 2.4%-AC11; 3.9%-AC12
ปริออบสโคม/ร (ฝั่งซ้ายส่วนหนึ่ง)
เงินสำรองน้ำมันโดยโซนการดำเนินการ
ตารางที่ 1.4
|
ปริมาณน้ำมันสำรองพันตัน |
หน่วยเศษส่วน SIF |
||||
|
งบดุล |
เรียกคืนได้ |
||||
*) สำหรับส่วนหนึ่งของอาณาเขตประเภท C1 ที่ผลิตน้ำมัน
2 . วิธีการสกัด อุปกรณ์ที่ใช้
การพัฒนาโรงงานผลิตแต่ละแห่ง AS 10, AS 11, AS 12 ดำเนินการโดยการวางหลุมตามรูปแบบสามเหลี่ยมสามแถวเชิงเส้นที่มีความหนาแน่นของตาราง 25 เฮกตาร์/หลุม โดยเจาะหลุมทั้งหมดจนถึงรูปแบบ AS 12
ในปี พ.ศ. 2550 SibNIINP ได้เตรียม “การเพิ่มเติมไปยัง โครงการเทคโนโลยีการพัฒนาอุตสาหกรรมนำร่องของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye รวมถึงส่วนที่ราบน้ำท่วมถึง N4" ซึ่งมีการปรับเปลี่ยนสำหรับการพัฒนาส่วนฝั่งซ้ายของสนามด้วยการรวมกลุ่มใหม่ N140 และ 141 ไว้ในส่วนที่ราบน้ำท่วมถึง ตามเอกสารนี้ ได้มีการจัดเตรียมระบบบล็อกสามแถวไว้ ( ความหนาแน่นของตาราง - 25 เฮกตาร์/ตร.ม.) โดยมีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมในขั้นตอนต่อมาของการพัฒนาเป็นระบบปิดแบบบล็อก
พลวัตของตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาแสดงไว้ในตารางที่ 2.1
2. 1 ไดนามิกส์หลักตัวชี้วัดการพัฒนาปริออบสกี้เงินฝาก
ตารางที่ 2.1
2. 2 การวิเคราะห์หลักเทคนิคและเศรษฐกิจตัวชี้วัดการพัฒนา
พลวัตของตัวบ่งชี้การพัฒนาตามตารางที่ 2.1 แสดงไว้ในรูปที่ 1 2.1.
แหล่ง Priobskoye ได้รับการพัฒนามาตั้งแต่ปี 1988 กว่า 12 ปีของการพัฒนาดังที่เห็นได้จากตารางที่ 3 การผลิตน้ำมันมีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง
หากในปี 1988 มีจำนวนน้ำมัน 2,300 ตัน จากนั้นในปี 2010 ก็มีจำนวนถึง 1,485,000 ตัน การผลิตของเหลวเพิ่มขึ้นจาก 2,300 เป็น 1,608,000 ตัน
ดังนั้นภายในปี 2553 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตารางที่ 3.1) .
ตั้งแต่ปี 1991 เพื่อรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ จึงมีการดำเนินการบ่อฉีดและเริ่มฉีดน้ำ ณ สิ้นปี 2553 ปริมาณการฉีดอยู่ที่ 132 หลุมและการฉีดน้ำเพิ่มขึ้นจาก 100 เป็น 2,362,000 ตัน ภายในปี 2553 เมื่อการฉีดเพิ่มขึ้น อัตราการผลิตน้ำมันโดยเฉลี่ยของหลุมปฏิบัติการก็จะเพิ่มขึ้น ภายในปี 2553 อัตราการไหลเพิ่มขึ้นซึ่งมีการอธิบายไว้ ทางเลือกที่เหมาะสมปริมาณน้ำที่สูบ
นอกจากนี้ นับตั้งแต่วินาทีที่กองทุนฉีดเริ่มดำเนินการ ปริมาณน้ำที่ตัดของผลิตภัณฑ์จะเริ่มเพิ่มขึ้น และภายในปี 2010 ก็สูงถึง 9.8% ใน 5 ปีแรก ปริมาณน้ำที่ลดลงคือ 0%
ภายในปี 2553 สต็อกการผลิตมีจำนวน 414 หลุม โดย 373 หลุมเป็นผลิตภัณฑ์สกัดโดยใช้วิธีเครื่องจักร ภายในปี 2553 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตารางที่ 2.1) .
ทุ่ง Priobskoye เป็นหนึ่งในทุ่งที่อายุน้อยที่สุดและมีแนวโน้มมากที่สุดในไซบีเรียตะวันตก
2.3 ลักษณะเฉพาะการพัฒนา,มีอิทธิพลบนการแสวงหาผลประโยชน์บ่อน้ำ
สนามนี้มีอัตราการไหลของบ่อน้ำต่ำ ปัญหาหลักของการพัฒนาภาคสนามคือผลผลิตต่ำของหลุมผลิต การฉีดหลุมฉีดตามธรรมชาติ (โดยไม่ทำให้รูปร่างแตกร้าวด้วยน้ำที่ฉีด) ต่ำ รวมถึงการกระจายแรงดันข้ามสิ่งสะสมที่ไม่ดีในระหว่างการบำรุงรักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำ (เนื่องจากการเชื่อมต่อทางอุทกพลศาสตร์ที่อ่อนแอของ แต่ละส่วนของรูปแบบ) การใช้ประโยชน์จากรูปแบบ AC 12 ควรถูกเน้นว่าเป็นปัญหาแยกต่างหากของการพัฒนาภาคสนาม เนื่องจากอัตราการไหลต่ำ บ่อน้ำหลายแห่งในรูปแบบนี้จึงต้องปิดตัวลง ซึ่งอาจส่งผลให้น้ำมันสำรองจำนวนมากถูก mothballed อย่างไม่มีกำหนด วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้ในอ่างเก็บน้ำ AS 12 คือการใช้มาตรการเพื่อเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมัน
สนาม Priobskoye มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผลทั้งในพื้นที่และในส่วนต่างๆ แหล่งสะสมของขอบฟ้า AS 10 และ AS 11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AS 12 ถูกจัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ
ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่นั้น บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาพื้นที่นั้นโดยไม่มีอิทธิพลเชิงรุกต่อชั้นการผลิตของพื้นที่นั้น และไม่มีการใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต
สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย
3 . วิธีการประยุกต์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน
3.1 ทางเลือกวิธีผลกระทบบนน้ำมันเงินฝาก
การเลือกวิธีการมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมันนั้นพิจารณาจากปัจจัยหลายประการ ซึ่งปัจจัยที่สำคัญที่สุดคือลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของแหล่งสะสม ความสามารถทางเทคโนโลยีของการใช้วิธีการในสาขาที่กำหนดและเกณฑ์ทางเศรษฐกิจ วิธีการมีอิทธิพลต่อรูปแบบที่กล่าวข้างต้นมีการปรับเปลี่ยนมากมายและมีพื้นฐานมาจากองค์ประกอบชุดใหญ่ของสารทำงานที่ใช้ ดังนั้นเมื่อวิเคราะห์วิธีการกระตุ้นที่มีอยู่ ประการแรกจึงสมเหตุสมผลที่จะใช้ประสบการณ์การพัฒนาพื้นที่ในไซบีเรียตะวันตก รวมถึงพื้นที่ในภูมิภาคอื่น ๆ ที่มีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำคล้ายกับสนาม Priobskoye (ความสามารถในการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำเป็นหลัก) และการก่อตัว ของเหลว
ในบรรดาวิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมันโดยส่งผลต่อโซนก้นหลุมของบ่อ วิธีที่ใช้กันอย่างแพร่หลายที่สุดคือ:
การแตกหักแบบไฮดรอลิก
การบำบัดด้วยกรด
การบำบัดทางกายภาพและเคมีด้วยรีเอเจนต์ต่างๆ
การบำบัดด้วยอุณหฟิสิกส์และเทอร์โมเคมี
เอฟเฟกต์แบบพัลส์ช็อต ไวโบรอะคูสติก และอะคูสติก
3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ที่สนาม Priobskoye
ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของเขต Priobskoye เพื่อประเมินการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่:
ความลึกของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล - 2,400-2,600 ม.
เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน ระบบการปกครองตามธรรมชาติปิดแบบยืดหยุ่น
ความหนาของชั้น AS 10, AS 11 และ AS 12 สูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม. ตามลำดับ
แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa
อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90 0 C,
การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำค่าเฉลี่ยตามผลการศึกษาหลัก - สำหรับชั้น AS 10, AS 11 และ AS 12 ตามลำดับ 15.4, 25.8, 2.4 mD
ความแตกต่างของการก่อตัวด้านข้างและแนวตั้งสูง
ความหนาแน่นของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 780-800 กก. / ลบ.ม. 3
ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa*s,
ความดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa
น้ำมันแนฟเทนิก พาราฟินิก และเรซินต่ำ
เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นอ่างเก็บน้ำอย่างมีประสิทธิภาพสามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด แต่วิธีการต่อไปนี้สำหรับฟิลด์ Priobskoye ก็สามารถแยกออกจากวิธีการที่ระบุไว้ข้างต้น: วิธีการระบายความร้อนและน้ำท่วมโพลีเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการใช้ความร้อนใช้สำหรับการสะสมตัวด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกสูงสุด 1,500-1,700 ม. แนะนำให้ใช้การท่วมแบบโพลีเมอร์ในรูปแบบที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 μm 2 เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 0 C ( สำหรับอุณหภูมิที่สูงขึ้นจะใช้โพลีเมอร์ราคาแพงที่มีองค์ประกอบพิเศษ).
3.2.1 น้ำท่วมอ่างเก็บน้ำ
ประสบการณ์ในการพัฒนาพื้นที่ในประเทศและต่างประเทศแสดงให้เห็นว่าน้ำท่วมกลายเป็นวิธีการที่มีประสิทธิภาพพอสมควรในการมีอิทธิพลต่ออ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำภายใต้การปฏิบัติตามข้อกำหนดที่จำเป็นสำหรับเทคโนโลยีในการใช้งานอย่างเข้มงวด
สาเหตุหลักที่ทำให้ประสิทธิภาพของการระบายน้ำในรูปแบบซึมผ่านต่ำลดลง ได้แก่:
การเสื่อมสภาพของคุณสมบัติการกรองของหินเนื่องจาก:
การบวมของส่วนประกอบดินเหนียวของหินเมื่อสัมผัสกับน้ำที่ฉีดเข้าไป
การอุดตันของตัวสะสมด้วยสิ่งสกปรกเชิงกลที่พบในน้ำที่ฉีด
การตกตะกอนของเกลือในตัวกลางที่มีรูพรุนของอ่างเก็บน้ำระหว่างปฏิกิริยาทางเคมีของน้ำที่ฉีดและก่อตัว
การลดลงของความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำจากน้ำท่วมเนื่องจากการก่อตัวของรอยแตกรอบ ๆ หลุมฉีดและการแพร่กระจายของพวกมันลึกเข้าไปในการก่อตัว (สำหรับการก่อตัวที่ไม่ต่อเนื่อง ความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำเพิ่มขึ้นเล็กน้อยตามส่วนก็เป็นไปได้เช่นกัน)
ความไวอย่างมีนัยสำคัญต่อธรรมชาติของความสามารถในการเปียกของหินโดยสารที่ฉีดเข้าไป การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำลดลงอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการตกตะกอนของพาราฟิน
การปรากฏตัวของปรากฏการณ์ทั้งหมดนี้ในแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำทำให้เกิดผลกระทบที่สำคัญมากกว่าในหินที่มีการซึมผ่านสูง
เพื่อกำจัดอิทธิพลของปัจจัยเหล่านี้ต่อกระบวนการน้ำท่วมจึงมีการใช้วิธีแก้ปัญหาทางเทคโนโลยีที่เหมาะสม: รูปแบบบ่อที่ดีที่สุดและโหมดการทำงานของเทคโนโลยีของบ่อน้ำ, การฉีดน้ำประเภทและองค์ประกอบที่ต้องการลงในการก่อตัว, การบำบัดทางกล, เคมีและชีวภาพที่เหมาะสม ตลอดจนการเติมส่วนประกอบพิเศษลงในน้ำ
สำหรับสนาม Priobskoye ควรพิจารณาน้ำท่วมขังเป็นวิธีการกระตุ้นหลัก
การใช้สารละลายลดแรงตึงผิวที่สนามถูกปฏิเสธ สาเหตุหลักมาจากประสิทธิภาพต่ำของรีเอเจนต์เหล่านี้ในสภาวะอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ
สำหรับสนาม Priobskoye และ น้ำท่วมอัลคาไลน์ไม่สามารถแนะนำได้ด้วยเหตุผลดังต่อไปนี้:
สิ่งสำคัญคือปริมาณดินเหนียวที่มีโครงสร้างและเป็นชั้นของอ่างเก็บน้ำ มวลรวมของดินเหนียวจะแสดงด้วยเคโอลิไนต์ คลอไรต์ และไฮโดรมิกา ปฏิกิริยาของอัลคาไลกับวัสดุดินเหนียวสามารถไม่เพียงนำไปสู่การบวมของดินเหนียวเท่านั้น แต่ยังรวมถึงการทำลายหินด้วย สารละลายอัลคาไลน์ที่มีความเข้มข้นต่ำจะเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การบวมตัวของดินเหนียว 1.1-1.3 เท่า และลดการซึมผ่านของหินได้ 1.5-2 เท่าเมื่อเทียบกับน้ำจืด ซึ่งเป็นสิ่งสำคัญสำหรับแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำของทุ่ง Priobskoye การใช้สารละลายที่มีความเข้มข้นสูง (ลดการบวมของดินเหนียว) จะกระตุ้นกระบวนการทำลายหิน นอกจากนี้ ดินเหนียวที่มีความสามารถในการแลกเปลี่ยนไอออนสูงอาจส่งผลเสียต่อขอบสารละลายอัลคาไลน์โดยการแทนที่โซเดียมด้วยไฮโดรเจน
ความหลากหลายที่ได้รับการพัฒนาอย่างมากของการก่อตัวและ interlayers จำนวนมาก นำไปสู่การครอบคลุมของการก่อตัวที่ต่ำด้วยสารละลายอัลคาไล
อุปสรรคสำคัญในการใช้งาน ระบบอิมัลชันผลกระทบต่อการสะสมของแหล่ง Priobskoye เนื่องมาจากลักษณะการกรองต่ำของอ่างเก็บน้ำในสนาม ความต้านทานการกรองที่สร้างขึ้นโดยอิมัลชันในแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำจะทำให้การฉีดของหลุมฉีดลดลงอย่างรวดเร็วและอัตราการสกัดน้ำมันลดลง
3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อโซนการสร้างก้นหลุมเพื่อเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต
3.3.1 การบำบัดด้วยกรด
การบำบัดกรดของการก่อตัวจะดำเนินการทั้งเพื่อเพิ่มและฟื้นฟูความสามารถในการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำในบริเวณใกล้หลุมเจาะของบ่อน้ำ งานนี้ส่วนใหญ่ดำเนินการเมื่อเปลี่ยนหลุมเป็นการฉีดและต่อมาเพิ่มความสามารถในการฉีด
การบำบัดกรดมาตรฐานที่สนาม Priobskoye ประกอบด้วยการเตรียมสารละลายที่ประกอบด้วย 14% HCl และ 5% HF โดยมีปริมาตร 1.2-1.7 ม. 3 ต่อความหนาของชั้นหินที่มีรูพรุน 1 เมตรแล้วปั๊มลงในช่วงการเจาะ เวลาตอบสนองประมาณ 8 ชั่วโมง
เมื่อพิจารณาถึงประสิทธิผลของผลกระทบของกรดอนินทรีย์ หลุมฉีดที่มีการฉีดน้ำเป็นเวลานาน (มากกว่าหนึ่งปี) ก่อนการบำบัดจะถูกนำมาพิจารณาด้วย การบำบัดด้วยกรดของ CCD ในหลุมฉีดกลายเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพในการฟื้นฟู การฉีด ตามตัวอย่าง ตารางที่ 3.1 แสดงผลการบำบัดสำหรับหลุมฉีดจำนวนหนึ่ง
ผลการรักษาในบ่อฉีด
ตารางที่ 3.1
|
วันที่ดำเนินการ |
ความสามารถในการฉีดก่อนการรักษา (ลบ.ม./วัน) |
ความสามารถในการฉีดหลังการรักษา (ลบ.ม./วัน) |
แรงดันฉีด (เอทีเอ็ม) |
ชนิดกรด |
||
การวิเคราะห์การบำบัดที่ดำเนินการแสดงให้เห็นว่าองค์ประกอบของกรดไฮโดรคลอริกและกรดไฮโดรฟลูออริกช่วยเพิ่มการซึมผ่านของบ่อน้ำ การฉีดของหลุมเพิ่มขึ้นจาก 1.5 เป็น 10 เท่า เห็นผลตั้งแต่ 3 เดือนถึง 1 ปี
ดังนั้น จากการวิเคราะห์การบำบัดด้วยกรดที่ดำเนินการในภาคสนาม เราสามารถสรุปได้ว่า แนะนำให้ทำการบำบัดด้วยกรดบริเวณก้นหลุมของหลุมฉีดเพื่อฟื้นฟูความสามารถในการฉีด
3.3.2 การแตกหักแบบไฮดรอลิก
การแตกหักแบบไฮดรอลิก (fracture) เป็นหนึ่งในวิธีการส่วนใหญ่ วิธีการที่มีประสิทธิภาพเพิ่มการผลิตน้ำมันจากแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำและเพิ่มการผลิตน้ำมันสำรอง การแตกหักด้วยไฮดรอลิกถูกนำมาใช้กันอย่างแพร่หลายในแนวทางปฏิบัติในการผลิตน้ำมันทั้งในประเทศและต่างประเทศ
ประสบการณ์การแตกหักแบบไฮดรอลิกที่สำคัญได้สะสมไว้แล้วที่สนาม Priobskoye การวิเคราะห์ที่ดำเนินการที่สนามการแตกหักด้วยไฮดรอลิกบ่งชี้ว่าการผลิตประเภทนี้มีประสิทธิภาพสูงสำหรับภาคสนาม แม้ว่าอัตราการผลิตจะลดลงอย่างมีนัยสำคัญหลังจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิกก็ตาม การแตกหักด้วยไฮดรอลิกในกรณีของทุ่ง Priobskoye ไม่เพียงแต่เป็นวิธีการผลิตที่เข้มข้นเท่านั้น แต่ยังเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาอีกด้วย ประการแรก การแตกหักแบบไฮดรอลิกทำให้คุณสามารถเชื่อมต่อปริมาณสำรองน้ำมันที่ไม่ได้ระบายเข้ากับแหล่งกักเก็บที่ไม่ต่อเนื่องของสนามได้ ประการที่สอง ประเภทนี้ผลกระทบทำให้คุณสามารถเลือกปริมาตรน้ำมันเพิ่มเติมจากการก่อตัวของ AC 12 ที่มีการซึมผ่านต่ำภายในระยะเวลาที่ยอมรับได้ของการปฏิบัติงานภาคสนาม
ระดับเพิ่มเติมการผลิตจากดำเนินการการแตกหักแบบไฮดรอลิกบนปริออบสกี้สนาม.
การแนะนำวิธีการแตกหักแบบไฮดรอลิกที่สนาม Priobskoye เริ่มขึ้นในปี 2549 โดยเป็นหนึ่งในวิธีการกระตุ้นที่ได้รับการแนะนำมากที่สุดในสภาวะการพัฒนาเหล่านี้
ในช่วงระหว่างปี 2549 ถึงมกราคม 2554 มีการดำเนินการดำเนินการแตกหักแบบไฮดรอลิก 263 ครั้ง (61% ของกองทุน) ที่สนาม การดำเนินการพร่าพรายไฮดรอลิกจำนวนหลักดำเนินการในปี 2551 - 126
ณ สิ้นปี 2551 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนประมาณ 48% ของน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตได้ในปีนี้ นอกจากนี้ การผลิตเพิ่มเติมส่วนใหญ่เป็นน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำ AS-12 ซึ่งคิดเป็น 78.8% ของการผลิตทั้งหมดในอ่างเก็บน้ำ และ 32.4% ของการผลิตโดยรวม สำหรับอ่างเก็บน้ำ AS11 - 30.8% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับอ่างเก็บน้ำ และ 4.6% ของการผลิตโดยรวม สำหรับรูปแบบ AS10 - 40.5% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับรูปแบบและ 11.3% ของการผลิตโดยรวม
อย่างที่คุณเห็น เป้าหมายหลักสำหรับการแตกหักด้วยไฮดรอลิกคือรูปแบบ AS-12 ซึ่งให้ผลผลิตต่ำที่สุดและมีน้ำมันสำรองส่วนใหญ่ในเขตฝั่งซ้ายของสนาม
ณ สิ้นปี 2553 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนมากกว่า 44% ของการผลิตน้ำมันของน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตในระหว่างปี
พลวัตของการผลิตน้ำมันในสนามโดยรวมตลอดจนการผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกแสดงไว้ในตาราง 3.2
ตารางที่ 3.2
การผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกอย่างเห็นได้ชัด ตั้งแต่ปี 2549 การผลิตเพิ่มเติมจากระบบไฮดรอลิกพร่าพรายมีจำนวน 4,900 ตัน ทุกปีมีการผลิตเพิ่มขึ้นจากการพร่าพรายไฮดรอลิก การเพิ่มขึ้นสูงสุดคือในปี 2552 (701,000 ตัน) ภายในปี 2553 มูลค่าการผลิตเพิ่มเติมลดลงเหลือ 606,000 ตัน ซึ่งต่ำกว่าปี 2551 5,000 ตัน
ดังนั้นการแตกหักด้วยไฮดรอลิกจึงควรถือเป็นวิธีการหลักในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาในเขต Priobskoye
3.3.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ
วิธีเพิ่มเติมในการเพิ่มผลผลิตของบ่อคือการปรับปรุงงานเจาะตลอดจนการสร้างช่องทางการกรองเพิ่มเติมในระหว่างการเจาะ
การปรับปรุงการเจาะ CCD สามารถทำได้โดยใช้ประจุการเจาะที่มีประสิทธิภาพมากขึ้นเพื่อเพิ่มความลึกของช่องการเจาะ เพิ่มความหนาแน่นของการเจาะ และใช้เฟส
วิธีการสร้างช่องกรองเพิ่มเติมอาจรวมถึงตัวอย่างเช่นเทคโนโลยีการสร้างระบบรอยแตกในระหว่างการเปิดครั้งที่สองของการก่อตัวโดยใช้เครื่องเจาะบนท่อ - ระบบการเจาะแบบแตกหัก (FFS)
เทคโนโลยีนี้ถูกใช้ครั้งแรกโดย Marathon (เท็กซัส สหรัฐอเมริกา) ในปี 2549 สาระสำคัญของมันอยู่ที่การเจาะรูปแบบการผลิตด้วยเครื่องเจาะที่มีประสิทธิภาพ 85.7 มม. ที่มีความหนาแน่นประมาณ 20 รูต่อเมตรในขณะที่กดการก่อตัวตามด้วยการรักษาความปลอดภัยของช่องเจาะและรอยแตกด้วยเศษโพรเพน - อะลูมิเนียมจาก 0.42 ถึง 1.19 มม.
เอกสารที่คล้ายกัน
ลักษณะของสถานะการพัฒนาในปัจจุบัน สนาม Yuzhno-Priobskoye. โครงสร้างองค์กรยูบีอาร์ เทคโนโลยีการขุดเจาะน้ำมัน การออกแบบที่ดี การทำงานของปลอกและปลอกอย่างดี การรวบรวมและการเตรียมน้ำมันและก๊าซในภาคสนาม
รายงานการปฏิบัติ เพิ่มเมื่อ 06/07/2013
ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาและการพัฒนาเขต Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยาของการก่อตัวอิ่มตัวของน้ำมัน การวิเคราะห์ประสิทธิภาพที่ดี ผลกระทบต่อการก่อตัวของการแตกหักแบบไฮดรอลิกซึ่งมีแบริ่งน้ำมัน - วิธีการหลักในการทำให้เข้มข้นขึ้น
งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 18/05/2555
ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของวัตถุ AC10 ทางตอนใต้ของทุ่ง Priobskoye ลักษณะของสต๊อกหลุมและตัวชี้วัดการดำเนินงาน การพัฒนาเทคโนโลยีเพื่อศึกษาแหล่งน้ำมันหลายชั้น การวิเคราะห์ความอ่อนไหวของโครงการต่อความเสี่ยง
วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 25/05/2014
ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับเงินฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยา ชั้นที่มีประสิทธิผลภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของตะกอนนีโอโคเมียน คุณสมบัติของของเหลวและก๊าซที่ก่อตัว สาเหตุของการปนเปื้อนบริเวณใกล้หลุมเจาะ ประเภทของการบำบัดด้วยกรด
งานหลักสูตร เพิ่มเมื่อ 10/06/2014
คำอธิบายสั้น ๆแหล่งน้ำมัน Priobskoye โครงสร้างทางธรณีวิทยาของพื้นที่และคำอธิบายของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซ การวิจัยทางธรณีฟิสิกส์ที่ซับซ้อน: การเลือกและเหตุผลของวิธีการดำเนินงานภาคสนาม
วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 12/17/2555
การก่อสร้างบ่อทิศทางสำหรับ สภาพทางธรณีวิทยาสนาม Priobskoye อัตราการใช้ของเหลวในการเจาะตามช่วงการเจาะ สูตรของเหลวเจาะ อุปกรณ์ในระบบหมุนเวียน การรวบรวมและทำความสะอาดของเสียจากการขุดเจาะ
งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 13/01/2554
ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของการก่อตัวและ ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับหุ้น ประวัติการพัฒนาภาคสนาม การวิเคราะห์ตัวชี้วัดประสิทธิภาพของสต๊อกหลุม วิธีการพื้นฐานในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่และเกี่ยวข้องกับปริมาณสำรองน้ำมันที่เหลืออยู่ในการพัฒนา
งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 22/01/2558
ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Khokhryakovskoye การให้เหตุผลของวิธีการที่สมเหตุสมผลในการยกของไหลในบ่อ อุปกรณ์ในหลุมผลิต และในหลุมเจาะ สถานะของการพัฒนาสนามและสต็อกที่ดี ควบคุมการพัฒนาภาคสนาม
วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 09/03/2010
การพัฒนาแหล่งก๊าซ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางเทคนิคของแหล่งสะสม การก่อตัวและวัตถุที่มีประสิทธิผล องค์ประกอบของก๊าซจากแหล่ง Orenburg เหตุผลในการออกแบบลิฟต์น้ำพุ การเลือกเส้นผ่านศูนย์กลางและความลึกของท่อน้ำพุ
งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 14/08/2555
ข้อมูลเกี่ยวกับเขต Amangeldy: โครงสร้างและส่วนทางธรณีวิทยา ปริมาณก๊าซ ระบบการพัฒนาภาคสนาม การคำนวณปริมาณสำรองก๊าซและคอนเดนเสท การประเมินและการดำเนินงานที่ดี ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจของการพัฒนาแหล่งก๊าซ
แหล่งน้ำมันและก๊าซ Priobskoye ตั้งอยู่ในพื้นที่ทางภูมิศาสตร์ในอาณาเขตของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ของภูมิภาค Tyumen ของสหพันธรัฐรัสเซีย เมืองที่อยู่ใกล้กับสนาม Priobskoye ที่สุดคือ Nefteyugansk (อยู่ห่างจากสนามไปทางตะวันออก 200 กม.)
ทุ่ง Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 สนามนี้มีลักษณะเป็นหลายชั้นและมีผลผลิตต่ำ อาณาเขตถูกตัดโดยแม่น้ำออบ เป็นหนองน้ำ และในช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะถูกน้ำท่วม นี่คือแหล่งวางไข่ของปลา ตามที่ระบุไว้ในเอกสารของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียที่นำเสนอต่อ State Duma ปัจจัยเหล่านี้ทำให้การพัฒนามีความซับซ้อนและจำเป็นต้องมีนัยสำคัญ ทรัพยากรทางการเงินสำหรับการใช้เทคโนโลยีล่าสุดที่มีประสิทธิภาพสูงและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม
ใบอนุญาตสำหรับการพัฒนาสนาม Priobskoye เป็นของบริษัทในเครือของ Rosneft OJSC ซึ่งเป็นบริษัท Rosneft-Yuganskneftegaz
ตามที่ผู้เชี่ยวชาญกล่าวว่าการพัฒนาสาขาภายใต้ระบบภาษีที่มีอยู่นั้นไม่ได้ผลกำไรและเป็นไปไม่ได้ ภายใต้เงื่อนไขของ PSA การผลิตน้ำมันในระยะเวลา 20 ปีจะอยู่ที่ 274.3 ล้านตัน รายได้ของรัฐจะอยู่ที่ 48.7 พันล้านดอลลาร์
ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ของแหล่ง Priobskoye คือน้ำมันก๊าซ 578 ล้านตัน - 37 พันล้านลูกบาศก์เมตร ระยะเวลาการพัฒนาภายใต้เงื่อนไขของ PSA คือ 58 ปี ระดับการผลิตสูงสุด - 19.9 ล้าน ตันในปีที่ 16 ของการพัฒนา เงินทุนเริ่มแรกมีการวางแผนไว้ที่ 1.3 พันล้านดอลลาร์ ต้นทุนเงินทุน - 28 พันล้านดอลลาร์ ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน - 27.28 พันล้านดอลลาร์ ทิศทางที่เป็นไปได้ในการขนส่งน้ำมันจากแหล่งคือ Ventspils, Novorossiysk, Odessa, Druzhba
Yugansneftegaz และ Amoso เริ่มหารือเกี่ยวกับความเป็นไปได้ของการพัฒนาร่วมกันทางตอนเหนือของเขต Priobskoye ในปี 1991 ในปี 1993 Amoso มีส่วนร่วมในการประกวดราคาระดับนานาชาติสำหรับสิทธิ์ในการใช้ดินใต้ผิวดินในทุ่งของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug และได้รับการยอมรับว่าเป็นผู้ชนะการแข่งขันเพื่อรับสิทธิพิเศษในการเป็นพันธมิตรต่างประเทศในการพัฒนา สนาม Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz
ในปี 1994 Yuganskneftegaz และ Amoso ได้เตรียมและส่งร่างข้อตกลงการแบ่งปันการผลิตและการศึกษาความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมของ Tenico สำหรับโครงการให้กับรัฐบาล
ในช่วงต้นปี พ.ศ. 2538 มีการส่งการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติมไปยังรัฐบาล ซึ่งได้รับการแก้ไขในปีนั้นโดยพิจารณาจากข้อมูลใหม่ที่ได้รับเกี่ยวกับสาขานี้
ในปี 1995 คณะกรรมการกลางเพื่อการพัฒนาน้ำมันและแหล่งน้ำมันและก๊าซของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียและกระทรวงความมั่นคง สิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของสหพันธรัฐรัสเซียอนุมัติโครงการพัฒนาภาคสนามที่ได้รับการปรับปรุงและส่วนด้านสิ่งแวดล้อมของเอกสารก่อนโครงการ
เมื่อวันที่ 7 มีนาคม พ.ศ. 2538 นายกรัฐมนตรีในขณะนั้น Viktor Chernomyrdin ได้ออกคำสั่งให้จัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลของผู้แทนของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug และกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ เพื่อเจรจา PSA สำหรับการพัฒนาทางตอนเหนือของ Priobskoye สนาม.
ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2539 ที่กรุงมอสโก คณะกรรมาธิการร่วมรัสเซีย - อเมริกันด้านความร่วมมือทางเศรษฐกิจและทางเทคนิคได้ออกแถลงการณ์ร่วมเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของโครงการในสาขาพลังงาน โดยมีการตั้งชื่อเขต Priobskoye โดยเฉพาะ แถลงการณ์ร่วมระบุว่ารัฐบาลทั้งสองยินดีรับข้อผูกพันในการสรุปข้อตกลงแบ่งปันการผลิตสำหรับโครงการนี้ในการประชุมคณะกรรมาธิการครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ พ.ศ. 2540
ในตอนท้ายของปี 1998 หุ้นส่วนของ Yuganskneftegaz ในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye ซึ่งก็คือ Amoso บริษัทสัญชาติอเมริกัน ถูกดูดซับโดยบริษัท British Petroleum ของอังกฤษ
เมื่อต้นปี 1999 BP/Amoso ได้ประกาศถอนตัวจากการเข้าร่วมโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye อย่างเป็นทางการ
ประวัติศาสตร์ชาติพันธุ์ของการฝาก Priobskoye
ตั้งแต่สมัยโบราณ Khanty เป็นที่อยู่อาศัยของพื้นที่ฝาก Khanty พัฒนาคอมเพล็กซ์ ระบบสังคมเรียกว่าอาณาเขตและในคริสต์ศตวรรษที่ 11-12 พวกเขามีการตั้งถิ่นฐานของชนเผ่าขนาดใหญ่พร้อมเมืองหลวงที่มีป้อมปราการซึ่งปกครองโดยเจ้าชายและได้รับการปกป้องโดยกองกำลังมืออาชีพ
การติดต่อครั้งแรกของรัสเซียกับดินแดนนี้เกิดขึ้นในศตวรรษที่ 10 หรือ 11 ในเวลานี้ความสัมพันธ์ทางการค้าเริ่มพัฒนาระหว่างรัสเซียและประชากรพื้นเมืองของไซบีเรียตะวันตกซึ่งนำมา การเปลี่ยนแปลงทางวัฒนธรรมเข้ามาในชีวิตของชาวอะบอริจิน เครื่องใช้ในครัวเรือนและผ้าที่ทำจากเหล็กและเซรามิกปรากฏขึ้นและกลายเป็นส่วนสำคัญในชีวิตของ Khanty การค้าขนสัตว์มีความสำคัญอย่างยิ่งในการได้รับสินค้าเหล่านี้
ในปี ค.ศ. 1581 ไซบีเรียตะวันตกถูกผนวกเข้ากับรัสเซีย รัฐบาลซาร์เข้ามาแทนที่เจ้าชาย และภาษีก็จ่ายเข้าคลังรัสเซีย ในศตวรรษที่ 17 เจ้าหน้าที่ซาร์และผู้ให้บริการ (คอสแซค) เริ่มตั้งถิ่นฐานในดินแดนนี้และได้รับการติดต่อระหว่างรัสเซียและคันตี การพัฒนาต่อไป- จากการติดต่อกันที่ใกล้ชิดกันมากขึ้น ชาวรัสเซียและคันตีจึงเริ่มรับเอาคุณลักษณะของวิถีชีวิตของกันและกัน Khanty เริ่มใช้ปืนและกับดัก บ้างตามตัวอย่างของรัสเซีย เริ่มแพร่พันธุ์เป็นจำนวนมาก วัวและม้า รัสเซียยืมเทคนิคการล่าสัตว์และตกปลาจากคานตี ชาวรัสเซียได้รับที่ดินและพื้นที่ตกปลาจาก Khanty และเมื่อถึงศตวรรษที่ 18 ที่ดินส่วนใหญ่ของ Khanty ก็ถูกขายให้กับผู้ตั้งถิ่นฐานชาวรัสเซีย อิทธิพลทางวัฒนธรรมของรัสเซียขยายออกไปในต้นศตวรรษที่ 18 ด้วยการนำศาสนาคริสต์เข้ามา ในเวลาเดียวกัน จำนวนชาวรัสเซียยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และเมื่อสิ้นสุดศตวรรษที่ 18 ประชากรชาวรัสเซียในบริเวณนี้มีจำนวนมากกว่า Khanty ถึงห้าเท่า ครอบครัว Khanty ส่วนใหญ่ยืมความรู้จากชาวรัสเซีย เกษตรกรรม, การเพาะพันธุ์ปศุสัตว์และการทำสวน
การผสมผสานระหว่าง Khanty เข้ากับวัฒนธรรมรัสเซียเกิดขึ้นอย่างรวดเร็วด้วยการสถาปนาอำนาจของสหภาพโซเวียตในปี 1920 นโยบายบูรณาการทางสังคมของสหภาพโซเวียตนำมาสู่ภูมิภาค ระบบแบบครบวงจรการศึกษา. โดยปกติเด็ก Khanty จะถูกส่งจากครอบครัวไปโรงเรียนประจำเป็นระยะเวลา 8 ถึง 10 ปี หลังจากจบการศึกษาจากโรงเรียนหลายคนไม่สามารถกลับไปสู่วิถีชีวิตแบบเดิมได้อีกต่อไปโดยไม่มีทักษะที่จำเป็นสำหรับสิ่งนี้
การรวมตัวกันซึ่งเริ่มขึ้นในทศวรรษที่ 1920 มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อลักษณะทางชาติพันธุ์วิทยาของดินแดน ในช่วงทศวรรษที่ 50-60 การก่อตัวของฟาร์มรวมขนาดใหญ่เริ่มขึ้น และการตั้งถิ่นฐานเล็กๆ หลายแห่งก็หายไปเมื่อประชากรรวมตัวกันเป็นฟาร์มขนาดใหญ่ การตั้งถิ่นฐาน- ในช่วงทศวรรษที่ 50 การแต่งงานแบบผสมผสานระหว่างชาวรัสเซียและ Khanty เริ่มแพร่หลาย และ Khanty เกือบทั้งหมดที่เกิดหลังยุค 50 ก็เกิดในการแต่งงานแบบผสม ตั้งแต่ทศวรรษที่ 60 ในขณะที่ชาวรัสเซีย, ชาวยูเครน, ชาวเบลารุส, มอลโดวา, ชูวัช, บาชเคอร์, อาวาร์และตัวแทนของเชื้อชาติอื่น ๆ อพยพไปยังภูมิภาคนี้ เปอร์เซ็นต์ของ Khanty ก็ลดลงมากยิ่งขึ้น ปัจจุบัน Khanty มีจำนวนน้อยกว่า 1 เปอร์เซ็นต์ของประชากรในเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansi
นอกจาก Khanty แล้ว Mansi (33%), Nenets (6%) และ Selkups (น้อยกว่า 1%) ยังมีอาณาเขตของทุ่ง Priobskoye
แหล่งน้ำมัน Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 โดยหลุมหมายเลข 151 ของ Glavtyumengeologiya
หมายถึงกองทุนดินดานกระจาย ใบอนุญาตดังกล่าวได้รับการจดทะเบียนโดย Yugansknefgegaz LLC และ Sibneft-Yugra Oil Company ในปี 1999 ตั้งอยู่ที่ชายแดนของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky และถูกจำกัดอยู่ในโครงสร้างท้องถิ่นของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Middle Ob ที่มีชื่อเดียวกัน ตามแนวขอบฟ้าที่สะท้อน "B" การเพิ่มขึ้นนั้นมีรูปร่างเป็นเส้นเดี่ยว 2,890 ม. และมีพื้นที่ 400 ตารางกิโลเมตร รากฐานถูกเปิดโดยบ่อหมายเลข 409 ที่ระดับความลึก 3212 - 3340 ม. และแสดงโดยการแปรสภาพ หินสีเขียว ตะกอนจูราสสิกตอนล่างวางอยู่บนนั้นด้วยความไม่สอดคล้องเชิงมุมและการกัดเซาะ ส่วนแพลตฟอร์มหลักประกอบด้วยเงินฝากยุคจูราสสิกและยุคครีเทเชียส พาลีโอจีนแสดงโดยเวทีภาษาเดนมาร์ก ได้แก่ พาลีโอซีน อีโอซีน และโอลิโกซีน ความหนาของชั้นหินควอเทอร์นารีสูงถึง 50 ม. ฐานของชั้นดินเยือกแข็งถาวรอยู่ที่ความลึก 280 ม. หลังคา - ที่ความลึก 100 ม. ภายในสนามมีแหล่งน้ำมัน 13 แห่งของอ่างเก็บน้ำ ซุ้มอ่างเก็บน้ำ และคัดกรองด้วยหิน มีการระบุประเภทที่เกี่ยวข้องกับทรายแล้ว เลนส์ Yuteriv และลำกล้อง อ่างเก็บน้ำเป็นหินทรายละเอียดและมีชั้นดินเหนียวแทรกอยู่ เป็นของชั้นที่ไม่ซ้ำกัน
