История приобского месторождения. Приобское нм – сложное, но перспективное нефтяное месторождение в хмао

Приобское нефтяное месторождение

§1.Приобское нефтяное месторождение.

Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м 3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76). По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. - составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг)

Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых и бесштанговых насосных установок различных типов.
На Приобском месторождении используются электроцентробежные насосы- бесштанговый глубинный насос, состоящий из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого (50-600 ступеней) центробежного насоса, электромотора (асинхронный электродвигатель, заполненный диэлектрическим маслом) и протектора, служащего для защиты электромотора от попадания в него жидкости. Питание мотора происходит по бронированному кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами. Частота вращения вала электродвигателя около 3000 об/мин. Насос управляется в поверхности посредством станции управления. Производительность электроцентробежного насоса изменяется от 10 до 1000 мЗ жидкости в сутки при КПД 30-50%.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.
Установка скважинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) имеет на поверхности скважины только станцию управления с силовым трансформатором и характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле, опускаемом в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами. Установками электроцентробежных насосов эксплуатируются высокопродуктивные скважины с высоким пластовым давлением.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

Низкая проницаемость;

Низкая песчанистость;

Повышенная глинистость;

Высокая расчлененность.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

2)залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый,

3)толщина пластовАС 10 , АС 11 и АС 12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

4)начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

8)вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

Приобское нефтяное месторождение

§1.Приобское нефтяное месторождение.

Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м 3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76). По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. - составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг)

Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых и бесштанговых насосных установок различных типов.
На Приобском месторождении используются электроцентробежные насосы- бесштанговый глубинный насос, состоящий из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого (50-600 ступеней) центробежного насоса, электромотора (асинхронный электродвигатель, заполненный диэлектрическим маслом) и протектора, служащего для защиты электромотора от попадания в него жидкости. Питание мотора происходит по бронированному кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами. Частота вращения вала электродвигателя около 3000 об/мин. Насос управляется в поверхности посредством станции управления. Производительность электроцентробежного насоса изменяется от 10 до 1000 мЗ жидкости в сутки при КПД 30-50%.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.
Установка скважинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) имеет на поверхности скважины только станцию управления с силовым трансформатором и характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле, опускаемом в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами. Установками электроцентробежных насосов эксплуатируются высокопродуктивные скважины с высоким пластовым давлением.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

Низкая проницаемость;

Низкая песчанистость;

Повышенная глинистость;

Высокая расчлененность.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

2)залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый,

3)толщина пластовАС 10 , АС 11 и АС 12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

4)начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

8)вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

Ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

Набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

Засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

Выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

Уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин - разрыва и распространения их в глубь

Значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия.

Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:

Основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой, что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы.

Излюбленной технологией российских нефтяников остается гидроразрыв пласта: в скважину закачивается жидкость под давлением до 650 атм. для образования трещин в породе. Трещины закрепляются искусственным песком (проппантом): он не позволяет им сомкнуться. Через них нефть просачивается в скважину. По данным ООО «СибНИИНП», гидроразрыв приводит к увеличению притока нефти на месторождениях Западной Сибири от 1,8 до 19 раз.

В настоящее время нефтедобывающие компании, проводя геолого-технические мероприятия, в основном ограничиваются использованием стандартных технологий гидроразрыва пласта (ГРП) с применением гелированного водного раствора на полимерной основе. Данные растворы, как и жидкости глушения, а также буровые растворы вызывают значительное повреждение пласта и самой трещины, что существенно снижает остаточную проводимость трещин, и, как следствие, добычу нефти. Особое значение кольматация пласта и трещин имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80 % первоначального.

Из технологий, применяемых для решения данной проблемы, выделяют технологии с использованием смеси жидкости и газа:

Вспененные (например, азотированные) жидкости с содержанием газа менее 52 % общего объема смеси;

Пенные ГРП – более 52 % газа.

Рассмотрев имеющиеся на российском рынке технологии и результаты их внедрения, специалисты ООО «Газпромнефть-Хантос» выбрали пенный ГРП и предложили компании Schlumberger провести опытно-промышленные работы (ОПР). По их результатам была дана оценка эффективности пенного ГРП на Приобском месторождении. Пенный ГРП, как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены (в среднем 60 % объема) части гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, и, как следствие, степень повреждения пласта минимальна. В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее освоения. Это относится как к новому, так и к действующему фонду скважин. Например, по выбранным скважинам Приобского месторождения пластовое давление снизилось до 50 % первоначального. При проведении пенного ГРП сжатый газ, который был закачан в составе пены, помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время

отработки скважины. Для проведения работ на Приобском месторождении был выбран азот как наиболее универсальный газ:

Повсеместно используется при освоении скважин с гибкими НКТ;

Инертен;

Совместим с жидкостями ГРП.

Отработка скважин после выполнения работ, представляющая собой часть «пенного» сервиса, осуществлялась силами компании Schlumberger. Особенностью проекта явилось выполнение ОПР не только в новом, но и в действующем фонде скважин, в пластах с уже существующими трещинами ГРП от первых работ, так называемый повторный ГРП. В качестве жидкой фазы пенной смеси была выбрана сшитая полимерная система. Полученная пенная смесь успешно помогает решать проблемы сохранения свойств приза-

бойной зоны. Концентрация полимера в системе составляет всего 7 кг/т проппанта, для сравнения, в скважинах ближайшего окружения – 11,8 кг/т.

В настоящее время можно отметить успешное проведение пенного ГРП с использованием азота в скважинах пластов АС10 и АС12 Приобского месторождения. Работам в действующем фонде скважин уделялось пристальное внимание, так как повторные ГРП позволяют вовлечь в разработку новые пласты и прослои, не затронутые разработкой ранее. Для анализа эффективности пенных ГРП их результаты сравнили с результатами, полученными по соседним скважинам, в которых проведены обычные ГРП. Пласты имели одинаковую нефтенасыщенную толщину. Фактический дебит жидкости и нефти по скважинам после пенного ГРП при среднем давлении на приеме насоса 5 МПа превысил дебит соседних скважин соответственно на 20 и 50 %.Из сравнения средних показателей работы скважин нового фонда после обыкновенного ГРП и пенного следует, что дебиты жидкости и нефти равны,однако рабочее забойное давление до насоса в скважинах после пенных ГРП составляет в среднем 8,9 МПа, в окружающих скважинах – 5,9 МПа. Перерасчет потенциала скважин на равнозначное давление позволяет оценить эффект от пенного ГРП.

ОПР с пенным ГРП в пяти скважинах Приобского месторождения показали эффективность метода как в действующем, так и в новом фонде скважин. Более высокое давление на приеме насоса в скважинах после применения пенных смесей свидетельствует об образовании трещин высокой проводимости в результате пенных ГРП, что обеспечивает дополнительную добычу нефти по скважинам.

В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть».

По решению Губернатора ХМАО месторождению был присвоен статус «Территория особого порядка недропользования», что определило особое отношение нефтяников к освоению Приобского месторождения. Труднодоступность запасов, хрупкость экосистемы месторождения, обусловили применение новейших природоохранных технологий. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.

Площадочные объекты, находящиеся на территории месторождения:

· Дожимные насосные станции - 3

· Мультифазная насосная станция Sulzer - 1

· Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт - 10

· Плавучие насосные станции - 4

· Цеха подготовки и перекачки нефти - 2

· Узел сепарации нефти (УСН) - 1

В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России.

Голландская насосная станция «Росскор» оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь).

Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д. Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.

Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, - 50 мм.

§2.Подготовка нефти к переработке

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50-100 м 3 /т), пластовую воду (200-300 кг/т) и раство­ренные в воде минеральные соли (10-15 кг/т), которые отри­цательно сказываются на транспортировке, хранении и после­дующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к перера­ботке обязательно включает следующие операции:

Удаление попутных (растворенных в нефти) газов или ста­билизация нефти;

Обессоливание нефти;

Обезвоживание (дегидратация) нефти.

Стабилизация нефти – сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов. При транспортировке и хранении нефти они могут выделять­ся, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избе­жать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. Стабилизацию нефти на приобском месторождении осуществляют методом сепарации непос­редственно в районе ее добычи на замерных установках.

Попутный газ отделяют от нефти многосту­пенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях, в которых последовательно снижаются давление и скорость по­тока нефти. В результате происходит десорбция газов, совмест­но с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жид­кие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углево­дородов.

Обессоливание и обезвоживание нефти - удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготов­ки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заво­дах (НПЗ).

Рассмотрим устройство электрообессоливающих установок.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теп­лообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовав­шаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их сни­жается в 8-10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообмен­ник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сбор­нике 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаива­ется в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделив­шаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

Процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, кото­рые образует с нефтью вода. При этом, на промыслах разруша­ются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе - искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хло­ридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5- 1,0% и 100-1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05-0,1% и 3-5 мг/л.

Для ускорения процесса разрушения эмульсий необходимо подвергать нефть другим мерам воздействия, направленным на укрупнение капель воды, повышение разности плотности, снижение вязкости нефти.

В приобской нефти используют введение в нефть вещества (деэмульгатора) благодаря которому расслоение эмульсии облегчается.

А для обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой, которая не только вымывает соли, но и оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.

§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения

Нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов - далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д.И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа - с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ - атмосферно-вакуумные трубчатки.

Нефти приобского месторождения обладают потенциально высоким содержанием масляных фракций, следовательно первичная переработка нефти осуществляется по топливно-масляному балансу и осуществляется в три ступени:

Атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута

Вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона

Вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума.

Перегонка приобской нефти осуществляется на установках атмосферной трубчатки по схеме с однократным испарением, т.е. с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями – это энергетически наиболее выгодно, т.к. приобская нефть полностью удовлетворяет требованиям при использовании такой установки: относительно невысокое содержание бензина(12-15%) и выход фракций до 350 0 С не более 45%.

Сырая нефть, нагретая горячими потоками в теплообменнике 2, направляется в электродегидратор 3. Оттуда обессоленная нефть насосом через теплообменник 4 подается в печь 5 и затем в ректификационную колонну 6, где происходит ее однократное испарение и разделение на требуемые фракции. В случае обессоленной нефти электродегидратор в схемах установок отсутствует.

При большом содержании в нефти растворенного газа и низкокипящих фракций переработка ее по такой схеме однократного испарения без предварительного испарения затруднена, поскольку в питательном насосе и во всех аппаратах, расположенных в схеме до печи, создается повышенное давление. Кроме того, при этом повышается нагрузка печи и ректификационной колонны.

Основное назначение вакуумной перегонки мазутов: получение широкой фракции (350 – 550 0С и выше) – сырья для каталитических процессов и дистиллятов для производства масел и парафинов.

Насосом мазут накачивается через систему теплообменников в трубчатую печь, где нагревается до 350°-375°, и поступает в ректификационную вакуумную колонну. Разрежение в колонне создаётся пароструйными эжекторами (остаточное давление 40-50 мм). В нижнюю часть колонны подаётся водяной пар. Масляные дистилляты отбираются с разных тарелок колонны, проходят теплообменники в и холодильники. Из низа колонны отводится остаток - гудрон.

Масляные фракции, выделенные из нефти, подвергаются очистке избирательными растворами – фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ, затем проводят депарафинизацию при помощи смеси метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен глин.

Материальный баланс атмосферной перегонки приобской нефти:

§4.Каталитический крекинг

Каталитический крекинг - важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК - высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каталитическом крекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль - компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль - сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.
Мощность современных установок в среднем - от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0млн.тонн.
Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора - выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводам, по которым циркулирует катализатор.
Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина.

§4.Каталитический риформинг

Развитие производства бензинов связано со стремлением улучшить основное эксплуатационное свойство топлива – детонационную стойкость бензина, оцениваемую октановым числом.

Риформинг служит для одновременного получения высокооктанового базового компонента автомобильных бензинов, ароматических углеводородов и водородосодержащего газа.

Для приобской нефти риформингу подвергается фракция, выкипающая в пределах 85-180 0 С, повышение конца температуры кипения способствует коксообразованию и поэтому нежелательно.

Подготовка сырья риформинга – ректификация для выделения фракций, гидроочистка для удаления примесей (азот, сера и т.д.), которые отравляют катализаторы процесса.

В процессе риформинга используются платиновые катализаторы. Дороговизна платины предопределила малое ее содержание в промышленных катализаторах риформинга и следовательно необходимость ее эффективного использования. Этому способствует применение в качестве носителя оксида алюминия, который давно был известен как лучший носитель для катализаторов ароматизации.

Важно было превратить алюмоплатиновый катализатор в бифункциональный катализатор риформинга, на котором протекал бы весь комплекс реакций. Для этого следовало придать носителю необходимые кислотные свойства, что было достигнуто путем обработки оксида алюминия хлором.

Преимущество хлорированного катализатора - возможность регулирования содержания хлора в катализаторах, а следовательно их кислотности непосредственно в условиях эксплуатации.

При переходе действующих установок риформинга на полиметаллические катализаторы показатели работы увеличились, т.к. стоимость их ниже, их высокая стабильность позволяет осуществлять процесс при более низком давлении не боясь закоксования. При проведении риформинга на полиметаллических катализаторах содержание в сырье следующих элементов не должно превышать серы не более 1 мг/кг, никеля-1,5 мг/кг, воды-3 мг/кг. По показателю никеля приобская нефть не подходит для полиметаллических катализаторов, поэтому при риформинге используются алюмоплатиновые катализаторы.

Типичный материальный баланс риформинга фракции 85-180 °С при давлении 3 МПа.

Библиографический список

1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Первичная переработка нефти (ч1), КолосС, М.:2007

2. Абдулмазитов Р.Д., Геология и разработка крупнейших нефтяных и нефтегазовых месторождений России, ОАО ВНИИОЭНГ, М.:1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение - о Приобье в википедии

4. http://minenergo.gov.ru – министерство энергетики РФ

5. Баннов П.Г., Процессы переработки нефти, ЦНИИТЭнеф-техим, М.:2001

6. Бойко Е.В., Химия нефти и топлив, УлГТУ:2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефть, вестник компании

Нефтяные месторождения России
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

The northern three quarters of the field was controlled by YUKOS via an its daughter-company Yuganskneftegaz, and began oil production in 2000. In 2004 Yuganskneftegaz was bought by Rosneft, which is now the operating company for that portion of the field. The southern quarter of the field was controlled by Sibir energy, which began a joint venture with Sibneft to develop the field, with volume production beginning in 2003. Sibneft subsequently acquired complete control of the field via a corporate maneuver to dilute Sibir"s holding. Sibneft is now majority controlled by Gazprom and renamed Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Приобское месторождение (ХМАО)
Запасы, млн т
АВС1 - 1061,5
С2 - 169,9
Добыча в 2007 г., млн т - 33,6

В течение многих лет крупнейшим как по величине запасов, так и по объемам нефтедобычи являлось Самотлорское месторождение. В 2007 г. оно впервые уступило первое место месторождению Приобское, добыча нефти на котором достигла 33,6 млн т (7,1% российской), а разведанные запасы увеличились по сравнению с 2006 г. почти на 100 млн т (с учетом погашения при добыче).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.
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 - гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г.

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %.

По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года.

Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. - составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн.

В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть».
http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение

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

ПРИОБСКОЕ: ЕСТЬ 100 МИЛЛИОНОВ! (Роснефть: Вестник компании, сентябрь 2006) -
1 мая 1985 года на Приобском месторождении была заложена первая разведочная скважина. В сентябре 1988 на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 тонн в сутки. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти.

Лицензия на освоение месторождения принадлежит ОАО «Юганскнефтегаз».
Крупнейшее месторождение Западной Сибири - Приобское - административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Приобское было открыто в 1982 г. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г.

По российской классификации разведанные запасы нефти составляют 1,5 млрд. тонн, извлекаемые - более 600 млн.
Согласно анализу, подготовленному международной аудиторской компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2005 года нефтяные запасы Приобского месторождения по методологии SPE составляют: доказанные 694 млн. тонн, вероятные - 337 млн. тонн, возможные - 55 млн. тонн.

Запасы по месторождению по российским стандартам на 01.01.2006 года: НГЗ (Нефтегазовые запасы) - 2476,258 млн. тонн.

Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. - составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. - 20,59 млн. тонн. В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест - к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн.
В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.

История Приобского месторождения:
В 1985 году обнаружены промышленные запасы нефти, по испытаниям скважины 181р получен приток 58 м3/сут
В 1989 году - начало бурения 101 куста (Левый берег)
В 1999 году - ввод в эксплуатацию скважин 201 куста (Правый берег)
В 2005 году суточная добыча составила 60200 т/сут, добывающий фонд 872 скважины, добыто с начала разработки 87205,81 тыс. тонн.

Только в последние годы, методом наклонно-направленного бурения, на месторождении выполнено 29 подводных переходов, в том числе построено 19 новых и реконструировано 10 старых.

Площадочные объекты:
Дожимные насосные станции - 3
Мультифазная насосная станция Sulzer - 1
Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт - 10
Плавучие насосные станции - 4
Цеха подготовки и перекачки нефти - 2
Узел сепарации нефти (УСН) - 1

В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России.

Голландская насосная станция «Росскор» оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь).

Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д. Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.

Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, - 50 мм.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

В истории Юганскнефтегаза 5 ноября 2009 года стало еще одним знаменательным днем - на Приобском месторождении добыта 200-миллионная тонна нефти. Напомним, что это гигантское нефтяное месторождение было открыто в 1982 году. Месторождение расположено недалеко от Ханты-Мансийска и разделено рекой Обь на две части. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого – в 1999 году. 100-миллионная тонна нефти была добыта на месторождении в июле 2006 года.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 НК "Роснефть" планирует в 2010 г. добыть на Приобском месторождении 29,6 млн т нефти, что на 12,4% меньше, чем было добыто в 2009 г., говорится в сообщении управления информации компании. В 2009 г. "Роснефть" добыла на месторождении 33,8 млн т нефти.

Кроме того, согласно сообщению, сегодня "Роснефть" ввела в эксплуатацию первую очередь газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Приобском нефтегазовом месторождении. Мощность первой очереди ГТЭС составляет 135 МВт, вторую очередь планируется сдать в мае 2010 г., третью - в декабре. Общая мощность станции составит 315 МВт. Строительство станции вместе со вспомогательными сооружениями обойдется "Роснефти" в 18,7 мрлд руб. При этом, согласно сообщению, за счет отказа от гидротехнических сооружений и установки паросилового оборудования капитальные затраты по строительству ГТЭС были снижены более чем на 5 млрд руб.

Глава "Роснефти" Сергей Богданчиков отметил, что ввод в строй Приобской ГТЭС решает одновременно три задачи: утилизация попутного газа (ПНГ), обеспечение электроэнергией месторождения, а также стабильность работы энергетической системы региона.

В 2009 г. "Роснефть" добыла на Приобском месторождении более 2 млрд куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ), а использовала лишь чуть более 1 млрд куб. м. К 2013 г. картина изменится: несмотря на снижение добычи ПНГ до 1,5 млрд куб. м, его использование достигнет 95%, отмечается в сообщении.

По словам С.Богданчикова, "Роснефть" рассматривает возможность предоставления "Газпром нефти" своей трубы для транспортировки попутного нефтяного газа с Приобского месторождения на утилизацию на Южно-Балыкском газоперерабатывающем комплексе компании "СИБУР". Об этом сообщает РБК.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Роснефть обеспечивает до 30% своего энергопотребления собственными мощностями. Построены электростанции, работающие на попутном газе: на Приобском месторождении, на Ванкоре, в Краснодарском крае.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
"Газпром нефть" запустила в эксплуатацию первую очередь Южно-Приобской газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Приобском месторождении (ХМАО), построенную компанией для собственных производственных нужд, говорится в сообщении компании.
Мощность первой очереди ГТЭС составила 48 МВт. Объем капитальных вложений на введение первой очереди - 2,4 миллиарда рублей.
В настоящее время потребности в электроэнергии "Газпромнефть-Хантос" составляют около 75 МВт электроэнергии и по расчетам специалистов компании, к 2011 году энергопотребление вырастет до 95 МВт. Кроме того, в ближайшие годы тарифы тюменской энергосистемы существенно вырастут - с 1,59 рубля за кВт/ч в 2009 году до 2,29 рубля за кВт/ч в 2011 году.
Запуск второй очереди электростанции позволит довести энергогенерирующие мощности "Газпромнефть-Хантос" до 96 МВт и полностью удовлетворит потребности предприятия в электроэнергии.

Приобское месторождение - ключевой актив "Газпром нефти", занимающий почти 18% в структуре добычи компании.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи
На Приобском месторождении разраба-тываются совместно три пласта - АС10, АС11, АС12, причем проницаемость пласта АС11 на порядок выше проницаемости пластов АС10 и АС12. Для эффективной выработки запасов из низкопроницаемых пластов АС10 и АС12 нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРРНЭО, прежде всего, на нагнетательных скважинах.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Методика комплексной интерпретации результатов ГИС применяемая в ОАО ЗСК «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА» при изучении терригенных разрезов
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Фроловская фациальная зона неокома Западной Сибири в свете оценки перспектив нефтегазоносности
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Литература

Региональные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины. - Тюмень.- 1991.
Геология нефти и газа Западной Сибири // А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, В.С. Сурков и др. - М.: Недра.- 1975.- 680 с.
Каталог стратиграфических разбивок // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Вып. 67.-313 с.
Аргентовский Л.Ю., Бочкарев В.С. и др. Стратиграфия мезозойских отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Проблемы геологии Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции /Тр. ЗапСибНИГНИ.- 1968.- Вып 11.- 60 с.
Соколовский А.П., Соколовский Р.А. Аномальные типы разрезов баженовской и тутлеймской свит Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО.- 2002.-11.- С. 64-69.

Эффективность разработки нефтяных месторождений
В России в достаточных объемах используются и горизонтальные скважины, и гидроразрывы пласта в низкопроницаемых коллекторах, например, в таких как Приобское месторождение, где проницаемость составляет всего от 1 до 12 миллидарси и без ГРП просто не обойтись.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Новый экологический скандал в Ханты-Мансийском автономном округе. Его участником в очередной раз стала небезызвестная фирма «Росэкопромпереработ- ка», прославившаяся загрязнением реки Вах в вотчине ТНК-ВР.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Термогазовое воздействие и месторождения Сибири
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Термогазовый метод и Баженовская свита
http://energyland.info/analitic-show-50375

Внедрение одновременнораздельной закачки на Приобском месторождении
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Анализ отказов УЭЦН на российских месторождениях
http://neftya.ru/?p=275

Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Совершенствование технологии одновременно-раздельной закачки для многопластовых месторождений
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

ООО "Мамонтовский КРС"
Работа на месторождениях Мамонтовского, Майского, Правдинского, Приобского регионов
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Еще до Нового года на двух крупнейших месторождениях Югры, - Самотлорском и Приобском - заверши-лись экологические проверки. По резуль-татам сделаны неутешительные выводы: нефтяники не только губят природу, но и недоплачивают в бюджеты разных уровней не менее 30 млрд рублей в год.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Сибирская нефть", № 4(32), апрель 2006. "Есть куда двигаться"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO Withdraws from Priobskoye Project, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Фото
Приобское месторождение
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Приобское месторождение, ХМАО. компания "СГК-Бурение"".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Южно-Приобское месторождение

Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Cибирской равнины. В административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска .

В период 1978-1979 г.г. в результате детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ было выявлено Приобское поднятие. С этого момента начинается детальное изучение геологического строения территории: широкое развитие сейсморазведочных работ в сочетании с глубинным бурением .

Открытие Приобского месторождения состоялось в 1982 г. в результате бурения и испытания скважины 151, когда был получен промышленный приток нефти дебитом 14,2 м 3 /сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС 2) и 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /сут при динамическом уровне 1023 м.

Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.

Западно-Сибирской геосинеклизы, располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской группы поднятий.

Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ .

Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . В стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхне вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.

В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.

Проницаемые породы продуктивных пластов имеют северо-восточное и субмеридиальное простирание. Практически для всех пластов характерно увелечения суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости, в основном, к центральным частям зон развития коллекторов, по повышению коллекторских свойств и соответственно, укрепление обломочного материала происходит в восточном (для пластов горизонта АС 12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС 11).

Горизонт АС 12 представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимальными эффективными толщинами в центральной части до 42 м (скв. 237). В данном горизонте выделяются три объекта: пласты АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .

Залежи пласта АС 12 3 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Эффективные толщины изменяются от 0,4 м до 12,8 м, причём более высокие значения приурочены к основной залежи.

Основная залежь АС 12 3 вскрыта на глубинах -2620 и -2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Размеры залежи 34 х 7,5 км, а высота - 126 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 241 вскрыта на глубинах -2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 18 х 8,5 км, высота - 76 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 234 вскрыта на глубиннах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Размеры залежи 8,5 х 4 км, а высота - 40 м, тип литологически экранированный.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 15-С вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Размеры литологически экранированной залежи составляют 11,5 х 5,5 км, а высота - 28 м.

Залежь АС 12 1-2 - основная, является самой крупной на месторождении. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями (р-н скв.246, 400) с зонами перехода между ними. С трех сторон ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Однако, учитывая значительные расстояния граница залежи пока условно ограничена линией, проходящей в 2 км к югу от скв. 271 и 259. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапозоне от 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237) притоки нефти до 26 м 3 /сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 4-ХМ вскрыта на глубинах 2659-2728 м и приурочена к песчаной линзе на северо-западном склоне Ханты-Мансийского локального поднятия. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 1,2 м. Размеры залежи 7,5 х 7 км, высота - 71 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2734-2753м Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 11 х 4,5 км, высота - 9 м. Тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 12 0 - основная - вскрыта на глубиннах 2421-2533 м. Она представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нефти до 48м 3 /сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС 12 0 в районе скв. 331 вскрыта на глубиннах 2691-2713 м и представляет собой линзу песчаных пород. Нефтенасыщенная толщина в этой скважине составляет 10 м. Размеры 5 х 4,2 км, высота - 21 м. Дебит нефти - 2,5 м 3 /сут на Нд =1932 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 литологически экранированного типа, всего насчитывается 8, вскрытыми 1-2 скважинами. В площадном отношении залежи располагаются в виде 2 цепочек линз в восточной части (наиболее приподнятой) и на западе в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщины на востоке увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами. Общий диапазон изменения от 0,4 до 11 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.

Залежи пласта АС 11 1 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.

Основная залежь АС 11 1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения вскрыта на глубинах 2421-2533 м. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно, по линии, проходящий в 2 км к югу от скв.271 и 259. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м 3 /сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Размеры залежи составляют 48 х 15 км, высота до 112 м, тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 11 0 . Пласт АС 11 0 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 408 вскрыта на глубине 2432-2501 м. Размеры залежи 10,8 х 5,5 км, высота - 59 м, тип литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 252 составил 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 172 вскрыта одной скважиной на глубине 2442-2446 м и имеет размеры 4,7 х 4,1 км, высоту - 3 м. Дебит нефти составил 4,8 м 3 /сут на Нд =1150 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 461 имеет размеры 16 х 6 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 4,8 м. Тип залежи - литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 461 составил 15,5 м 3 /сут, Нд =1145 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м 3 /сут на Нд =1260 м.

Горизонт АС 10 вскрыт в пределах центральной зоны Приобского месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а так же к юго-западному крылу структуры. Разделение горизонта на пласты АС 10 1 , АС 10 2-3 (в центральной и восточной части) и АС 10 2-3 (в западной) в известной степени условное и определяется условиями залегания, формирования этих отложений при учёте литологического состава пород и физико-химической характеристики нефтей .

Залежь основная АС 10 2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м 3 /сут на Нд =1633 м (скв. 421). Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Размеры залежи составляют 31 х 11 км, высота до 292 м, залежь - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м 3 /сут при Нд =1248 м (скв. 237). Нефтенасыщенные толщины - 4,2 - 5 м. Размеры 8 х 3,5 км, высота до 40 м. Тип залежи - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 295 вскрыта на глубинах 2500-2566 м и контролируется зонами глинизации пласта. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 8,4 м. В скв. 295 получено 3,75 м 3 /сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.

Основная залежь АС 10 1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Зоны замещения коллекторов контролируют залежь с трех сторон, а на юге ее границе проведена условно на расстоянии 2 км от скв. 259 и 271. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебиты нефти : от 2,9 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10 0 . В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 - 9 м 3 /сут при Нд-1261-1312 м. Нефтенасыщенные толщины равны 2,8 - 4 м. Размеры залежи 15 х 4,5 км, высота до 58 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 - 6,5 м 3 /сут при Нд-1244-1275 м. Нефтенасыщенные толщины равны 1,6 -2,4 м. Размеры залежи 9 х 5 км, высота до 63 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.

Покрышка над горизонтом АС 10 представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

Песчано-алевролитовые породы пласта АС 9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры, а так же к юго-западному погружению.

Залежь пласта АС 9 в районе скв. 290 вскрыта на глубинах 2473-2548 м и приурочена к западной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составляют 1,2 - 4,75 м 3 /сут при Нд - 1382-1184 м. Размер залежи 16,1 х 6 км, высота - до 88 м.

На востоке месторождения выявлено две небольшие залежи (6 х 3 км). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Притоки нефти 6 и 5,6 м 3 /сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС 7 вскрыта на глубинах 2291-2382 м. С трех сторон оконтурена зонами замещения коллекторов, а на юге ее граница условная и проведена по линии, проходящей в 2 км от скв.271 и 259. Ориентирована залежь с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти : 4,9 - 6,7 м 3 /сут на Нд =1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,8 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 46 х 8,5 км, высота до 91 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м 3 /сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 331 вскрыта на глубине 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. В скв. 331 получен приток нефти 1,5 м 3 /сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 243 вскрыта на глубине 2254-2304 м. Нефтенасыщенные толщины 2,2-3,6 м. Размеры 11,5 х 2,8 км, высота - 51м. В скв. 243 получена нефть 1,84 м 3 /сут на Нд-1362 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.

Приобского месторождения

Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

Приобского месторождения

Петрофизичиская характеристика коллекторов

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Состав и свойства пластовых вод

Приобское месторождение на карте ХМАО появилось в 1985 году, когда была открыта ее левобережная часть скважиной под номером 181. Геологи получили фонтан нефти объемом 58 кубометров в сутки. Еще через четыре года на левом берегу началось бурение, а промышленная эксплуатация первой скважины на правобережье реки началась спустя 10 лет.

Приобское месторождение характеристики

Приобское месторождение залегает поблизости от границ нефтегазоносных районов Салымского и Ляминского.

Характеристики нефти Приобского месторождения позволяют отнести ее к малосмолистым (парафины на уровне 2,4-2,5 процента), но при этом с повышенным содержанием серы (1,2-1,3 процента), что требует ее дополнительной очистки и понижает рентабельность. Вязкость пластовой нефти находится на уровне 1,4-1,6 мПа*с, а толщина пластов достигает от 2 до 40 метров.

Приобское месторождение, характеристики которого являются уникальными, располагает геологическими обоснованными запасами в пять миллиардов тонн. Из них к категории доказанных и извлекаемых относятся 2,4 миллиарда. По состоянию на 2013-й оценка извлекаемых запасов на Приобском месторождении составляла свыше 820 млн. тонн.

К 2005 году дневная добыча достигла высоких цифр - 60,2 тыс. тонн за сутки. В 2007-м было добыто свыше 40 млн тонн.

К настоящему моменту на месторождении пробурено около тысячи добывающих и почти 400 нагнетательных скважин. Пластовые залежи Приобского нефтяного месторождения находятся на глубине 2,3,2,6 километров.

В 2007 г. годовой объем добычи жидких углеводородов на Приобском месторождении достиг 33,6 миллионов тонн (или больше 7% от всей добычи в России).

Приобское нефтяное месторождение: особенности освоения

Особенность бурения в том, что кусты Приобского месторождения расположены по обе стороны реки Обь и их большая часть находится в пойме реки. По этому признаку Приобское месторождение делят на Южно- и Северо-Приобское. В весенне-осенний период территорию месторождение регулярно заливают паводковые воды.

Подобное расположение стало причиной того, что у ее частей разные владельцы.

С северного берега реки разработкой занимается Юганскнефтегаз (структура, перешедшая к Роснефти после ЮКОСа), а с южного расположены участки, которые разрабатывает компания «Хантос», структура «Газпромнефти» (кроме Приобского, она занимается также Пальяновским проектом). В южной части Приобского месторождения для «дочки» Русснефти, компании Аки Отыр, выделены незначительные лицензионные территории под Верхне- и Средне Шапшинский участки.

Эти факторы наряду со сложным геологическим строением (многопластовостью и низкой продуктивностью) позволяют характеризовать Приобское месторождение как труднодоступное.

Но современные технологии гидроразрыва пласта, с помощью закачивания под землю большого количества водяной смеси, позволяют преодолеть эту трудность. Поэтому все вновь пробуренные кусты Приобского месторождения начинают эксплуатироваться только с ГРП, что значительно снижает затраты по эксплуатации и капиталовложениям.

При этом одновременно проводится разрыв трех нефтяных пластов. Кроме того, основная часть скважин закладывается с помощью прогрессивного кустового способа, когда боковые скважины направляются под разными углами. В разрезе это напоминает куст с ветками, направленными вниз. Такой способ экономит обустройство наземных площадок для бурения.

Методика кустового бурения получила широкое распространение, поскольку позволяет сохранять плодородный слой почвы и лишь в незначительной степени влияет на экологию.

Приобское месторождение на карте

Приобское месторождение на карте ХМАО определяется с помощью следующих координат:

• 61°20′00″ северной широты,
• 70°18′50″ восточной долготы.

Приобское нефтяное месторождение располагается всего в 65 км от столицы автономного округа - Ханты-Мансийска и в 200-х километрах от городаНефтеюганска. В районе освоения месторождения находятся участки с поселениями коренных малых народностей:

• Ханты (около половины населения),
• Ненцы,
• Манси,
• Селькупы.

В районе образовано несколько природных заказников, в том числе Елизаровский (республиканского значения), Васпухольский, Шапшинский кедровник. С 2008 года в ХМАО - Югра (историческое название местности с центром в Самарово) был учрежден памятник природы «Луговские мамонты» площадью 161,2 га, на участке которого неоднократно находили ископаемые останки мамонтов и орудия охоты, датируемые от 10 до 15 тыс. лет назад.