История на находището Приобское. Приобское нефтено находище е сложно, но обещаващо нефтено находище в Ханти-Мансийския автономен окръг

Приобское нефтено находище

§ 1. Приобское нефтено находище.

Приобское- най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътност на маслото 863-868 kg/m3 (среден тип масло, тъй като попада в диапазона 851-885 kg/m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3% (принадлежи към сярата клас, масло от клас 2, доставяно на рафинериите в съответствие с GOST 9965-76). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 нагнетателни сондажа. Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на нефта е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на нефта, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища и разделяне на продуктите от съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Диапазон и средно съдържание на микроелементи в Приобско масло (mg/kg)

Първоначалният дебит на съществуващите нефтени кладенци е от 35 тона/ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.

Клъстер от кладенци е място, където върховете на кладенци са разположени близо едно до друго на една и съща технологична площадка, а дъната на кладенците са разположени във възлите на решетката за развитие на резервоара.

В момента повечето производствени кладенци се пробиват по клъстерния метод. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в природни резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите на СМР на сондажни и експлоатационни съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато е необходимо да се открият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци в Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за запълване в отдалечен, блатист и населен район.

Местоположението на кладенците в клъстер зависи от условията на терена и предвидените средства за свързване на клъстера с основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на транспортни маршрути. На локалните подложки ямките обикновено се поставят във форма на ветрило във всички посоки, което ви позволява да имате максимален брой ямки на подложката.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажът се движи от един кладенец към друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на изграждане на всички (или част) от кладенците на тази площадка.

Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на лицата от главите на кладенците, дължината на стволовете се увеличава, дължината на стволовете се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща на стволове. Следователно е необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстер.

Дълбокият метод за изпомпване на нефт е метод, при който течността се издига от кладенеца на повърхността с помощта на пръчкови и безпръчкови помпени агрегати от различни видове.
В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 етапа) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, пълен с диелектрик масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Моторът се захранва от брониран кабел, спуснат заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на електродвигателя е около 3000 об/мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталацията за електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталацията на сондажна електрическа центробежна помпа (ESP) има само контролна станция със захранващ трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбните тръби. Електрическите центробежни помпени инсталации работят с високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара.

Находището е отдалечено, недостъпно, 80% от територията е разположена в заливната равнина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложен геоложки строеж - сложен строеж от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са хидродинамично слабо свързани. Резервоарите на продуктивни образувания се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като анормално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:

1) дълбочина на продуктивни образувания - 2400-2600 m,

2) находищата са литоложно екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AS 10, AS 11 и AS 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90°C,

6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтено масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от изброените по-горе методи: термични методи и полимерно наводняване (като метод за изместване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за находища с високовискозни масла и на дълбочина до 1500-1700 м. Полимерното наводняване се използва за предпочитане в образувания с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за При по-високи температури се използват скъпи полимери със специални състави).

Приобское нефтено находище

§ 1. Приобское нефтено находище.

Приобское- най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътност на маслото 863-868 kg/m3 (среден тип масло, тъй като попада в диапазона 851-885 kg/m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3% (принадлежи към сярата клас, масло от клас 2, доставяно на рафинериите в съответствие с GOST 9965-76). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 нагнетателни сондажа. Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на нефта е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на нефта, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища и разделяне на продуктите от съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Диапазон и средно съдържание на микроелементи в Приобско масло (mg/kg)

Първоначалният дебит на съществуващите нефтени кладенци е от 35 тона/ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.

Клъстер от кладенци е място, където върховете на кладенци са разположени близо едно до друго на една и съща технологична площадка, а дъната на кладенците са разположени във възлите на решетката за развитие на резервоара.

В момента повечето производствени кладенци се пробиват по клъстерния метод. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в природни резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите на СМР на сондажни и експлоатационни съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато е необходимо да се открият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци в Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за запълване в отдалечен, блатист и населен район.

Местоположението на кладенците в клъстер зависи от условията на терена и предвидените средства за свързване на клъстера с основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на транспортни маршрути. На локалните подложки ямките обикновено се поставят във форма на ветрило във всички посоки, което ви позволява да имате максимален брой ямки на подложката.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажът се движи от един кладенец към друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на изграждане на всички (или част) от кладенците на тази площадка.

Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на лицата от главите на кладенците, дължината на стволовете се увеличава, дължината на стволовете се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща на стволове. Следователно е необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстер.

Дълбокият метод за изпомпване на нефт е метод, при който течността се издига от кладенеца на повърхността с помощта на пръчкови и безпръчкови помпени агрегати от различни видове.
В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 етапа) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, пълен с диелектрик масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Моторът се захранва от брониран кабел, спуснат заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на електродвигателя е около 3000 об/мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталацията за електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталацията на сондажна електрическа центробежна помпа (ESP) има само контролна станция със захранващ трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбните тръби. Електрическите центробежни помпени инсталации работят с високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара.

Находището е отдалечено, недостъпно, 80% от територията е разположена в заливната равнина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложен геоложки строеж - сложен строеж от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са хидродинамично слабо свързани. Резервоарите на продуктивни образувания се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като анормално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:

1) дълбочина на продуктивни образувания - 2400-2600 m,

2) находищата са литоложно екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AS 10, AS 11 и AS 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90°C,

6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтено масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от изброените по-горе методи: термични методи и полимерно наводняване (като метод за изместване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за находища с високовискозни масла и на дълбочина до 1500-1700 м. Полимерното наводняване се използва за предпочитане в образувания с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за При по-високи температури се използват скъпи полимери със специални състави).

Опитът в разработването на местни и чуждестранни полета показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху резервоари с ниска пропускливост, при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото прилагане. Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на наводняване на слабопропускливи образувания, са:

Влошаване на филтрационните свойства на скалата поради:

Набъбване на глинестите компоненти на скалата при контакт с инжектирана вода,

Запушване на колектора с фини механични примеси, открити в инжектираната вода,

Утаяване на соли в порестата среда на резервоара по време на химичното взаимодействие на инжектираната и пластовата вода,

Намалено покритие на резервоара от наводняване поради образуване на пукнатини около инжекционни кладенци - разкъсване и тяхното разпространение в дълбочина

Значителна чувствителност към естеството на омокряемостта на скалите от инжектирания агент; значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради утаяването на парафини.

Проявата на всички тези явления в резервоари с ниска пропускливост води до по-значими последици, отколкото в скали с висока пропускливост.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на наводняване, се използват подходящи технологични решения: оптимални модели на кладенци и технологични режими на работа на кладенци, инжектиране на вода с необходимия вид и състав в пластовете, нейното подходящо механично, химично и биологично третиране, както и добавянето на специални компоненти към водата.

За Priobskoye находище, наводняването трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Използването на разтвори на повърхностно активни вещества в областта беше отхвърлено, главно поради ниската ефективност на тези реагенти в условия на резервоар с ниска пропускливост.

За находището Приобское не може да се препоръча алкално наводняване поради следните причини:

Основната е преобладаващата структурна и слоеста глина в резервоарите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюда. Взаимодействието на алкали с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалата. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е критично за нископропускливи резервоари на Priobskoye поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на набъбването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите.

Хидравличното разбиване остава любимата технология на руските нефтени работници: течността се изпомпва в кладенеца под налягане до 650 атм. за образуване на пукнатини в скалата. Пукнатините са фиксирани с изкуствен пясък (пропант): не им позволява да се затворят. През тях петролът се просмуква в кладенеца. Според SibNIINP LLC, хидравличното разбиване води до увеличаване на дебита на нефт в находищата на Западен Сибир от 1,8 до 19 пъти.

Понастоящем компаниите за производство на нефт, когато извършват геоложки и технически дейности, се ограничават главно до използването на стандартни технологии за хидравлично разбиване (разбиване), използващи желиран воден разтвор на полимерна основа. Тези разтвори, подобно на течности за убиване, както и течности за сондиране, причиняват значителни щети на формацията и самата пукнатина, което значително намалява остатъчната проводимост на пукнатините и, като следствие, производството на нефт. Колматацията на пласта и пукнатините е от особено значение в находища с текущо налягане в резервоара под 80% от първоначалното.

Сред технологиите, използвани за решаване на този проблем, се разграничават технологии, използващи смес от течност и газ:

Разпенени (например азотирани) течности със съдържание на газ по-малко от 52% от общия обем на сместа;

Пенохидравлично разбиване – повече от 52% газ.

След като разгледаха наличните технологии на руския пазар и резултатите от тяхното внедряване, специалистите от Gazpromneft-Khantos LLC избраха хидравлично разбиване с пяна и предложиха на Schlumberger да извърши пилотна работа (PI). Въз основа на техните резултати беше направена оценка на ефективността на хидравличното разбиване с пяна в находището Приобское. Фрактурирането с пяна, подобно на конвенционалното фрактуриране, е насочено към създаване на пукнатина във формацията, чиято висока проводимост осигурява притока на въглеводороди към кладенеца. Въпреки това, при хидравлично разбиване с пяна, чрез заместване (средно 60% от обема) на част от желирания воден разтвор със сгъстен газ (азот или въглероден диоксид), пропускливостта и проводимостта на пукнатините значително се увеличават и в резултат на това степента на увреждане на формацията е минимална. В световната практика най-голямата ефективност на използването на пенливи течности за хидравлично разбиване вече е отбелязана в кладенци, където енергията на образуване не е достатъчна, за да изтласка отпадъчната течност за хидравлично разбиване в сондажа по време на неговото развитие. Това важи както за нови, така и за съществуващи кладенци. Например в избрани кладенци на находището Priobskoye налягането в резервоара намаля до 50% от първоначалното. При извършване на хидравлично разбиване с пяна, сгъстеният газ, който е инжектиран като част от пяната, помага за изстискването на отпадъчния разтвор от формацията, което увеличава обема на отпадъчната течност и намалява времето

добре развитие. За извършване на работа в находището Priobskoye азотът беше избран като най-универсален газ:

Широко използван при разработването на кладенци с гъвкави тръби;

Инертен;

Съвместим с течности за хидравлично разбиване.

Тестването на кладенеца след приключване на работата, което е част от услугата „пяна“, беше извършено от Schlumberger. Особеност на проекта беше изпълнението на пилотна работа не само в нови, но и в съществуващи кладенци, във формации със съществуващи хидравлични фрактури от първите работи, така нареченото повторно хидравлично фрактуриране. Като течна фаза на сместа от пяна беше избрана омрежена полимерна система. Получената смес от пяна успешно помага за решаване на проблемите със запазването на свойствата на наградата.

бойна зона. Концентрацията на полимера в системата е само 7 kg/t пропант, за сравнение в близките кладенци е 11,8 kg/t.

В момента можем да отбележим успешното прилагане на хидравлично разбиване на пяна с използване на азот в кладенците на формациите AC10 и AC12 на находището Priobskoye. Особено внимание беше отделено на работата в съществуващия запас от кладенци, тъй като многократното хидравлично разбиване ни позволява да въведем в разработка нови слоеве и слоеве, които преди това не са били засегнати от разработката. За да се анализира ефективността на хидравличното разбиване с пяна, техните резултати бяха сравнени с резултатите, получени от съседни кладенци, в които е извършено конвенционално хидравлично разбиване. Слоевете имат еднаква наситена с масло дебелина. Действителният дебит на течност и нефт в кладенци след хидравлично разбиване с пяна при средно входящо налягане на помпата от 5 MPa надвишава дебита на съседните кладенци съответно с 20 и 50%, От сравнение на средната производителност на нови кладенци след конвенционални хидравлично разбиване и хидравлично разбиване с пяна, от това следва, че дебитите на течността и маслото са еднакви. Въпреки това работното дънно налягане преди помпата в кладенци след хидравлично разбиване с пяна е средно 8,9 MPa, в околните кладенци – 5,9 MPa. Преизчисляването на потенциала на кладенците до еднакво налягане ни позволява да оценим ефекта от хидравличното разбиване с пяна.

Пилотно изпитване с хидравлично разбиване с пяна в пет кладенци на находището Priobskoye показа ефективността на метода както в съществуващи, така и в нови кладенци. По-високото входно налягане на помпата в кладенци след използване на смеси от пяна показва образуването на пукнатини с висока проводимост в резултат на хидравлично разбиване на пяна, което осигурява допълнително производство на нефт от кладенци.

В момента разработването на северната част на находището се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част от Gazpromneft-Khantos LLC, собственост на Gazprom Neft.

С решение на губернатора на Ханти-Мансийския автономен окръг полето получи статут на „Територия със специален ред за използване на недрата“, което определи специалното отношение на петролните работници към развитието на находището Приобское. Недостъпността на резервите и крехкостта на екосистемата на находището доведе до използването на най-новите екологични технологии. 60% от територията на находището Priobskoye се намира в наводнената част на заливната низина на река Об; екологично чисти технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

Съоръжения на място, разположени на територията на терена:

· Докачващи помпени станции – 3 бр

Многофазна помпена станция Sulzer - 1

Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в пласта - 10 бр

· Плаващи помпени станции – 4 бр

Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2

Уред за отделяне на масло (OSN) - 1

През май 2001 г. на 201-ия клъстер на десния бряг на Приобското поле е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа от инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се извеждат на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция Rosskor е инсталирана на находището Priobskoye през 2000 г. Той е предназначен за изпомпване в полето на многофазна течност без използване на факели (за да се избегне изгарянето на свързан газ в заливната част на река Об).

Заводът за преработка на сондажни изрезки на десния бряг на находището Priobskoye произвежда пясъчно-варови тухли, които се използват като строителен материал за изграждане на пътища, площадки за кладенци и др. За да се реши проблемът с използването на свързания газ, произведен в находището Приобское, в находището Приразломное беше построена първата газотурбинна електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг, която осигурява електричество на находищата Приобское и Приразломное.

Електропроводът, изграден през река Об, няма аналози, неговият обхват е 1020 м, а диаметърът на жицата, специално произведена във Великобритания, е 50 мм.

§2.Подготовка на маслото за преработка

Суровият нефт, извлечен от кладенци, съдържа свързани газове (50-100 m 3 /t), пластова вода (200-300 kg/t) и минерални соли, разтворени във вода (10-15 kg/t), които оказват негативно влияние върху транспортирането и съхранението и последващата му обработка. Следователно подготовката на масло за рафиниране задължително включва следните операции:

Отстраняване на свързаните (разтворени в нефта) газове или стабилизиране на нефта;

Обезсоляване на нефт;

Дехидратация (дехидратация) на масло.

Стабилизиране на маслото –Приобският суров петрол съдържа значително количество леки въглеводороди, разтворени в него. По време на транспортирането и съхранението на масло те могат да бъдат освободени, в резултат на което съставът на маслото ще се промени. За да се избегне загубата на газ и заедно с това на леки бензинови фракции и за да се предотврати замърсяването на въздуха, тези продукти трябва да бъдат извлечени от петрола преди преработката му. Този процес на отделяне на леки въглеводороди от нефта под формата на свързан газ се нарича стабилизиранемасло. Стабилизирането на петрола в находището Priobskoye се извършва по метода на разделяне директно в зоната на неговото производство на измервателни инсталации.

Свързаният газ се отделя от нефта чрез многоетапно разделяне в газови сепаратори, при които налягането и дебитът на нефта последователно се намаляват. В резултат на това се получава десорбция на газове, заедно с които летливите течни въглеводороди се отстраняват и след това се кондензират, образувайки "газов кондензат". При метода на разделяне на стабилизация в маслото остават до 2% въглеводороди.

Обезсоляване и дехидратация масло- отстраняването на солите и водата от нефта се извършва в полеви инсталации за пречистване на нефт и директно в петролни рафинерии (рафинерии).

Нека разгледаме дизайна на електрически инсталации за обезсоляване.

Маслото от резервоара за суровини 1 с добавяне на деемулгатор и слаб алкален или содов разтвор преминава през топлообменник 2, нагрява се в нагревател 3 и влиза в смесител 4, в който се добавя вода към маслото. Получената емулсия преминава последователно през електрически дехидратори 5 и 6, в които основната маса вода и разтворените в нея соли се отделят от маслото, в резултат на което съдържанието им се намалява 8-10 пъти. Обезсоленото масло преминава през топлообменника 2 и след охлаждане в хладилника 7 постъпва в сборника 8. Отделената в електрическите дехидратори вода се утаява в маслоотделителя 9 и се изпраща за пречистване, а отделеното масло се добавя към масло, доставено на ELOU.

Процесите на обезсоляване и дехидратиране на маслото са свързани с необходимостта от разрушаване на емулсиите, които водата образува с маслото. В същото време емулсиите от естествен произход, образувани по време на производството на нефт, се унищожават в находищата, а изкуствените емулсии, получени чрез многократно измиване на нефт с вода за отстраняване на соли от него, се унищожават в завода. След третиране съдържанието на вода и метални хлориди в маслото се намалява на първия етап съответно до 0,5-1,0% и 100-1800 mg/l, а на втория етап до 0,05-0,1% и 3-5 mg/l. л.

За да се ускори процесът на разрушаване на емулсиите, е необходимо маслото да се подложи на други мерки, насочени към увеличаване на водните капки, увеличаване на разликата в плътността и намаляване на вискозитета на маслото.

В маслото Priobskaya в маслото се въвежда вещество (демулгатор), поради което се улеснява отделянето на емулсията.

А за обезсоляване на маслото те използват промиване на маслото с прясна прясна вода, която не само отмива солите, но също така има хидромеханичен ефект върху емулсията.

§3.Първична преработка на нефт от находището Приобское

Маслото е смес от хиляди различни вещества. Пълният състав на маслата дори днес, когато са налични най-сложните средства за анализ и контрол: хроматография, ядрено-магнитен резонанс, електронни микроскопи - не всички тези вещества са напълно определени. Но въпреки факта, че маслото съдържа почти всички химични елементи в таблицата на D.I. Менделеев, неговата основа все още е органична и се състои от смес от въглеводороди от различни групи, различаващи се един от друг по своите химични и физични свойства. Независимо от сложността и състава, рафинирането на нефт започва с първична дестилация. Обикновено дестилацията се извършва на два етапа - с леко свръхналягане, близко до атмосферното и под вакуум, като се използват тръбни пещи за нагряване на суровините. Затова инсталациите за първична нефтопреработка се наричат ​​АВТ - атмосферно-вакуумни тръби.

Маслата от находището Priobskoye имат потенциално високо съдържание на нефтени фракции, поради което първичното рафиниране на нефт се извършва в съответствие с горивния и масления баланс и се извършва на три етапа:

Атмосферна дестилация за производство на горивни фракции и мазут

Вакуумна дестилация на мазут за получаване на тесни маслени фракции и катран

Вакуумна дестилация на смес от мазут и катран за получаване на широка нефтена фракция и тежък остатък, използван за производството на битум.

Дестилацията на Priobskaya масло се извършва в атмосферни тръбни инсталации по единна схема на изпаряване, т.е. с една сложна дестилационна колона със странични отстраняващи секции - това е най-енергийно ефективният, т.к Приобското масло напълно отговаря на изискванията при използване на такава инсталация: относително ниско съдържание на бензин (12-15%) и добив на фракции до 350 0 С е не повече от 45%.

Суровото масло, загрято от горещи потоци в топлообменник 2, се изпраща до електрически дехидратор 3. Оттам обезсоленото масло се изпомпва през топлообменник 4 в пещ 5 и след това в дестилационна колона 6, където се изпарява веднъж и се разделя на необходимите дроби. В случай на обезсолено масло в схемите за монтаж няма електрически дехидратор.

Ако маслото съдържа високо съдържание на разтворен газ и нискокипящи фракции, преработката му съгласно тази единна схема на изпаряване без предварително изпаряване е трудна, тъй като се създава повишено налягане в захранващата помпа и във всички устройства, разположени във веригата преди пещта . В допълнение, това увеличава натоварването на пещта и дестилационната колона.

Основната цел на вакуумната дестилация на мазут е получаването на широка фракция (350 - 550 0C и повече) - суровини за каталитични процеси и дестилати за производство на масла и парафини.

Помпата изпомпва мазут през система от топлообменници в тръбна пещ, където се нагрява до 350°-375° и влиза във вакуумна дестилационна колона. Вакуумът в колоната се създава от пароструйни ежектори (остатъчно налягане 40-50 mm). Водната пара се подава към дъното на колоната. Маслените дестилати се вземат от различни плочи на колоната и преминават през топлообменници и хладилници. Остатъкът, катранът, се отстранява от дъното на колоната.

Маслените фракции, изолирани от петрола, се пречистват със селективни разтвори - фенол или фурфурол за отстраняване на някои от смолистите вещества, след което се депарафинизират с помощта на смес от метил етил кетон или ацетон с толуен, за да се понижи точката на течливост на маслото. Обработката на маслените фракции завършва с допълнително пречистване с избелващи глини. Най-новите технологии за производство на петрол използват процеси на хидротретиране, за да заменят глините.

Материален баланс на атмосферна дестилация на Priobskaya масло:

§4.Каталитичен крекинг

Каталитичният крекинг е най-важният процес на рафиниране на петрол, който значително влияе върху ефективността на рафинерията като цяло. Същността на процеса е разлагането на въглеводородите, включени в суровината (вакуумен газьол) под въздействието на температура в присъствието на зеолит-съдържащ алумосиликатен катализатор. Целевият продукт на CC инсталацията е високооктанов компонент на бензина с октаново число 90 пункта или повече, неговият добив варира от 50 до 65% в зависимост от използваните суровини, използваната технология и режима. Високото октаново число се дължи на факта, че изомеризацията настъпва и при каталитичен крекинг. По време на процеса се образуват газове, съдържащи пропилен и бутилени, използвани като суровини за нефтохимикали и производството на компоненти на високооктанови бензини, лек газьол - компонент на дизела и горивата за отопление, и тежък газьол - суровина за производство на сажди или компонент на мазута.
Средният капацитет на съвременните инсталации е от 1,5 до 2,5 милиона тона, но във фабриките на водещите световни компании има инсталации с капацитет от 4,0 милиона тона.
Ключовият участък на инсталацията е реакторно-регенераторният блок. Устройството включва пещ за нагряване на суровината, реактор, в който директно протичат реакции на крекинг, и регенератор на катализатор. Целта на регенератора е да изгори кокса, образуван при крекинг и отложен върху повърхността на катализатора. Реакторът, регенераторът и входният блок за суровини са свързани с тръбопроводи, през които циркулира катализаторът.
Капацитетът за каталитичен крекинг в руските рафинерии в момента е очевидно недостатъчен и именно чрез пускането в експлоатация на нови инсталации се решава проблемът с прогнозирания недостиг на бензин.

§4.Каталитичен реформинг

Развитието на производството на бензин е свързано с желанието да се подобри основното експлоатационно свойство на горивото - устойчивостта на детонация на бензина, оценена по октаново число.

Реформингът служи за едновременно производство на високооктанов базов компонент от моторен бензин, ароматни въглеводороди и водородсъдържащ газ.

За Priobskaya масло фракцията, която кипи в диапазона 85-180 0 C, се реформира; повишаването на крайната точка на кипене насърчава образуването на кокс и следователно е нежелателно.

Подготовка на суровини за реформинг - ректификация до отделяне на фракции, хидротретиране за отстраняване на примеси (азот, сяра и др.), които отравят катализаторите на процеса.

В процеса на реформинг се използват платинени катализатори. Високата цена на платината предопредели ниското й съдържание в промишлените реформинг катализатори и следователно необходимостта от нейното ефективно използване. Това се улеснява от използването на алуминиев оксид като носител, който отдавна е известен като най-добрият носител за ароматизационни катализатори.

Беше важно да се трансформира алуминиевият-платинен катализатор в бифункционален реформинг катализатор, върху който да протече целият комплекс от реакции. За да се направи това, беше необходимо да се придадат необходимите киселинни свойства на носителя, което беше постигнато чрез третиране на алуминиев оксид с хлор.

Предимството на хлорирания катализатор е способността да се регулира съдържанието на хлор в катализаторите и следователно тяхната киселинност директно при работни условия.

Когато съществуващите реформиращи единици преминаха към полиметални катализатори, показателите за ефективност се увеличиха, защото цената им е по-ниска, високата им стабилност позволява процесът да се извършва при по-ниско налягане без страх от коксуване. При риформинг на полиметални катализатори съдържанието на следните елементи в суровината не трябва да надвишава сяра - 1 mg/kg, никел - 1,5 mg/kg, вода - 3 mg/kg. По отношение на никела маслото Priob не е подходящо за полиметални катализатори, така че за риформинг се използват алуминиево-платинови катализатори.

Типичният материален баланс на реформинг фракцията е 85-180 °C при налягане 3 MPa.

Библиография

1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Първично рафиниране на нефт (част 1), KolosS, М.: 2007

2. Абдулмазитов Р.Д., Геология и разработка на най-големите нефтени и нефтени и газови находища в Русия, АО ВНИИОЕНГ, М.: 1996 г.

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - за Приобие в Уикипедия

4. http://minenergo.gov.ru – Министерство на енергетиката на Руската федерация

5. Баннов П.Г., Процеси на рафиниране на нефт, ЦНИИТЕнефт-техим, М.: 2001 г.

6. Бойко Е.В., Химия на нефта и горивата, UlSTU: 2007 г.

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефт, фирмен бюлетин

Нефтени полета на Русия
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Северните три четвърти от находището бяха контролирани от ЮКОС чрез неговата дъщерна компания Юганскнефтегаз и започнаха добив на петрол през 2000 г. През 2004 г. Юганскнефтегаз беше закупен от Роснефт, която сега е операторската компания за тази част от находището. Южната четвърт на находището беше контролирана от Sibir Energy, която започна съвместно предприятие със Sibneft за разработване на находището, като обемното производство започна през 2003 г. Впоследствие Sibneft придоби пълен контрол над находището чрез корпоративна маневра за разреждане на холдинга на Sibir. Сега мажоритарно контролиран от Газпром и преименуван на Газпром Нефт.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Приобское поле (ХМАО)
Резерви, милиона тона
ABC1 - 1061,5
С2 - 169.9
Производство през 2007 г., млн. тона - 33,6

В продължение на много години най-голямото находище, както по отношение на запасите, така и по отношение на обема на добива на нефт, беше полето Самотлор. През 2007 г. за първи път загуби първото място на находището Приобское, добивът на петрол от който достигна 33,6 милиона тона (7,1% от руското производство), а доказаните запаси се увеличиха в сравнение с 2006 г. с почти 100 милиона тона (като се вземе предвид изкупуването на производство).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработване на най-големите и уникални нефтени и нефтени и газови находища в Русия.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

http://www.twirpx.com/file/141095/
http://heriot-watt.ru/t2588.html

Приобское е гигантско нефтено находище в Русия. Намира се в Ханти-Мансийски автономен окръг, близо до Ханти-Мансийск. Отворен през 1982г. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г.

Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона.

Находището принадлежи към Западносибирската провинция. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътността на петрола е 863-868 kg/m3, умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3%.

Към края на 2005 г. в находището има 954 производствени и 376 нагнетателни кладенци, от които 178 са пробити през изминалата година.

Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона.

В момента разработването на северната част на находището се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част от Gazpromneft-Khantos LLC, собственост на Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field

http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf

ПРИОБСКОЕ: ИМА 100 МИЛИОНА! (Роснефт: Фирмен бюлетин, септември 2006 г.) -
На 1 май 1985 г. е пробит първият проучвателен кладенец на находището Приобское. През септември 1988 г. започва добив на левия му бряг по метода на потока от кладенец № 181-R с дебит 37 тона на ден. В последния ден на юли 2006 г. нефтените работници в Приобски отчетоха производството на 100-милионния тон петрол.

Лицензът за разработване на находището принадлежи на OJSC Yuganskneftegaz.
Най-голямото находище в Западен Сибир - Приобское - се намира административно в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Приобское е открито през 1982 г. Разделено е от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г.

Според руската класификация доказаните петролни запаси възлизат на 1,5 милиарда тона, възстановимите запаси възлизат на повече от 600 милиона.
Според анализа, изготвен от международната одиторска компания DeGolyer & MacNaughton, към 31 декември 2005 г. нефтените запаси на находището Приобское по методологията на SPE са: доказани 694 милиона тона, вероятни - 337 милиона тона, възможни - 55 милиона тона.

Запасите на находището според руските стандарти към 1 януари 2006 г.: NGZ (Запаси от нефт и газ) - 2476,258 милиона тона.

Добивът на петрол в находището Priobskoye през 2003 г. възлиза на 17,6 милиона тона, през 2004 г. - 20,42 милиона тона, през 2005 г. - 20,59 милиона тона. В стратегическите планове за развитие на компанията Приобское находище е отредено на едно от основните места - до 2009 г. тук се планира да се добиват до 35 милиона тона.
В последния ден на юли 2006 г. нефтените работници в Приобски отчетоха производството на 100-милионния тон петрол. 60% от територията на находището Priobskoye се намира в наводнената част на заливната низина на река Об; екологично чисти технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

История на находището Приобское:
През 1985 г. са открити промишлени запаси от нефт; тестването на сондаж 181r доведе до приток от 58 m3/ден
През 1989 г. започва сондирането на 101 клъстера (левия бряг)
През 1999 г. - въвеждане в експлоатация на кладенци в 201 клъстера (десен бряг)
През 2005 г. дневният добив възлиза на 60 200 тона/ден, производственият запас от 872 сондажа, 87 205,81 хиляди тона, произведени от началото на разработката.

Само през последните години с насочени сондажи в полето са изградени 29 подводни прехода, включително 19 изградени нови и 10 реконструирани стари.

Удобства на сайта:
Докачващи помпени станции - 3 бр
Многофазна помпена станция Sulzer - 1
Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в пласта - 10 бр
Плаващи помпени станции - 4 бр
Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2
Уред за отделяне на масло (OSN) - 1

През май 2001 г. на 201-ия клъстер на десния бряг на Приобското поле е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа от инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се извеждат на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция Rosskor е инсталирана на находището Priobskoye през 2000 г. Той е предназначен за изпомпване в полето на многофазна течност без използване на факели (за да се избегне изгарянето на свързан газ в заливната част на река Об).

Заводът за преработка на сондажни изрезки на десния бряг на находището Priobskoye произвежда пясъчно-варови тухли, които се използват като строителен материал за изграждане на пътища, площадки за кладенци и др. За да се реши проблемът с използването на свързания газ, произведен в находището Приобское, в находището Приразломное беше построена първата газотурбинна електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг, която осигурява електричество на находищата Приобское и Приразломное.

Електропроводът, изграден през река Об, няма аналози, неговият обхват е 1020 м, а диаметърът на жицата, специално произведена във Великобритания, е 50 мм.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5 ноември 2009 г. стана друг важен ден в историята на Yuganskneftegaz - 200-милионният тон петрол беше произведен в находището Priobskoye. Нека припомним, че това гигантско нефтено находище е открито през 1982 г. Находището се намира близо до Ханти-Мансийск и е разделено на две части от река Об. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. 100-милионният тон петрол беше произведен от находището през юли 2006 г.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 г. НК Роснефт планира да произведе 29,6 милиона тона петрол в находището Приобское през 2010 г., което е с 12,4% по-малко от добитите през 2009 г., според изявление на информационния отдел на компанията. През 2009 г. Роснефт е добил 33,8 милиона тона нефт от находището.

Освен това, според съобщението, днес "Роснефт" пусна в експлоатация първия етап от газотурбинна електроцентрала (GTPP) в нефтеното и газово находище "Приобское". Мощността на първия етап от ГТЕЦ е 135 MW, вторият етап се планира да бъде пуснат в експлоатация през май 2010 г., третият - през декември. Общата мощност на станцията ще бъде 315 MW. Изграждането на станцията заедно със спомагателните съоръжения ще струва на Роснефт 18,7 милиарда рубли. В същото време, според доклада, поради изоставянето на хидравличните съоръжения и инсталирането на парно енергийно оборудване, капиталовите разходи за изграждането на газотурбинни електроцентрали са намалени с повече от 5 милиарда рубли.

Ръководителят на Роснефт Сергей Богданчиков отбеляза, че пускането в експлоатация на Приобската ГТЕС решава едновременно три проблема: оползотворяване на попътния газ (ПНГ), осигуряване на електроенергия на находището, както и стабилността на енергийната система на региона.

През 2009 г. Роснефт е добил повече от 2 милиарда кубически метра от находището Приобское. m свързан петролен газ (APG), но използвани само малко повече от 1 милиард кубични метра. м. До 2013 г. картината ще се промени: въпреки намаляването на производството на APG до 1,5 милиарда кубически метра. м, използването му ще достигне 95%, се отбелязва в доклада.

Според С. Богданчиков, Роснефт обмисля възможността да предостави на Газпром Нефт своята тръба за транспортиране на съпътстващ нефтен газ от находището Приобское за използване в Южно-Балическия газопреработвателен комплекс на компанията СИБУР. Това съобщава RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Роснефт осигурява до 30% от потреблението на енергия със собствени съоръжения. Изградени са електроцентрали, работещи на свързан газ: в находището Приобское, във Ванкор, в Краснодарския край.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Газпром нефт пусна първия етап от Южно-Приобската газотурбинна електроцентрала (ГТЕС) в Приобското находище (ХМАО), построена от компанията за собствени производствени нужди, се казва в изявление на компанията.
Капацитетът на първия етап от ГТЕЦ е 48 MW. Обемът на капиталовложенията за въвеждане на първия етап е 2,4 милиарда рубли.
В момента нуждите от електроенергия на Газпромнефт-Хантос възлизат на около 75 MW електроенергия, а според изчисленията на специалистите на компанията до 2011 г. потреблението на енергия ще нарасне до 95 MW. Освен това през следващите години тарифите на Тюменската енергийна система ще се увеличат значително - от 1,59 рубли за kWh през 2009 г. до 2,29 рубли за kWh през 2011 г.
Пускането на втория етап на електроцентралата ще увеличи енергийния капацитет на Газпромнефт-Хантос до 96 MW и ще задоволи напълно нуждите на предприятието от електроенергия.

Приобское находище е ключов актив на Газпром Нефт, като заема почти 18% от производствената структура на компанията.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Дезагрегацията на обектите за разработване като метод за увеличаване на нефтения добив
В находището Priobskoye се разработват съвместно три пласта - AC10, AS11, AS12, като пропускливостта на пласта AC11 е с порядък по-висока от пропускливостта на пластовете AC10 и AS12. За ефективно разработване на запаси от нископроницаеми образувания AC10 и AC12 няма друга алтернатива освен въвеждането на технологията ORRNEO, предимно в инжекционни кладенци.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Методология за интегрирана интерпретация на резултатите от сондажни проучвания, използвани в OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA при изучаване на теригенни участъци
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Фроловска фациална зона на неокома на Западен Сибир в светлината на оценката на перспективите за нефтен и газов потенциал
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Литература

Регионални стратиграфски схеми на мезозойските отлагания на Западносибирската равнина. - Тюмен - 1991 г.
Геология на нефта и газа в Западен Сибир // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Сурков и др.- М.: Недра.- 1975. - 680 с.
Каталог на стратиграфските разбивки // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Бр. 67.-313 с.
Аргентовски Л.Ю., Бочкарев В.С. и др.. Стратиграфия на мезозойските отлагания на платформената покривка на Западносибирската плоча // Проблеми на геологията на Западносибирската нефтена и газова провинция / Тр. ЗапСибНИГНИ.- 1968.- Брой 11.- 60 с.
Соколовски А.П., Соколовски Р.А. Аномални типове участъци от формациите Баженов и Тутлейм на Западен Сибир // Бюлетин на потребителя на подпочвените ресурси на Ханти-Мансийския автономен окръг - 2002.-11.- С. 64-69.

Ефективност на разработването на нефтени находища
В Русия както хоризонталните кладенци, така и хидравличното разбиване се използват в достатъчни количества в резервоари с ниска пропускливост, например в находището Priobskoye, където пропускливостта е само от 1 до 12 милидарси и хидравличното разбиване просто е невъзможно.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Нов екологичен скандал в Ханти-Мансийския автономен окръг. Отново негов участник беше известната компания Rosekoprompererabotka, която стана известна със замърсяването на река Вах в домейна на TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Подобряване на качеството на циментиране на обсадни колони в находището Южно-Приобское
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Въздействие на топлинен газ и находища на Сибир
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Термичен газов метод и Баженовската формация
http://energyland.info/analitic-show-50375

Въвеждане на едновременно разделно нагнетяване в находището Приобское
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Преобразуване на кладенци на находище Приобское в адаптивна система за управление на електрическа центробежна помпа
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Анализ на повреди на ESP в руски находища
http://neftya.ru/?p=275

Прекъсвания при формирането на неокомските клиноформи в Западен Сибир
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Подобряване на технологията за едновременно-отделно инжектиране за многослойни полета
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Работа в полетата на Мамонтовски, Майски, Правдински, Приобски региони
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Още преди Нова година бяха завършени екологичните инспекции в двете най-големи находища в Угра, Самотлор и Приобское. Въз основа на резултатите бяха направени разочароващи заключения: петролните работници не само унищожават природата, но и не плащат най-малко 30 милиарда рубли годишно в бюджетите на различни нива.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Siberian Oil", № 4(32), април 2006 г. "Има място за движение"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO се оттегля от проекта Priobskoye, 28 март 1999 г
http://www.russiajournal.com/node/1250

снимка
Приобское поле
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Приобское поле, Ханти-Мансийски автономен окръг. Компания SGK-Бурение."
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Южно-Приобское поле

Приобското поле се намира в централната част на Западносибирската равнина. Административно се намира в Ханти-Мансийска област, на 65 км източно от Ханти-Мансийск и на 100 км западно от града. Нефтеюганск.

През периода 1978-1979г В резултат на подробното сеизмично проучване на CDP е идентифицирано Приобското издигане. От този момент започва подробно проучване на геоложката структура на територията: широкото развитие на сеизмичните проучвания в комбинация с дълбоки пробиване.

Откриването на полето Priobskoye се състоя през 1982 г. в резултат на пробиванеи тестване на сондаж 151, когато е получен търговски приток маслодебит от 14,2 m 3 / ден при 4 mm дросел от интервалите 2885-2977 m (Тюменска формация YUS 2) и 2463-2467 m (формация AS 11 1) - 5,9 m 3 / ден при динамично ниво от 1023 м.

Приобска структура, според тектонската карта на мезо-кайнозойската платформена покривка.

Западносибирската геосинеклиза е разположена в зоната на кръстовището на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегапад, Салимската и Западно Ляминските групи издигания.

Структурите от първи ред са усложнени от издути и куполообразни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на търсене и проучвателна работа на маслоИ газ.

Продуктивните образувания в Приобското поле са образуванията от групата "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. В стратиграфско отношение тези пластове принадлежат към кредните отложения на горновартовската свита. В литоложко отношение Горновартовската свита е изградена от чести и неравномерни прослойки на аргилитове с пясъчници и алевролити. Арнитите са тъмносиви, сиви със зеленикав оттенък, тинести, слюдени. Пясъчниците и алевролитите са сиви, глинести, слюдени, дребнозърнести. Сред арнитите и пясъчниците има прослойки от глинести варовици и сидеритни конкреции.

Скалите съдържат овъглен растителен детрит, рядко двучерупчести (иноцерами) с лоша и средна запазеност.

Пропускливите скали на продуктивните образувания имат североизточно и субмеридално простирание. Почти всички образувания се характеризират с увеличаване на общите ефективни дебелини и коефициента на съдържание на пясък, главно в централните части на зоните за развитие на резервоара, за да се повишат свойствата на резервоара и съответно укрепването на кластичния материал се случва в източната част (за слоеве на хоризонт АС 12) и североизточни посоки (за хоризонт АС 11).

Хоризонт АС 12 е дебело пясъчно тяло, издължено от югозапад на североизток под формата на широка ивица с максимална ефективна дебелина в централната част до 42 m (сондаж 237). В този хоризонт се разграничават три обекта: пластове АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Отлаганията на формацията AC 12 3 са представени под формата на верига от пясъчни лещовидни тела със североизточно простирание. Ефективните дебелини варират от 0,4 m до 12,8 m, като по-високите стойности са ограничени до основното находище.

Основното находище AS 12 3 е открито на дълбочини -2620 и -2755 m и е литоложно екранирано от всички страни. Размерите на находището са 34 х 7,5 km, а височината е 126 m.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 241 е открит на дълбочини от -2640-2707 m и е ограничен до местното издигане на Ханти-Манси. Находището се контролира от всички страни чрез зони за заместване на резервоара. Размерите на находището са 18 х 8,5 km, височина - 76 m.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 234 е открит на дълбочина 2632-2672 m и представлява леща от пясъчници на западния пад на Приобската структура. Размерите на находището са 8,5 х 4 km, а височината – 40 m, типът е литоложки екраниран.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 15-C е открит на дълбочина 2664-2689 m в рамките на Селияровския структурен перваз. Размерите на литоложки екранираното находище са 11,5 х 5,5 km, а височината е 28 m.

Находището AS 12 1-2 е основно и най-голямото в областта. Той е ограничен до моноклинала, усложнена от локални издигания с малка амплитуда (район на кладенци 246, 400) с преходни зони между тях. Той е ограничен от три страни от литоложки екрани и само на юг (към района на Източна Фроловска) има тенденция да се развиват резервоари. Въпреки това, предвид значителните разстояния, границата на находището все още е условно ограничена от линия, минаваща на 2 km южно от сондажа. 271 и 259. Наситени с маслодебелините варират в широк диапазон от 0,8 m (кладенец 407) до 40,6 m (кладенец 237) притоци маслодо 26 m 3 / ден на 6 mm фитинг (кладенец 235). Размерите на находището са 45 х 25 km, височина - 176 m.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 4-KhM е открит на дълбочина 2659-2728 m и е ограничен до пясъчна леща на северозападния склон на местното издигане на Ханти-Мансийск. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 1,2 м. Размерите на находището са 7,5 х 7 км, височината - 71 м.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 330 открити на дълбочини 2734-2753 m Наситени с маслодебелините варират от 2,2 до 2,8 м. Размерите на находището са 11 х 4,5 км, височината - 9 м. Тип - литоложко пресечен.

Отлаганията на формацията AC 12 0 - основната - са открити на дълбочина 2421-2533 м. Това е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Наситени с маслодебелините варират от 0,6 (кладенец 172) до 27 m (кладенец 262). Притоци маслодо 48m 3 /ден на фитинг 8 mm. Размерите на литологично екранирания депозит са 41 х 14 км, височина - 187 м. AC 12 0 депозит в района на кладенеца. 331 е открит на дълбочина 2691-2713 m и представлява леща от пясъчни скали. Наситени с маслодебелината на този кладенец е 10 м. Размери 5 х 4,2 км, височина - 21 м. Дебит масло- 2,5 m 3 /ден при Hd = 1932 m.

Находището на пласта AS 11 е 2-4 литоложки скриниран тип, общо 8, открити от 1-2 сондажа. По площ находищата са разположени под формата на 2 вериги от лещи в източната част (най-издигнатата) и в западната в по-потопената част на моноклинната структура. Наситени с маслодебелините на изток се увеличават с 2 или повече пъти в сравнение със западните кладенци. Общият диапазон на промяна е от 0,4 до 11 m.

Находището AS 11 2-4 в района на сондаж 246 е открито на дълбочина 2513-2555 м. Размерите на находището са 7 х 4,6 км, височина - 43 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 247 е открито на дълбочина 2469-2490 м. Размерите на находището са 5 х 4,2 км, височина - 21 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 251 е открито на дълбочина 2552-2613 м. Размерите на находището са 7 х 3,6 км, височината - 60 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 232 е открит на дълбочина 2532-2673 m. Размерите на находището са 11,5 х 5 км, височина - 140 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 262 е открит на дълбочина 2491-2501 m. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височина - 10 м.

Депозитът AS 11 2-4 в района на сондаж 271 е открит на дълбочина 2550-2667 m. Размерите на находището са 14 х 5 км.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 151 са открити на дълбочина 2464-2501m. Размерите на находището са 5,1 х 3 км, височина - 37 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 293 е открито на дълбочина 2612-2652 м. Размерите на находището са 6,2 х 3,6 км, височина - 40 м.

Отлаганията на свитата AS 11 1 са ограничени главно в пригребенната част под формата на широка ивица на североизточно простирание, ограничена от три страни от глинести зони.

Основното находище AS 11 1 е второто по големина в рамките на Приобското находище, открито на дълбочина 2421-2533 м. От три страни находището е ограничено от глинести зони, а на юг границата е начертана условно по линия, минаваща 2 км южно от сондаж 271 и 259. Дебити масловарират от 2,46 m 3 /ден при динамично ниво от 1195 m (кладенец 243) до 118 m 3 /ден през 8 mm фитинг (кладенец 246). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 m (кладенец 172) до 41,6 m (кладенец 246). Размерите на находището са 48 х 15 km, височина до 112 m, вид - литоложки пресетен.

Отлагания на формацията AS 11 0. Формацията AS 11 0 има много малка зона на развитие на резервоари под формата на лещовидни тела, ограничени до потопените зони на пригребенната част.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 408 е открито на дълбочина 2432-2501 м. Размерите на находището са 10,8 х 5,5 км, височина - 59 м, тип литоложки екраниран. Дебит маслоот добре 252 е 14,2 m3/ден при Нд =1410 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 172 е пробит от един кладенец на дълбочина 2442-2446 м и е с размери 4,7 х 4,1 км, височина - 3 м. Дебит масловъзлиза на 4,8 m 3 /ден при Hd = 1150 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 461 е с размери 16 х 6 км. Наситени с маслодебелината варира от 1,6 до 4,8 м. Вид на находището - литоложно пресято. Дебит маслоот добре 461 беше 15,5 m 3 /ден, Nd = 1145 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 425 е пробито от един кладенец. Наситени с масломощност - 3,6 м. Дебит масловъзлиза на 6,1 m 3 /денонощие при Нд =1260 m.

Хоризонтът AS 10 е открит в централната зона на Приобското поле, където е ограничен до по-потопени зони на пригребенната част, както и до югозападното крило на структурата. Разделянето на хоризонта на слоеве AS 10 1, AS 10 2-3 (в централната и източната част) и AS 10 2-3 (в западната) е до известна степен условно и се определя от условията на възникване и образуване на тези находища, като се вземе предвид литоложкият състав на скалите и физикохимичните характеристики масла.

Основното находище AS 10 2-3 е открито на дълбочина 2427-2721 m и се намира в южната част на полето. Дебити маслоса в диапазона от 1,5 m 3 /ден при 8 mm фитинг (кладенец 181) до 10 m 3 /ден при Nd = 1633 m (кладенец 421). Наситени с маслодебелините варират от 0,8 m (кладенец 180) до 15,6 m (кладенец 181). Размерите на находището са 31 х 11 km, височината е до 292 m, находището е литоложки екранирано.

Депозит AC 10 2-3 в района на кладенеца. 243 открити на дълбочини 2393-2433 м. Скорост на производство маслое 8,4 m 3 /ден при Нд =1248 m (кладенец 237). Наситени с маслодебелина - 4,2 - 5 м. Размери 8 х 3,5 км, височина до 40 м. Вид на находището - литоложко пресено.

Депозит AC 10 2-3 в района на кладенеца. 295 е открит на дълбочина 2500-2566 m и се контролира от зони на образуване на глина. Наситени с маслодебелините варират от 1,6 до 8,4 м. В клад. 295, получени са 3,75 m 3 /ден при Hd = 1100 м. Размерите на находището са 9,7 х 4 km, височина - 59 m.

Основното находище AS 10 1 е открито на дълбочина 2374-2492 м. Зоните за заместване на резервоара контролират находището от три страни, а на юг границата му е изчертана условно на разстояние 2 км от кладенеца. 259 и 271. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 (кладенец 237) до 11,8 m (кладенец 265). Дебити масло: от 2,9 m 3 /ден при Нд =1064 m (кладенец 236) до 6,4 m 3 /ден при 2 mm фитинг. Размерите на находището са 38 х 13 km, височина до 120 m, вид на находището - литоложки екранирано.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 420 е открито на дълбочина 2480-2496 м. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината - 16 м.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 330 е открито на дълбочина 2499-2528 м. Размерите на находището са 6 х 4 км, височината - 29 м.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 255 е открито на дълбочина 2468-2469 м. Размерите на находището са 4 х 3,2 км.

Участъкът на пласта AS 10 е завършен от продуктивния пласт AS 10 0. В рамките на който бяха идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиално простирание.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 242 е открит на дълбочини 2356-2427 m и е литологично проверен. Дебити маслоса 4,9 - 9 m 3 /ден при Hd-1261-1312 m. Наситени с маслодебелините са 2,8 - 4 м. Размерите на находището са 15 х 4,5 км, височина до 58 м.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 239 открити на дълбочини 2370-2433 м. Дебит маслоса 2,2 - 6,5 m 3 /ден при Hd-1244-1275 m. Наситени с маслодебелините са 1,6 -2,4 м. Размерите на находището са 9 х 5 км, височина до 63 м.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 180 е открит на дълбочини 2388-2391 m и е литологично проверен. Наситени с маслодебелина - 2,6м. Приток масловъзлиза на 25,9 m 3 /ден при Hd-1070 m.

Покритието над хоризонт АС 10 е представено от член от глинести скали, вариращи от 10 до 60 m от изток на запад.

Песъчливо-алевритовите скали от свита АС 9 имат ограничено разпространение и са представени под формата на фациесови прозорци, гравитиращи предимно към североизточния и източния участък на структурата, както и към югозападното потъване.

Резервоар АС 9 в района на кладенеца. 290 е открито на дълбочина 2473-2548 m и е ограничено до западната част на полето. Наситени с маслодебелините варират от 3,2 до 7,2 м. Дебит маслоса 1,2 - 4,75 m 3 /ден при Hd - 1382-1184 м. Размерът на находището е 16,1 х ​​6 km, височина - до 88 m.

В източната част на полето бяха идентифицирани две малки находища (6 х 3 km). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 6,8 м. Притоци масло 6 и 5,6 m 3 /ден при Hd = 1300-1258 м. Наслагите са литоложки екранирани.

Неокомските продуктивни находища са завършени от формация AC 7, която има много мозаечен модел на разположение маслодаени водоносни полета.

Най-голямото по площ, източното находище на формацията AS 7 е открито на дълбочина 2291-2382 м. Очертано е от три страни от резервоарни заместващи зони, а на юг границата му е условна и се провежда по линия 2 km от сондажи 271 и 259. Находището е ориентирано в посока юг-запад-североизток. Притоци масло: 4,9 - 6,7 m 3 /ден при Hd = 1359-875 m. Наситени с маслодебелините варират от 0,8 до 7,8 м. Размерите на литоложки екранираното находище са 46 х 8,5 км, височина до 91 м.

AC 7 депозит в района на клад. 290 е открит на дълбочина 2302-2328 m. Маслоноснидебелините са 1.6 - 3 м. В клад. 290 са получили 5,3 m 3 /ден маслопри P = 15 MPa. Размерът на находището е 10 х 3,6 km, височината - 24 m.

AC 7 депозит в района на клад. 331 е открит на дълбочина 2316-2345 м и представлява дъговидно тяло с форма на леща. Наситени с маслодебелините варират от 3 до 6 м. В клад. 331 получен приток масло 1,5 m 3 /ден при Hd = 1511 м. Размерите на литоложно екранираното находище са 17 х 6,5 km, височина - 27 m.

AC 7 депозит в района на клад. 243 е открит на дълбочина 2254-2304 m. Наситени с маслодебелина 2,2-3,6 м. Размери 11,5 х 2,8 км, височина - 51м. В кладенеца 243 получени масло 1,84 m 3 /ден при Nd-1362 m.

AC 7 депозит в района на клад. 259 е открит на дълбочина 2300 м и представлява леща от пясъчници. Наситени с маслодебелина 5,0 м. Размери 4 х 3 км.

Приобское поле

Кратка геоложка и полева характеристика на формациите

Приобское поле

Петрофизични характеристики на резервоарите

Физико-химични характеристики маслоИ газ

Състав и свойства на пластовите води

Приобското находище се появява на картата на Ханти-Мансийския автономен окръг през 1985 г., когато левобрежната му част е открита с сондаж номер 181. Геолозите са получили поток от петрол с обем от 58 кубически метра на ден. Четири години по-късно започва сондажът на левия бряг, а промишлената експлоатация на първия кладенец на десния бряг на реката започва 10 години по-късно.

Характеристики на полето Приобское

Приобското находище се намира в близост до границите на нефтените и газоносни райони Салимски и Лямински.

Характеристиките на петрола от находището Priobskoye позволяват да се класифицира като нискосмолист (парафини на ниво 2,4-2,5%), но в същото време с високо съдържание на сяра (1,2-1,3%), което изисква допълнително пречистване и намалява рентабилността. Вискозитетът на резервоарния нефт е на ниво 1,4-1,6 mPa*s, а дебелината на слоевете достига от 2 до 40 метра.

Приобското поле, чиито характеристики са уникални, има геоложки обосновани запаси от пет милиарда тона. От тях 2,4 милиарда са класифицирани като доказани и възстановими. Към 2013 г. оценката на възстановимите запаси на находището Приобское е над 820 милиона тона.

До 2005 г. дневното производство достига високи стойности - 60,2 хиляди тона на ден. През 2007 г. са произведени над 40 млн.т.

Към днешна дата в находището са пробити около хиляда производствени и почти 400 инжекционни кладенци. Резервоарните находища на нефтеното находище Приобское се намират на дълбочина 2,3,2,6 километра.

През 2007 г. годишният добив на течни въглеводороди в находището Приобское достигна 33,6 милиона тона (или повече от 7% от целия добив в Русия).

Приобское нефтено находище: характеристики на развитието

Особеността на сондажите е, че храстите на Приобското поле са разположени от двете страни на река Об и повечето от тях са разположени в заливната низина на реката. На тази основа Приобското находище е разделено на Южно- и Северно-Приобское. През пролетта и есента площта на полето редовно се наводнява от наводнения.

Това разположение е причина частите му да имат различни собственици.

На северния бряг на реката разработката се извършва от Юганскнефтегаз (структура, преминала към Роснефт след ЮКОС), а на южния бряг има райони, които се разработват от компанията Khantos, структура на Газпром Нефт (в допълнение на Приобски, участва и в проекта Паляновски). В южната част на находището Priobskoye, дъщерното дружество на Russneft, компанията Aki Otyr, е разпределила малки лицензионни площи за Верхне- и Средно-Шапшински райони.

Тези фактори, заедно със сложната геоложка структура (множество слоеве и ниска производителност), позволяват да се характеризира Приобското поле като труднодостъпно.

Но съвременните технологии за хидравлично разбиване, чрез изпомпване на големи количества водна смес под земята, могат да преодолеят тази трудност. Следователно всички новопробити площадки на находището Priobskoye започват да се експлоатират само с хидравлично разбиване, което значително намалява оперативните разходи и капиталовите инвестиции.

В този случай три маслени пласта се разбиват едновременно. В допълнение, основната част от кладенците се полага по метода на прогресивния клъстер, когато страничните кладенци са насочени под различни ъгли. В напречно сечение прилича на храст с насочени надолу клони. Този метод спестява подреждането на местата за повърхностно пробиване.

Техниката на клъстерното сондиране е широко разпространена, тъй като позволява запазването на плодородния слой на почвата и има само незначително въздействие върху околната среда.

Приобское поле на картата

Приобское поле на картата на Ханти-Мансийски автономен окръг се определя с помощта на следните координати:

• 61°20′00″ северна ширина,
• 70°18′50″и.д.

Петролното находище Приобское се намира само на 65 км от столицата на автономния окръг - Ханти-Мансийск и на 200 км от град Нефтеюганск. В зоната за развитие на полето има райони със селища на местни малки народи:

• Ханти (около половината от населението),
• ненецки,
• Мънси,
• селкупи.

В района са формирани няколко природни резервата, включително Елизаровски (републиканско значение), Васпухолски и Шапшински кедрови гори. От 2008 г. в Ханти-Мансийския автономен окръг - Югра (историческото име на района с център в Самарово) е създаден природен паметник „Луговски мамути“ с площ от 161,2 хектара, на мястото на който са открити вкаменелости останки от мамути и инструменти за лов, датиращи от 10 до 15 хиляди години, бяха многократно открити назад.