Pole Priobskoye sa na mape autonómneho okruhu Chanty-Mansi objavilo v roku 1985, keď bola objavená jeho ľavobrežná časť s vrtom číslo 181. Geológovia dostali príval ropy s objemom 58 metrov kubických za deň. O štyri roky neskôr sa začalo vŕtať na ľavom brehu a komerčná prevádzka prvého vrtu na pravom brehu rieky začala o 10 rokov neskôr.

Charakteristika poľa Priobskoye

Pole Priobskoye leží blízko hraníc oblastí ložísk ropy a plynu Salymsky a Lyaminsky.

Charakteristiky ropy z poľa Priobskoye umožňujú klasifikovať ju ako nízkoživičnú (parafíny na úrovni 2,4-2,5 percenta), ale zároveň s vysokým obsahom síry (1,2-1,3 percenta), čo si vyžaduje dodatočné čistenie a znižuje ziskovosť. Viskozita ložiskovej ropy je na úrovni 1,4-1,6 mPa*s a hrúbka vrstiev dosahuje od 2 do 40 metrov.

Pole Priobskoye, ktorého vlastnosti sú jedinečné, má geologicky opodstatnené zásoby päť miliárd ton. Z nich je 2,4 miliardy klasifikovaných ako preukázané a vymožiteľné. V roku 2013 bol odhad vyťažiteľných zásob na poli Priobskoye viac ako 820 miliónov ton.

Do roku 2005 dosahovala denná produkcia vysoké čísla – 60,2 tisíc ton za deň. V roku 2007 sa vyrobilo viac ako 40 miliónov ton.

Do dnešného dňa bolo na poli vyvŕtaných asi tisíc ťažobných vrtov a takmer 400 injekčných vrtov. Nádrže ropného poľa Priobskoye sa nachádzajú v hĺbke 2,3,2,6 kilometrov.

V roku 2007 dosiahla ročná produkcia kvapalných uhľovodíkov v poli Priobskoye 33,6 milióna ton (alebo viac ako 7% celkovej produkcie v Rusku).

Ropné pole Priobskoye: vývojové prvky

Zvláštnosťou vŕtania je, že kríky poľa Priobskoye sa nachádzajú na oboch stranách rieky Ob a väčšina z nich sa nachádza v záplavovej oblasti rieky. Na tomto základe je ložisko Priobskoye rozdelené na Južné a Severné Priobskoje. Na jar a na jeseň je oblasť poľa pravidelne zaplavovaná povodňovou vodou.

Toto usporiadanie je dôvodom, že jeho časti majú rôznych vlastníkov.

Na severnom brehu rieky vývoj vykonáva Yuganskneftegaz (štruktúra, ktorá prešla do Rosneftu po JUKOS), a na južnom brehu sú oblasti, ktoré rozvíja spoločnosť Khantos, štruktúra Gazpromneftu (okrem Priobského, je zapojená aj do Palyanovského projektu). V južnej časti poľa Priobskoye boli dcérskej spoločnosti Russneftu, spoločnosti Aki Otyr, pridelené malé licenčné oblasti pre oblasti Verkhne a Sredne-Shapshinsky.

Tieto faktory spolu so zložitou geologickou stavbou (viaceré vrstvy a nízka produktivita) umožňujú charakterizovať pole Priobskoye ako ťažko prístupné.

Ale moderné technológie hydraulické štiepenie pomocou podzemného vstrekovania veľké množstvo zmes vody, prekonať túto ťažkosť. Preto sa všetky novo vyvŕtané podložky poľa Priobskoye začínajú využívať iba pomocou hydraulického štiepenia, čo výrazne znižuje prevádzkové náklady a kapitálové investície.

V tomto prípade sa súčasne lámu tri vrstvy oleja. Okrem toho je hlavná časť vrtov položená progresívnou zhlukovou metódou, keď sú bočné vrty nasmerované pod rôznymi uhlami. Na priereze pripomína ker s konármi smerujúcimi nadol. Táto metóda šetrí usporiadanie miest povrchového vŕtania.

Technika klastrového vŕtania sa rozšírila, pretože umožňuje zachovať úrodnú vrstvu pôdy a má len malý vplyv na životné prostredie.

Priobskoye pole na mape

Pole Priobskoye na mape Khanty-Mansi Autonomous Okrug je určené pomocou nasledujúcich súradníc:

• 61°20′00″ severnej zemepisnej šírky,
• 70°18′50″E.

Ropné pole Priobskoye sa nachádza len 65 km od hlavného mesta Autonómny okruh- Chanty-Mansijsk a 200 kilometrov od mesta Neftejugansk. V terénnej rozvojovej oblasti sa nachádzajú oblasti s osídlením pôvodných malých národov:

• Chanty (asi polovica populácie),
• Nenets,
• Muncie,
• Selkups.

V oblasti sa vytvorilo niekoľko prírodných rezervácií, vrátane Elizarovského (republikový význam), Vaspukholského a cédrového lesa Shapshinsky. Od roku 2008 bola v Chanty-Mansijskom autonómnom okruhu - Jugra (historický názov oblasti s centrom v Samarove) zriadená prírodná pamiatka „Lugovské mamuty“ s rozlohou 161,2 ha, na ktorej mieste sa nachádzajú fosílie opakovane sa našli pozostatky mamutov a loveckých nástrojov spred 10 až 15 tisíc rokov.

Ropné pole Priobskoye

§1 ropné pole Priobskoye.

Priobskoe - najväčší vklad Západná Sibír sa administratívne nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti vo vzdialenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejuganska. Rozdelená riekou Ob na dve časti - ľavý a pravý breh. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999. Geologické zásoby sa odhadujú na 5 miliárd ton. Overené a vyťažiteľné zásoby sa odhadujú na 2,4 miliardy ton. Otvorené v roku 1982. Ložiská v hĺbke 2,3-2,6 km. Hustota oleja 863-868 kg/m3 (stredný typ oleja, nakoľko spadá do rozsahu 851-885 kg/m3), mierny obsah parafínu (2,4-2,5 %) a obsah síry 1,2-1,3 % (patrí medzi síra ropa triedy 2 dodávaná do rafinérií v súlade s GOST 9965-76). Ku koncu roka 2005 je v teréne 954 ťažobných a 376 injektážnych vrtov. Produkcia ropy na poli Priobskoye v roku 2007 predstavovala 40,2 milióna ton, z toho Rosneft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milióna ton. Zloženie stopových prvkov ropy je dôležitou charakteristikou tohto typu suroviny a nesie rôzne geochemické informácie o veku ropy, podmienkach vzniku, pôvode a migračných trasách a široko sa používa na identifikáciu ropných polí, optimalizáciu stratégií vyhľadávania na poliach a separáciu ropy. produkty zo spoločne prevádzkovaných studní.

Tabuľka 1. Rozsah a priemerný obsah mikroprvkov v Priobskom oleji (mg/kg)

Počiatočný prietok existujúcich ropných vrtov je od 35 ton/deň. až 180 t/deň. Umiestnenie studní je zoskupené. Faktor regenerácie oleja 0,35.

Zhluk vrtov je miesto, kde sa ústia vrtov nachádzajú blízko seba na tom istom technologickom mieste a dná vrtov sa nachádzajú v uzloch mriežky rozvoja nádrže.

V súčasnosti sa väčšina ťažobných vrtov vŕta klastrovou metódou. Vysvetľuje to skutočnosť, že klastrové vŕtanie polí môže výrazne znížiť veľkosť oblastí, ktoré zaberajú vŕtacie a následne ťažobné studne, cesty, elektrické vedenia a potrubia.

Táto výhoda je obzvlášť dôležitá pri výstavbe a prevádzke studní na úrodných pôdach, v prírodných rezerváciách, v tundre, kde sa po niekoľkých desaťročiach obnovuje narušená povrchová vrstva zeme, v bažinatých oblastiach, čo komplikuje a výrazne zvyšuje náklady stavebných a montážnych prác vrtných a prevádzkových zariadení. Klastrové vrty sú potrebné aj vtedy, keď je potrebné objaviť ložiská ropy pod priemyselnými a civilnými stavbami, pod dnom riek a jazier, pod šelfovou zónou z brehov a nadjazdov. Špeciálne miesto zaberá klastrovú výstavbu vrtov v Ťumeni, Tomsku a ďalších regiónoch západnej Sibíri, čo umožnilo úspešne realizovať výstavbu ropných a plynových vrtov na zásypových ostrovoch v odľahlom, bažinatom a obývanom regióne.

Umiestnenie studní v klastri závisí od terénnych podmienok a zamýšľaných prostriedkov pripojenia klastra so základňou. Kríky, ktoré nie sú spojené trvalými cestami so základňou, sa považujú za miestne. V niektorých prípadoch môžu byť kríky základné, keď sa nachádzajú na dopravných trasách. Na lokálnych podložkách sú jamky zvyčajne umiestnené vejárovite vo všetkých smeroch, čo umožňuje mať na podložke maximálny počet jamiek.

Vŕtacie a pomocné zariadenie je namontované tak, že pri premiestňovaní vrtnej súpravy z jednej studne do druhej vrtné čerpadlá, zberné jamy a časť zariadenia na čistenie, chemické ošetrenie a prípravu vrtného výplachu zostanú nehybné až do ukončenia vrtu. konštrukcia všetkých (alebo časti) jamiek na tejto podložke.

Počet jamiek v klastri sa môže meniť od 2 do 20-30 alebo viac. Navyše, čím viac vrtov v zhluku, tým väčšia odchýlka čela od ústia vrtov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, čo vedie k zvýšeniu nákladov na vŕtanie vrtov. Okrem toho existuje nebezpečenstvo stretnutia kmeňov. Preto je potrebné vypočítať požadovaný počet jamiek v klastri.

Hĺbkový čerpací spôsob výroby ropy je spôsob, pri ktorom sa kvapalina dvíha z vrtu na povrch pomocou tyčových a bezpiestových čerpacích jednotiek. rôzne druhy.
Na poli Priobskoye sa používajú elektrické odstredivé čerpadlá - bezpiestové čerpadlo s hlbokými vrtmi, pozostávajúce z viacstupňového (50-600 stupňov) odstredivého čerpadla umiestneného vertikálne na spoločnom hriadeli, elektromotora (asynchrónny elektromotor naplnený dielektrikom olej) a chránič, ktorý slúži na ochranu elektromotora pred vniknutím kvapaliny. Motor je poháňaný pancierovým káblom, spusteným spolu s čerpacími rúrkami. Rýchlosť otáčania hriadeľa elektromotora je asi 3000 ot./min. Čerpadlo je ovládané na povrchu riadiacou stanicou. Produktivita elektrického odstredivého čerpadla sa pohybuje od 10 do 1000 m3 kvapaliny za deň s účinnosťou 30-50%.

Inštalácia elektrického odstredivého čerpadla zahŕňa podzemné a povrchové zariadenia.
Inštalácia zvodného elektrického odstredivého čerpadla (ESP) má iba riadiacu stanicu na povrchu studne s výkonový transformátor a je charakterizovaná prítomnosťou vysokého napätia v napájacom kábli spustenom do studne spolu s hadičkou. Inštalácie elektrických odstredivých čerpadiel prevádzkujú vysoko produktívne vrty s vysokým tlakom v nádrži.

Ložisko je odľahlé, neprístupné, 80 % územia sa nachádza v nive rieky Ob a v období záplav je zatopené. Ložisko sa vyznačuje zložitou geologickou stavbou - zložitou štruktúrou pieskových telies v ploche a reze, vrstvy sú hydrodynamicky slabo spojené. Nádrže produktívnych útvarov sa vyznačujú:

Nízka priepustnosť;

nízky obsah piesku;

Zvýšený obsah hliny;

Vysoká disekcia.

Pole Priobskoye sa vyznačuje zložitou štruktúrou produktívnych horizontov v oblasti aj v reze. Zásobníky horizontov AC10 a AC11 sú klasifikované ako stredne a nízko produktívne a AC12 sú klasifikované ako abnormálne nízko produktívne. Geologické a fyzikálne charakteristiky produkčných vrstiev poľa naznačujú nemožnosť rozvoja poľa bez aktívneho ovplyvnenia jeho produkčných vrstiev a bez použitia metód intenzifikácie výroby. Potvrdzujú to skúsenosti z rozvoja prevádzkovej časti ľavobrežnej časti.

Hlavné geologické a fyzikálne charakteristiky poľa Priobskoye na posúdenie použiteľnosti rôznych metód vplyvu sú:

1) hĺbka produktívnych formácií - 2400-2600 m,

2) ložiská sú litologicky skrínované, prirodzený režim je elastický, uzavretý,

3) hrúbka vrstiev AS 10, AS 11 a AS 12 do 20,6, 42,6 a 40,6 m.

4) počiatočný tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

5) teplota zásobníka - 88-90°C,

6) nízka priepustnosť nádrží, priemerné hodnoty podľa výsledkov

7) vysoká laterálna a vertikálna heterogenita vrstiev,

8) viskozita oleja v nádrži - 1,4-1,6 mPa*s,

9) tlak nasýtenia oleja 9-11 MPa,

10) nafténový olej, parafínový a nízkoživicový.

Porovnanie prezentovaných údajov so známymi kritériami efektívna aplikácia metódy ovplyvňovania formácie, možno poznamenať, že aj bez podrobná analýza, z vyššie uvedených metód pre pole Priobskoye možno vylúčiť: tepelné metódy a zaplavenie polymérom (ako spôsob vytláčania oleja z útvarov). Tepelné metódy sa používajú pre ložiská s vysokoviskóznymi olejmi a v hĺbkach do 1500-1700 m Polymérna záplava sa s výhodou používa vo formáciách s priepustnosťou väčšou ako 0,1 mikrónu na vytlačenie oleja s viskozitou 10 až 100 mPa * s. a pri teplotách do 90 ° C (pre Pri vyšších teplotách sa používajú drahé polyméry so špeciálnym zložením).

Skúsenosti z rozvoja domácich a zahraničných oblastí ukazujú, že zaplavovanie je dosť efektívna metóda vplyv na nádrže s nízkou priepustnosťou s prísnym dodržiavaním nevyhnutné požiadavky k technológii na jeho realizáciu. Medzi hlavné dôvody, ktoré spôsobujú zníženie účinnosti zaplavovania útvarov s nízkou priepustnosťou, patria:

Zhoršenie filtračných vlastností horniny v dôsledku:

napučiavanie ílových zložiek horniny pri kontakte s injektovanou vodou,

upchatie zberača jemnými mechanickými nečistotami nachádzajúcimi sa vo vstrekovanej vode,

Zrážanie solí v poréznom médiu nádrže pri chemickej interakcii vháňanej a formovacej vody,

Znížené prekrytie nádrže zaplavením v dôsledku tvorby trhlín okolo injekčných vrtov - prasknutie a ich šírenie do hĺbky

Významná citlivosť na povahu zmáčavosti horniny injektovaným činidlom významné zníženie priepustnosti nádrže v dôsledku zrážania parafínov.

Prejav všetkých týchto javov v nádržiach s nízkou priepustnosťou spôsobuje výraznejšie následky ako v horninách s vysokou priepustnosťou.

Aby sa eliminoval vplyv týchto faktorov na proces zaplavovania, vhodné technologické riešenia: optimálne vzory studní a technologické režimy prevádzky studne, vstrekovanie vody požadovaného druhu a zloženia do vrstiev, jej vhodná mechanická, chemická a biologická úprava, ako aj pridávanie špeciálnych komponentov do vody.

V prípade poľa Priobskoye by sa za hlavnú stimulačnú metódu malo považovať zaplavenie vodou.

Použitie roztokov povrchovo aktívnych látok v teréne bolo odmietnuté, predovšetkým kvôli nízkej účinnosti týchto činidiel v podmienkach nádrže s nízkou permeabilitou.

Pre pole Priobskoye nemožno odporučiť alkalické zaplavenie z nasledujúcich dôvodov:

Hlavným je prevládajúci štruktúrny a vrstevnatý ílovitý obsah nádrží. Ílové agregáty sú zastúpené kaolinitom, chloritanom a hydromikou. Interakcia alkálií s ílovým materiálom môže viesť nielen k napučiavaniu ílov, ale aj k deštrukcii horniny. Alkalický roztok s nízkou koncentráciou zvyšuje koeficient napučiavania ílov 1,1-1,3-krát a znižuje priepustnosť horniny 1,5-2-krát v porovnaní so sladkou vodou, čo je rozhodujúce pre nádrže s nízkou priepustnosťou poľa Priobskoye. Použitie roztokov s vysokou koncentráciou (zníženie napučiavania ílov) aktivuje proces deštrukcie hornín.

Hydraulické štiepenie zostáva obľúbenou technológiou ruských ropných robotníkov: kvapalina sa čerpá do vrtu pod tlakom až 650 atm. vytvárať trhliny v skale. Trhliny sú upevnené umelým pieskom (propant): neumožňuje ich zatvorenie. Cez ne presakuje ropa do vrtu. Podľa SibNIINP LLC vedie hydraulické štiepenie k zvýšeniu toku ropy na poliach západnej Sibíri z 1,8 na 19-krát.

V súčasnosti sa spoločnosti vyrábajúce ropu pri vykonávaní geologických a technických činností obmedzujú najmä na používanie štandardných technológií hydraulického štiepenia (štiepenia) pomocou gélového vodného roztoku na báze polyméru. Tieto roztoky, podobne ako usmrcujúce kvapaliny, ako aj vrtné kvapaliny, spôsobujú značné poškodenie útvaru a samotného zlomu, čo výrazne znižuje zvyškovú vodivosť zlomov a v dôsledku toho produkciu ropy. Kolmatácia súvrstvia a puklín je obzvlášť dôležitá na poliach so súčasným tlakom v rezervoári nižším ako 80 % pôvodného tlaku.

Medzi technológiami používanými na riešenie tohto problému sa rozlišujú technológie využívajúce zmes kvapaliny a plynu:

spenené (napríklad nitridované) kvapaliny s obsahom plynu menej ako 52 % z celkového objemu zmesi;

Hydraulické štiepenie peny – viac ako 52 % plynu.

Po zvážení dostupných ruský trh technológie a výsledky ich implementácie si špecialisti z Gazpromneft-Khantos LLC vybrali penové hydraulické štiepenie a ponúkli Schlumbergerovi vykonanie pilotných prác (PIW). Na základe ich výsledkov sa vykonalo hodnotenie účinnosti penového hydraulického štiepenia na poli Priobskoye. Penové štiepenie, podobne ako klasické štiepenie, je zamerané na vytvorenie lomu vo súvrství, ktorého vysoká vodivosť zabezpečuje prítok uhľovodíkov do vrtu. Pri penovom hydraulickom štiepení sa však nahradením (v priemere 60 % objemu) časti gélového vodného roztoku stlačeným plynom (dusík alebo oxid uhličitý) výrazne zvyšuje priepustnosť a vodivosť zlomenín a v dôsledku toho sa stupeň poškodenia formácie je minimálny. Vo svetovej praxi to už bolo zaznamenané najväčšia účinnosť použitie penových kvapalín na hydraulické štiepenie vo vrtoch, kde energia tvorby nestačí na vytlačenie odpadovej kvapaliny z hydraulického štiepenia do vrtu počas jeho vývoja. To platí pre nové aj existujúce studne. Napríklad vo vybraných studniach poľa Priobskoye sa tlak v nádrži znížil na 50% pôvodného tlaku. Pri vykonávaní penového hydraulického štiepenia pomáha stlačený plyn, ktorý bol vstreknutý ako súčasť peny, vytlačiť odpadový roztok z formácie, čo zvyšuje objem odpadovej tekutiny a skracuje čas.

vývoj studne. Pre prácu na poli Priobskoye bol najviac vybraný dusík univerzálny plyn:

Široko používaný pri vývoji studní s flexibilným potrubím;

inertný;

Kompatibilné s kvapalinami na hydraulické štiepenie.

Testovanie studní po dokončení prác, ktoré sú súčasťou služby „pena“, vykonala spoločnosť Schlumberger. Osobitosťou projektu bola realizácia pilotných prác nielen v nových, ale aj v existujúcich vrtoch, v súvrstviach s existujúcimi hydraulickými puklinami z prvých prác, takzvané opakované hydraulické štiepenie. Ako kvapalná fáza penovej zmesi bol zvolený zosieťovaný polymérny systém. Výsledná penová zmes úspešne pomáha riešiť problémy so zachovaním vlastností ceny.

bojová zóna. Koncentrácia polyméru v systéme je len 7 kg/t propantu, pre porovnanie v blízkych vrtoch je to 11,8 kg/t.

V súčasnosti môžeme zaznamenať úspešnú realizáciu penového hydraulického štiepenia pomocou dusíka vo vrtoch formácií AC10 a AC12 poľa Priobskoye. Veľká pozornosť bola venovaná prácam v existujúcom zásobe vrtov, keďže opakované hydraulické štiepenie nám umožňuje priniesť do vývoja nové vrstvy a vrstvy, ktoré predtým neboli ovplyvnené vývojom. Na analýzu účinnosti penového hydraulického štiepenia boli ich výsledky porovnané s výsledkami získanými zo susedných vrtov, v ktorých sa uskutočnilo konvenčné hydraulické štiepenie. Vrstvy mali rovnakú hrúbku nasýtenú olejom. Skutočný prietok kvapaliny a ropy vo vrtoch po penovom hydraulickom štiepení pri priemernom nasávacom tlaku čerpadla 5 MPa prekročil prietok susedných vrtov o 20, resp. 50 % Z porovnania priemernej výkonnosti nových vrtov po konvenčných hydraulického štiepenia a penového hydraulického štiepenia, z toho vyplýva, že prietoky kvapaliny a oleja sú rovnaké Pracovný tlak v spodnom vrtu pred čerpadlom vo vrtoch po penovom hydraulickom štiepení je v priemere 8,9 MPa, v okolitých vrtoch – 5,9 MPa. Prepočet potenciálu vrtov na rovnaký tlak nám umožňuje vyhodnotiť účinok penového hydraulického štiepenia.

Pilotné testovanie s penovým hydraulickým štiepením v piatich vrtoch poľa Priobskoye ukázalo účinnosť metódy v existujúcich aj nových vrtoch. Vyšší vstupný tlak čerpadla do vrtov po použití penových zmesí naznačuje tvorbu vysokovodivých lomov v dôsledku penového hydraulického štiepenia, ktoré zabezpečuje dodatočnú produkciu ropy z vrtov.

V súčasnosti vývoj severnej časti poľa vykonáva spoločnosť RN-Yuganskneftegaz LLC, ktorú vlastní spoločnosť Rosneft, a južnú časť spoločnosť Gazpromneft-Khantos LLC, ktorú vlastní spoločnosť Gazprom Neft.

Rozhodnutím guvernéra Pole autonómneho okruhu Chanty-Mansi dostal štatút „Územia osobitného poriadku na používanie podložia“, ktorý určil osobitný prístup ropných pracovníkov k rozvoju poľa Priobskoye. Neprístupnosť zásob a krehkosť ekosystému ložiska viedli k využívaniu najnovších environmentálnych technológií. 60% územia poľa Priobskoye sa nachádza v zaplavenej časti záplavovej oblasti rieky Ob, pri výstavbe vrtov, tlakových ropovodov a podvodných prechodov sa používajú technológie šetrné k životnému prostrediu.

Zariadenia na mieste nachádzajúce sa na území poľa:

· Pomocné čerpacie stanice - 3

Viacfázový čerpacia stanica Sulzer - 1

Klastrové čerpacie stanice na čerpanie pracovnej látky do formácie - 10

· Plávajúce čerpacie stanice - 4

Dielne na prípravu a čerpanie oleja - 2

Jednotka na separáciu oleja (OSN) - 1

V máji 2001 bola na 201. klastri na pravom brehu poľa Priobskoje inštalovaná unikátna viacfázová čerpacia stanica Sulzer. Každé čerpadlo inštalácie je schopné prečerpať 3,5 tisíc metrov kubických kvapaliny za hodinu. Komplex obsluhuje jeden operátor, všetky údaje a parametre sa zobrazujú na monitore počítača. Stanica je jediná v Rusku.

Holandská čerpacia stanica Rosskor bola inštalovaná na poli Priobskoye v roku 2000. Je určený na čerpanie viacfázovej kvapaliny v teréne bez použitia svetlíc (aby sa zabránilo vzplanutiu súvisiaceho plynu v záplavovej časti rieky Ob).

Závod na spracovanie odrezkov na pravom brehu poľa Priobskoye vyrába vápenopieskové tehly, ktoré sa používajú ako stavebný materiál na výstavbu ciest, klastrových základov a pod. Na vyriešenie problému využitia súvisiaceho plynu vyrobeného na poli Priobskoye bola v poli Prirazlomnoye postavená prvá elektráreň s plynovou turbínou v autonómnom okruhu Chanty-Mansi, ktorá dodáva elektrinu poliam Priobskoye a Prirazlomnoye.

Vedenie na prenos energie vybudované cez rieku Ob nemá obdobu, jeho rozpätie je 1020 m a priemer drôtu, špeciálne vyrobeného vo Veľkej Británii, je 50 mm.

§2.Príprava oleja na spracovanie

Surová ropa ťažená z vrtov obsahuje pridružené plyny (50 – 100 m 3 /t), formovaciu vodu (200 – 300 kg/t) a minerálne soli rozpustené vo vode (10 – 15 kg/t), ktoré negatívne ovplyvňujú prepravu a skladovanie a jeho následné spracovanie. Preto príprava oleja na rafináciu nevyhnutne zahŕňa nasledujúce operácie:

Odstránenie súvisiacich plynov (rozpustených v oleji) alebo stabilizácia oleja;

Odsoľovanie oleja;

Dehydratácia (dehydratácia) oleja.

Stabilizácia oleja - Priobskaja ropa obsahuje značné množstvo rozpustených ľahkých uhľovodíkov. Počas prepravy a skladovania ropy sa môžu uvoľniť, v dôsledku čoho sa zmení zloženie oleja. Aby sa predišlo strate plynu a frakcií ľahkého benzínu spolu s ním a aby sa zabránilo znečisteniu ovzdušia, musia sa tieto produkty extrahovať z ropy pred jej spracovaním. Tento proces oddeľovania ľahkých uhľovodíkov z ropy vo forme pridruženého plynu sa nazýva stabilizácia oleja. Stabilizácia ropy na poli Priobskoye sa vykonáva separačnou metódou priamo v oblasti jej výroby na meracích zariadeniach.

Pridružený plyn sa od ropy oddeľuje viacstupňovou separáciou v odlučovačoch plynov, v ktorých sa postupne znižuje tlak a prietok oleja. V dôsledku toho dochádza k desorpcii plynov, spolu s ktorými sa odstraňujú prchavé kvapalné uhľovodíky a potom kondenzujú za vzniku „plynového kondenzátu“. Pri separačnom spôsobe stabilizácie zostáva v oleji až 2% uhľovodíkov.

Odsoľovanie a dehydratácia oleja- odstraňovanie solí a vody z ropy prebieha v poľných úpravniach ropy a priamo v ropných rafinériách (rafinériách).

Zoberme si návrh elektrických zariadení na odsoľovanie.

Olej zo zásobníka 1 suroviny s prídavkom deemulgátora a slabého alkalického roztoku alebo roztoku sódy prechádza cez výmenník tepla 2, ohrieva sa v ohrievači 3 a vstupuje do mixéra 4, v ktorom sa k oleju pridáva voda. Výsledná emulzia postupne prechádza elektrickými dehydrátormi 5 a 6, v ktorých sa väčšina vody a v nej rozpustených solí oddelí od oleja, čím sa ich obsah zníži 8 až 10-krát. Odsolený olej prechádza cez výmenník tepla 2 a po ochladení v chladničke 7 vstupuje do zberu 8. Voda oddelená v elektrických dehydrátoroch sa usadzuje v odlučovači oleja 9 a posiela sa na čistenie a oddelený olej sa pridáva do ropy dodávanej do ELOU.

Procesy odsoľovania a dehydratácie oleja sú spojené s potrebou ničiť emulzie, ktoré tvorí voda s olejom. Zároveň sa na poliach zničia emulzie prírodného pôvodu vytvorené počas procesu výroby oleja a v rastline umelé emulzie získané opakovaným premývaním oleja vodou, aby sa z neho odstránili soli. Po úprave sa obsah vody a chloridov kovov v oleji zníži v prvom stupni na 0,5 až 1,0 % a 100 až 1800 mg/l, v druhom stupni na 0,05 až 0,1 % a 3 až 5 mg/l. l.

Na urýchlenie procesu deštrukcie emulzií je potrebné podrobiť olej ďalším opatreniam zameraným na zväčšenie kvapiek vody, zvýšenie rozdielu hustoty a zníženie viskozity oleja.

V oleji Priobskaya sa do oleja zavádza látka (demulgátor), vďaka čomu sa uľahčuje oddelenie emulzie.

A na odsoľovanie oleja používajú premývanie oleja čerstvou sladkou vodou, ktorá nielen vymýva soli, ale má aj hydromechanický účinok na emulziu.

§ 3. Primárne spracovanie ropy z poľa Priobskoye

Ropa je zmes tisícov rôznych látok. Úplné zloženie olejov aj dnes, keď sú k dispozícii najsofistikovanejšie prostriedky analýzy a kontroly: chromatografia, nukleárna magnetická rezonancia, elektrónové mikroskopy – nie všetky tieto látky sú úplne určené. Ale napriek tomu, že olej obsahuje takmer všetky chemické prvky tabuľky D.I. Mendelejev, jeho základ je stále organický a pozostáva zo zmesi uhľovodíkov rôznych skupín, ktoré sa navzájom líšia svojimi chemickými a fyzikálnymi vlastnosťami. Bez ohľadu na zložitosť a zloženie začína rafinácia ropy primárnou destiláciou. Destilácia sa zvyčajne uskutočňuje v dvoch stupňoch - s miernym pretlakom blízkym atmosférickému tlaku a vo vákuu, pričom sa na ohrev surovín používajú rúrkové pece. Preto sa primárne závody na rafináciu ropy nazývajú AVT - atmosférické vákuové trubice.

Oleje z poľa Priobskoye majú potenciálne vysoký obsah ropných frakcií, preto sa primárna rafinácia ropy vykonáva podľa bilancie paliva a oleja a uskutočňuje sa v troch etapách:

Atmosférická destilácia na výrobu palivových frakcií a vykurovacieho oleja

Vákuová destilácia vykurovacieho oleja na výrobu úzkych ropných frakcií a dechtu

Vákuová destilácia zmesi vykurovacieho oleja a dechtu na získanie širokej olejovej frakcie a ťažkého zvyšku používaného na výrobu bitúmenu.

Destilácia oleja Priobskaya sa vykonáva v atmosférických rúrkových zariadeniach podľa jednej schémy odparovania, t.j. s jednou komplexnou destilačnou kolónou s bočnými stripovacími sekciami - to je energeticky najefektívnejšie, pretože Olej Priobskaya plne spĺňa požiadavky pri použití takejto rastliny: relatívne nízky obsah benzínu (12-15%) a výťažok frakcií do 350 0 C nie je väčší ako 45%.

Surový olej zohriaty horúcimi prúdmi vo výmenníku 2 tepla sa posiela do elektrického dehydrátora 3. Odtiaľ sa odsolený olej čerpá cez výmenník tepla 4 do pece 5 a potom do destilačnej kolóny 6, kde sa raz odparí a rozdelí na potrebné zlomky. V prípade odsoleného oleja sa v inštalačných schémach nenachádza elektrický dehydrátor.

Ak olej obsahuje vysoký obsah rozpusteného plynu a nízkovriacich frakcií, jeho spracovanie podľa tejto schémy jediného odparovania bez predbežného odparovania je náročné, pretože v napájacom čerpadle a vo všetkých zariadeniach umiestnených v okruhu pred pecou vzniká zvýšený tlak. . Okrem toho sa tým zvyšuje zaťaženie pece a destilačnej kolóny.

Hlavným účelom vákuovej destilácie vykurovacieho oleja je získanie širokej frakcie (350 - 550 0C a viac) - surovín pre katalytické procesy a destilátov na výrobu olejov a parafínov.

Čerpadlo čerpá vykurovací olej cez systém výmenníkov tepla do rúrkovej pece, kde sa zahreje na 350°-375°, a vstupuje do vákuovej destilačnej kolóny. Vákuum v kolóne vytvárajú parné tryskové ejektory (zvyškový tlak 40-50 mm). Vodná para sa privádza do spodnej časti kolóny. Olejové destiláty sa odoberajú z rôznych platní kolóny a prechádzajú cez výmenníky tepla a chladničky. Zvyšok, decht, sa odstráni zo spodnej časti kolóny.

Olejové frakcie izolované z ropy sa čistia selektívnymi roztokmi - fenolom alebo furfuralom, aby sa odstránili niektoré živicové látky, a potom sa odparafínujú pomocou zmesi metyletylketónu alebo acetónu s toluénom, aby sa znížil bod tuhnutia oleja. Spracovanie ropných frakcií končí dodatočným čistením pomocou bieliacich ílov. Najnovšie technológie výroby ropy využívajú na nahradenie ílov procesy hydrorafinácie.

Materiálová bilancia atmosférickej destilácie ropy Priobskaya:

§4.Katalytické krakovanie

Katalytické krakovanie - najdôležitejší proces rafinácia ropy, čo výrazne ovplyvňuje efektivitu rafinérie ako celku. Podstatou procesu je rozklad uhľovodíkov obsiahnutých v surovine (vákuový plynový olej) vplyvom teploty v prítomnosti aluminosilikátového katalyzátora s obsahom zeolitu. Cieľovým produktom inštalácie CC je vysokooktánová zložka benzínu s oktánovým číslom 90 bodov a viac, jej výťažnosť sa pohybuje od 50 do 65 % v závislosti od použitých surovín, použitej technológie a režimu. Vysoké oktánové číslo je spôsobené tým, že k izomerizácii dochádza aj pri katalytickom krakovaní. Počas procesu vznikajú plyny s obsahom propylénu a butylénu, ktoré sa používajú ako suroviny pre petrochemický priemysel a výrobu vysokooktánových benzínových komponentov, ľahký plynový olej - súčasť motorovej nafty a vykurovacích palív a ťažký plynový olej - surovina pre produkcia sadzí alebo zložky vykurovacích olejov.
Priemerná kapacita moderných zariadení je od 1,5 do 2,5 milióna ton, ale v továrňach popredných svetových spoločností sú zariadenia s kapacitou 4,0 milióna ton.
Kľúčovou časťou zariadenia je jednotka reaktor-regenerátor. Jednotka obsahuje pec na ohrev suroviny, reaktor, v ktorom priamo prebiehajú krakovacie reakcie, a regenerátor katalyzátora. Úlohou regenerátora je vyhorenie koksu vzniknutého pri krakovaní a usadeného na povrchu katalyzátora. Reaktor, regenerátor a vstupná jednotka suroviny sú prepojené potrubím, cez ktoré cirkuluje katalyzátor.
Kapacita katalytického krakovania v ruských rafinériách je v súčasnosti zjavne nedostatočná a práve spúšťaním nových blokov sa rieši problém s predpokladaným nedostatkom benzínu.

§ 4. Katalytické reformovanie

Rozvoj výroby benzínu je spojený s túžbou zlepšiť hlavnú prevádzkovú vlastnosť paliva - odolnosť benzínu voči klepaniu, hodnotenú oktánovým číslom.

Reformovanie slúži na súčasnú výrobu vysokooktánovej základnej zložky automobilového benzínu, aromatických uhľovodíkov a plynu obsahujúceho vodík.

V prípade oleja Priobskaja sa frakcia, ktorá vrie v rozmedzí 85 až 180 °C, reformuje, zvýšenie konečného bodu varu podporuje tvorbu koksu, a preto je nežiaduce.

Príprava reformných surovín - rektifikácia na separáciu frakcií, hydrorafinácia na odstránenie nečistôt (dusík, síra atď.), ktoré otravujú katalyzátory procesu.

Platinové katalyzátory sa používajú v procese reformovania. Vysoká cena platiny predurčila jej nízky obsah v katalyzátoroch na priemyselné reformovanie, a teda aj jej potrebu efektívne využitie. Toto je uľahčené použitím oxidu hlinitého ako nosiča, ktorý je už dlho známy ako najlepší nosič pre aromatizačné katalyzátory.

Dôležité bolo transformovať hliníkovo-platinový katalyzátor na bifunkčný reformovací katalyzátor, na ktorom by prebiehal celý komplex reakcií. K tomu bolo potrebné dať dopravcovi potrebné kyslé vlastnosti, čo sa dosiahlo úpravou oxidu hlinitého chlórom.

Výhodou chlórovaného katalyzátora je možnosť regulovať obsah chlóru v katalyzátoroch, a tým aj ich kyslosť, priamo za prevádzkových podmienok.

Keď existujúce reformovacie jednotky prešli na polymetalické katalyzátory, ukazovatele výkonnosti sa zvýšili, pretože ich cena je nižšia, ich vysoká stabilita umožňuje vykonávanie procesu pri nižšom tlaku bez obáv z koksovania. Pri reformovaní na polymetalických katalyzátoroch by obsah nasledujúcich prvkov v surovine nemal prekročiť síru - 1 mg/kg, nikel - 1,5 mg/kg, vodu - 3 mg/kg. Pokiaľ ide o nikel, Priob olej nie je vhodný pre polymetalické katalyzátory, preto sa na reformovanie používajú alumino-platinové katalyzátory.

Typická materiálová bilancia reformovacej frakcie je 85-180 °C pri tlaku 3 MPa.

Bibliografia

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Primárna rafinácia ropy (1. časť), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geológia a rozvoj najväčších ropných a ropných a plynových polí v Rusku, OJSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – o Priobye na Wikipédii

4. http://minenergo.gov.ru – Ministerstvo energetiky Ruskej federácie

5. Bannov P.G., Procesy rafinácie ropy, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001

6. Bojko E.V., Chémia ropy a palív, UlSTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html – Rosneft, informačný bulletin spoločnosti

HISTORICKO-GENETICKÝ MODEL TVORBY ROPNÝCH ZÁSOB V PRIOBSKOJSKEJ POLI NA ZÁPADNEJ SIBÍRI

T.N. Nemčenko (NK "YUKOS")

Z hľadiska zásob patrí ropné pole Priobskoye do skupiny unikátov a bolo zaradené do rozvoja v roku 1989. Pole sa nachádza v Chanty-Mansijskom autonómnom okruhu Ťumenskej oblasti, 65 km východne od Chanty-Mansijska a 100 km západne od Neftejuganska. Je súčasťou ropného a plynárenského regiónu Frolovskaja - západnej časti Západosibírskej ropnej a plynárenskej provincie.

Ropné pole Priobskoye zaujíma osobitné miesto v systéme ropných a plynových komplexov západnej Sibíri. Objav poľa Priobskoye je významnou udalosťou posledných rokov. Obsah priemyselnej ropy bol stanovený v hornej časti Ťumenských a Baženovských súvrství a v neokomických ložiskách. Hlavnými rezervami sú neokomické súvrstvia AS 10-12. Viac ako 20 ložísk sa obmedzuje na vrstvy hauterivského veku, ktoré ležia v hĺbke 2300-2700 m, z ktorých väčšina je klasifikovaná ako veľká. Podľa seizmostratigrafickej analýzy bola stanovená klinoformná štruktúra neokomických produktívnych vrstiev. Pole Priobskoye je jediné v tejto oblasti, kde je klinoformná štruktúra neokomických vrstiev potvrdená hlbokými vrtmi ().

Produktivita neokomických ložísk poľa Priobskoye je riadená takmer iba jedným faktorom - prítomnosťou priepustných rezervoárových vrstiev v sekcii. Neprítomnosť tvorby vody počas mnohých testov (vrstvy AS 10-12) naznačuje, že olejové usadeniny spojené s týmito jednotkami sú uzavreté šošovkovité telesá úplne naplnené olejom (nemajú žiadne kontakty voda-olej) a obrysy usadenín pre každú vrstvu piesku sú určené hranicami jej rozšírenia().

Komplexná analýza paleogeografických sedimentačných pomerov a seizmických údajov umožnila načrtnúť veľkú zónu vývoja neokomických klinoforiem na juh a sever od poľa Priobskoye. S ním je spojená nezávislá zóna akumulácie ropy a plynu, ktorej obsah ropy a plynu nie je určený regionálnym štrukturálnym pozadím, ale je riadený oblasťou vývoja neokomických klinoforiem (Karogodin Yu.N. , 1998).

Mnohé dôležité otázky súvisiace s podmienkami vzniku ropných ložísk sú stále nedostatočne pochopené. V tomto ohľade je mimoriadne dôležité vytvorenie základného historického a genetického modelu tvorby ropných ložísk v komplexných nádržiach poľa Priobskoye.

Pole je súčasťou veľkej ropnej a plynárenskej zóny poludníkového úderu, ktorá je obmedzená na komplexnú skupinu miestnych monoklinálnych vyvýšenín v zóne spojenia depresie Chanty-Mansi a oblúka Salym.

Kopulovitý výzdvih Priob priamo susedí s krajinami Veľkého Salymu, kde ako základný horizont slúži súvrstvie Baženov. Pozdĺž tohto horizontu sa rozlišuje skupina ropných polí - Salym, Severný a Západný Salym, Verkhne- a Sredne-Shapshinsky, Pravdinsky atď.

Počas kriedovej histórie Západnej Sibíri zostala Chanty-Mansijská depresia najviac ponorenou časťou sedimentačnej panvy, a preto je tu úsek viac ílovitý v porovnaní s okolitými územiami. Vo volgijskej dobe sa oblasť ložiska Priobskoe ocitla v hlboko ponorenej (až 500 m) axiálnej zóne paleopovodia s charakteristické znaky nedostatočne kompenzovaný bazén. To viedlo k akumulácii OM bohatého bahenného intervalu formácie Bazhenov. V oblasti ložiska Priobskoye od raného Berriasianu na pozadí všeobecnej veľkej regresie dochádza k striedaniu regionálnych a zonálnych prestupov a regresií. Klinoformy a stratigrafické balíčky, pretiahnuté pozdĺž paleoosi panvy, sa začali formovať od východu-juhovýchodu a postupne zaplnili celú panvu. Počas transgresívnych fáz sa hromadili prevažne ílovité vrstvy ako Pimskaja a Bystrinskaja a v regresných fázach sa hromadili piesčito-prahové vrstvy (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

Baženovská formácia má vysoký obsah celkového OM a generačného potenciálu. Predpokladá sa, že tento horizont je zdrojovou horninou pre väčšinu ropných polí identifikovaných v spodnej kriede v Západosibírskej panve. Vo svetle pokojnej tektonickej histórie poľa Priobskoye sa však javí ako veľmi problematický predpoklad, že ložiská vznikli v neokomických nádržiach v dôsledku rozsiahlej vertikálnej migrácie uhľovodíkov.

Na vytvorenie historického a genetického modelu tvorby ropných ložísk neokomických ložísk poľa Priobskoye bol použitý softvérový balík Basin Modeling. Komplex umožňuje rýchlo as minimálnym súborom geologických údajov vytvoriť model na hodnotenie uhľovodíkového potenciálu. Fragmenty databázy programu obsahujúce informácie o studniach. 151 a 254 ložiska Priobskoe sú uvedené v, resp. Na vizualizáciu údajov modelu sa použil obraz kriviek histórie poklesu sedimentov spolu s ďalšími údajmi: štádiá zrelosti, izotermy atď. ().

Ako vidno, ložiská ropy neokomických súvrství patria do hlavnej fázy ropnej kapacity, presnejšie do jej hornej časti - zóny raného štádia tvorby. Na rozdiel od neokomických olejov patria oleje formácie Bazhenov do zóny neskorého štádia generácie (). Tento záver je v úplnom súlade s vertikálnym fázovo-genetickým zónovaním uhľovodíkových systémov vytvorených v západosibírskej panve. Na úseku mezozoických ložísk sa rozlišuje päť zón, z ktorých každá je charakterizovaná vlastným fázovým stavom uhľovodíkov, zložením, stupňom zrelosti OM, termobarickými podmienkami atď. Neokomické horizonty (valanginsko-hauterivén oblasti stredného Ob) sú súčasťou tretej, prevažne ropnej, zóny - hlavnej zóny tvorby ropy a akumulácie ropy v mezozoickom úseku západosibírskej panvy (teplota nádrže 80-100°C ), ložiská identifikované v ložiskách hornej a strednej jury, - do štvrtej zóny ropného a plynového kondenzátu, kde sú akumulácie ľahkého oleja (Salym, Krasnoleninský región, teplota nádrže 100-120 ° C).

Analýza geochemických vrátane genetických parametrov (skupina, izotopové zloženie uhlíka atď.) olejov z neokomických ložísk poľa Priobskoye a formácie Bazhenov poľa Salym ukázala, že tieto oleje sú odlišné a patria do rôznych genetických zón () .

Pokiaľ ide o geochemické a termobarické ukazovatele, pole Priobskoye sa líši:

· výrazné podsýtenie olejov spodnokriedových ložísk uhľovodíkovými plynmi (nízke hodnoty P sat / P pl a plynový faktor);

· skok v raste Ppl pri prechode z kriedových do jurských usadenín (prítomnosť vysokého tlaku v jurskom komplexe). Existujú dva prakticky izolované stupne nasýtenia ropou – spodná krieda a jura. Tvorba ropných ložísk neokomických formácií poľa Priobskoye prebiehala nezávisle a nesúvisí s vertikálnou migráciou z formácie Bazhenov.

Základný historický a genetický model tvorby ropných ložísk v komplexných neokomických nádržiach poľa Priobskoye je uvedený nasledovne. Mechanizmus, ktorý s najväčšou pravdepodobnosťou viedol k vytvoreniu neokomických rezervoárov, je bočná migrácia ropy zo súčasných ílových ložísk do piesčitých častí klinoforiem. Ropa a plyn migrovali po povstaní a zaplnili priepustné pieskovcové útvary a šošovky. Túto myšlienku mechanizmu migrácie ropy podporujú: dominantný litologický typ ložísk; absencia formačnej vody v horizontoch skupiny AC; rozdiel medzi olejmi Bazhenov a Neocomian.

Je pozoruhodné, že k plneniu lapačov olejom došlo zrejme podľa princípu diferenciálneho zachytávania, keď najhlbšie lapače sú naplnené relatívne ľahkým olejom (tvorba AC 12, hustota 0,86-0,87 g/cm 3), zatiaľ čo horné - relatívne ťažké (vrstva AC 10, hustota 0,88-0,89 g/cm 3) a najvrchnejšie lapače sú voda (vrstva AC 6).

Zásadný význam má vytvorenie historického a genetického modelu vzniku ropných ložísk v poli Priobskoye. V bezprostrednej blízkosti ložiska Priobskoye sa nachádzajú pieskové telesá podobného typu v rámci Chanty-Mansijska, Frolovskaja a ďalších oblastí. V rámci neokomických ložísk budú zrejme v iných oblastiach západnej Sibíri objavené ložiská ropy podobnej genézy.

Komplexná analýza paleogeografických podmienok sedimentácie a seizmických prieskumných údajov umožnila načrtnúť veľkú zónu vývoja neokomických klinoforiem na juh a sever od ložiska Priobskoye, ktoré sa tiahne v páse 25-50 km širokom od Shapshinskoye a Ložiská Erginskoye na juhu po Tumannoye a Studenoye na severe, s ktorými je spojená nezávislá zóna akumulácia ropy a plynu, kde hlavným zdrojom ropy budú hrubé, ílovité vrstvy neokomických klinoforiem.

Literatúra

1) Geológia a rozvoj najväčších a jedinečných ropných a ropných a plynových polí v Rusku. // Západosibírska ropná a plynárenská provincia / Ed. V.E. Gavur. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geológia ropy a plynu v západnej Sibíri / A.E. Kontorovič, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov a kol. - M.: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Vzorce polohy a podmienky vzniku ložísk ropy a plynu v paleozoických sedimentoch. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryayeva V.V. Vertikálne zónovanie v distribúcii kvapalných a plynných uhľovodíkov v druhohorách západnej Sibíri / Tr. ZapSibVNIGNI. - Vol. 147. - Ťumen, 1979.

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

Ropné pole Priob v systéme ropných a plynových komplexov západnej Sibíri zaujíma osobitné miesto. Neokomické lôžka AC10-12 s klinoformnou štruktúrou sú považované za hlavné podľa zásob ropy. Komplexná analýza paleogeografických sedimentačných podmienok a seizmické prospekčné údaje umožnili rozpoznať veľkú zónu neokomických klinoforiem vyvinutých na juh a sever od poľa Priob. S touto zónou súvisí nezávislá zóna akumulácie ropy a plynu, ktorej potenciál ropy a plynu nie je riadený regionálnou štruktúrou, ale je kontrolovaný zónou vývoja neokomických klinoforiem.

Za účelom vytvorenia historicko-genetického modelu vzniku ropných bazénov neokomických ložísk na poli Priob bol využitý programový komplex Basin Modeling.

Ryža. 1. FRAGMENT GEOLOGICKÉHO ÚSEKU Pozdĺž zemepisnej šírky PRIOBIUM (podľa F.Z. Khafizova, T.N. Onischuka, S.F. Panova)

Sedimenty: 1 - piesčité, 2 - ílovité; 3 - bitúmenové kaly; 4 – zvetraná kôra; 5 - ložiská ropy; 6 - studne

Ryža. 2. GEOLOGICKÁ ČASŤ (Priobskoye pole)

1 - piesčito-ílovité ložiská; 2 - testovací interval. Iná podm. pre označenia pozri obr. 1

Ryža. 3. PRÍKLADY VIZUALIZÁCIE VÝCHOZÍCH ÚDAJOV A VÝSLEDKOV ICH SPRACOVANIA POMOCOU VERZIÍ. 151 (A) A 245 (B)

Štádiá zrelosti (R 0, %): 1 - skorá (0,5-0,7), 2 - stredná (0,7-1,0), 3 - neskorá (1,0-1,3); 4 - fáza hlavnej generácie (1,3-2,6); riadky: I - história ponoru, počiatočná (II) a približná (III) teplota

Ryža. 4. MODELOVANIE DIGITÁLNEJ HISTÓRIE PRIOBSKÉHO VKLADU

Etapy zrelosti (R 0,%): 1 - skorá (10-25), 2 - stredná (25-65), 3 - neskorá (65-90)

Nové technológie a inteligentné politiky Juganskneftegazu zlepšili stav ropného poľa Priobskoye, ktorého geologické zásoby sú na úrovni 5 miliárd ton ropy.

Ropné pole Priobskoye je obrovské ropné pole v Rusku. Toto neprístupné a vzdialené pole sa nachádza 70 km od mesta Chanty-Mansijsk a 200 kilometrov od mesta Neftejugansk. Je súčasťou Západosibírskej ropnej a plynárenskej provincie. Asi 80 % PP Priobsky sa nachádza priamo v nive rieky Ob a je vodou rozdelené na dve časti. Zvláštnosťou Priobskoye sú záplavy počas záplav.

Hlavné geologické a fyzikálne charakteristiky ložiska

Výrazná vlastnosť Priobsky je komplikovaná geologická štruktúra, ktorá sa vyznačuje viacerými vrstvami a nízkym stupňom produktivity. Nádrže hlavných produktívnych formácií sa vyznačujú nízkou priepustnosťou, nízkym obsahom piesku, vysokej úrovni obsah ílu a vysoká disekcia. Tieto faktory vyžadujú použitie technológií hydraulického štiepenia v procese vývoja.

Ložiská sa nachádzajú nie hlbšie ako 2,6 km. Ukazovatele hustoty ropy sú 0,86–0,87 tony na m³. Množstvo parafínov je mierne a nepresahuje 2,6 %, množstvo síry je asi 1,35 %.