Особенности разработки Приобского месторождения. Приокское месторождение нефти


Приобское нефтяное месторождение

Приобское нефтяное месторождение

ПроектСОДЕРЖАНИЕ

§1. Приобское нефтяное месторождение. ……………………………… 3
1.1. Свойства и состав нефти
1.2. Начальный дебит скважины
1.3. Типы и расположение скважин
1.4. Способ подъема нефти
1.5.Характериска коллектора
1.6.МУН, КИН
§2.Подготовка нефти к переработке……………………………………. 14
§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения………. 17
§4. Каталитический крекинг…………………………………………… 20
§5.Каталитический риформинг…………………………………………. 21
Библиографический список……………………………………………... 23

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

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

Элемент медь никель ванадий марганец хром
Максимум 0,567 12,95 73,0 0,857 0,488
Минимум 0,059 2,02 21,5 0,012 0,009
Среднее 0,224 4,695 41,1 0,115 0,102
Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

-низкая проницаемость;

-низкая песчанистость;

-повышенная глинистость;

-высокая расчлененность.

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

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

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

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

3)толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

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

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

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

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

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

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

-ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

-набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

-засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- пенные ГРП – более 52 % газа.

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

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

- повсеместно используется при освоении скважин с гибкими НКТ;

- инертен;

- совместим с жидкостями ГРП.

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

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

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

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

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

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

Площадочные объекты, находящиеся на территории месторождения:

  • Дожимные насосные станции — 3
  • Мультифазная насосная станция Sulzer — 1
  • Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт — 10
  • Плавучие насосные станции — 4
  • Цеха подготовки и перекачки нефти — 2
  • Узел сепарации нефти (УСН) — 1
В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России.

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

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

Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, — 50 мм. §2.Подготовка нефти к переработке

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и раство­ренные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отри­цательно сказываются на транспортировке, хранении и после­дующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к перера­ботке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или ста­билизация нефти;

— обессоливание нефти;

— обезвоживание (дегидратация) нефти.

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

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

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

Рассмотрим устройство электрообессоливающих установок.

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

.

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

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

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

А для обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой, которая не только вымывает соли, но и оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.§3.Первичная переработка нефти Приобского месторожденияНефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов - далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д.И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа - с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ - атмосферно-вакуумные трубчатки.

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

-Атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута

-Вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона

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

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

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

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

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

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

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

Материальный баланс атмосферной перегонки приобской нефти:

ПРЕДЕЛЫ ВЫКИПАНИЯ, °С ВЫХОД ФРАКЦИИ, % (МАСС.)
Газ 1,1 %
Бензиновые фракции
4,1%
62—85°С 2,4%
85—120°С 4,5%
120—140°С 3,0%
140—180°С 6,0%
Керосин
180—240°С 9,5%
Дизельное топливо
240—350°С 19,0%
Мазут 49,4%
Потери 1,0%

§4.Каталитический крекинг

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Продукция Выход % на сырье
Взято всего: 100
Гидроочищенная фракция (Фр.85-180°С) 100
Получено всего: 100
Углеводородные газы 11,6
Газы С5-С6 5,6
Риформат (ОЧИ-95) 74,4
ВСГ 6,4
Потери 2
Библиографический список
  1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Первичная переработка нефти (ч1), КолосС, М.:2007
  2. Абдулмазитов Р.Д., Геология и разработка крупнейших нефтяных и нефтегазовых месторождений России, ОАО ВНИИОЭНГ, М.:1996
  3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение - о Приобье в википедии
  4. http://minenergo.gov.ru – министерство энергетики РФ
  5. Баннов П.Г., Процессы переработки нефти, ЦНИИТЭнеф-техим, М.:2001
  6. Бойко Е.В., Химия нефти и топлив, УлГТУ:2007
  7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефть, вестник компании

en.coolreferat.com

Приобское нефтяное месторождение, | Месторождения

Приобское НМ - это крупнейшее нефтяное месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км от г Ханты-Мансийска и в 200 км от г Нефтеюганска..

НМ открыто в 1982 г.

Месторождение удаленное, труднодоступное.

80% находится в пойме реки Обь, разделено рекой на 2 части и затопляется в паводковый период.

Освоение левого берега началось в 1988 г, правого - в 1999 г.

В 1985 г была заложена 1я разведочная скважина. В 1988 г на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 т/сутки.

На начало 2006 г на месторождении было учтено 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин.

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т нефти.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд т.

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Месторождение отличается сложным геологическим строением, многопластовое и низкопродуктивное.

Для коллекторов продуктивных пластов характерны низкая проницаемость; низкая песчанистость; повышенная глинистость; высокая расчлененность, что , естественно , предполагает использование технологий ГРП.

Основные геолого-физическими характеристиками:

Залежи расположены на глубине 2,3-2,6 км.

Плотность нефти 863-868 кг/м³, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5 %), содержание серы 1,2-1,3 % (относится к классу сернистых, 2 класс нефти для НПЗ по ГОСТ 9965-76).

Залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий, замкнутый.

Толщина пластов 20 - 40 м.

Начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа. Пластовая температура- 88-90°С.

Вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с.

Давление насыщения нефти 9-11 МПа.

Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

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

Сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов, что требует ее стабилизации (выделение ПНГ).

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, а южной (ЮЛТ) - Газпромнефть - Хантос.

На юге Приобского месторождения выделены сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки недр, разработку которых с 2008 г ведет компания АКИ ОТЫР, дочка Русснефти.

Месторождение расположено на территории компактного проживания малочисленных народов севера, в тч ханты -более 50%, манси -33%, ненцы -6%, селькупы - 1%.

И еще в реках здесь расположена места нерестилищ рыбы.

Эти факторы повышают требования к экологической безопасности при разработке месторождения.

neftegaz.ru

Приобское нефтяное месторождение — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

</tt>

</tt>

Приобское нефтяное месторождение
[//tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=ru&pagename=%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%BE%D0%B1%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5&params=61_20_0.38_N_70_18_50.25_E_scale:1000000_region:RU_type:landmark 61°20′00″ с. ш. 70°18′50″ в. д. / 61.3334389° с. ш. 70.3139583° в. д. / 61.3334389; 70.3139583] [//maps.google.com/maps?ll=61.3334389,70.3139583&q=61.3334389,70.3139583&spn=1,1&t=h&hl=ru (G)] [http://www.openstreetmap.org/?mlat=61.3334389&mlon=70.3139583&zoom=9 (O)] [//yandex.ru/maps/?ll=70.3139583,61.3334389&pt=70.3139583,61.3334389&spn=1,1&l=sat,skl (Я)]Координаты: [//tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=ru&pagename=%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%BE%D0%B1%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5&params=61_20_0.38_N_70_18_50.25_E_scale:1000000_region:RU_type:landmark 61°20′00″ с. ш. 70°18′50″ в. д. / 61.3334389° с. ш. 70.3139583° в. д. / 61.3334389; 70.3139583] [//maps.google.com/maps?ll=61.3334389,70.3139583&q=61.3334389,70.3139583&spn=1,1&t=h&hl=ru (G)] [http://www.openstreetmap.org/?mlat=61.3334389&mlon=70.3139583&zoom=9 (O)] [//yandex.ru/maps/?ll=70.3139583,61.3334389&pt=70.3139583,61.3334389&spn=1,1&l=sat,skl (Я)]
СтранаРоссия22x20px Россия
  РегионХанты-Мансийский автономный округ — Югра
Открыто1982 год
Балансовые запасы5 млрд т
Ошибка Lua в Модуль:Wikidata на строке 170: attempt to index field 'wikibase' (a nil value).
Статус:в разработке
Годовая добыча:40,20 млн т

<imagemap>: неверное или отсутствующее изображение

Приобское нефтяное месторождение

Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году.

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

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

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

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

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) — ООО «Газпромнефть — Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ОАО «Русснефть».

В начале ноября 2006 года на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» — «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза»[1].

Напишите отзыв о статье "Приобское нефтяное месторождение"

Примечания

  1. ↑ [http://www.nakanune.ru/news/2006/10/11/na_mestorozhdenii_rosnefti_v_jugre На месторождении «Роснефти» в Югре произведён крупнейший в России гидроразрыв пласта]

Ссылки

  • [http://energyland.info/news-show--neftegaz-104820 Роснефть добыла 300-миллионную тонну нефти на Приобском месторождении]
  • [http://www.tpu.ru/files/nu/ignd/sec7-09.pdf Особенности геологического строения Приобского нефтегазового месторождения]

Отрывок, характеризующий Приобское нефтяное месторождение

И к моему величайшему удивлению, не сказав больше ни слова, он, как ни в чём не бывало, спокойно поднялся и ушёл, бросив, свой неоконченный, поистине королевский, ужин.... Опять же – выдержка этого человека поражала, заставляя невольно уважать его, в то же время, ненавидя за всё им содеянное... В полном молчании прошёл день, приближалась ночь. Мои нервы были взвинчены до предела – я ждала беды. Всем своим существом чувствуя её приближение, я старалась из последних сил оставаться спокойной, но от дикого перевозбуждения дрожали руки, и леденящая душу паника охватывала всё моё естество. Что готовилось там, за тяжёлой железной дверью? Какое новое зверство на этот раз изобрёл Караффа?.. Долго ждать, к сожалению, не пришлось – за мной пришли ровно в полночь. Маленький, сухонький, пожилой священник повёл меня в уже знакомый, жуткий подвал... А там... высоко подвешенный на железных цепях, с шипастым кольцом на шее, висел мой любимый отец... Караффа сидел в своём неизменном, огромном деревянном кресле и хмуро взирал на происходящее. Обернувшись ко мне, он взглянул на меня пустым, отсутствующим взором, и совершенно спокойно произнёс: – Ну что ж, выбирайте, Изидора – или вы дадите мне то, что я у вас прошу, или ваш отец утром пойдёт на костёр... Мучить его не имеет смысла. Поэтому – решайте. Всё зависит только от вас. Земля ушла у меня из-под ног!... Пришлось прилагать все оставшиеся силы, чтобы не упасть прямо перед Караффой. Всё оказалось предельно просто – он решил, что мой отец не будет больше жить... И обжалованию это не подлежало... Некому было заступится, не у кого было просить защиты. Некому было нам помочь... Слово этого человека являлось законом, противостоять которому не решался никто. Ну, а те, кто могли бы, они просто не захотели... Никогда в жизни я не чувствовала себя столь беспомощной и никчемной!.. Я не могла спасти отца. Иначе предала бы то, для чего мы жили... И он никогда бы мне этого не простил. Оставалось самое страшное – просто наблюдать, ничего не предпринимая, как «святое» чудовище, называемое Римским Папой, холоднокровно отправляет моего доброго отца прямо на костёр... Отец молчал... Смотря прямо в его добрые, тёплые глаза, я просила у него прощения... За то, что пока не сумела выполнить обещанное... За то, что он страдал... За то, что не смогла его уберечь... И за то, что сама всё ещё оставалась живой... – Я уничтожу его, отец! Обещаю тебе! Иначе, мы все умрём напрасно. Я уничтожу его, чего бы мне это не стоило. Я верю в это. Даже если больше никто в это не верит... – мысленно клялась ему своей жизнью, что уничтожу чудовище. Отец был несказанно грустным, но всё ещё стойким и гордым, и только в его ласковых серых глазах гнездилась глубокая, невысказанная тоска... Повязанный тяжёлыми цепями, он не в силах был даже обнять меня на прощание. Но просить об этом у Караффы не было смысла – он наверняка не позволил бы. Ему незнакомы были чувства родства и любви... Ни даже чистейшего человеколюбия. Он их просто не признавал.

o-ili-v.ru

Особенности разработки Приобского месторождения

Содержание

  1. Характеристика района деятельности                                                          2    
  2. История развития Приобского месторождения                                           4     
  3. Геолого-промысловая характеристика месторождения                          
    1. Нефтеносность                                                                                               7
    2. Характеристика продуктивных пластов                                  8

     3.3 Геолого-физические критерии применимости  различных методов     

           воздействия на Приобском месторождении                                               10

  1. Исследование микрокомпонентного состава нефти

       Приобского месторождения                                                     12                

  1. Физико-химические свойства пластовых флюидов                                   14
  2. Заводнение пластов                                                                                       16
  3. Особенности разработки Приобского месторождения             19

        Список литературы                                                                 21

        Приложение 1                                                                         22                      

1. Характеристика района деятельности 

          Крупнейшее месторождение Западной Сибири — Приобское — административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65км от Ханты-Мансийска и в 200км от Нефтеюганска. Площадь месторождения 5446 кв. км. Приобское было открыто в 1982г. Разделено рекой Обь на две части: лево– и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988г., правого — в 1999г.

          Месторождению в 1999г. присвоен статус “Территория особого порядка недропользования” ввиду сложных природных и геологических условий и особых экологических требований к разработке. Труднодоступность запасов, хрупкость экосистемы месторождения, обусловили применение новейших природоохранных технологий.

 Добыча  нефти на Приобском месторождении в 2003г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004г. — 20,4 млн. тонн (см. приложение 1).

          60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически — безопасные технологии.

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

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

          Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д.

            Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.

            На месторождении построен современный вахтовый посёлок на проживание 600 человек “Меркур”. Сейчас в нем проживает 640 человек. Запуск в эксплуатацию первого общежития произошел 14 февраля 2002г.

Здесь созданы все условия для проживания нефтяников и работников смежных  и подрядных организаций.

  • Разведанные запасы нефти — 1,5 млрд. тонн;
  • Извлекаемые — более 600 млн.

          Климат резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий особенно в переходные периоды - от осени к зиме и от весны к лету, а также в течение суток. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно теплое.

Средняя температура января по ХМАО от -18 до -24 градусов по Цельсию. Абсолютный минимум отмечался в 1973 году -59,3 градуса. Период с устойчивым снежным покровом продолжается 180-200 дней - с конца октября до начала мая.

          До середины июня нередки заморозки. Самый теплый месяц июль, средняя температура от +15,7 до +18,4 градусов по Цельсию. Преобладающее направление ветра летом - северное; в отличие от зимы, когда чаще наблюдается южный ветер.

           Годовое количество осадков по округу от 400 до 550мм. Высота снежного покрова от 50 до 80см. В июле выпадает максимум осадков, около 15% годового количества.

Средние значения атмосферного давления в июле (754-756мм) ниже, чем в Арктике, но выше, чем в Центральной Азии. 

2. История развития Приобского месторождения 

         Приобское месторождение было введено в разработку в 1988 году. За время эксплуатации месторождения на условиях соглашения о разделе продукции планируется добыть порядка 600 млн. тонн нефти. Доход государства от нефтедобычи должен составить более 4 млрд. долларов.

          Предполагается, что буровые и строительные работы будут продолжаться на Приобском месторождении около 30 лет. Расчет экономической эффективности выполнен на 50-летний период.

          В 1990г. на Приобском была получена первая нефть — годовой объем добычи составил порядка 100 тыс. тонн.

           В 1993г. "Юганскнефтегаз" (дочернее предприятие "ЮКОСа") получил лицензию на северный, самый богатый участок Приобского. 

          В 1993г. тендер на освоение правого берега выиграла американская компания Amoco.

          К 1996г. в освоение левого берега было вложено около $200 млн.: создана инфраструктура, введено в эксплуатацию порядка 500 добывающих скважин.

          В 1997г. после слияния Amoco с British Petroleum вновь образованная компания BPAmoco официально объявила о выходе из проекта. Между тем "ЮКОС", не дожидаясь принятия Госдумой закона СРП по Приобскому месторождению и инвестиций от Amoco самостоятельно начал подготовительные работы на правом берегу. Для освоения Правого берега требовался большой объем инвестиций. (Суммарный объем инвестиций в Приобское первоначально оценивался в $12 млрд.).

          В 1999г. месторождению присвоен статус "Территория особого порядка недропользования" ввиду сложных природных и геологических условий и особых экологических требований к разработке.

В этом же году введены в эксплуатацию скважины 201 куста на правом берегу.

          Интенсивная разработка правого берега потребовала от "ЮКОСа" принятия соответствующих мер по развитию транспортной инфраструктуры. Главной проблемой здесь являлся переход через Обь, ширина основного русла которой в районе месторождения достигала 1,5км при максимальной глубине 19м. Компания приняла решение прокладывать трубопровод методом горизонтального бурения.

          В 2000г. введен в строй первый нефтепровод двухниточного перехода диаметром 426мм, второй — в 200г. Следующий нефтепровод, диаметром 720мм, сдан в эксплуатацию в 2002г.

          С конца 90-х "ЮКОС" направлял в Приобское до 30% всех своих вложений в upstream. С 2000г. ежегодно компания осваивала на Приобском по $200 млн и более.

           В 2000-2001 гг. введены в эксплуатацию 175 новых нефтяных скважин и полигон утилизации буровых отходов мощностью 21 тыс. куб. м в год.

           В мае 2001г. на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тыс. куб. м жидкости в час. Станция является единственной в России.

          С 2000 по 2002г. на Правом берегу было пробурено 314 новых эксплуатационных скважин. При этом среди добычных проектов "ЮКОСа" Приобское дает самую высокую и скорую отдачу. Именно этот проект сыграл решающую роль в снижении себестоимости добычи в целом по компании. По официальным данным за 2002г., она составляла $1,67 за барр., что значительно ниже, чем у всех прочих российских компаний.

           По данным на 2002г. извлекаемые запасы Приобского составляют около 700 млн. тонн. Максимум ежегодной добычи прогнозируется на уровне 20 млн. тонн и сроком на 56 лет.

            По итогам 2002г. на левом берегу было добыто 2,3 млн. тонн нефти.

На Приобском "Юганкнефтегаз" ведет интенсивную добычу с применением передовых методов отбора нефти, повышения нефтеотдачи пластов, за счет чего растет объем добычи компании. 

             По данным на ноябрь 2003г. Запасы Приобского месторождения оцениваются уже в 3,5 млрд. барр. (около 480 млн. тонн) нефти.

             В сентябре 2004г. "ЮКОС" увеличил оценку извлекаемых ресурсов Приобского месторождения, которые не были на тот момент завизированы независимым аудитором. Согласно оценке извлекаемые запасы северного Приобского составили 3,8 млрд. тонн нефти. По российской классификации остаточные извлекаемые запасы месторождения по категориям АBС1 – С2 не превышают 700 млн. тонн. (В целом же оценка извлекаемых ресурсов «Юганскнефтегаза» была увеличена в 6 раз до 12,8 млрд. тонн). "ЮКОС" на 2005г. запланировал довести добычу с северной части Приобского месторождения до 22 млн. тонн нефти в год, при этом основной объем добычи планировался на правом берегу.

           В 2004г. суточная добыча составила 56000 тонн/сут, добывающий фонд — 751 скважина, добыто с начала разработки 66620 тыс. тонн.

            В декабре 2004г. "Роснефть", купившая "Юганскнефтегаз", продолжила работы на месторождении.

            В феврале 2005г. было достигнуто соглашение о проведении бригадами "Пурнефтегаза" эксплуатационного бурения на месторождениях "Юганскнефтегаза". За счет увеличения объемов промыслового бурения к 2009г. на Приобском планируется добывать до 35 млн. тонн.

           "Роснефть" также запланировала, что из всего объема бурения "Юганскнефтегаза" в 2005г. в 743,4 тыс. м -  71% будет пробурено на Приобском месторождении.

           В 2005г. на месторождении продолжается строительство компрессорной станции по переработке попутного газа. Мощность новой компрессорной станции позволит перерабатывать более 95% попутного нефтяного газа и составит 1,8 млрд. куб. м газа в год.

            По данным "Роснефти" запасы северного Приобского составляют 1,5 млрд. тонн разведанного и более 600 млн. тонн извлекаемого сырья. 

3. Геолого-промысловая характеристика месторождения

3.1 Нефтеносность

На  Приобском  месторождении  этаж  нефтеносности  охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

stud24.ru

Приобское нефтяное месторождение - Gpedia, Your Encyclopedia

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 28 января 2017; проверки требует 1 правка. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 28 января 2017; проверки требует 1 правка.

Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году.

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

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

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

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

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) — ООО «Газпромнефть — Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».

В начале ноября 2006 года на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» — «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза»[1].

Примечания

Ссылки

www.gpedia.com

1.5 Свойства и состав нефти, газа воды Приобского месторождения

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

Глубинные пробы нефти отобраны из пластов АС110, АС2+310, АС111, АС012 и АС1+212. Из пластов АС7, АС9, АС010, АС011, АС2+411 и АС312 глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы АС7-12 .

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Среднее значение свойств пластовых нефтей приведено в таблице 2.3. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефти по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о том, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительна.

Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, средней плотности. Нефти пластов АС010, АС2+310, АС011, АС2+411, ЮС0, ЮС2 средней вязкости, нефти остальных пластов вязкие.

Указанные значения газового фактора, плотности и объемного коэффициента нефти получены при условии дифференциального (ступенчатого) разгазирования. Численное значение величин приведено к стандартным условиям 0,1 МПа и 200C.

Свойства пластовой нефти Приобского месторождения. Таблица 2.3.

Наименование

Индекс пласта

АС7

АС9

АС010

АС110

АС2-310

АС011

АС111

АС2+411

АС012

АС1+212

АС312

Пластовое давление, Мпа

24,2

24,2

24,2

22,8

25,5

25,0

25,0

25,0

25,0

25,4

25,4

Пластовая температура, 0C

87

87

87

87

87

89

89

89

88

92

92

Давление насыщения, Мпа

11,7

11,7

11,7

10,5

12,9

12,1

12,1

12,1

12,5

14,3

14,3

Газосодержание, м3/т

72

72

72

64

80

77

77

77

80

87

87

Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т

63

63

63

54

71

69

69

69

70

82

82

Объемный коэффициент

1,225

1,225

1,225

1,198

1,252

1,236

1,236

1,236

1,236

1,271

1,271

Плотность нефти, кг/м3

775

775

775

784

765

771

771

771

770

753

753

Объемный коэффициент при усл. Сепарации

1,199

1,199

1,199

1,172

1,225

1,203

1,203

1,203

1,206

1,241

1,241

Вязкость нефти, мПа. С

1,52

1,52

1,52

1,59

1,44

1,41

1,41

1,41

1,43

1,08

1,08

Коэффициент объемной

упругости, 1/МПА.10-4

7,94

7,94

7,94

7,80

8,07

10,10

10,10

10,10

12,15

8,20

8,20

Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3

873

873

873

874

872

869

869

869

867

862

862

На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 – 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС10 к АС12 с 2,05 моль/м3 до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3.

Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС12.

В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м3/т.

Таблица 2.4 - Свойства пластовой воды

Показатель

Единицы

измерения

Среднее значение по

пластам

АС10

АС11

АС12

Газосодержание

м3/т

2,69

2,74

2,77

В т.ч. сероводорода

м3/т

-

-

-

Объемный

коэффициент

доли единиц

1,026

1,027

1,03

Вязкость

мПа. с

0,3564

0,3475

0,3348

Общая минерализация

г/л

11,23

12,35

10,0

Плотность разгазированной воды

кг/м3

1006,3

1007,0

1005,4

Плотность воды в пластовых условиях

кг/м3

982,9

982,3

978,3

Содержание ионов и примесей в пластовой воде. Таблица 2.5.

Пласт

Ионный состав

Количество

исследованных

Диапазон изменения, моль/м3

Среднее

значение, моль/м3

Проб

Скважин

АС10

Na++K+

1

1

-

176,5

Ca2+

1

1

-

2,05

Mg2+

1

1

-

0,9

Cl -

1

1

-

159,2

SO42-

1

1

-

отс.

HCO3-

1

1

-

23,2

Примеси, г/м3

-

-

-

-

АС11

Na++K+

2

1

140,57-246,38

193,48

Ca2+

2

1

3,8-6,35

5,08

Mg2+

2

1

1,3-2,2

1,75

Cl -

2

1

148-260

204

SO42-

-

-

-

-

HCO3-

2

1

4,4-7,0

5,7

Примеси, г/м3

2

1

1,63-3,52

2,57

АС12

Na++K+

1

1

-

134,4

Ca2+

1

1

-

10,75

Mg2+

1

1

-

отс.

Cl -

1

1

-

124

SO42-

1

1

-

отс.

HCO3-

1

1

-

31,9

Примеси, г/м3

1

1

-

-

studfiles.net

Приобское нефтяное месторождение — Википедия РУ

Приобское — гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году.

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

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

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

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

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) — ООО «Газпромнефть — Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть». Также на юге месторождения выделяются сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».

В начале ноября 2006 года на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» — «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза»[1].

http-wikipediya.ru