Приобське родовище видобуток нафти. Геологія Приобського родовища (Приобка)

Пріобське родовище на карті ХМАО з'явилося в 1985 році, коли було відкрито її лівобережну частину свердловиною під номером 181. Геологи отримали фонтан нафти об'ємом 58 кубометрів на добу. Ще через чотири роки на лівому березі почалося буріння, а промислова експлуатація першої свердловини на правобережжі річки почалася через 10 років.

Приобське родовище характеристики

Пріобське родовище залягає поблизу кордонів нафтогазоносних районів Салимського і Ламінського.

Характеристики нафти Пріобського родовища дозволяють віднести її до малосмолистих (парафіни на рівні 2,4-2,5 відсотка), але при цьому з підвищеним вмістом сірки (1,2-1,3 відсотка), що потребує її додаткового очищення та знижує рентабельність. В'язкість пластової нафти становить 1,4-1,6 мПа*с, а товщина пластів сягає від 2 до 40 метрів.

Приобське родовище, характеристики якого є унікальними, має в своєму розпорядженні геологічними обґрунтованими запасами п'ять мільярдів тонн. З них до категорії доведених та вилучених належать 2,4 мільярди. Станом на 2013-й оцінка запасів на Приобському родовищі становила понад 820 млн. тонн.

До 2005 року добовий видобуток досяг високих цифр - 60,2 тис. тонн за добу. 2007-го було видобуто понад 40 млн тонн.

На даний момент на родовищі пробурено близько тисячі видобувних та майже 400 нагнітальних свердловин. Пластові поклади Пріобського нафтового родовища знаходяться на глибині 2,3,2,6 км.

У 2007 р. річний обсяг видобутку рідких вуглеводнів на Приобському родовищі досяг 33,6 мільйонів тонн (або більше 7% від усього видобутку в Росії).

Приобське нафтове родовище: особливості освоєння

Особливість буріння в тому, що кущі Пріобського родовища розташовані по обидва боки річки Об і їх більшість знаходиться в заплаві річки. За цією ознакою Приобське родовище ділять на Південно- та Північно-Пріобське. У весняно-осінній період на територію родовище регулярно заливають паводкові води.

Подібне розташування стало причиною того, що її частини мають різні власники.

З північного берега річки розробкою займається Юганскнафтогаз (структура, що перейшла до Роснафти після ЮКОСу), а з південного розташовані ділянки, які розробляє компанія «Хантос», структура «Газпромнефти» (крім Пріобського, вона також займається Пальянівським проектом). У південній частині Пріобського родовища для «дочки» Руснефти, компанії Акі Отир, виділено незначні ліцензійні території під Верхньо- та Середньошапшинськими ділянками.

Ці фактори поряд зі складною геологічною будовою (багатопластовістю та низькою продуктивністю) дозволяють характеризувати Приобське родовище як важкодоступне.

Але сучасні технології гідророзриву пласта за допомогою закачування під землю великої кількості водяної суміші дозволяють подолати цю труднощі. Тому всі знову пробурені кущі Пріобського родовища починають експлуатуватися тільки з ГРП, що значно знижує витрати на експлуатацію та капіталовкладення.

Водночас проводиться розрив трьох нафтових пластів. Крім того, основна частина свердловин закладається за допомогою прогресивного кущового способу, коли бічні свердловини прямують під різними кутами. У розрізі це нагадує кущ із гілками, спрямованими вниз. Такий спосіб заощаджує облаштування наземних майданчиків для буріння.

Методика кущового буріння набула широкого поширення, оскільки дозволяє зберігати родючий шар ґрунту і лише незначною мірою впливає на екологію.

Приобське родовище на карті

Приобське родовище на карті ХМАО визначається за допомогою наступних координат:

• 61°20′00″ північної широти,
• 70°18′50″ східної довготи.

Приобське нафтове родовище розташовується всього за 65 км від столиці автономного округу - Ханти-Мансійська та за 200 кілометрів від міста Нафтоюганська. У районі освоєння родовища знаходяться ділянки із поселеннями корінних малих народностей:

• Ханти (близько половини населення),
• Ненці,
• Мансі,
• Сількупи.

У районі утворено кілька природних заказників, у тому числі Єлизарівський (республіканського значення), Васпухольський, Шапшинський кедровник. З 2008 року в ХМАО - Югра (історична назва місцевості з центром в Самарово) було засновано пам'ятник природи «Лугівські мамонти» площею 161,2 га, на ділянці якого неодноразово знаходили викопні останки мамонтів та знаряддя полювання, датовані від 10 до 10 до 10 років. назад.

Знаходяться у Саудівській Аравії, знає навіть старшокласник. Так само, як і те, що Росія стоїть відразу за нею у списку країн, які мають значні нафтові запаси. Однак за рівнем видобутку ми поступаємося одразу декільком країнам.

Найбільші у Росії є майже переважають у всіх регіонах: на Кавказі, в Уральському і Західно-Сибірському округах, Півночі, в Татарстані. Однак розроблені далеко не всі з них, а деякі, як, наприклад, «Технафтоінвест», чиї ділянки розташовані в Ямало-Ненецькому та сусідньому з ним Ханти-Мансійському окрузі, є збитковими.

Саме тому 4 квітня 2013 року було відкрито угоду з Rockefeller Oil Company, яка вже розпочала цей район.

Однак далеко не всі нафтогазові родовища Росії є збитковими. Доказ того - успішний видобуток, який одразу кілька компаній ведуть у Ямало-Ненецькому окрузі, на обох берегах Обі.

Приобское родовище вважається однією з найбільших у Росії, а й у світі. Відкрито воно було 1982 року. Виявилося, що запаси Західно-Сибірської нафти розташовуються і по лівому, і по правому березі. Розробка на лівому березі почалася через шість років, в 1988 році, а правого - на одинадцять років пізніше.

Сьогодні відомо, що Пріобське родовище - це понад 5 мільярдів тонн високоякісної нафти, що знаходиться на глибині, що не перевищує 2,5 кілометра.

Величезні запаси нафти і дозволили звести поряд із родовищем Приобську газотурбінну електростанцію, яка працює виключно на попутному паливі. Ця станція як повністю забезпечує запити родовища. Вона здатна постачати електроенергію, що видобувається в Ханти-Мансійський округ для потреб мешканців.

Сьогодні розробляють Приобське родовище одразу кілька компаній.

Дехто впевнений, що під час видобутку з-під землі надходить готова, очищена нафта. Це глибоке оману. Пластова рідина, яка виходить на

поверхня (нафта-сирець) надходить у цехи, де її очистять від домішок та води, нормалізують кількість іонів магнію, відокремлять попутний газ. Це - велика та високоточна робота. Для її виконання Приобське родовище забезпечили цілим комплексом лабораторій, цехів та транспортних мереж.

Готові продукти (нафта та газ) транспортуються та використовуються за призначенням, залишаються тільки відходи. Саме вони і створюють сьогодні найбільшу проблему для родовища: їх накопичилося так багато, що ліквідувати їх поки що неможливо.

Підприємство, створене спеціально для утилізації, сьогодні переробляє лише найсвіжіші відходи. Зі шламу (так називають на підприємстві виготовляють керамзит, який дуже затребуваний у будівництві. Однак поки що з отриманого керамзиту будують лише під'їзні шляхи для родовища.

Родовище має ще одне значення: воно забезпечує стабільною, добре оплачуваною роботою кілька тисяч робітників, серед яких є і висококласні спеціалісти, і робітники без кваліфікації.

Приобське нафтове родовище

§1.Приобское нафтове родовище.

Приобське- Найбільше родовище Західного Сибіру адміністративно розташовується в Ханти-Мансійському районі на відстані 65 км від Ханти-Мансійська та в 200 км від Нафтоюганська. Розділено річкою Об на дві частини - ліво- і правобережне. Освоєння лівого берега почалося 1988 р., правого - 1999 р. Геологічні запаси оцінюються 5 млрд. тонн. Доведені та видобуті запаси оцінюються у 2,4 млрд. тонн. Відкрито у 1982 році. Поклади на глибині 23-26 км. Щільність нафти 863-868 кг/м3(тип нафти середній, тому що потрапляє в діапазон 851-885 кг/м 3 ), помірний вміст парафінів (2,4-2,5%) та вміст сірки 1,2-1 ,3% (належить до класу сірчистих, 2 клас нафти, що надходить на НПЗ за ГОСТ 9965-76). За даними на кінець 2005 року, на родовищі налічується 954 видобувних та 376 нагнітальних свердловин. Видобуток нафти на Приобському родовищі в 2007 р. - склав 40,2 млн. тонн, з них "Роснефть" - 32,77, а "Газпром нафта" - 7,43 млн тонн. Мікроелементний склад нафти – важлива характеристика цього виду сировини і несе в собі різну геохімічну інформацію про вік нафти, умови формування, походження та шляхи міграції і знаходить найширше застосування для ідентифікації родовищ нафти, оптимізації стратегії пошуку родовищ, поділу продукції свердловин, що спільно експлуатуються.

Таблиця 1.Діапазон та середнє значення вмісту мікроелементів приобської нафти (мг/кг)

Початковий дебіт нафтових свердловин, що діють, становить від 35 т/добу. до 180 т/добу. Розташування свердловин кущове. Коефіцієнт отримання нафти 0,35.

Кущом свердловин називається таке їхнє розташування, коли гирла знаходяться поблизу один одного на одному технологічному майданчику, а забої свердловин – у вузлах сітки розробки покладу.

Нині більшість експлуатаційних свердловин буриться кущовим способом. Це тим, що кущове розбурювання родовищ дозволяє значно скоротити розміри площ, займаних буряками, а потім експлуатаційними свердловинами, дорогами, лініями електропередач, трубопроводами.

Особливого значення ця перевага набуває при будівництві та експлуатації свердловин на родючих землях, у заповідниках, у тундрі, де порушений поверхневий шар землі відновлюється через кілька десятиліть, на болотистих територіях, що ускладнюють та сильно дорожчають будівельно-монтажні роботи бурових та експлуатаційних об'єктів. Кущове буріння також необхідно, коли потрібно розкрити поклади нафти під промисловими та цивільними спорудами, під дном річок та озер, під шельфовою зоною з берега та естакад. Особливе місце займає кущове будівництво свердловин на території Тюменської, Томської та інших областей Західного Сибіру, ​​що дозволило важкодоступному, заболоченому і заселеному регіоні успішно здійснювати на засипних островах будівництво нафтових і газових свердловин.

Розташування свердловин у кущі залежить від умов місцевості та передбачуваних засобів зв'язку куща з базою. Кущі, які не пов'язані постійними дорогами з базою, вважаються локальними. У ряді випадків кущі можуть бути базовими, коли розташовані на транспортних магістралях. На локальних кущах свердловини, як правило, розташовують у формі віяла на всі боки, що дозволяє мати на кущі максимальну кількість свердловин.

Бурове та допоміжне обладнання монтується таким чином, щоб при пересуванні БУ від однієї свердловини до іншої бурові насоси, приймальні комори та частина обладнання для очищення, хімобробки та приготування рідини для промивання залишалися стаціонарними до моменту закінчення будівництва всіх (або частини) свердловин на даному кущі.

Число свердловин у кущі може коливатися від 2 до 20-30 і більше. Причому, чим більше свердловин у кущі, тим більше відхилення вибоїв від усть, збільшується довжина стовбурів, збільшується довжина стовбурів, що призводить до зростання витрат на проведення свердловин. Крім того, виникає небезпека зустрічі стволів. Тому виникає необхідність розрахунку необхідного числа свердловин у кущі.

Глибиннонасосним способом видобутку нафти називають такий спосіб, при якому підйом рідини зі свердловини на поверхню здійснюється за допомогою штангових та безштангових насосних установок різних типів.
На Приобском родовищі використовуються електровідцентрові насоси - безштанговий глибинний насос, що складається з вертикально розташованих на загальному валу багатоступінчастого (50-600 ступенів) відцентрового насоса, електромотора (асинхронний електродвигун, заповнений діелектричним маслом) і протектора, що служить для захисту. Живлення двигуна відбувається по броньованому кабелю, що спускається разом із насосними трубами. Частота обертання валу електродвигуна близько 3000 об/хв. Насос керується на поверхні за допомогою станції керування. Продуктивність електровідцентрового насоса змінюється від 10 до 1000 мЗ рідини на добу при ККД 30-50%.

Установка електровідцентрового насоса включає підземне і наземне обладнання.
Установка свердловинного електровідцентрового насоса (УЕЦН) має на поверхні свердловини тільки станцію управління з силовим трансформатором і характеризується наявністю високої напруги в силовому кабелі, що опускається в свердловину разом із насосно-компресорними трубами. Установками електровідцентрових насосів експлуатуються високопродуктивні свердловини з високим пластовим тиском.

Родовище віддалене, важкодоступне, 80% території знаходиться в заплаві річки Об і затоплюється в період паводку. Родовище відрізняється складною геологічною будовою - складна будова піщаних тіл за площею та розрізом, пласти гідродинамічно слабо пов'язані. Для колекторів продуктивних пластів характерні:

Низька проникність;

Низька піщаність;

Підвищена глинистість;

Висока розчленованість.

Приобское родовище характеризується складним будовою продуктивних горизонтів як у площі, і по розрізу. Колектори горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивних, а АС12 - до аномально низькопродуктивних. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища свідчить про неможливість освоєння родовища без активного на його продуктивні пласти і використання методів інтенсифікації видобутку. Це підтверджує досвід розробки ділянки лівобережної частини.

Основними геолого-фізичними характеристиками Приобського родовища для оцінки застосування різних методів впливу є:

1)глибина продуктивних пластів-2400-2600 м,

2)поклади літологічно екрановані, природний режим - пружний, замкнутий,

3)товщина пластовАС 10 , АС 11 і АС 12 відповідно до 20,6 , 42,6 та 40,6 м.

4) початковий пластовий тиск-23,5-25 МПа,

5) пластова температура - 88-90 ° С,

6) низька проникність колекторів, середні значення за результатами

7) висока латеральна та вертикальна неоднорідність пластів,

8) в'язкість пластової нафти-1,4-1,6 мПа * с,

9) тиск насичення нафти 9-11 МПа,

10) нафту нафтенового ряду, парафініста і малосмолиста.

Порівнюючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобського родовища можуть бути виключені: теплові методи та полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів з високов'язкими нафтами і на глибинах до 1500-1700 м. Полімерне заводнення переважно використовувати в пластах проникністю більше 0,1 мкм для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа*с і при температурі до 90° вищих температур застосовуються дорогі, спеціальні за складами полімери).

Приобське нафтове родовище

§1.Приобское нафтове родовище.

Приобське- Найбільше родовище Західного Сибіру адміністративно розташовується в Ханти-Мансійському районі на відстані 65 км від Ханти-Мансійська та в 200 км від Нафтоюганська. Розділено річкою Об на дві частини - ліво- і правобережне. Освоєння лівого берега почалося 1988 р., правого - 1999 р. Геологічні запаси оцінюються 5 млрд. тонн. Доведені та видобуті запаси оцінюються у 2,4 млрд. тонн. Відкрито у 1982 році. Поклади на глибині 23-26 км. Щільність нафти 863-868 кг/м3(тип нафти середній, тому що потрапляє в діапазон 851-885 кг/м 3 ), помірний вміст парафінів (2,4-2,5%) та вміст сірки 1,2-1 ,3% (належить до класу сірчистих, 2 клас нафти, що надходить на НПЗ за ГОСТ 9965-76). За даними на кінець 2005 року, на родовищі налічується 954 видобувних та 376 нагнітальних свердловин. Видобуток нафти на Приобському родовищі в 2007 р. - склав 40,2 млн. тонн, з них "Роснефть" - 32,77, а "Газпром нафта" - 7,43 млн тонн. Мікроелементний склад нафти – важлива характеристика цього виду сировини і несе в собі різну геохімічну інформацію про вік нафти, умови формування, походження та шляхи міграції і знаходить найширше застосування для ідентифікації родовищ нафти, оптимізації стратегії пошуку родовищ, поділу продукції свердловин, що спільно експлуатуються.

Таблиця 1.Діапазон та середнє значення вмісту мікроелементів приобської нафти (мг/кг)

Початковий дебіт нафтових свердловин, що діють, становить від 35 т/добу. до 180 т/добу. Розташування свердловин кущове. Коефіцієнт отримання нафти 0,35.

Кущом свердловин називається таке їхнє розташування, коли гирла знаходяться поблизу один одного на одному технологічному майданчику, а забої свердловин – у вузлах сітки розробки покладу.

Нині більшість експлуатаційних свердловин буриться кущовим способом. Це тим, що кущове розбурювання родовищ дозволяє значно скоротити розміри площ, займаних буряками, а потім експлуатаційними свердловинами, дорогами, лініями електропередач, трубопроводами.

Особливого значення ця перевага набуває при будівництві та експлуатації свердловин на родючих землях, у заповідниках, у тундрі, де порушений поверхневий шар землі відновлюється через кілька десятиліть, на болотистих територіях, що ускладнюють та сильно дорожчають будівельно-монтажні роботи бурових та експлуатаційних об'єктів. Кущове буріння також необхідно, коли потрібно розкрити поклади нафти під промисловими та цивільними спорудами, під дном річок та озер, під шельфовою зоною з берега та естакад. Особливе місце займає кущове будівництво свердловин на території Тюменської, Томської та інших областей Західного Сибіру, ​​що дозволило важкодоступному, заболоченому і заселеному регіоні успішно здійснювати на засипних островах будівництво нафтових і газових свердловин.

Розташування свердловин у кущі залежить від умов місцевості та передбачуваних засобів зв'язку куща з базою. Кущі, які не пов'язані постійними дорогами з базою, вважаються локальними. У ряді випадків кущі можуть бути базовими, коли розташовані на транспортних магістралях. На локальних кущах свердловини, як правило, розташовують у формі віяла на всі боки, що дозволяє мати на кущі максимальну кількість свердловин.

Бурове та допоміжне обладнання монтується таким чином, щоб при пересуванні БУ від однієї свердловини до іншої бурові насоси, приймальні комори та частина обладнання для очищення, хімобробки та приготування рідини для промивання залишалися стаціонарними до моменту закінчення будівництва всіх (або частини) свердловин на даному кущі.

Число свердловин у кущі може коливатися від 2 до 20-30 і більше. Причому, чим більше свердловин у кущі, тим більше відхилення вибоїв від усть, збільшується довжина стовбурів, збільшується довжина стовбурів, що призводить до зростання витрат на проведення свердловин. Крім того, виникає небезпека зустрічі стволів. Тому виникає необхідність розрахунку необхідного числа свердловин у кущі.

Глибиннонасосним способом видобутку нафти називають такий спосіб, при якому підйом рідини зі свердловини на поверхню здійснюється за допомогою штангових та безштангових насосних установок різних типів.
На Приобском родовищі використовуються електровідцентрові насоси - безштанговий глибинний насос, що складається з вертикально розташованих на загальному валу багатоступінчастого (50-600 ступенів) відцентрового насоса, електромотора (асинхронний електродвигун, заповнений діелектричним маслом) і протектора, що служить для захисту. Живлення двигуна відбувається по броньованому кабелю, що спускається разом із насосними трубами. Частота обертання валу електродвигуна близько 3000 об/хв. Насос керується на поверхні за допомогою станції керування. Продуктивність електровідцентрового насоса змінюється від 10 до 1000 мЗ рідини на добу при ККД 30-50%.

Установка електровідцентрового насоса включає підземне і наземне обладнання.
Установка свердловинного електровідцентрового насоса (УЕЦН) має на поверхні свердловини тільки станцію управління з силовим трансформатором і характеризується наявністю високої напруги в силовому кабелі, що опускається в свердловину разом із насосно-компресорними трубами. Установками електровідцентрових насосів експлуатуються високопродуктивні свердловини з високим пластовим тиском.

Родовище віддалене, важкодоступне, 80% території знаходиться в заплаві річки Об і затоплюється в період паводку. Родовище відрізняється складною геологічною будовою - складна будова піщаних тіл за площею та розрізом, пласти гідродинамічно слабо пов'язані. Для колекторів продуктивних пластів характерні:

Низька проникність;

Низька піщаність;

Підвищена глинистість;

Висока розчленованість.

Приобское родовище характеризується складним будовою продуктивних горизонтів як у площі, і по розрізу. Колектори горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивних, а АС12 - до аномально низькопродуктивних. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища свідчить про неможливість освоєння родовища без активного на його продуктивні пласти і використання методів інтенсифікації видобутку. Це підтверджує досвід розробки ділянки лівобережної частини.

Основними геолого-фізичними характеристиками Приобського родовища для оцінки застосування різних методів впливу є:

1)глибина продуктивних пластів-2400-2600 м,

2)поклади літологічно екрановані, природний режим - пружний, замкнутий,

3)товщина пластовАС 10 , АС 11 і АС 12 відповідно до 20,6 , 42,6 та 40,6 м.

4) початковий пластовий тиск-23,5-25 МПа,

5) пластова температура - 88-90 ° С,

6) низька проникність колекторів, середні значення за результатами

7) висока латеральна та вертикальна неоднорідність пластів,

8) в'язкість пластової нафти-1,4-1,6 мПа * с,

9) тиск насичення нафти 9-11 МПа,

10) нафту нафтенового ряду, парафініста і малосмолиста.

Порівнюючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобського родовища можуть бути виключені: теплові методи та полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів з високов'язкими нафтами і на глибинах до 1500-1700 м. Полімерне заводнення переважно використовувати в пластах проникністю більше 0,1 мкм для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа*с і при температурі до 90° вищих температур застосовуються дорогі, спеціальні за складами полімери).

Досвід розробки вітчизняних і зарубіжних родовищ показує, що заводнення виявляється досить ефективним методом на низькопроникні колектора при суворо дотриманні необхідних вимог до технології його здійснення. Серед основних причин, що викликають зниження ефективності заводнення низькопроникних пластів, виявляються:

Погіршення фільтраційних властивостей породи за рахунок:

Набухання глинистих складових породи при контакті з водою, що закачується,

Засмічення колектора дрібнодисперсними механічними домішками, що знаходяться в воді, що закачується,

Випаданням у пористому середовищі колектора опадів солей при хімічній взаємодії нагнітається та пластової води,

Зменшення охоплення пласта заводненням внаслідок утворення навколо нагнітальних свердловин тріщин - розриву та поширення їх углиб

Значна чутливість до характеру змочуваності порід нагнітається агентом значне зниження проникності колектора за рахунок випадання парафінів.

Прояв всіх цих явищ у низькопроникних колекторах викликає більш суттєві наслідки, ніж у високопроникних породах.

Для усунення впливу на процес заводнення зазначених факторів використовуються відповідні технологічні рішення: оптимальні сітки свердловин та технологічні режими експлуатації свердловин, нагнітання в пласти води необхідного типу та складу, відповідне її механічне, хімічне та біологічне очищення, а також добавка у воду спеціальних компонентів.

Для Приобського родовища заводнення слід розглядати як основний метод впливу.

Застосування розчинів ПАР на родовищі було відкинуто насамперед через низьку ефективність цих реагентів в умовах низькопроникних колекторів.

Для Приобського родовища та лужне заводнення не може бути рекомендовано з наступних причин:

Основний з них є переважна структурна та шарувата глинистість колекторів. Глинисті агрегати представлені каолінітом, хлоритом та гідрослюдою. Взаємодія лугу з глинистим матеріалом може призвести не тільки до набухання глин, а й до руйнування породи. Лужний розчин низької концентрації збільшує коефіцієнт набухання глин в 1,1-1,3 рази і знижує проникність породи в 1,5-2 рази порівняно з прісною водою, що є критичним для низькопроникних колекторів Приобського родовища. Застосування розчинів високої концентрації (що знижують набухання глин) активізує процес руйнування породи.

Улюбленою технологією російських нафтовиків залишається гідророзрив пласта: у свердловину закачується рідина під тиском до 650 атм. для утворення тріщин у породі. Тріщини закріплюються штучним піском (проппантом): не дозволяє їм зімкнутися. Через них нафту просочується в свердловину. За даними ТОВ «СибНИИНП», гідророзрив призводить до збільшення припливу нафти родовищах Західного Сибіру від 1,8 до 19 раз.

В даний час нафтовидобувні компанії, проводячи геолого-технічні заходи, здебільшого обмежуються використанням стандартних технологій гідророзриву пласта (ГРП) із застосуванням гелюваного водного розчину на полімерній основі. Дані розчини, як і рідини глушення, а також бурові розчини викликають значне пошкодження пласта і самої тріщини, що суттєво знижує залишкову провідність тріщин і, як наслідок, видобуток нафти. p align="justify"> Особливе значення кольматація пласта і тріщин має на родовищах з поточним пластовим тиском менше 80% початкового.

З технологій, що застосовуються для вирішення цієї проблеми, виділяють технології з використанням суміші рідини та газу:

Спінені (наприклад, азотовані) рідини із вмістом газу менше 52 % загального обсягу суміші;

Пінні ГРП – понад 52% газу.

Розглянувши наявні на російському ринку технології та результати їх впровадження, фахівці ТОВ «Газпромнефть-Хантос» обрали пінний ГРП та запропонували компанії Schlumberger провести дослідно-промислові роботи (ОПР). За їх результатами було дано оцінку ефективності пінного ГРП на Приобському родовищі. Пінний ГРП, як і простий, спрямований створення тріщини в пласті, висока провідність якої забезпечує приплив вуглеводнів до свердловині. Однак при пінному ГРП за рахунок заміни (в середньому 60 % об'єму) частини гелірованого водного розчину на стислий газ (азот або вуглекислий газ) значно зростають проникність і провідність тріщин, і, як наслідок, ступінь пошкодження пласта мінімальна. У світовій практиці вже було відзначено найбільшу ефективність використання пінних рідин для ГРП у свердловинах, де пластової енергії недостатньо для виштовхування відпрацьованої рідини ГРП у стовбур свердловини під час її освоєння. Це стосується як нового, так і чинного фонду свердловин. Наприклад, за обраними свердловинами Приобського родовища пластовий тиск знизився до 50% початкового. При проведенні пінного ГРП стислий газ, який був закачаний у складі піни, допомагає видавлювати відпрацьований розчин із пласта, що збільшує обсяги відпрацьованої рідини та знижує час

відпрацювання свердловини. Для проведення робіт на Приобському родовищі було вибрано азот як найбільш універсальний газ:

Повсюдно використовується при освоєнні свердловин із гнучкими НКТ;

Інертен;

Сумісний із рідинами ГРП.

Відпрацювання свердловин після виконання робіт, що є частиною «пінного» сервісу, здійснювалася силами компанії Schlumberger. Особливістю проекту стало виконання ОПР у новому, а й у діючому фонді свердловин, у пластах із вже існуючими тріщинами ГРП від перших робіт, так званий повторний ГРП. Як рідка фаза пінної суміші була обрана зшита полімерна система. Отримана пінна суміш успішно допомагає вирішувати проблеми збереження властивостей призову.

бійної зони. Концентрація полімеру у системі становить лише 7 кг/т проппанта, порівняння, у свердловинах найближчого оточення – 11,8 кг/т.

В даний час можна відзначити успішне проведення пінного ГРП з використанням азоту в свердловинах пластів АС10 та АС12 Приобського родовища. Роботам у фонді свердловин приділялася пильну увагу, оскільки повторні ГРП дозволяють залучити до розробки нові пласти і прошарки, не порушені розробкою раніше. Для аналізу ефективності пінних ГРП їх результати порівняли з результатами, отриманими по сусідніх свердловин, у яких проведено звичайні ГРП. Пласти мали однакову нафтонасичену товщину. Фактичний дебіт рідини і нафти по свердловин після пінного ГРП при середньому тиску на прийомі насоса 5 МПа перевищив дебіт сусідніх свердловин відповідно на 20 і 50%. ,Однак робочий вибійний тиск до насоса в свердловинах після пінних ГРП становить в середньому 8,9 МПа, в навколишніх свердловинах - 5,9 МПа. Перерахунок потенціалу свердловин на рівнозначний тиск дає змогу оцінити ефект від пінного ГРП.

ОПР із пінним ГРП у п'яти свердловинах Приобського родовища показали ефективність методу як у чинному, так і в новому фонді свердловин. Вищий тиск на прийомі насоса у свердловинах після застосування пінних сумішей свідчить про утворення тріщин високої провідності в результаті пінних ГРП, що забезпечує додатковий видобуток нафти по свердловинах.

В даний час розробку північної частини родовища веде ТОВ «РН-Юганськнафтогаз», що належить компанії «Роснефть», а південну – ТОВ «Газпромнефть – Хантос», що належить компанії «Газпром нафту».

За рішенням Губернатора ХМАО родовищу присвоєно статус «Територія особливого порядку надрокористування», що визначило особливе ставлення нафтовиків до освоєння Приобського родовища. Важкодоступність запасів, крихкість екосистеми родовища зумовили застосування нових природоохоронних технологій. 60% території Пріобського родовища розташовані в заплавній частині заплави річки Обі, при будівництві кущових майданчиків, напірних нафтопроводів та підводних переходів застосовуються екологічно-безпечні технології.

Майданкові об'єкти, що знаходяться на території родовища:

· Дожимні насосні станції - 3

· Мультифазна насосна станція Sulzer - 1

· Кущові насосні станції для закачування робочого агента в пласт - 10

· Плавучі насосні станції - 4

· Цехи підготовки та перекачування нафти - 2

· Вузол сепарації нафти (УСН) – 1

У травні 2001 року на 201-му кущі правого берега Приобського родовища зроблено монтаж унікальної мультифазної насосної станції Sulzer, що перекачує. Кожен насос установки здатний перекачувати 3,5 тисяч кубометрів рідини на годину. Комплекс обслуговує один оператор, усі дані та параметри виводяться на монітор комп'ютера. Станція є єдиною у Росії.

Голландська насосна станція «Росскор» обладнана на Приобському родовищі у 2000 році. Вона призначена для внутрішньопромислового перекачування багатофазної рідини без застосування смолоскипів (щоб уникнути спалювання попутного газу в заплавній частині річки Об).

Завод з переробки бурових шламів на правому березі Приобського родовища випускає силікатну цеглу, яка використовується як будівельний матеріал для будівництва доріг, кущових основ тощо. Для вирішення проблеми з утилізацією попутного газу, що видобувається на Приобському родовищі, на Приразломному родовищі побудовано першу в ХМАО Газотурбінну електростанцію, яка забезпечує електроенергією Приобське та Приразломне родовища.

Не має аналогів, побудована через Об' линня електропередачі, проліт якої складає 1020 м, а діаметр дроту, спеціально виготовленого у Великій Британії, - 50 мм.

§2.Підготовка нафти до переробки

Видобута із свердловин сира нафта містить попутні гази (50-100 м 3 /т), пластову воду (200-300 кг/т) та розчинені у воді мінеральні солі (10-15 кг/т), які негативно позначаються на транспортуванні, зберіганні та подальшої переробки її. Тому підготовка нафти до переробки обов'язково включає такі операції:

Видалення попутних (розчинених у нафті) газів чи стабілізація нафти;

Знесолювання нафти;

Зневоднення (дегідратація) нафти.

Стабілізація нафти –сира приобська нафта містить значну кількість розчинених у ній легких вуглеводнів. При транспортуванні та зберіганні нафти вони можуть виділятися, внаслідок чого склад нафти змінюватиметься. Щоб уникнути втрати газу і разом з ним легких бензинових фракцій і запобігти забрудненню атмосфери, ці продукти мають бути вилучені з нафти до її переробки. Подібний процес виділення легких вуглеводнів з нафти у вигляді попутного газу називається стабілізацієюнафти. Стабілізацію нафти на приобском родовищі здійснюють шляхом сепарації у районі її видобутку на вимірних установках.

Попутний газ відокремлюють від нафти багатоступінчастою сепарацією в сепараторах-газоотделителях, у яких послідовно знижуються тиск та швидкість потоку нафти. В результаті відбувається десорбція газів, спільно з якими видаляються і потім конденсуються леткі рідкі вуглеводні, утворюючи «газовий конденсат». При сепараційному методі стабілізації нафти залишається до 2% вуглеводнів.

Знесолювання та зневоднення нафти- видалення з нафти солей та води відбувається на промислових установках підготовки нафти та безпосередньо на нафтопереробних заводах (НПЗ).

Розглянемо пристрій електрознесолюючих установок.

Нафта з сировинного резервуару 1 з добавками деемульгатора і слабкого лужного або содового розчину проходить через теплообмінник 2, підігрівається в підігрівачі 3 і надходить змішувач 4, в якому до нафти додається вода. Емульсія, що утворилася, послідовно проходить електродегідрататори 5 і 6, в яких від нафти відокремлюється основна маса води і розчинених в ній солей, внаслідок чого вміст їх знижується в 8-10 разів. Знесолена нафта проходить теплообмінник 2 і після охолодження в холодильнику 7 надходить у збірнику 8. Вода, що відокремилася в електродегідрататорах, відстоюється в нафтовідділювачі 9 і направляється на очищення, а нафту, що відокремилася, приєднується до нафти, що подається в ЕЛОУ.

Процеси знесолення та зневоднення нафти пов'язані з необхідністю руйнування емульсій, які утворює з нафтою вода. При цьому на промислах руйнуються емульсії природного походження, що утворилися в процесі видобутку нафти, а на заводі - штучні емульсії, отримані при багаторазовому промиванні нафти водою для видалення з неї солей. Після обробки вміст води та хлоридів металів у нафті знижується на першій стадії до 0,5- 1,0% та 100-1800 мг/л відповідно, і на другій стадії до 0,05-0,1% та 3-5 мг/ л.

Для прискорення процесу руйнування емульсій необхідно піддавати нафту іншим заходам впливу, вкладеним у укрупнення крапель води, підвищення різниці щільності, зниження в'язкості нафти.

У приобской нафти використовують введення у нафту речовини (деэмульгатора) завдяки якому розшарування емульсії полегшується.

А для знесолення нафти використовують промивання нафти свіжою прісною водою, яка не тільки вимиває солі, а й надає гідромеханічну дію на емульсію.

§3.Первинна переробка нафти Пріобського родовища

Нафта є сумішшю тисяч різних речовин. Повний склад нафт навіть сьогодні, коли є найвитонченіші засоби аналізу та контролю: хроматографія, ядерно-магнітного резонансу, електронних мікроскопів - далеко не всі ці речовини повністю визначені. Але, як і раніше, що у складі нафти входять майже всі хімічні елементи таблиці Д.І. Менделєєва, її основа все-таки органічна і складається із суміші вуглеводнів різних груп, що відрізняються один від одного своїми хімічними та фізичними властивостями. Незалежно від складності та складу, переробка нафти починається з первинної перегонки. Зазвичай перегонку проводять у два етапи - з невеликим надлишковим тиском, близьким до атмосферного та під вакуумом, при цьому використовуючи для підігріву сировини трубчасті печі. Тому установки первинної переробки нафти носять назви АВТ - атмосферно-вакуумні трубчатки.

Нафти приобського родовища мають потенційно високий вміст масляних фракцій, отже первинна переробка нафти здійснюється за паливно-масляним балансом і здійснюється в три ступені:

Атмосферна перегонка з отриманням паливних фракцій та мазуту

Вакуумна перегонка мазуту з отриманням вузьких масляних фракцій та гудрону.

Вакуумна перегонка суміші мазуту та гудрону з отриманням широкої масляної фракції та обтяженого залишку, що використовується для виробництва бітуму.

Перегонка приобской нафти складає установках атмосферної трубчатки за схемою з одноразовим випаром, тобто. з однією складною колоною ректифікації з бічними відпарними секціями - це енергетично найбільш вигідно, т.к. Приобская нафта повністю задовольняє вимогам під час використання такої установки: щодо невисоке вміст бензину(12-15%) і вихід фракцій до 350 0 З трохи більше 45%.

Сира нафта, нагріта гарячими потоками в теплообміннику 2, направляється в електродегідратор 3. Звідти знесолена нафта насосом через теплообмінник 4 подається в піч 5 і потім в колону ректифікації 6, де відбувається її одноразове випаровування і поділ на необхідні фракції. У разі знесоленої нафти електродегідрат у схемах установок відсутня.

При великому вмісті в нафті розчиненого газу та низькокиплячих фракцій переробка її за такою схемою одноразового випаровування без попереднього випаровування утруднена, оскільки в живильному насосі та у всіх апаратах, розташованих у схемі до печі, створюється підвищений тиск. Крім того, при цьому підвищується навантаження печі та колони ректифікації.

Основне призначення вакуумної перегонки мазутів: одержання широкої фракції (350 - 550 0С і вище) - сировини для каталітичних процесів та дистилятів для виробництва олій та парафінів.

Насосом мазут накачується через систему теплообмінників у трубчасту піч, де нагрівається до 350°-375°, і надходить у вакуумну ректифікаційну колону. Розрідження в колоні створюється пароструминними ежекторами (залишковий тиск 40-50 мм). У нижню частину колони подається водяна пара. Масляні дистиляти відбираються з різних тарілок колони, проходять теплообмінники та холодильники. З низу колони відводиться залишок – гудрон.

Масляні фракції, виділені з нафти, піддаються очищенню вибірковими розчинами - фенолом або фурфуролом, щоб видалити частину смолистих речовин, потім проводять депарафінізацію за допомогою суміші метилетилкетону або ацетону з толуолом для зниження температури застигання олії. Закінчується обробка масляних фракцій доочищенням відбілюючими глинами. Останні технології отримання масел використовують процеси гідроочищення замість глин.

Матеріальний баланс атмосферної перегонки приобської нафти:

§4.Каталітичний крекінг

Каталітичний крекінг - найважливіший процес нафтопереробки, що суттєво впливає на ефективність НПЗ загалом. Сутність процесу полягає в розкладанні вуглеводнів, що входять до складу сировини (вакуумного газойлю) під впливом температури в присутності алюмосилікатного каталізатора, що містить цеоліт. Цільовий продукт установки КК - високооктановий компонент бензину з октановим числом 90 пунктів і більше, його вихід становить від 50 до 65% залежно від використовуваної сировини, технології та режиму. Високе октанове число обумовлено тим, що при каталітичному крекінгу відбувається також ізомеризація. У ході процесу утворюються гази, що містять пропілен і бутилени, що використовуються як сировина для нафтохімії та виробництва високооктанових компонентів бензину, легкий газойль - компонент дизельних та пічних палив, і важкий газойль - сировина для виробництва сажі, або компонент мазутів.
Потужність сучасних установок у середньому - від 1,5 до 2,5 млн тонн, проте на заводах провідних світових компаній існують установки потужністю 4,0 млн.тонн.
Ключовою ділянкою установки є реакторно-регенераторний блок. До складу блоку входить піч нагріву сировини, реактор, в якому безпосередньо відбуваються реакції крекінгу, та регенератор каталізатора. Призначення регенератора - випал коксу, що утворюється в ході крекінгу і осаджується на поверхні каталізатора. Реактор, регенератор та вузол введення сировини пов'язані трубопроводам, якими циркулює каталізатор.
Потужностей каталітичного крекінгу на російських НПЗ нині явно недостатньо, і саме рахунок введення нових установок вирішується проблема з прогнозованим дефіцитом бензину.

§4.Каталітичний риформінг

Розвиток виробництва бензинів пов'язані з прагненням поліпшити основне експлуатаційне властивість палива – детонаційну стійкість бензину, оцінювану октановим числом.

Риформінг служить для одночасного отримання високооктанового базового компонента автомобільних бензинів, ароматичних вуглеводнів і водневмісного газу.

Для приобской нафти риформінгу піддається фракція, що википає в межах 85-180 0 С, підвищення кінця температури кипіння сприяє коксоутворення і тому небажано.

Підготовка сировини риформінгу – ректифікація виділення фракцій, гідроочищення видалення домішок (азот, сірка тощо.), які отруюють каталізатори процесу.

У процесі риформінгу застосовуються платинові каталізатори. Дорожнеча платини зумовила мале її зміст у промислових каталізаторах риформінгу і відтак необхідність її ефективного використання. Цьому сприяє застосування як носій оксиду алюмінію, який давно був відомий як найкращий носій для каталізаторів ароматизації.

Важливо було перетворити алюмоплатиновий каталізатор на біфункціональний каталізатор риформінгу, на якому протікав би весь комплекс реакцій. Для цього слід надати носію необхідні кислотні властивості, що було досягнуто шляхом обробки оксиду алюмінію хлором.

Перевага хлорованого каталізатора - можливість регулювання вмісту хлору в каталізаторах, а отже, їх кислотності безпосередньо в умовах експлуатації.

При переході діючих установок риформінгу на поліметалеві каталізатори показники збільшилися, т.к. вартість їх нижча, їхня висока стабільність дозволяє здійснювати процес при нижчому тиску не боячись закоксування. При проведенні риформінгу на поліметалевих каталізаторах вміст у сировині наступних елементів не повинен перевищувати сірки не більше 1 мг/кг, нікелю-1,5 мг/кг, води-3 мг/кг. За показником нікелю приобська нафта не підходить для поліметалевих каталізаторів, тому при риформінгу використовуються алюмоплатинові каталізатори.

Типовий матеріальний баланс риформінгу фракції 85-180 ° при тиску 3 МПа.

бібліографічний список

1. Глаголєва О.Ф., Капустін В.М. Первинна переробка нафти (ч1), Колос, М.:2007

2. Абдулмазітов Р.Д., Геологія та розробка найбільших нафтових та нафтогазових родовищ Росії, ВАТ ВНДІОЕНГ, М.:1996

3. http://ua.wikipedia.org/wiki/Приобське_нафтове_родовище - про Приобье у вікіпедії

4. http://minenergo.gov.ru - міністерство енергетики РФ

5. Баннов П.Г., Процеси переробки нафти, ЦНИИТЭнеф-техим, М.:2001

6. Бойко Є.В., Хімія нафти та палив, УлГТУ:2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефть, вісник компанії

Приобське нафтогазове родовище географічно розташоване біля Ханты-Мансийского автономного округу Тюменської області Російської Федерації. Найближче до Приобського родовища місто - Нефтеюганськ (розташований за 200 км на схід від родовища).

Приобське родовище відкрито 1982 року. Родовище характеризується як багатопластове, низькопродуктивне. Територія розрізана річкою Об, заболочена і в період паводку здебільшого затоплюється; тут знаходяться місця нерестовищ риб. Як зазначалося в матеріалах Мінпаливенерго РФ, представлених до Держдуми, ці фактори ускладнюють розробку та вимагають значних фінансових засобів для застосування новітніх високоефективних та екологічно безпечних технологій.

Ліцензія на освоєння Приобського родовища належить дочірньому підприємству ВАТ "Роснефть", компанії "Роснефть-Юганскнефтегаз".

За розрахунками фахівців, розробка родовища за існуючої системи оподаткування нерентабельна і неможлива. На умовах УРП видобуток нафти за 20 років становитиме 274,3 млн. тонн, дохід держави - $48,7 млрд.

Запаси Приобського родовища - 578 млн. тонн нафти, газу - 37 млрд. кубометрів. Період розробки на умовах УРП – 58 років. Піковий рівень видобутку – 19,9 млн. тонн на 16 року освоєння. Початкове фінансування становило за планом 1,3 млрд доларів. Капітальні витрати – 28 млрд. доларів, експлуатаційні витрати – 27,28 млрд. доларів. Імовірні напрямки транспортування нафти з родовища – Вентспілс, Новоросійськ, Одеса, "Дружба".

Можливість спільної розробки північної частини Пріобського родовища "Юганснафтогаз" та Амосо почали обговорювати 1991 року. У 1993 році Амосо взяла участь у міжнародному тендері на право користування надрами на родовищах Ханти-Мансійського АТ і була визнана переможцем конкурсу на виняткове право стати іноземним партнером у розробці Пріобського родовища спільно з "Юганськнафтогазом".

У 1994 році "Юганскнафтогаз" і Амосо підготували та представили в уряд проект угоди про розподіл продукції та теніко-економічної та екологічне обґрунтування проекту.

На початку 1995 року уряд було представлено додаткове ТЕО, у якому у тому року були внесено зміни у світлі отриманих нових даних про родовищі.
У 1995 році Центральна комісія з розробки нафтових та нафтогазових родовищ Міністерства палива та енергетики РФ та Міністерство охорони навколишнього середовища та природних ресурсів РФ схвалили уточнену схему розробки родовища та природоохоронну частину передпроектної документації.

7 березня 1995 року вийшло розпорядження колишнього тоді прем'єр-міністром Віктора Черномирдіна про формування урядової делегації з представників ХМАО та низки міністерств та відомств для ведення переговорів щодо УРП при розробці північної частини Приобського родовища.

У липні 1996 року в Москві спільна російсько-американська комісія з економічного та технічного співробітництва виступила із спільною заявою про пріоритетність проектів в енергетичній галузі, серед яких було конкретно назване Пріобське родовище. У спільній заяві вказується, що обидва уряди вітають зобов'язання укласти угоду про розподіл продукції за цим проектом до наступного засідання комісії у лютому 1997 року.

Наприкінці 1998 року партнер "Юганскнефтегаза" за проектом освоєння Пріобського родовища - американська компанія Амосо була поглинена британською компанією British Petroleum.

На початку 1999 року компанія ВР/Амосо офіційно оголосила про свій вихід із участі у проекті освоєння Пріобського родовища.

Етнічна історія Пріобського родовища

З давніх-давен район родовища населяли ханти. У хантів розвинені складні соціальні системи, звані князівствами і до XI-XII ст. вони мали великі племінні поселення з укріпленими столицями, які керувалися князями і захищалися професійними військами.

Перші відомі контакти Росії із цією територією мали місце у X чи XI столітті. У цей час почали розвиватися торговельні відносини між російським і корінним населенням Західного Сибіру, ​​які принесли культурні зміни життя аборигенів. З'явилися і стали матеріальною частиною життя хантів залізне та керамічне домашнє начиння та тканини. Величезну роль набув хутровий видобуток, як засіб отримання цих продуктів.

У 1581 році Західний Сибір був приєднаний до Росії. Князів змінив царський уряд, а податки плаїтилися в російську скарбницю. У XVII столітті царські чиновники та служиві люди (козаки) почали селитися на цій території та контакти між росіянами та хантами отримали подальший розвиток. Через війну тісніших контактів росіяни і ханты почали переймати атрибути життєвих укладів одне одного. Ханти почали використовувати рушниці та капкани, деякі, за прикладом росіян, зайнялися розведенням великої рогатої худоби та коней. Росіяни запозичили у хантів деякі прийоми полювання та риболовлі. Росіяни купували у хантів землі та промислові угіддя і до XVIII століття більшість хантійської землі було продано російським поселенцям. Російське культурне вплив розширилося на початку XVIII століття із запровадженням християнства. У той самий час кількість росіян продовжувало збільшуватися і до кінця XVIII століття російське населення у районі за чисельністю перевищувало хантів вп'ятеро. Більшість хантійських сімей запозичало у російських ведення сільського господарства, розведення худоби та городництво.

Асиміляція хантів у російську культуру прискорилася із встановленням 1920 року радянської влади. Радянська політика соціальної інтеграції принесла у район єдину систему освіти. Дітей хантів зазвичай відправляли із сімей до інтернатів терміном від 8 до 10 років. Багато хто з них після закінчення школи вже не міг повернутися до традиційного способу життя, не маючи для цього необхідних навичок.

Початкова в 20-х роках колективізація істотно вплинула на етнографічний характер території. У 50-60-х роках почалося утворення великих колгоспів і кілька невеликих поселень зникло в міру об'єднання населення у великі населені пункти. До 50-х років набули поширення змішані шлюби між росіянами і хантами і майже всі ханти, що народилися після 50-х років, народилися у змішаних шлюбах. З 60-х років у міру міграції до району росіян, українців, білорусів, молдаван, чувашів, башкир, аварців та представників інших національностей відсоток хантів знизився ще більше. Нині ханти становлять трохи менше 1 відсотка населення ХМАО.

Крім хантів, біля Приобського родовища проживають мансі (33%), ненці (6%) і сількупи (менше 1%).