Приобское месторождение? Это уникально! Геология Приобского месторождения (Приобка).

Приобское нефтяное месторождение

§1.Приобское нефтяное месторождение.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Низкая проницаемость;

Низкая песчанистость;

Повышенная глинистость;

Высокая расчлененность.

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

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

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

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

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

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

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

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

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

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

ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Т.Н. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобское нефтяное месторождение по величине запасов относится к группе уникальных и введено в разработку в 1989 г. Месторождение расположено в Ханты-Мансийском АО Тюменской области, в 65 км к востоку от Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от Нефтеюганска. Оно входит во Фроловскую нефтегазоносную область - западную часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Приобское нефтяное месторождение занимает в системе нефтегазоносных комплексов Западной Сибири особое место. Открытие Приобского месторождения является значительным событием последних лет. Промышленная нефтеносность установлена в верхней части тюменской и баженовской свит и в неокомских отложениях. Основными по запасам являются неокомские пласты АС 10-12 . К пластам готеривского возраста, залегающим на глубине 2300-2700 м, приурочено более 20 залежей, большинство из которых отнесено к категории крупных. По данным сейсмостратиграфического анализа установлено клиноформное строение неокомских продуктивных пластов. Приобское месторождение является единственным в этом районе, где клиноформное строение неокомских пластов подтверждено глубоким бурением ().

Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях (пласты АС 10-12) позволяет предполагать, что залежи нефти, связанные с этими пачками, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью (водонефтяные контакты отсутствуют), а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения ().

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения. С ней связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, нефтегазоносность которой не определяется региональным структурным фоном, а контролируется областью развития неокомских клиноформ (Карогодин Ю.Н., 1998).

Целый ряд важных вопросов, связанных с условиями формирования нефтяных залежей, остается слабоизученным. В связи с этим особое значение приобретает создание принципиальной историко-генетической модели формирования нефтяных залежей в сложнопостроенных резервуарах Приобского месторождения.

Месторождение входит в крупную нефтегазоносную зону меридионального простирания, приуроченную к осложненной группе локальных поднятий моноклинали в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины и Салымского свода.

Приобское куполовидное поднятие непосредственно примыкает к землям Большого Салыма, где базисным горизонтом служит баженовская свита. По этому горизонту выделяется группа нефтяных месторождений - Салымское, Северо- и Западно-Салымские, Верхне- и Средне-Шапшинские, Правдинское и др.

Ханты-Мансийская впадина в течение меловой истории Западной Сибири оставалась наиболее погруженной частью бассейна осадконакопления, в связи с чем здесь по сравнению с окружающими территориями разрез более глинистый. В волжское время район Приобского месторождения оказался в глубокопогруженной (до 500 м) приосевой зоне палеобассейна с характерными чертами недокомпенсированно-го бассейна. Это привело к аккумуляции богатого ОВ аргиллитового интервала баженовской свиты. В районе Приобского месторождения с раннего берриаса на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. Клиноформы и стратиграфические пакеты, вытянутые вдоль палеооси бассейна, начали формироваться с востоко-юго-востока и постепенно заполнили весь бассейн. В трансгрессивные фазы накапливались преимущественно глинистые толщи, такие как пимская, быстринская, а в регрессивные фазы - песчано-алевролитовые пласты (АС 7 -АС 12) (Карогодин Ю.Н., 1998).

Баженовская свита имеет высокие содержание общего ОВ и генерационный потенциал. Считается, что этот горизонт является нефтематеринской толщей для большинства выявленных в нижнем мелу месторождений нефти в Западно-Сибирском бассейне. Однако в свете спокойной тектонической истории Приобского месторождения предположение о формировании залежей в неокомских резервуарах в результате широкомасштабной вертикальной миграции УВ представляется весьма проблематичным.

В целях создания историко-генетической модели формирования нефтяных залежей неокомских отложений Приобского месторождения был использован программный комплекс Basin Modeling . Комплекс позволяет быстро и с минимальным набором геологических данных создать модель для оценки УВ-потенциала. Фрагменты базы данных программы, содержащей информацию по скв. 151 и 254 Приобского месторождения, приведены соответственно в, . Для визуализации данных модели использовалось изображение кривых истории погружения осадков совместно с другими данными: стадиями зрелости, изотермами и т.д. ().

Как видно из , нефтяные залежи неокомских пластов относятся к главной фазе нефтеносности, точнее, к ее верхней части - зоне ранней стадии генерации. В отличие от неокомских нефтей, нефти баженовской свиты относятся к зоне поздней стадии генерации (). Этот вывод находится в полном соответствии с установленной в Западно-Сибирском бассейне вертикальной фазово-генетической зональностью УВ-систем . В разрезе мезозойских отложений выделяется пять зон, каждая из которых характеризуется своим фазовым состоянием УВ, составом, степенью зрелости ОВ, термобарическими условиями и т.д. Неокомские горизонты (валанжин-готерив Среднего Приобья) входят в состав третьей, преимущественно нефтяной, зоны - главной зоны нефтеобразования и нефтенакопления в разрезе мезозоя Западно-Сибирского бассейна (пластовая температура 80-100 °С), залежи, выявленные в верхне- и среднеюрских отложениях, - к четвертой нефтегазоконденсатной зоне, где отмечаются скопления легкой нефти (Салымский, Красноленинский районы, пластовая температура 100-120 °С).

Анализ геохимических, в том числе генетических, параметров (групповой, изотопный состав углерода и др.) нефтей неокомских отложений Приобского месторождения и баженовской свиты Салымского месторождения показал, что эти нефти различны, относятся к различным генетическим зонам ().

По геохимическим и термобарическим показателям Приобское месторождение отличается:

· значительной недонасыщенностью нефтей нижнемеловых отложений УВ-газами (низкие значения Р нас /Р пл и газового фактора);

· скачком в росте Р пл при переходе от меловых к юрским залежам (наличие АВПД в юрском комплексе). Выделяется два практически изолированных этажа нефтенасыщения - нижнемеловой и юрский. Формирование нефтяных залежей неокомских пластов Приобского месторождения проходило самостоятельно и не связано с вертикальной миграцией из баженовской свиты.

Принципиальная историко-генетическая модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных неокомских резервуарах Приобского месторождения представляется следующим образом. Механизм, который, вероятнее всего, привел к формированию неокомских залежей, заключается в латеральной (вверх по восстанию) миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в более песчаные части клиноформ. Нефть и газ мигрировали вверх по восстанию, заполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. В пользу такого представления о механизме миграции нефти свидетельствуют: доминирующий литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС; различие баженовских и неокомских нефтей.

Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания , когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС 12 , плотность 0,86-0,87 г/см 3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС 10 , плотность 0,88-0,89 г/см 3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС 6).

Создание историко-генетической модели формирования нефтяных залежей Приобского месторождения имеет принципиальное значение. В непосредственной близости от Приобского месторождения располагаются песчаные тела подобного типа в пределах Ханты-Мансийской, Фроловской и других площадей. По всей видимости, нефтяные залежи аналогичного генезиса будут выявлены и в других районах Западной Сибири в пределах неокомских отложений.

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения, которая протягивается полосой шириной 25-50 км от Шапшинского и Эргинского месторождений на юге до Туманного и Студеного на севере и с которой связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, где основными нефтематеринскими породами будут мощные одновозрастные глинистые толщи неокомских клиноформ.

Литература

1) Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. // Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / Под ред. В.Е. Гавуры. - М. ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2.

2) Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.

3) Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. - М.: Недра, 1965.

4) Рылько А.В., Потеряева В.В. Вертикальная зональность в распространении жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири / Тр. ЗапСибВНИГНИ. - Вып. 147. -Тюмень, 1979.

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

Priob oil field in the system of oil and gas complexes of West Siberia ocupies a particular place. Neocomian beds AC10-12 having clinoform structure are considered as main by oil reserves. Complex analysis of paleogeographic sedimentation conditions and seismic prospecting data allowed to recognize a large zone of Neocomian clinoforms developed to the south and north of Priob field. Independent oil and gas accumulation zone which oil and gas potential is not governed by regional structure but controlled by a zone of Neocomian clinoforms development is associated with this zone.

For the purpose of creating a historic-genetic model of oil pools formation of Neocomian deposits at Priob field a programme complex Basin Modelling was used.

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м	Литология
Кузнецовская			1104		Глины
Уватская			1128	292	Песчаники, глины
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1420	136	“
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1556	159	Глины
Викуловская		118	1715	337	Песчаники, глины
Алымская		120	2052	250	“
Фроловская		145	2302	593	Глины

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м
Кузнецовская			1058
Уватская			1082	293
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1375	134
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1509	162
Викуловская		118	1671	187
Алымская		120	1858	156
Фроловская		145	2014	837

Параметры	Месторождение
Параметры	Приобское	Салымское
Интервал залегания, м	2350-2733	2800-2975
Возраст, свита	К 1 , ахская	J 3 , баженовская
Групповой состав нефти, %:
насыщенные УВ	30,8-46,4	48,0-74,0
ароматические УВ	33,8-40,1	18,0-33,0
неУВ	16,2-29,1	7,0-16,0
насыщенные УВ/ароматические УВ	0,8-1,3	1,4-40,0
Изотопный состав d 13 С, %о
насыщенные УВ	31,78...-31,35	31,22...-30,69
ароматические УВ	31,25--31,07	30,92...-30,26
Плотность, г/см 3	0,88-0,89	0,80-0,81
Газовый фактор, м 3 /т	67,7	100,0-500,0
Давление насыщения, МПа	11-13	25-30
Пластовое давление, МПа	25,0	37,7
Пластовая температура, °С	87-90	120

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ШИРОТНОМУ ПРИОБЬЮ (по Ф.З. Хафизову, Т.Н. Онищуку, С.Ф. Панову )

Отложения: 1 - песчаные, 2 - глинистые; 3 - битуминозные аргиллиты; 4 – кора выветривания; 5 - залежи нефти; 6 - скважины

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Приобское месторождение)

1 - песчано-глинистые отложения; 2 - интервал испытания. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. ПРИМЕРЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ ИХ ОБРАБОТКИ ПО СКВ. 151 (А) И 245 (Б)

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (0,5-0,7), 2 - средняя (0,7-1,0), 3 - поздняя (1,0-1,3); 4 - главная фаза генерации (1,3-2,6); линии: I - истории погружения, исходной (II) и аппроксимирующей (III) температур

Рис. 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ ПОГРУЖЕНИЯ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (10-25), 2 - средняя (25-65), 3 - поздняя (65-90)

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

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

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

Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приобского месторождения

Наименование

показателей

Кате-гория

АС 12 3

АС 12 1-2

АС 12 0

АС 11 2-4

АС 11 1

АС 11 0

АС 10 2-3

АС 10 1

АС 10 0

АС 9

АС 7

Начальные извлекаемые

запасы, тыс.тонн

ВС 1

С 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Накопленная

добыча ,тыс.тонн

1006

Годовая

добыча ,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

Схема

разбуривания

3-рядн.

Размер сетки

500*500

Плотность

скважин

Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

Приобского месторождения

Параметры				Индекс					пласта
Продуктивный пласт	АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0		АС 11 2-4	АС 11 1	АС 11 0	АС 10 2-3		АС 10 1	АС 10 0	АС 9	АС 7
Глубина залегания кровли пласта, м	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Абсолютная отметка кровли пласта, м	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Абсолютная отметка ВНК, м
Общая толщина пласта, м												18.8
Эффективная толщина, м		11.3				10.6
Нефтенасыщенная толщина, м	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Коэффициент песчанистости, доли,ед.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры								Индекс				пласта
Продуктивный пласт		АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0	АС 11 2-4	АС 11 1	АС 11 0		АС 10 2-3	АС 10 1	АС 10 0		АС 9	АС 7
Карбонатность,%	мин-мак среднее	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

При размере зерен, 0.5-0.25мм	мин-мак среднее	1.75
при размере зерен, 0.25-0.1 мм	мин-мак среднее	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
при размере зерен, 0.1-0.01 мм	мин-мак среднее	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
при размере зерен, 0.01 мм	мин-мак среднее		11.0	10.3					15.3
Коэффициент отсортированности,	мин-мак среднее		1.814	1.755		1.660				1.692
Медианный размер зерен,мм	мин-мак среднее		0.086	0.089		0.095				0.073
Глинистость,%
Тип цемента		глинистый, карбонатно-глинистый, пленочно-поровый.
Коэфф. Открытой пористос. по керну, доли единицы	Мин-мак среднее	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20	0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Коэфф. проницаемости по керну, 10 -3 мкм 2	мин-мак среднее	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Водоудерживающая способность,%	мин-мак среднее
Коэфф. Открытой пористости по ГИС, дол.ед.
Коэфф. Проницаемости по ГИС, 10 -3 мкм 2
Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Начальное пластовое давление, мПа			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Пластовая температура, С
Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.	Мин-мак среднее	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6	0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Продуктивность, м3/сут. мПа	мин-мак среднее		2.67	2.12		4.42				1.39
Гидропроводность, 10 -11 м -3 /Па*сек.	мин-мак среднее	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры	Индекс	пласта
Продуктивный пласт	АС 12 3	АС 11 2-4	АС 10 1
Плотность нефти в поверхностных Условиях,кг/м3	886.0	884.0
Плотность нефти в пластовых условиях
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек	32.26	32.8	29.10
Вязкость в пластовых условиях	1.57	1.41	1.75

Смол селикагелевых	7.35		7.31
Асфальтенов	2.70	2.44	2.48
Серы	1.19	1.26	1.30
Парафина	2.54	2.51	2.73
Температура застывания нефти , С 0
Температ. насыщения нефти парафином, С 0
Выход фракций,%
до 100 С 0
до 150 С 0	66.8
до 200 С 0	15.1	17.0	17.5
до 250 С 0	24.7	25.9	26.6
до 300 С 0		38.2	39.2
Компонентный состав нефти (молярная Концентрация,%)
Углекислый газ	0.49	0.52	0.41
Азот	0.25	0.32	0.22
Метан	22.97	23.67	18.27
Этан	4.07	4.21	5.18
Пропан	6.16	6.83	7.58
Изобутан	1.10	1.08	1.13
Нормальный бутан	3.65	3.86	4.37
Изопентан	1.19	1.58	1.25
Нормальный пентан	2.18	2.15	2.29
С6+высшие	57.94	55.78	59.30
Молекулярная масса,кг/моль			161.3
Давление насыщения,мПа			6.01
Объемный коэффициент	1.198	1.238	1.209
Газовый фактор при услов.сепарации м 3 /т
Плотность газа ,кг/м3	1.242	1.279	1.275
Тип газа
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)
Азот	1.43	1.45	1.26
Углекислый газ	0.74	0.90	0.69
Метан	68.46	66.79	57.79
Этан	11.17	1.06	15.24
Пропан	11.90	13.01	16.42
Изобутан	1.26	1.26	1.54
Нормальный бутан	3.24	3.50	4.72
Изопентан	0.49	0.67	0.65
Пентан	0.71	0.73	0.95
С6+высшие	0.60	0.63	0.74

Состав и свойства пластовых вод

Водоносный комплекс
Продуктивный пласт	АС 12 0	АС 11 0	АС 10 1
Плотность воды поверхностных условиях, т/м3
Минерализация,г/л
Тип воды		хлор-ка-	льцевый

Хлор		9217
Натрий+Калий		5667
Кальйий
Магний
Гидрокарбонат		11.38
Иод		47.67
Бром
Бор
Амоний		40.0

Приобское нефтяное месторождение

§1. Приобское нефтяное месторождение. ………………………………
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…………………………………….
§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения……….
§4. Каталитический крекинг……………………………………………
§5.Каталитический риформинг………………………………………….
Библиографический список……………………………………………...

§1.Приобское нефтяное месторождение.

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

Низкая проницаемость;

Низкая песчанистость;

Повышенная глинистость;

Высокая расчлененность.

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

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

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

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

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

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

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

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

Ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

Набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

Засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пенные ГРП – более 52 % газа.

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

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

Повсеместно используется при освоении скважин с гибкими НКТ;

Инертен;

Совместим с жидкостями ГРП.

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

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

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

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

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

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

Площадочные объекты, находящиеся на территории месторождения:

· Дожимные насосные станции - 3

· Мультифазная насосная станция Sulzer - 1

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

· Плавучие насосные станции - 4

· Цеха подготовки и перекачки нефти - 2

· Узел сепарации нефти (УСН) - 1

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

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

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

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

§2.Подготовка нефти к переработке

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

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

Обессоливание нефти;

Обезвоживание (дегидратация) нефти.

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

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

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

Рассмотрим устройство электрообессоливающих установок.

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

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

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

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

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

§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения

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

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

Атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута

Вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона

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

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

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

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

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

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

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

Материальный баланс атмосферной перегонки приобской нефти:

§4.Каталитический крекинг

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

§4.Каталитический риформинг

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Библиографический список

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

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

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

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

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

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

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

Новые технологии и грамотная политика «Юганскнефтегаза» улучшили состояние Приобского нефтяного месторождения, геологические запасы которого находятся на уровне 5 млрд тонн нефти.

Приобское НМ является гигантским месторождением по добыче нефти на территории России. Это труднодоступное и удалённое месторождение находится в 70 км от города Ханты-Мансийска и на расстояние 200 километров от города Нефтеюганска. Оно включено в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Порядка 80% Приобского НМ размещается непосредственно в пойме реки Обь и поделено водой на две части. Особенностью Приобского является затопление в периоды паводков.

Основные геолого-физические характеристики месторождения

Отличительной чертой Приобского является осложнённое геологическое строение, характеризующееся многопластовостью и низкой степенью продуктивности. Коллекторы основных продуктивных пластов отличаются невысокой проницаемостью, незначительной песчанистостью, высоким уровнем глинистости и высокой расчленённостью. Эти факторы предполагают в процессе разработки применение технологий ГРП.

Расположение залежей не глубже 2,6 км. Показатели плотности нефти равны 0,86–0,87 тонн на м³. Количество парафинов умеренно и не превышает 2,6 %, количество серы составляет порядка 1,35 %.

Месторождение отнесено к классу сернистых и имеет II классность нефти в соответствии с ГОСТом для НПЗ.

Залежи относятся к литологически экранированным и обладают упругостью и замкнутостью естественного режима. Показатели толщины пластов составляют от 0,02 до 0,04 км. Давление пластов имеет начальные показатели 23,5-–25 МПа. Температурный режим пластов сохраняется в диапазоне 88–90°С. Пластовый тип нефти обладает стабильными параметрами вязкости и имеет динамический коэффициент 1,6 мПа с, а также эффект нефтяного насыщения при давлении в 11 МПа.

Характерны наличие парафинистости и малосмолистости нафтенового ряда. Исходный суточный объём функционирующих нефтяных скважин варьируется от 35 до 180 тонн. Вид скважин основан на кустовом расположении, а максимальный извлекающий коэффициент равен 0,35 ед. Приобское НМ выдаёт сырую нефть со значительным количеством лёгких углеводородов, что влечёт необходимость стабилизации или выделения ПНГ.

Начало разработок и количество запасов

Приобское НМ было открыто в 1982 году. В 1988 году началось освоение левобережной части месторождения, а спустя одиннадцать лет приступили к разработкам правого берега.

Количество геологических резервов равно 5 млрд тонн, а доказанное и извлекаемое количество оценивается почти в 2,5 млрд тонн.

Особенности добычи на месторождении

Продолжительность разработок на условиях Production Sharing Agreement предполагалась на срок не более 58 лет. Максимальный уровень нефтедобычи составляет почти 20 млн тонн через 16 лет от момента освоения.

Финансирование на начальном этапе было запланировано на уровне $1,3 млрд. На статью по капитальным расходам приходилось $28 млрд, а затраты на работы эксплуатационного характера составляли $27,28 млрд. В качестве направлений для транспортировки нефти с НМ предполагалось привлечь латвийский город Вентспилс, Одессу, Новороссийск.

По данным 2005 года, месторождение насчитывает 954 скважин добывающего характера и 376 нагнетательных скважин.

Компании, разрабатывающие месторождение

В 1991 году началось обсуждение компаниями «Юганскнефтегаз» и «Амосо» перспективности объединённых разработок на северном берегу НМ Приобское.

В 1993 году компания «Амосо» победила в конкурсе и получила исключительное право на разработку НМ Приобское совместно с «Юганскнефтегазом». Год спустя компаниями было подготовлено и представлено в правительство проектное соглашение о распределение продукции, а также экологическое и технико-экономическое обоснование разработанного проекта.

В 1995 году правительство ознакомилось с дополнительным ТЭО, в котором были отражены новые данные о месторождении Приобском. Распоряжением премьер-министра была сформирована правительственная делегация, включающая представителей ХМАО, а также некоторых министерств и ведомств, с целью проведения переговоров относительно Production Sharing Agreement в условиях разработки северного сегмента Приобского месторождения.

В середине 1996 года в Москве заслушано заявление совместной российско-американской комиссии о приоритете проектных инноваций в энергетической отрасли, в том числе и на территории Приобского НМ.

В 1998 году партнёра «Юганскнефтегаза» в освоении НМ Приобское, американскую компанию «Амосо», поглотила британская компания British Petroleum, и от компании ВР/Амосо было получено официальное заявление о прекращении участия в проекте по освоению Приобского месторождения.

Затем дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», которая получила контроль над центральным активом «ЮКОСа» «Юганскнефтегазом», - ООО «РН-Юганскнефтегаз» - было привлечено к эксплуатации месторождения.

В 2006 году специалистами НМ Приобское и компанией Newco Well Service был совершён крупнейший на территории РФ гидроразрыв нефтяного пласта, в который удалось закачать 864 тонны пропанта. Операция продолжалась семь часов, трансляцию в прямом эфире можно было наблюдать через интернет-офис «Юганскнефтегаз».

Сейчас над разработкой северной части НМ Приобское стабильно работает ООО «РН-Юганскнефтегаз», а разработку южного сегмента месторождения ведёт ООО «Газпромнефть - Хантос», которое принадлежит компании «Газпромнефть». Южный сегмент НМ Приобского имеет незначительные по площади лицензионные участки. Освоением Средне-Шапшинского и Верхне-Шапшинского сегментов с 2008 года занимается НАК «АКИ ОТЫР», которая принадлежит ОАО «Русснефть».

Перспективы Приобского НМ

Год назад компания «Газпромнефть-Хантос» стала обладательницей лицензии на проведение геологического исследования параметров, относящихся к глубоким нефтенасыщенным горизонтам. Исследованию подлежит Южная часть НМ Приобское, включающая баженовской и ачимовской свит.

Прошлый год ознаменовался проведением анализа географических данных на территории бажено-абалакского комплекса Южно-Приобского НМ. Совокупность специализированного анализа керна и оценка данного класса запасов предполагает процедуру бурения четырёх имеющих наклонное направление поисково-оценочных скважин.

Горизонтальные скважины буду пробурены в 2016 году. Чтобы оценить объёмы извлекаемых запасов предусмотрено проведение многостадийного ГРП.

Влияние месторождения на экологию района

Основными факторами, влияющими на экологическую обстановку в районе месторождения, является наличие выбросов в атмосферные слои. Эти выбросы представляют собой нефтяной газ, продукты сгорания нефти, компоненты испарений от лёгких yглеводородистых фракций. Кроме того, наблюдаются проливы на почву нефтепродукции и компонентов.

Уникальная территориальная особенность месторождения обусловлена его расположением на пойменных речных ландшафтах и в черте водоохранной зоны. Предъявление особых требований к разработке основывается на высокой ценности . В данной ситуации рассматриваются пойменные угодья, с характерным высоким динамизмом и сложным гидрологическим режимом. Эту территорию облюбовали для гнездования перелётные птицы околоводных видов, многие входят в Красную книгу. Месторождение находится на территории миграционных путей и мест зимовки многих редких представителей ихтиофауны.

Ещё 20 лет назад Центральной комиссией по разработке НМ и НГМ при Министерстве топлива и энергетики России, а также Министерством по охране окружающей среды и природных ресурсов России была одобрена точная схема разработки НМ Приобское и природоохранная часть всей предварительной проектной документации.

Месторождение Приобское разрезано на две части рекой Обь. Оно заболочено и во время паводка большая его часть затопляется. Именно такие условия способствовали образованию на территории НМ нерестилищ рыб. Минтопэнерго России представило в Государственную Думу материалы, на основании которых сделан вывод об осложнении разработки НМ Приобское в связи с имеющимися природными факторами. Такие документы подтверждают необходимость дополнительных финансовых средств с целью применения на территории месторождения только новейших и экологически безопасных технологий, которые позволят высокоэффективно выполнять природоохранные мероприятия.