Приобське родовище, де знаходиться. Реферат: Приобське нафтове родовище

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.

ІСТОРИКО-ГЕНЕТИЧНА МОДЕЛЬ ФОРМУВАННЯ ЗАЛЕЖІВ НАФТИ ПРИОБСЬКОГО МІСТОРОДЖЕННЯ ЗАХІДНОЇ СИБИРІ

Т.М. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобське нафтове родовище за величиною запасів відноситься до групи унікальних і введено в розробку в 1989 р. Родовище розташоване в Ханти-Мансійському АТ Тюменської області, за 65 км на схід від Ханти-Мансійська і за 100 км на захід від Нафтоюганська. Воно входить до Фролівської нафтогазоносної області - західної частини Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції.

Приобское нафтове родовище посідає у системі нафтогазоносних комплексів Західного Сибіру особливе місце. Відкриття Пріобського родовища є значною подією останніх років. Промислова нафтоносність встановлена у верхній частині тюменської та баженівської світ і в неокомських відкладах. Основними за запасами є неокомські пласти АС 10-12. До пластів готерівського віку, що залягають на глибині 2300-2700 м, присвячено понад 20 покладів, більшість із яких віднесено до категорії великих. За даними сейсмостратиграфічного аналізу встановлено клиноформну будову неокомських продуктивних пластів. Приобське родовище є єдиним у цьому районі, де клиноформна будова неокомських пластів підтверджена глибоким бурінням ().

Продуктивність неокомських відкладень Приобського родовища контролюється практично лише одним фактором - наявністю в розрізі пластів-колекторів, що проникають. Відсутність пластової води при численних випробуваннях (пласти АС 10-12) дозволяє припускати, що поклади нафти, пов'язані з цими пачками, є замкненими лінзовидними тілами, повністю заповненими нафтою (водонафтові контакти відсутні), а контури покладів для кожного піщаного пласта визначаються його межами поширення ().

Комплексний аналіз палеогеографічних умов опадонакопичення та дані сейсморозвідки дозволили намітити велику зону розвитку неокомських клиноформ на південь та північ від Пріобського родовища. З нею пов'язана самостійна зона нефтегазонакопления, нафтогазоносність якої визначається регіональним структурним тлом, а контролюється областю розвитку неокомських клиноформ (Карогодин Ю.Н., 1998).

Ціла низка важливих питань, пов'язаних з умовами формування нафтових покладів, залишається слабовивченою. У зв'язку з цим особливого значення набуває створення принципової історико-генетичної моделі формування нафтових покладів у складнозбудованих резервуарах Приобського родовища.

Родовище входить у велику нафтогазоносну зону меридіонального простягання, присвячену ускладненій групі локальних піднять монокліналі в зоні зчленування Ханти-Мансійської западини та Салимського склепіння.

Приобське куполоподібне підняття безпосередньо примикає до земель Великого Салиму, де базовим горизонтом служить баженівська оточення. За цим горизонтом виділяється група нафтових родовищ - Салимське, Північно-і Західно-Салимські, Верхньо- та Середньо-Шапшинські, Правдинське та ін.

Ханти-Мансійська западина протягом крейдяної історії Західного Сибіру залишалася найбільш зануреною частиною басейну осадокопичення, у зв'язку з чим тут у порівнянні з навколишніми територіями розріз більш глинистий. У волзький час район Приобського родовища опинився в глибоко зануреній (до 500 м) приосевій зоні палеобасейну з характерними рисами недокомпенсованого басейну. Це призвело до акумуляції багатого ВВ аргілітового інтервалу баженівської почту. У районі Пріобського родовища з раннього берріасу на тлі загальної великої регресії відбувається чергування регіональних та зональних трансгресій та регресій. Клиноформи та стратиграфічні пакети, витягнуті вздовж палеоосі басейну, почали формуватися зі Східно-Південного Сходу і поступово заповнили весь басейн. У трансгресивні фази накопичувалися переважно глинисті товщі, такі як пімська, бистринська, а регресивні фази - піщано-алевролітові пласти (АС 7 -АС 12) (Карогодін Ю.Н., 1998).

Баженівська оточення має високі зміст загального ВВ та генераційний потенціал. Вважається, що цей горизонт є нафтоматерінською товщею для більшості виявлених у нижній крейді родовищ нафти у Західно-Сибірському басейні. Однак у світлі спокійної тектонічної історії Приобського родовища припущення про формування покладів у неокомських резервуарах внаслідок широкомасштабної вертикальної міграції УВ є досить проблематичним.

З метою створення історико-генетичної моделі формування нафтових покладів неокомських відкладень Пріобського родовища використано програмний комплекс Basin Modeling. Комплекс дозволяє швидко та з мінімальним набором геологічних даних створити модель для оцінки УВ-потенціалу. Фрагменти бази даних програми, що містить інформацію про вкв. 151 і 254 Приобського родовища, наведені відповідно, . Для візуалізації даних моделі використовувалося зображення кривих історії занурення опадів разом із іншими даними: стадіями зрілості, ізотермами тощо. ().

Як очевидно, нафтові поклади неокомських пластів відносяться до головної фази нафтоносності, точніше, до її верхньої частини - зони ранньої стадії генерації. На відміну від неокомських нафт, нафти баженівської почту ставляться до зони пізньої стадії генерації (). Цей висновок знаходиться у повній відповідності до встановленої в Західно-Сибірському басейні вертикальної фазово-генетичної зональністю УВ-систем. У розрізі мезозойських відкладень виділяється п'ять зон, кожна з яких характеризується своїм фазовим станом УВ, складом, зрілістю ВВ, термобаричними умовами і т.д. Неокомські горизонти (валанжин-готерів Середнього Приобья) входять до складу третьої, переважно нафтової, зони - головної зони нафтоутворення та нафтонакопичення в розрізі мезозою Західно-Сибірського басейну (пластова температура 80-100 ° С), поклади, виявлені у верхньо- та середньо- - до четвертої нафтогазоконденсатної зони, де відзначаються скупчення легкої нафти (Салимський, Красноленинський райони, пластова температура 100-120 °С).

Аналіз геохімічних, у тому числі генетичних, параметрів (груповий, ізотопний склад вуглецю та ін) нафт неокомських відкладень Пріобського родовища та баженівської почту Салимського родовища показав, що ці нафти різні, відносяться до різних генетичних зон ().

За геохімічними та термобаричними показниками Приобське родовище відрізняється:

· значною недонасиченістю нафт нижньокрейдових відкладень УВ-газами (низькі значення Р нас / Р пл і газового фактора);

· стрибком у зростанні Р пл при переході від крейдових до юрських покладів (наявність АВПД у юрському комплексі). Виділяється два практично ізольованих поверхи нафтонасичення - нижньокрейдяний та юрський. Формування нафтових покладів неокомських пластів Приобського родовища проходило самостійно і пов'язані з вертикальної міграцією з баженівської почту.

Принципова історико-генетична модель формування покладів нафти у складнозбудованих неокомських резервуарах Приобського родовища представляється так. Механізм, який, найімовірніше, призвів до формування неокомських покладів, полягає в латеральній (вгору по повстанню) міграції нафти з одновікових глинистих відкладень у піщані частини клиноформ. Нафта і газ мігрували нагору по повстанню, заповнюючи проникні піщано-алевролітові пласти та лінзи. На користь такого ставлення до механізму міграції нафти свідчать: домінуючий літологічний тип покладів; відсутність пластової води у горизонтах групи АС; відмінність баженівських та неокомських нафт.

Привертає увагу, що заповнення пасток нафтою, мабуть, відбувалося за принципом диференціального уловлювання , коли занурені пастки заповнюються відносно легкої нафтою (пласт АС 12 , щільність 0,86-0,87 г/см 3), тоді як верхні - відносно важкої (пласт АС 10 щільність 0,88-0,89 г/см 3), а найвищі пастки - водою (пласт АС 6).

Створення історико-генетичної моделі формування нафтових покладів Приобського родовища має важливого значення. У безпосередній близькості від Приобського родовища розташовуються піщані тіла подібного типу в межах Ханти-Мансійської, Фролівської та інших площ. Очевидно, нафтові поклади аналогічного генези буде виявлено й у інших районах Західного Сибіру у межах неокомських відкладень.

Комплексний аналіз палеогеографічних умов осадконакопичення та дані сейсморозвідки дозволили намітити велику зону розвитку неокомських клиноформ на південь і північ від Пріобського родовища, яка простягається смугою шириною 25-50 км від Шапшинського та Ергінського родовищ на півдні до Туманного та Студеного. нафтогазононакопичення, де основними нафтоматеринськими породами будуть потужні одновікові глинисті товщі неокомських клиноформ.

Література

1) Геологія та розробка найбільших та унікальних нафтових та нафтогазових родовищ Росії. / / Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція / За ред. В.Є. Гавури. - М. ВНДІОЕНГ, 1996. - Т.2.

2) Геологія нафти та газу Західного Сибіру / А.Е. Конторович, І.І. Нестеров, Ф.К. Салманов та ін - М.: Надра, 1975.

3) Максимов С.П. Закономірності розміщення та умови формування покладів нафти та газу в палеозойських відкладах. - М: Надра, 1965.

4) Рилько О.В., Потеряєва В.В. Вертикальна зональність у поширенні рідких та газоподібних вуглеводнів у мезозої Західного Сибіру / Тр. ЗапСиБВНИГНИ. - Вип. 147. -Тюмень, 1979.

5) Leonard С, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, USA. – 1993.

Приоб'єднує польові ланки в системі олив та gas complexes з West Siberia ocupies a particular place. Neocomian beds AC10-12 має кліноформу структуру, яку ви вважаєте, що main by oil reserves. Комплексний аналіз paleogeographic sedimentation conditions and seismic prospecting data allowed to recognize of green zone of Neocomian clinoforms developed to the south and north of Priob field. Незважаючи на те, що ізоляційні структури, а також gas аккумуляції зон, які мінеральні олії та суші, не регулюються регіональною структурою, але керуються зоною неокоміських кліноформів розвитку, поєднані з цією зоною.

Для того, щоб створювати історично-генетичний model oil pools формування Neocomian deposits at Priob field a programme complex Basin Modelling був використаний.

Формація	Тип	Вік, млн. років	Глибина покрівлі, м	Потужність, м	Літологія
Кузнецовська			1104		Глини
Уватська			1128	292	Пісковики, глини
Ханти-Мансійська (верхня)		105	1420	136	“
Ханти-Мансійська (нижня)		112	1556	159	Глини
Вікуловська		118	1715	337	Пісковики, глини
Алимська		120	2052	250	“
Фролівська		145	2302	593	Глини

Формація	Тип	Вік, млн. років	Глибина покрівлі, м	Потужність, м
Кузнецовська			1058
Уватська			1082	293
Ханти-Мансійська (верхня)		105	1375	134
Ханти-Мансійська (нижня)		112	1509	162
Вікуловська		118	1671	187
Алимська		120	1858	156
Фролівська		145	2014	837

Параметри	Родовище
Параметри	Приобське	Салимське
Інтервал залягання, м	2350-2733	2800-2975
Вік, оточення	До 1, ахська	J 3 , баженівська
Груповий склад нафти, %:
насичені УВ	30,8-46,4	48,0-74,0
ароматичні УВ	33,8-40,1	18,0-33,0
неУВ	16,2-29,1	7,0-16,0
насичені ПВ/ароматичні ПВ	0,8-1,3	1,4-40,0
Ізотопний складd 13 С, %о
насичені УВ	31,78...-31,35	31,22...-30,69
ароматичні УВ	31,25--31,07	30,92...-30,26
Щільність, г/см 3	0,88-0,89	0,80-0,81
Газовий фактор, м3/т	67,7	100,0-500,0
Тиск насичення, МПа	11-13	25-30
Пластовий тиск, МПа	25,0	37,7
Пластова температура, °С	87-90	120

Мал. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГІЧНОГО РОЗРІЗУ ПО ШИРОТНОМУ ПРИОБ'Ю (за Ф.З. Хафізовим, Т.М. Оніщуком, С.Ф. Пановим)

Відкладення: 1 – піщані, 2 – глинисті; 3 – бітумінозні аргіліти; 4 – кора вивітрювання; 5 - поклади нафти; 6 - свердловини

Мал. 2. ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗРІЗ (Пріобське родовище)

1 - піщано-глинисті відкладення; 2 – інтервал випробування. Інші ум. позначення див. на рис. 1

Мал. 3. ПРИКЛАДИ ВІЗУАЛІЗАЦІЇ ВИХІДНИХ ДАНИХ І РЕЗУЛЬТАТІВ ЇХ ОБРОБКИ ПО ВКВ. 151 (А) та 245 (Б)

Стадії зрілості (R 0 %): 1 - рання (0,5-0,7), 2 - середня (0,7-1,0), 3 - пізня (1,0-1,3); 4 – головна фаза генерації (1,3-2,6); лінії: I - історії занурення, вихідної (II) та апроксимуючої (III) температур

Мал. 4. МОДЕЛЮВАННЯ ІСТОРІЇ ЗАНУЖЕННЯ ПРИОБСЬКОГО МІСТОРОДЖЕННЯ

Стадії зрілості (R 0 %): 1 - рання (10-25), 2 - середня (25-65), 3 - пізня (65-90)

Нафтові родовища Росії
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

На півдні три чверті з полів була керована ЮКОСом, що служив його власником-суб'єктом Юганськнефтегаз, і став нафтовим виробництвом в 2000 році. Південна територія польота була керована Sibir енергією, яка ведеться в спільній діяльності з Sibneft до розвитку field, з величезною production beginning в 2003. Sibneft is now majority controlled Gazprom and renamed Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Приобське родовище (ХМАО)
Запаси, млн т
АВС1 – 1061,5
С2 – 169,9
Видобуток у 2007 р., млн т - 33,6

Протягом багатьох років найбільшим як за величиною запасів, так і за обсягами нафтовидобутку було Самотлорське родовище. У 2007 р. воно вперше поступилося перше місце родовищу Приобське, видобуток нафти на якому досяг 33,6 млн т (7,1% російської), а розвідані запаси збільшилися в порівнянні з 2006 р. майже на 100 млн т (з урахуванням погашення при видобутку).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Абдулмазітов Р.Д. Геологія та розробка найбільших та унікальних нафтових та нафтогазових родовищ Росії.
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

Пріобське - гігантське нафтове родовище в Росії. Розташоване в Ханти-Мансійському автономному окрузі, поблизу Ханти-Мансійська. Відкрито у 1982 році. Розділено річкою Об на дві частини - ліво- і правобережне. Освоєння лівого берега почалося 1988 р., правого - 1999 р.

Геологічні запаси оцінюються у 5 млрд. тонн. Доведені та видобуті запаси оцінюються у 2,4 млрд. тонн.

Родовище належить до Західно-Сибірської провінції. Відкрито у 1982 році. Поклади на глибині 23-26 км. Щільність нафти 863-868 кг/м3, помірний вміст парафінів (2,4-2,5%) та вміст сірки 1,2-1,3%.

За даними на кінець 2005 року, на родовищі налічується 954 видобувних та 376 нагнітальних свердловин, з них 178 свердловин було пробурено протягом останнього року.

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.

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».
http://ua.wikipedia.org/wiki/Приобське_нафтове_родовище

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

ПРИОБСЬКЕ: Є 100 МІЛЬЙОНІВ! (Роснефть: Вісник компанії, вересень 2006) -
1 травня 1985 року на Приобському родовищі було закладено першу розвідувальну свердловину. У вересні 1988 року на його лівому березі почався експлуатаційний видобуток фонтанним способом зі свердловини №181-Р з дебітом 37 тонн на добу. В останній день липня 2006 року нафтовики Пріобського рапортували про видобуток 100-мільйонної тонни нафти.

Ліцензія освоєння родовища належить ВАТ «Юганскнефтегаз».
Найбільше родовище Західного Сибіру – Пріобське – адміністративно розташовується в Ханти-Мансійському районі на відстані 65 км від Ханти-Мансійська та в 200 км від Нафтоюганська. Пріобське було відкрито в 1982 р. Поділено річкою Об на дві частини - ліво-і правобережне. Освоєння лівого берега почалося 1988 р., правого - 1999 р.

За російською класифікацією розвідані запаси нафти становлять 1,5 млрд. тонн, що витягуються - понад 600 млн. тонн.
Згідно з аналізом, підготовленим міжнародною аудиторською компанією DeGolyer & MacNaughton, станом на 31 грудня 2005 року нафтові запаси Приобського родовища за методологією SPE становлять: доведені 694 млн. тонн, ймовірні – 337 млн. тонн, можливі – 55 млн. тонн.

Запаси за родовищем за російськими стандартами на 01.01.2006 року: НГЗ (Нафтогазові запаси) – 2476,258 млн. тонн.

Видобуток нафти на Приобському родовищі 2003 р. - склав 17,6 млн. тонн, 2004 р.- 20,42 млн. тонн, 2005 р. - 20,59 млн. тонн. У стратегічних планах розвитку компанії Приобського родовища відведено одне з головних місць – до 2009 року тут планується видобувати до 35 млн. тонн.
В останній день липня 2006 року нафтовики Пріобського рапортували про видобуток 100-мільйонної тонни нафти. 60% території Пріобського родовища розташовані в заплавній частині заплави річки Обі, при будівництві кущових майданчиків, напірних нафтопроводів та підводних переходів застосовуються екологічно-безпечні технології.

Історія Пріобського родовища:
У 1985 році виявлено промислові запаси нафти, за випробуваннями свердловини 181р отримано притоку 58 м3/добу
У 1989 році - початок буріння 101 куща (Лівий берег)
У 1999 році - введення в експлуатацію свердловин 201 куща (Правий берег)
У 2005 році добовий видобуток склав 60200 т/добу, видобувний фонд 872 свердловини, видобуто з початку розробки 87205,81 тис. тонн.

Тільки останніми роками, методом похило-спрямованого буріння, на родовищі виконано 29 підводних переходів, у тому числі збудовано 19 нових та реконструйовано 10 старих.

Майданчикові об'єкти:
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.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

В історії Юганськнафтогазу 5 листопада 2009 року стало ще одним знаменним днем - на Приобському родовищі видобуто 200-мільйонну тонну нафти. Нагадаємо, що це гігантське нафтове родовище було відкрито 1982 року. Родовище розташоване недалеко від Ханти-Мансійська та розділене річкою Об на дві частини. Освоєння лівого берега почалося 1988 року, правого – 1999 року. 100-мільйонну тонну нафти було видобуто на родовищі у липні 2006 року.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 НК "Роснефть" планує у 2010 р. видобути на Приобському родовищі 29,6 млн т нафти, що на 12,4% менше, ніж було видобуто у 2009 р., йдеться у повідомленні управління інформації компанії. У 2009 р. "Роснефть" видобула на родовищі 33,8 млн т нафти.

Крім того, згідно з повідомленням, сьогодні "Роснефть" ввела в експлуатацію першу чергу газотурбінної електростанції (ГТЕС) на Приобському нафтогазовому родовищі. Потужність першої черги ГТЕС становить 135 МВт, другу чергу планується здати у травні 2010 р., третю – у грудні. Загальна потужність станції становитиме 315 МВт. Будівництво станції разом із допоміжними спорудами обійдеться "Роснефти" в 18,7 млрд руб. При цьому, згідно з повідомленням, за рахунок відмови від гідротехнічних споруд та встановлення паросилового обладнання капітальні витрати на будівництво ГТЕС були знижені більш ніж на 5 млрд руб.

Глава "Роснефти" Сергій Богданчиков зазначив, що введення в дію Пріобської ГТЕС вирішує одночасно три завдання: утилізація попутного газу (ПНГ), забезпечення електроенергією родовища, а також стабільність роботи енергетичної системи регіону.

У 2009 р. "Роснефть" видобула на Приобському родовищі понад 2 млрд куб. м попутного нафтового газу (ПНГ), а використала лише трохи більше 1 млрд куб. м. До 2013 р. картина зміниться: незважаючи на зниження видобутку ПНГ до 1,5 млрд. куб. м, його використання досягне 95%, зазначається у повідомленні.

За словами С.Богданчикова, "Роснефть" розглядає можливість надання "Газпром нафти" своєї труби для транспортування попутного нафтового газу з Пріобського родовища на утилізацію на Південно-Балицькому газопереробному комплексі компанії "СІБУР". Про це повідомляє РБК.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Роснефть забезпечує до 30% свого енергоспоживання власними потужностями. Побудовано електростанції, що працюють на попутному газі: на Приобському родовищі, на Ванкорі, Краснодарському краї.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
"Газпром нафта" запустила в експлуатацію першу чергу Південно-Пріобської газотурбінної електростанції (ГТЕС) на Приобському родовищі (ХМАО), побудовану компанією для власних виробничих потреб, йдеться у повідомленні компанії.
Потужність першої черги ГТЕС становила 48 МВт. Обсяг капітальних вкладень на запровадження першої черги – 2,4 мільярда рублів.
Наразі потреби в електроенергії "Газпромнефть-Хантос" становлять близько 75 МВт електроенергії та, за розрахунками фахівців компанії, до 2011 року енергоспоживання зросте до 95 МВт. Крім того, найближчими роками тарифи тюменської енергосистеми суттєво зростуть - з 1,59 рубля за кВт/год у 2009 році до 2,29 рубля за кВт/год у 2011 році.
Запуск другої черги електростанції дозволить довести енергогенеруючі потужності "Газпромнефть-Хантос" до 96 МВт та повністю задовольнить потреби підприємства в електроенергії.

Пріобське родовище - ключовий актив "Газпром нафти", який займає майже 18% у структурі видобутку компанії.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Розукрупнення об'єктів розробки як метод підвищення нафтовіддачі
На Приобском родовищі розробляються спільно три пласти - АС10, АС11, АС12, причому проникність пласта АС11 на порядок вище проникності пластів АС10 і АС12. Для ефективного вироблення запасів із низькопроникних пластів АС10 та АС12 немає іншої альтернативи, як впровадження технології ОРРНЕО, насамперед, на нагнітальних свердловинах.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Методика комплексної інтерпретації результатів ГІС, що застосовується у ВАТ ЗСК «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФІЗИКА» при вивченні теригенних розрізів
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Фролівська фаціальна зона неокому Західного Сибіру у світлі оцінки перспектив нафтогазоносності
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Література

p align="justify"> Регіональні стратиграфічні схеми мезозойських відкладів Західно-Сибірської рівнини. - Тюмень. - 1991.
Геологія нафти та газу Західного Сибіру // А.Е.Конторович, І.І.Нестеров, В.С. Сурков та інших. - М.: Надра.- 1975.- 680 з.
Каталог стратиграфічних розбивок // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Вип. 67.-313 с.
Аргентовський Л.Ю., Бочкарьов В.С. та ін. Стратиграфія мезозойських відкладів платформного чохла Західно-Сибірської плити // Проблеми геології Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції /Тр. ЗапСибНИГНИ.- 1968.- Вип 11.- 60 с.
Соколовський А.П., Соколовський Р.А. Аномальні типи розрізів баженівської та тутлеймської світ Західного Сибіру // Вісник надрокористувача ХМАО.- 2002.-11.- С. 64-69.

Ефективність розробки нафтових родовищ
У Росії в достатніх обсягах використовуються і горизонтальні свердловини, і гідророзриви пласта в низькопроникних колекторах, наприклад, в таких як Приобське родовище, де проникність складає всього від 1 до 12 мілідарсі і без ГРП просто не обійтися.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Новий екологічний скандал у Ханти-Мансійському автономному окрузі. Його учасником в черговий раз стала відома фірма «Росекопромпереробка», яка прославилася забрудненням річки Вах у вотчині ТНК-ВР.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Удосконалення якості цементування обсадних колон на Південно-Пріобському родовищі
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Термогазовий вплив та родовища Сибіру
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Термогазовий метод і Баженівська оточення
http://energyland.info/analitic-show-50375

Впровадження одночаснороздільного закачування на Приобському родовищі
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Переведення свердловин Приобського родовища на адаптивну систему керування електровідцентровим насосом
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Аналіз відмов УЕЦН на російських родовищах
http://neftya.ru/?p=275

Перерви при формуванні неокомських клиноформ у Західному Сибіру
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Удосконалення технології одночасно-роздільного закачування для багатопластових родовищ
http://www.rogtecmagazine.com/ukr/2009/09/blog-post_1963.html

ТОВ "Мамонтівська ВРХ"
Робота на родовищах Мамонтовського, Травневого, Правдинського, Пріобського регіонів
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Ще до Нового року на двох найбільших родовищах Югри, - Самотлорському та Пріобському - завершилися екологічні перевірки. За результатами зроблено невтішні висновки: нафтовики не тільки гублять природу, а й недоплачують до бюджетів різних рівнів не менше 30 млрд рублів на рік.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Сибірська нафта", № 4(32), квітень 2006. "Є куди рухатися"
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
Приобське родовище
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Пріобське родовище, ХМАО. компанія "СГК-Буріння"".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Південно-Пріобське родовище

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%).

Приобське нафтове родовище було відкрито 1982 року свердловиною № 151 «Головтюменьгеології».
Належить до розподіленого фонду надр. Ліцензія зареєстрована ТОВ «Юганскнефгегаз» та НК «Сибнефть-Югра» у 1999 році. Розташоване на кордоні Салимського і Лямінського нафтогазоносних районів і приурочено до однойменної локальної структури Середньообської нафтогазоносної області. По горизонту «Б», що відбиває, підняття оконтурене ізолінією - 2890 м і має площу 400 км2. Фундамент розкритий свердловиною № 409 в інтервалі в глибині 3212 - 3340 м і представлений метаморфізами. породами зеленого цвіту. На ньому з кутовим незгодою і розмиванням залягають відкладення нижньої юри. Основний платформний розріз складний юрськими і крейдяними відкладами. Палеоген представлений датським ярусом, палеоценом, еоценом та олігоценом. Товщина четвертинних відкладень досягає 50 м. Підошва багаторічномерзлих порід відзначається на глибині 280 м, покрівля - на глибині 100 м. У межах родовища виявлено 13 нафтових покладів пластового, пластово-склепіння та літологічно екранованого типів, які пов'язані з піск. лінзами ютерива і барелю. Колектором служать гранулярні пісковики з прошарками глин. Належить до класу унікальних.

Приобське нафтове родовище

§1. Приобське нафтове родовище. ………………………………
1.1. Властивості та склад нафти
1.2. Початковий дебіт свердловини
1.3. Типи та розташування свердловин
1.4. Спосіб підйому нафти
1.5. Характеристика колектора
1.6.МУН, КІН
§2.Подготовка нафти до переработке…………………………………….
§3.Первинна переробка нафти Приобского родовища……….
§4. Каталітичний крекінг……………………………………………
§5.Каталітичний риформінг………………………………………….
Бібліографічний список……………………………………………...

§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.

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

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