Priobskoye yatağı Xantı-Mansi Muxtar Dairəsinin xəritəsində 1985-ci ildə, onun sol sahil hissəsi 181 nömrəli quyu aşkar edildikdə peyda olub. Geoloqlar sutkada 58 kubmetr həcmində neft axını alıblar. Dörd ildən sonra sol sahildə qazma işlərinə başlanılıb, çayın sağ sahilindəki birinci quyunun kommersiya istismarına isə 10 ildən sonra başlanıb.
Priobskoye sahəsinin xüsusiyyətləri
Priobskoye yatağı Salymsky və Lyaminsky neft və qaz rayonlarının sərhədlərinə yaxındır.
Priobskoye yatağındakı neftin xüsusiyyətləri onu aşağı qatranlı (2,4-2,5 faiz səviyyəsində parafinlər), lakin eyni zamanda yüksək kükürd tərkibli (1,2-1,3 faiz) kimi təsnif etməyə imkan verir ki, bu da əlavə tələb edir. təmizləyir və gəlirliliyi azaldır. Lay neftinin özlülüyü 1,4-1,6 mPa*s səviyyəsində, layların qalınlığı isə 2 metrdən 40 metrə çatır.
Xüsusiyyətləri unikal olan Priobskoye yatağının geoloji cəhətdən əsaslandırılmış ehtiyatları beş milyard ton təşkil edir. Bunlardan 2,4 milyardı sübut edilmiş və bərpa oluna bilən kimi təsnif edilir. 2013-cü ilə olan məlumata görə, Priobskoye yatağında çıxarıla bilən ehtiyatlar 820 milyon tondan çox olub.
2005-ci ilə qədər gündəlik istehsal yüksək rəqəmlərə çatdı - gündə 60,2 min ton. 2007-ci ildə 40 milyon tondan çox istehsal edilib.
Bu günə qədər yataqda minə yaxın istismar quyusu və 400-ə yaxın suvurma quyusu qazılıb. Priobskoye neft yatağının lay yataqları 2,3,2,6 kilometr dərinlikdə yerləşir.
2007-ci ildə Priobskoye yatağında maye karbohidrogenlərin illik hasilatı 33,6 milyon tona çatdı (və ya Rusiyadakı bütün istehsalın 7% -dən çoxu).
Priobskoye neft yatağı: inkişaf xüsusiyyətləri
Qazmanın özəlliyi ondan ibarətdir ki, Priobskoye yatağının yastıqları Ob çayının hər iki tərəfində yerləşir və onların ən çoxçayın sel düzənliyində yerləşir. Bu əsasda Priobskoye yatağı Cənub- və Şimal-Priobskoye bölünür. Yaz və payız aylarında əkin sahəsi mütəmadi olaraq sel suları ilə dolur.
Bu tənzimləmə onun hissələrinin fərqli sahiblərə sahib olmasının səbəbidir.
Çayın şimal sahilində işlənməni Yuqansknefteqaz (YUKOS-dan sonra Rosneft-ə keçmiş struktur), cənub sahilində isə Qazpromneftin strukturu olan Xantos şirkəti tərəfindən inkişaf etdirilən sahələr var. Priobski, Palyanovski layihəsində də iştirak edir). Priobskoye yatağının cənub hissəsində “Russneft”in törəmə şirkəti “Aki Otır” şirkətinə Verxne- və Sredne-Şapşinski əraziləri üçün kiçik lisenziya sahələri ayrılıb.
Bu amillər mürəkkəb geoloji quruluşla (çox laylı və aşağı məhsuldarlıq) yanaşı, Priobskoye yatağını çətin çıxış kimi xarakterizə etməyə imkan verir.
Amma müasir texnologiyalar yeraltı enjeksiyondan istifadə edərək hidravlik qırılma böyük miqdar su qarışığı, bu çətinliyi aş. Buna görə də, Priobskoye yatağının bütün yeni qazılmış yastıqları yalnız hidravlik qırılma ilə istismar olunmağa başlayır ki, bu da əməliyyat xərclərini və kapital qoyuluşlarını əhəmiyyətli dərəcədə azaldır.
Bu zaman üç neft təbəqəsi eyni vaxtda qırılır. Bundan əlavə, yan quyular müxtəlif bucaqlara yönəldildikdə, quyuların əsas hissəsi mütərəqqi klaster üsulu ilə salınır. En kəsiyində aşağıya doğru yönəlmiş budaqları olan bir kol kimi görünür. Bu üsul yerüstü qazma sahələrinin təşkilinə qənaət edir.
Külək qazma texnikası geniş yayılmışdır, çünki bu, münbit torpaq qatını saxlamağa imkan verir və ətraf mühitə yalnız kiçik təsir göstərir.
Xəritədə Priobskoye sahəsi
Xantı-Mansi Muxtar Dairəsi xəritəsindəki Priobskoye sahəsi aşağıdakı koordinatlardan istifadə etməklə müəyyən edilir:
- 61°20′00″ şimal eni,
- 70°18′50″E.
Priobskoye neft yatağı paytaxtdan cəmi 65 km məsafədə yerləşir Muxtar Dairəsi- Xantı-Mansiysk və Nefteyuqansk şəhərindən 200 kilometr. Sahənin inkişafı sahəsində yerli kiçik xalqların məskunlaşdığı ərazilər var:
- Xantı (əhalinin təxminən yarısı),
- Nenets,
- Muncie,
- Selkuplar.
Ərazidə bir neçə təbiət qoruqları, o cümlədən Yelizarovski (respublika əhəmiyyətli), Vaspuxolski, Şapşinski sidr meşələri yaradılmışdır. 2008-ci ildən Xantı-Mansi Muxtar Dairəsində - Yuqrada (mərkəzi Samarovo olan ərazinin tarixi adı) yerində 161,2 hektar ərazisi olan "Luqovski mamontları" təbiət abidəsi yaradılmışdır ki, onun yerində qalıq tapılmışdır. 10-15 min il əvvələ aid mamont qalıqları və ov alətləri dəfələrlə tapılmışdır.
| ©sayt | ||
|---|---|---|
| ölkə | Rusiya | |
| Region | Xantı-Mansiysk Muxtar Dairəsi | |
| Məkan | Xantı-Mansiysk şəhərindən 65 km və Nefteyuqansk şəhərindən 200 km, Ob çayının düzənliyi | |
| Neft və qaz vilayəti | Qərbi Sibir neft və qaz vilayəti | |
| Koordinatlar | 61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. d. | |
| Mineral | Yağ | |
| Xammalın xüsusiyyətləri | Sıxlıq 863 - 868 kq/m 3; Kükürdün miqdarı 1,2 - 1,3%; Özlülük 1,4 - 1,6 mPa s; Parafin tərkibi 2,4 - 2,5% |
|
| Rütbə | Unikal | |
| Vəziyyət | İnkişaf | |
| Açılış | 1982 | |
| İstifadəyə verilməsi | 1988 | |
| Yerin təkindən istifadə edən şirkət | Şimal hissəsi - MMC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Cənub hissəsi - Qazpromneft-Xantos MMC (Qazprom Neft PJSC); Verxne-Şapşinski və Sredne-Şapşinski lisenziya sahələri - ASC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft) |
|
| Geoloji ehtiyatlar | 5 milyard ton neft | |
Priobskoye neft yatağı– Xantı-Mansiysk Muxtar Dairəsi ərazisində yerləşən nəhəng Rusiya neft yatağı. Cari ehtiyatlara və neft hasilatının səviyyəsinə görə Rusiyanın ən böyük yatağı hesab olunur.
Ümumi məlumat
Priobskoye yatağı Qərbi Sibir neft-qaz vilayətinə aiddir. O, Salım və Lyaminsky neft-qaz rayonlarının sərhədində, Xantı-Mansiysk şəhərindən 65 km və Nefteyuqansk şəhərindən 200 km məsafədə yerləşir və Orta Ob neft-qaz bölgəsinin yerli strukturu ilə məhdudlaşır. eyni ad.
Yataq sahəsinin təxminən 80% -i Ob çayının daşqın düzənliyində yerləşir, bu da sahəni keçərək onu 2 hissəyə ayırır: sol və sağ sahil. Rəsmi olaraq Ob çayının sol və sağ sahillərinin əraziləri müvafiq olaraq Yuzhno- və Şimal-Priobskoye yataqları adlanır. Daşqın dövrlərində düzənlik mütəmadi olaraq su altında qalır ki, bu da mürəkkəb geoloji quruluşu ilə yanaşı, yatağı çətin çıxış kimi xarakterizə etməyə imkan verir.
Ehtiyatlar
Yatağın geoloji ehtiyatları 5 milyard ton neft səviyyəsində qiymətləndirilir. Karbohidrogen yataqları 2,3-2,6 km dərinlikdə aşkar edilmişdir, layların qalınlığı 2 metrdən 40 metrə çatır.
Priobskoye yatağından çıxarılan neft az qatranlıdır, tərkibində parafin 2,4-2,5% təşkil edir. Onlar orta sıxlıq (863-868 kq/m³), lakin əlavə təmizlənmə tələb edən yüksək kükürd tərkibi (1,2-1,3%) ilə xarakterizə olunur. Yağın özlülüyü təxminən 1,4-1,6 mPa*s təşkil edir.
Açılış
Priobskoye yatağı 1982-ci ildə "Qlavtyumengeologiya"nın 151 nömrəli quyusu tərəfindən kəşf edilmişdir.
Əməliyyat neft hasilatına 1988-ci ildə sol sahildə axın üsulu ilə 181-R nömrəli quyudan başlanmışdır. Sağ sahil daha sonra - 1999-cu ildə inkişaf etdirilməyə başladı.
İnkişaf
Hazırda Priobskoye neft yatağının (SLT) şimal hissəsinin işlənməsi RN-Yuganskneftegaz MMC tərəfindən həyata keçirilir. şirkətə məxsusdur Rosneft və cənub (YLT) - Qazpromneft-Xantos MMC (Qazprom Neft PJSC-nin törəmə şirkəti).
Bundan əlavə, yatağın cənubunda 2008-ci ildən ASC NAC AKI OTYR tərəfindən işlənmiş nisbətən kiçik Verxne-Şapşinski və Sredne-Şapşinski lisenziya sahələri var. PJSC-yə məxsusdur NK "RussNeft".
İnkişaf üsulları
Karbohidrogenlərin baş verməsinin spesifik şərtlərinə və yataqların coğrafi mövqeyinə görə Priobskoye neft yatağında hasilat hidravlik qırılmadan istifadə etməklə həyata keçirilir ki, bu da istismar xərclərini və kapital qoyuluşunu əhəmiyyətli dərəcədə azaldır.
2016-cı ilin noyabrında yataqda Rusiyada neft anbarının ən böyük hidravlik qırılması həyata keçirilib - laya 864 ton propant vurulub. Əməliyyat “Newco Well Service” şirkətinin mütəxəssisləri ilə birgə həyata keçirilib.
Cari istehsal səviyyəsi
Priobskoye yatağı ehtiyatlarına və hasilat həcminə görə haqlı olaraq Rusiyanın ən böyük neft yatağı hesab olunur. İndiyədək orada 1000-ə yaxın istismar quyusu və 400-ə yaxın suvurma quyusu qazılıb.
2016-cı ildə yataq Rusiyada bütün neft hasilatının 5%-ni təmin edib və 2017-ci ilin ilk beş ayında ondan 10 milyon tondan çox neft hasil edilib.
Priobskoye neft yatağı
§1. Priobskoye neft yatağı.
Priobskoe- ən böyük depozit Qərbi Sibir inzibati olaraq Xantı-Mansiysk vilayətində Xantı-Mansiyskdən 65 km və Nefteyuqanskdan 200 km məsafədə yerləşir. Ob çayı ilə iki hissəyə - sol və sağ sahilə bölünür. Sol sahilin işlənməsi 1988-ci ildə, sağda - 1999-cu ildə başlanmışdır. Geoloji ehtiyatlar 5 milyard ton qiymətləndirilir. Təsdiqlənmiş və çıxarıla bilən ehtiyatlar 2,4 milyard ton qiymətləndirilir. 1982-ci ildə açılıb. 2,3-2,6 km dərinlikdə yataqlar. Neft sıxlığı 863-868 kq/m3 (orta neft növü, 851-885 kq/m3 aralığına düşdüyü üçün), orta miqdarda parafin (2,4-2,5%) və kükürdün miqdarı 1,2-1 ,3% (kükürdün tərkibinə aiddir) GOST 9965-76 uyğun olaraq emal zavodlarına verilən sinif, 2-ci sinif neft). 2005-ci ilin sonuna olan məlumata görə, yataqda 954 hasilat və 376 suvurma quyusu var. 2007-ci ildə Priobskoye yatağında neft hasilatı 40,2 milyon ton təşkil edib ki, bunun da "Rosneft" - 32,77, "Qazprom Neft" - 7,43 milyon tondur. Yağın mikroelement tərkibi - mühüm xüsusiyyət Bu növ xammal neftin yaşı, lay şəraiti, mənşə və miqrasiya yolları haqqında müxtəlif geokimyəvi məlumatları daşıyır və neft yataqlarının müəyyən edilməsi, yataqların axtarışı strategiyalarının optimallaşdırılması və birgə istismar edilən quyulardan məhsulların ayrılması üçün geniş istifadə olunur.
Cədvəl 1. Priobsk yağında mikroelementlərin diapazonu və orta miqdarı (mq/kq)
Mövcud neft quyularının ilkin debiti sutkada 35 ton təşkil edir. 180 t/günə qədər. Quyuların yeri qruplaşdırılıb. Yağvermə əmsalı 0,35.
Quyu klasteri quyu ağzının eyni texnoloji sahədə bir-birinə yaxın, quyuların diblərinin isə layların işlənməsi şəbəkəsinin qovşaqlarında yerləşdiyi yerdir.
Hazırda hasilat quyularının əksəriyyəti klaster üsulu ilə qazılır. Bu onunla izah olunur ki, yataqların klaster qazması qazma, sonra isə hasilat quyuları, yollar, elektrik xətləri və boru kəmərləri ilə əhatə olunan sahələrin ölçüsünü əhəmiyyətli dərəcədə azalda bilər.
Xüsusi əhəmiyyəti bu üstünlük münbit torpaqlarda, təbiət qoruqlarında, tundrada, pozulmuş yerlərdə quyuların tikintisi və istismarı zamanı əldə edilir. səth təbəqəsi torpaq bir neçə onilliklərdən sonra, bataqlıq ərazilərdə bərpa olunur ki, bu da qazma və istehsalat obyektlərində tikinti-quraşdırma işlərinin dəyərini çətinləşdirir və xeyli artırır. Sənaye və mülki tikililərin altında, çayların və göllərin dibinin altında, sahildən şelf zonasının altında və yerüstü keçidlərin altında neft yataqlarının aşkarlanması lazım olduqda da kaset qazması lazımdır. Tümen, Tomsk və Qərbi Sibirin digər bölgələrində quyuların klaster tikintisi xüsusi yer tutur ki, bu da ucqar, bataqlıq və məskunlaşan bir bölgədə dolgu adalarında neft və qaz quyularının uğurla tikintisinə imkan verdi.
Klasterdə quyuların yeri relyef şəraitindən və klasterin bazaya birləşdirilməsi üçün nəzərdə tutulan vasitələrdən asılıdır. Baza ilə daimi yollarla əlaqəsi olmayan kollar yerli hesab olunur. Bəzi hallarda, kollar nəqliyyat yollarında yerləşdikdə əsas ola bilər. Yerli yastıqlarda quyular adətən bütün istiqamətlərdə fan şəklində yerləşdirilir ki, bu da yastıqda maksimum sayda quyuya malik olmağa imkan verir.
Qazma və köməkçi avadanlıq elə quraşdırılıb ki, qurğu bir quyudan digər quyuya keçərkən qazma nasosları, qəbuledici çuxurlar və təmizləmə, kimyəvi emal və yuyucu mayenin hazırlanması üçün avadanlıqların bir hissəsi hamısının tikintisi başa çatana qədər hərəkətsiz qalsın ( və ya bir hissəsi) bu layda quyuların.
Bir çoxluqdakı quyuların sayı 2-dən 20-30-a qədər və ya daha çox dəyişə bilər. Üstəlik, klasterdə quyular nə qədər çox olarsa, layların quyu ağzından kənara çıxması bir o qədər çox olur, magistralların uzunluğu artır, magistralların uzunluğu artır, bu da quyuların qazılmasının maya dəyərinin artmasına səbəb olur. Bundan əlavə, gövdələrin görüşməsi təhlükəsi var. Buna görə də, klasterdə lazımi sayda quyuların hesablanmasına ehtiyac var.
Neft hasilatının dərin nasos üsulu, çubuqlu və çubuqsuz nasos aqreqatlarından istifadə etməklə mayenin quyudan səthə qaldırılması üsuludur. müxtəlif növlər.
Priobskoye yatağında elektrik mərkəzdənqaçma nasoslarından istifadə olunur - şaquli olaraq yerləşdirilmiş çubuqsuz dərin quyu nasosu. ümumi milçoxpilləli (50-600 pilləli) mərkəzdənqaçma nasosu, elektrik mühərriki (dielektrik yağı ilə doldurulmuş asinxron elektrik mühərriki) və elektrik mühərrikini mayenin daxil olmasından qorumağa xidmət edən qoruyucu. Mühərrik nasos boruları ilə birlikdə endirilən zirehli kabel vasitəsilə qidalanır. Elektrik mühərrikinin şaftının fırlanma sürəti təxminən 3000 rpm-dir. Nasos səthdə bir idarəetmə stansiyası tərəfindən idarə olunur. Elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun məhsuldarlığı 30-50% səmərəliliyi ilə gündə 10 ilə 1000 m3 maye arasında dəyişir.
Elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun quraşdırılması yeraltı və yerüstü avadanlıqları əhatə edir.
Qazma elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun (ESP) quraşdırılması yalnız quyu səthində güc transformatoru olan bir idarəetmə stansiyasına malikdir və boru kəməri ilə birlikdə quyuya endirilən elektrik kabelində yüksək gərginliyin olması ilə xarakterizə olunur. Elektrik mərkəzdənqaçma nasos qurğuları lay təzyiqi yüksək olan yüksək məhsuldar quyularda işləyir.
Yataq uzaqda yerləşir, daxil olmaq çətindir, ərazisinin 80%-i Ob çayının düzənliyində yerləşir və daşqın dövründə su altında qalır. Yataq mürəkkəb geoloji quruluşu ilə seçilir - ərazi və bölmə üzrə qum cisimlərinin mürəkkəb quruluşu, laylar hidrodinamik cəhətdən zəif birləşir. Məhsuldar birləşmələrin su anbarları aşağıdakılarla xarakterizə olunur:
aşağı keçiricilik;
Aşağı qum tərkibi;
Artan gil tərkibi;
Yüksək diseksiya.
Priobskoye yatağı həm sahədə, həm də bölmədə məhsuldar horizontların mürəkkəb strukturu ilə xarakterizə olunur. AC10 və AC11 horizontlarının rezervuarları orta və aşağı məhsuldar, AC12 isə qeyri-adi dərəcədə aşağı məhsuldar kimi təsnif edilir. Yatağın məhsuldar təbəqələrinin geoloji-fiziki xüsusiyyətləri yatağın məhsuldar təbəqələrinə fəal təsir göstərmədən və hasilatın intensivləşdirilməsi üsullarından istifadə etmədən işlənməsinin mümkünsüzlüyünü göstərir. Bu inkişaf təcrübəsi ilə təsdiqlənir əməliyyat sahəsi sol sahil hissəsi.
Müxtəlif təsir üsullarının tətbiqini qiymətləndirmək üçün Priobskoye yatağının əsas geoloji və fiziki xüsusiyyətləri bunlardır:
1) məhsuldar birləşmələrin dərinliyi - 2400-2600 m,
2) çöküntülər litoloji ekranlaşdırılmış, təbii rejim elastik, qapalı,
3) AS 10, AS 11 və AS 12 təbəqələrinin qalınlığı müvafiq olaraq 20,6, 42,6 və 40,6 m-ə qədər.
4) ilkin lay təzyiqi - 23,5-25 MPa,
5) lay temperaturu - 88-90°C,
6) anbarların aşağı keçiriciliyi, nəticələrə görə orta qiymətlər
7) təbəqələrin yüksək yanal və şaquli heterojenliyi,
8) lay neftinin özlülüyü - 1,4-1,6 mPa*s,
9) yağın doyma təzyiqi 9-11 MPa,
10) naftenik neft, parafin və aşağı qatran.
Təqdim olunan məlumatları layların stimullaşdırılması üsullarından səmərəli istifadə üçün məlum meyarlarla müqayisə edərək qeyd etmək olar ki, hətta ətraflı təhlil olmadan Priobskoye yatağı üçün aşağıdakı üsullar yuxarıda sadalanan üsullardan xaric edilə bilər: termal üsullar və polimer daşqınları (laylardan neftin çıxarılması üsulu kimi). İstilik üsulları yüksək özlülüklü yağları olan çöküntülər üçün və 1500-1700 m-ə qədər dərinliklərdə istifadə olunur. və 90 ° C-yə qədər temperaturda (daha çox yüksək temperatur xüsusi tərkibli bahalı polimerlərdən istifadə olunur).
Priobskoye neft yatağı
| §1. Priobskoye neft yatağı. ……………………………… |
|
| 1.1. Yağın xüsusiyyətləri və tərkibi |
|
| 1.2. Quyunun ilkin debiti |
|
| 1.3. Quyuların növləri və yeri |
|
| 1.4. Yağ qaldırma üsulu |
|
| 1.5.Kollektorun xüsusiyyətləri |
|
| 1.6.AY, KIN |
|
| §2. Neftin emala hazırlanması…………………………………… |
|
| §3. Priobskoye yatağından neftin ilkin emalı………. |
|
| §4. Katalitik krekinq………………………………………………………… |
|
| §5. Katalitik reforminq……………………………………………………………. |
|
| Biblioqrafiya……………………………………………………………… |
§1. Priobskoye neft yatağı.
Priobskoe- Qərbi Sibirin ən böyük yatağı inzibati cəhətdən Xantı-Mansiysk vilayətində Xantı-Mansiyskdən 65 km və Nefteyuqanskdan 200 km məsafədə yerləşir. Ob çayı ilə iki hissəyə - sol və sağ sahilə bölünür. Sol sahilin işlənməsi 1988-ci ildə, sağda - 1999-cu ildə başlanmışdır. Geoloji ehtiyatlar 5 milyard ton qiymətləndirilir. Təsdiqlənmiş və çıxarıla bilən ehtiyatlar 2,4 milyard ton qiymətləndirilir. 1982-ci ildə açılıb. 2,3-2,6 km dərinlikdə yataqlar. Neft sıxlığı 863-868 kq/m3 (orta neft növü, 851-885 kq/m3 aralığına düşdüyü üçün), orta miqdarda parafin (2,4-2,5%) və kükürdün miqdarı 1,2-1 ,3% (kükürdün tərkibinə aiddir) GOST 9965-76 uyğun olaraq emal zavodlarına verilən sinif, 2-ci sinif neft). 2005-ci ilin sonuna olan məlumata görə, yataqda 954 hasilat və 376 suvurma quyusu var. 2007-ci ildə Priobskoye yatağında neft hasilatı 40,2 milyon ton təşkil edib ki, bunun da "Rosneft" - 32,77, "Qazprom Neft" - 7,43 milyon tondur. Neftin mikroelement tərkibi bu növ xammalın mühüm xarakteristikasıdır və neftin yaşı, lay şəraiti, mənşəyi və miqrasiya yolları haqqında müxtəlif geokimyəvi məlumatları daşıyır və neft yataqlarının müəyyən edilməsi, yataqların axtarış strategiyalarının optimallaşdırılması və neft yataqlarının ayrılması üçün geniş istifadə olunur. birgə istismar olunan quyuların məhsulları.
Cədvəl 1. Priobsk yağında mikroelementlərin diapazonu və orta miqdarı (mq/kq)
Mövcud neft quyularının ilkin debiti sutkada 35 ton təşkil edir. 180 t/günə qədər. Quyuların yeri qruplaşdırılıb. Yağvermə əmsalı 0,35.
Quyu klasteri quyu ağzının eyni texnoloji sahədə bir-birinə yaxın, quyuların diblərinin isə layların işlənməsi şəbəkəsinin qovşaqlarında yerləşdiyi yerdir.
Hazırda hasilat quyularının əksəriyyəti klaster üsulu ilə qazılır. Bu onunla izah olunur ki, yataqların klaster qazması qazma, sonra isə hasilat quyuları, yollar, elektrik xətləri və boru kəmərləri ilə əhatə olunan sahələrin ölçüsünü əhəmiyyətli dərəcədə azalda bilər.
Bu üstünlük münbit torpaqlarda, qoruqlarda, yerin pozulmuş səth qatının bir neçə onillikdən sonra bərpa olunduğu tundrada, bataqlıq ərazilərdə, maya dəyərini çətinləşdirən və xeyli artıran quyuların tikintisi və istismarı zamanı xüsusi əhəmiyyət kəsb edir. qazma və istismar obyektlərinin tikinti-quraşdırma işlərinin. Sənaye və mülki tikililərin altında, çayların və göllərin dibinin altında, şelf zonasının altında sahildən və estakadaların altında neft yataqlarının aşkar edilməsi zərurəti yarandıqda da kaset qazması lazımdır. Tümen, Tomsk və Qərbi Sibirin digər bölgələrində quyuların klaster tikintisi xüsusi yer tutur ki, bu da ucqar, bataqlıq və məskunlaşmış bir bölgədə dolgu adalarında neft və qaz quyularının uğurla tikintisinə imkan verdi.
Klasterdə quyuların yeri relyef şəraitindən və klasterin bazaya birləşdirilməsi üçün nəzərdə tutulan vasitələrdən asılıdır. Baza ilə daimi yollarla əlaqəsi olmayan kollar yerli hesab olunur. Bəzi hallarda, kollar nəqliyyat yollarında yerləşdikdə əsas ola bilər. Yerli yastıqlarda quyular adətən bütün istiqamətlərdə fan şəklində yerləşdirilir ki, bu da yastıqda maksimum sayda quyuya malik olmağa imkan verir.
Qazma və köməkçi avadanlıq elə quraşdırılır ki, qazma qurğusu bir quyudan digər quyuya keçərkən qazma nasosları, qəbuledici çuxurlar və qazma məhlulunun təmizlənməsi, kimyəvi təmizlənməsi və hazırlanması üçün avadanlıqların bir hissəsi qazma məhlulu tamamlanana qədər hərəkətsiz vəziyyətdə qalsın. bu meydançada quyuların hamısının (və ya bir hissəsinin) tikintisi.
Bir çoxluqdakı quyuların sayı 2-dən 20-30-a qədər və ya daha çox dəyişə bilər. Üstəlik, klasterdə quyular nə qədər çox olarsa, layların quyu ağzından kənara çıxması bir o qədər çox olur, magistralların uzunluğu artır, magistralların uzunluğu artır, bu da quyuların qazılmasının maya dəyərinin artmasına səbəb olur. Bundan əlavə, gövdələrin görüşməsi təhlükəsi var. Buna görə də, klasterdə lazımi sayda quyuların hesablanmasına ehtiyac var.
Neft hasilatının dərin nasos üsulu mayenin müxtəlif növ çubuqlu və çubuqsuz nasos aqreqatlarından istifadə etməklə quyudan səthə qaldırılması üsuludur.
Priobskoye yatağında elektrik mərkəzdənqaçma nasoslarından istifadə olunur - ümumi şaftda şaquli olaraq yerləşən çox mərhələli (50-600 mərhələ) mərkəzdənqaçma nasosundan, elektrik mühərrikindən (dielektriklə doldurulmuş asinxron elektrik mühərriki) ibarət çubuqsuz dərin quyu nasosu. yağ) və elektrik mühərrikini mayenin daxil olmasından qorumağa xidmət edən qoruyucu. Mühərrik nasos boruları ilə birlikdə endirilən zirehli kabel vasitəsilə qidalanır. Elektrik mühərrikinin şaftının fırlanma sürəti təxminən 3000 rpm-dir. Nasos səthdə bir idarəetmə stansiyası tərəfindən idarə olunur. Elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun məhsuldarlığı 30-50% səmərəliliyi ilə gündə 10 ilə 1000 m3 maye arasında dəyişir.
Elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun quraşdırılması yeraltı və yerüstü avadanlıqları əhatə edir.
Qazma elektrik mərkəzdənqaçma nasosunun (ESP) quraşdırılması yalnız quyu səthində güc transformatoru olan bir idarəetmə stansiyasına malikdir və boru kəməri ilə birlikdə quyuya endirilən elektrik kabelində yüksək gərginliyin olması ilə xarakterizə olunur. Elektrik mərkəzdənqaçma nasos qurğuları lay təzyiqi yüksək olan yüksək məhsuldar quyularda işləyir.
Yataq uzaqda yerləşir, daxil olmaq çətindir, ərazisinin 80%-i Ob çayının düzənliyində yerləşir və daşqın dövründə su altında qalır. Yataq mürəkkəb geoloji quruluşu ilə seçilir - ərazi və bölmə üzrə qum cisimlərinin mürəkkəb quruluşu, laylar hidrodinamik cəhətdən zəif birləşir. Məhsuldar birləşmələrin su anbarları aşağıdakılarla xarakterizə olunur:
aşağı keçiricilik;
Aşağı qum tərkibi;
Artan gil tərkibi;
Yüksək diseksiya.
Priobskoye yatağı həm sahədə, həm də bölmədə məhsuldar horizontların mürəkkəb strukturu ilə xarakterizə olunur. AC10 və AC11 horizontlarının rezervuarları orta və aşağı məhsuldar, AC12 isə qeyri-adi dərəcədə aşağı məhsuldar kimi təsnif edilir. Yatağın məhsuldar təbəqələrinin geoloji-fiziki xüsusiyyətləri yatağın məhsuldar təbəqələrinə fəal təsir göstərmədən və hasilatın intensivləşdirilməsi üsullarından istifadə etmədən işlənməsinin mümkünsüzlüyünü göstərir. Bu, sol sahil hissəsinin əməliyyat hissəsinin inkişafı təcrübəsi ilə təsdiqlənir.
Müxtəlif təsir üsullarının tətbiqini qiymətləndirmək üçün Priobskoye yatağının əsas geoloji və fiziki xüsusiyyətləri bunlardır:
1) məhsuldar birləşmələrin dərinliyi - 2400-2600 m,
2) çöküntülər litoloji ekranlaşdırılmış, təbii rejim elastik, qapalı,
3) AS 10, AS 11 və AS 12 təbəqələrinin qalınlığı müvafiq olaraq 20,6, 42,6 və 40,6 m-ə qədər.
4) ilkin lay təzyiqi - 23,5-25 MPa,
5) lay temperaturu - 88-90°C,
6) anbarların aşağı keçiriciliyi, nəticələrə görə orta qiymətlər
7) təbəqələrin yüksək yanal və şaquli heterojenliyi,
8) lay neftinin özlülüyü - 1,4-1,6 mPa*s,
9) yağın doyma təzyiqi 9-11 MPa,
10) naftenik neft, parafin və aşağı qatran.
Təqdim olunan məlumatları layların stimullaşdırılması üsullarından səmərəli istifadə üçün məlum meyarlarla müqayisə edərək qeyd etmək olar ki, hətta ətraflı təhlil olmadan Priobskoye yatağı üçün aşağıdakı üsullar yuxarıda sadalanan üsullardan xaric edilə bilər: termal üsullar və polimer daşqınları (laylardan neftin çıxarılması üsulu kimi). İstilik üsulları yüksək özlülüklü yağları olan çöküntülər üçün və 1500-1700 m-ə qədər dərinliklərdə istifadə olunur. və 90 ° C-ə qədər olan temperaturda (üçün daha yüksək temperaturda xüsusi tərkibli bahalı polimerlər istifadə olunur).
Yerli və xarici yataqların işlənməsi təcrübəsi göstərir ki, su basması kifayət qədərdir təsirli üsul onun həyata keçirilməsi üçün texnologiya üçün zəruri tələblərə ciddi riayət etməklə aşağı keçiriciliyə malik rezervuarlara təsir. Aşağı keçiriciliyi olan birləşmələrin su basmasının səmərəliliyinin azalmasına səbəb olan əsas səbəblər arasında:
Süxurun filtrasiya xüsusiyyətlərinin pisləşməsi:
Daşın gil komponentlərinin vurulan su ilə təmasda şişməsi,
Kollektorun vurulan suda olan incə mexaniki çirklərlə tıxanması,
Vurulan və lay sularının kimyəvi qarşılıqlı təsiri zamanı layın məsaməli mühitində duzların çökməsi,
Enjeksiyon quyularının ətrafında çatların əmələ gəlməsi - qırılma və onların dərinliyə yayılması səbəbindən daşqın nəticəsində lay örtüyünün azalması
Parafinlərin çökməsi ilə əlaqədar olaraq layların keçiriciliyinin əhəmiyyətli dərəcədə azalmasına vurulan agent tərəfindən süxurların nəmləndirilməsinin təbiətinə əhəmiyyətli dərəcədə həssaslıq;
Bütün bu hadisələrin aşağı keçiriciliyə malik laylarda təzahürü yüksək keçiriciliyə malik süxurlarla müqayisədə daha əhəmiyyətli nəticələrə səbəb olur.
Bu amillərin su basma prosesinə təsirini aradan qaldırmaq üçün müvafiq texnoloji həllərdən istifadə olunur: optimal quyu sxemləri və texnoloji rejimlər quyuların istismarı, tələb olunan növdə və tərkibdə suyun laylara vurulması, onun müvafiq mexaniki, kimyəvi və bioloji müalicə, həmçinin suya xüsusi komponentlərin əlavə edilməsi.
Priobskoye yatağı üçün su basması əsas stimullaşdırma üsulu hesab edilməlidir.
Sahədə səthi aktiv maddə məhlullarının istifadəsi, ilk növbədə, bu reagentlərin aşağı keçiriciliyi olan rezervuar şəraitində aşağı səmərəliliyi ilə əlaqədar rədd edildi.
Priobskoye sahəsi üçün qələvi daşqın aşağıdakı səbəblərə görə tövsiyə edilə bilməz:
Əsas olanı su anbarlarının struktur və laylı gil tərkibinin üstünlük təşkil etməsidir. Gil aqreqatları kaolinit, xlorit və hidromika ilə təmsil olunur. Alkalilərin gil materialı ilə qarşılıqlı təsiri təkcə gillərin şişməsinə deyil, həm də qayanın məhvinə səbəb ola bilər. Aşağı konsentrasiyalı qələvi məhlul gillərin şişmə əmsalını 1,1-1,3 dəfə artırır və qayanın keçiriciliyini şirin su ilə müqayisədə 1,5-2 dəfə azaldır ki, bu da Priobskoye yatağının aşağı keçiriciliyi olan su anbarları üçün kritikdir. Yüksək konsentrasiyalı məhlulların istifadəsi (gillərin şişməsinin azaldılması) qayaların məhv edilməsi prosesini aktivləşdirir.
Hidravlik qırılma rus neftçilərinin sevimli texnologiyası olaraq qalır: maye 650 atm-ə qədər təzyiq altında quyuya vurulur. qayada çatlar əmələ gətirmək. Çatlaqlar süni qumla (propant) bərkidilir: onların bağlanmasına imkan vermir. Onların vasitəsilə neft quyuya sızır. SibNIINP MMC-yə görə, hidravlik qırılma Qərbi Sibir yataqlarında neft axınının 1,8-dən 19 dəfə artmasına səbəb olur.
Hazırda neft hasil edən şirkətlər geoloji və texniki fəaliyyətləri həyata keçirərkən əsasən polimer əsasında gelləşmiş sulu məhluldan istifadə etməklə standart hidravlik sındırma (sındırma) texnologiyalarından istifadə etməklə məhdudlaşırlar. Bu məhlullar, öldürücü mayelər, eləcə də qazma məhlulları kimi laylara və qırılmanın özünə əhəmiyyətli ziyan vurur, bu da qırıqların qalıq keçiriciliyini və nəticədə neft hasilatını əhəmiyyətli dərəcədə azaldır. Layların cari təzyiqi ilkin təzyiqin 80%-dən az olan yataqlarda lay və qırılmaların kolmatasiyası xüsusi əhəmiyyət kəsb edir.
Bu problemi həll etmək üçün istifadə olunan texnologiyalara maye və qaz qarışığından istifadə edən texnologiyalar daxildir:
Qaz tərkibi qarışığın ümumi həcminin 52%-dən az olan köpüklənmiş (məsələn, azotlu) mayelər;
Köpüklü hidravlik qırılma - qazın 52% -dən çoxu.
Mövcud olanı nəzərə alaraq Rusiya bazarı texnologiyaları və onların həyata keçirilməsinin nəticələrini nəzərə alaraq, Qazpromneft-Xantos MMC-nin mütəxəssisləri köpük hidravlik qırılmanı seçdilər və Schlumberger-ə pilot işləri (PIW) həyata keçirməyi təklif etdilər. Onların nəticələrinə əsasən, Priobskoye yatağında köpüklü hidravlik qırılmanın effektivliyinin qiymətləndirilməsi aparıldı. Köpüklü hidravlik qırılma, adi hidravlik qırılma kimi, layda yüksək keçiriciliyi karbohidrogenlərin quyuya axmasını təmin edən qırılma yaratmağa yönəldilmişdir. Bununla birlikdə, köpük hidravlik qırılma ilə, jelləşdirilmiş sulu məhlulun bir hissəsini sıxılmış qazla (azot və ya karbon dioksid) əvəz etməklə (həcmi orta hesabla 60%), qırıqların keçiriciliyi və keçiriciliyi əhəmiyyətli dərəcədə artır və nəticədə formalaşma zərər dərəcəsi minimaldır. Dünya praktikasında, hidravlik qırılma üçün köpüklü mayelərdən istifadənin ən böyük səmərəliliyi artıq quyularda qeyd edilmişdir ki, lay enerjisi tullantıların hidravlik qırıcı mayenin işlənməsi zamanı quyu lüləsinə itələmək üçün kifayət etmir. Bu həm yeni, həm də mövcud quyulara aiddir. Məsələn, Priobskoye yatağının seçilmiş quyularında lay təzyiqi orijinalın 50% -ə qədər azaldı. Köpükün hidravlik qırılması zamanı köpükün bir hissəsi kimi vurulan sıxılmış qaz, tullantı məhlulunu laydan sıxaraq çıxarmağa kömək edir, bu da tullantı mayesinin həcmini artırır və vaxtı azaldır.
yaxşı inkişaf. Priobskoye yatağında iş aparmaq üçün azot ən çox yönlü qaz kimi seçildi:
Çevik boru kəmərləri ilə quyuların işlənməsində geniş istifadə olunur;
hərəkətsiz;
Hidravlik qırılma mayeləri ilə uyğun gəlir.
“Köpük” xidmətinin bir hissəsi olan işlər başa çatdıqdan sonra quyuların sınağı Schlumberger tərəfindən aparılmışdır. Layihənin özəl cəhəti təkcə yeni deyil, həm də mövcud quyularda, təkrar hidravlik qırılma adlanan ilk işlərdən mövcud hidravlik qırılmaları olan laylarda sınaq işlərinin həyata keçirilməsi idi. Köpük qarışığının maye fazası kimi çarpaz bağlı polimer sistemi seçilmişdir. Yaranan köpük qarışığı mükafatın xüsusiyyətlərini qorumaq problemlərini uğurla həll etməyə kömək edir.
döyüş zonası. Sistemdə polimer konsentrasiyası propantın cəmi 7 kq/t, müqayisə üçün yaxın quyularda 11,8 kq/t təşkil edir.
Hazırda Priobskoye yatağının AC10 və AC12 laylarının quyularında azotdan istifadə etməklə köpüklü hidravlik qırılmanın uğurla həyata keçirilməsini qeyd edə bilərik. Mövcud quyu fondunda işə ciddi diqqət yetirildi, çünki təkrar hidravlik qırılmalar əvvəllər işlənmədən təsirlənməyən yeni layları və layları işlətməyə imkan verir. Köpüklü hidravlik qırılmanın effektivliyini təhlil etmək üçün onların nəticələri adi hidravlik qırılmanın aparıldığı qonşu quyulardan alınan nəticələrlə müqayisə edilmişdir. Laylar eyni yağla doymuş qalınlığa malik idi. Köpüklü hidravlik qırılmadan sonra quyularda orta nasosun 5 MPa qəbul təzyiqində maye və neftin faktiki debiti, ənənəvi quyulardan sonra yeni quyuların orta göstəricilərinin müqayisəsindən müvafiq olaraq, qonşu quyuların debitini 20 və 50% üstələyib hidravlik qırılma və köpük hidravlik qırılma, bundan belə nəticə çıxır ki, maye və neft debitləri bərabərdir. Lakin köpük hidravlik qırılmadan sonra quyularda nasosdan əvvəl işləyən dib təzyiqi orta hesabla 8,9 MPa, ətraf quyularda isə 5,9 MPa-dır. Quyuların bərabər təzyiqə potensialının yenidən hesablanması köpük hidravlik qırılmanın təsirini qiymətləndirməyə imkan verir.
Priobskoye yatağının beş quyusunda köpüklü hidravlik qırılma ilə sınaq sınaqları həm mövcud, həm də yeni quyularda metodun effektivliyini göstərdi. Köpük qarışıqlarından istifadə edildikdən sonra quyularda nasosun suqəbuledici təzyiqinin yüksək olması köpüklü hidravlik qırılma nəticəsində quyulardan əlavə neft hasilatını təmin edən yüksək keçiriciliyə malik çatların əmələ gəldiyini göstərir.
Hazırda yatağın şimal hissəsinin işlənməsini “Rosneft”ə məxsus “RN-Yuganskneftegaz” MMC, cənub hissəsini isə “Qazprom Neft”ə məxsus “Qazpromneft-Xantos” MMC həyata keçirir.
Xantı-Mansi Muxtar Dairəsi qubernatorunun qərarı ilə neftçilərin Priobskoye yatağının işlənməsinə xüsusi münasibətini müəyyən edən yatağa “Yerin təkindən istifadə üçün xüsusi sifariş ərazisi” statusu verildi. Ehtiyatların əlçatmazlığı və yatağın ekosisteminin kövrəkliyi ən son ekoloji texnologiyaların tətbiqinə səbəb olmuşdur. Priobskoye yatağının ərazisinin 60% -i Ob çayı daşqınlarının su basmış hissəsində yerləşir;
Sahənin ərazisində yerləşən obyektlər:
· Gücləndirici nasos stansiyaları - 3
Çoxfazalı nasos stansiyası Sulzer - 1
İşçi maddənin laylara vurulması üçün klaster nasos stansiyaları - 10
· Üzən nasos stansiyaları - 4
Neft hazırlama və vurma sexləri - 2
Yağ ayırma qurğusu (OSN) - 1
2001-ci ilin may ayında Priobskoye yatağının sağ sahilindəki 201-ci klasterdə unikal Sulzer çoxfazalı nasos stansiyası quraşdırılmışdır. Qurğunun hər nasosu saatda 3,5 min kubmetr maye vurmaq gücündədir. Kompleksə bir operator xidmət göstərir, bütün məlumatlar və parametrlər kompüter monitorunda göstərilir. Stansiya Rusiyada yeganədir.
Hollandiyanın Rosskor nasos stansiyası Priobskoye yatağında 2000-ci ildə quraşdırılıb. O, məşəllərdən istifadə etmədən çoxfazalı mayenin çöldə vurulması üçün nəzərdə tutulmuşdur (Ob çayının daşqın hissəsində səmt qazının yandırılmasının qarşısını almaq üçün).
Priobskoye yatağının sağ sahilindəki qazma şlamlarının emalı zavodu qum-əhəng kərpici istehsal edir, ondan tikinti materialı yolların tikintisi üçün, klaster əsasları və s. Priobskoye yatağında hasil edilən səmt qazının utilizasiyası problemini həll etmək üçün Prirazlomnoye sahəsi Xantı-Mansi Muxtar Dairəsində Priobskoye və Prirazlomnoye yataqlarını elektrik enerjisi ilə təmin edən ilk qaz-turbin elektrik stansiyası tikildi.
Ob çayı üzərindən çəkilmiş elektrik ötürücü xəttinin analoqu yoxdur; onun eni 1020 m, telin isə xüsusi olaraq Böyük Britaniyada istehsal olunmuş diametri 50 mm-dir.
§2.Neftin emala hazırlanması
Quyulardan çıxarılan xam neftin tərkibində səmt qazları (50-100 m3/t), lay suları (200-300 kq/t) və suda həll olunmuş mineral duzlar (10-15 kq/t) olur ki, bu da daşınma və saxlanmaya mənfi təsir göstərir və onun sonrakı emalı. Beləliklə, neftin emalı üçün hazırlanması mütləq aşağıdakı əməliyyatları əhatə edir:
Əlaqədar (neftdə həll olunmuş) qazların çıxarılması və ya neftin stabilləşdirilməsi;
Yağın duzsuzlaşdırılması;
Yağın susuzlaşdırılması (dehidratasiyası).
Yağın sabitləşməsi - Priobskaya xam neftinin tərkibində həll olunmuş xeyli miqdarda yüngül karbohidrogenlər var. Neftin daşınması və saxlanması zamanı onlar sərbəst buraxıla bilər, nəticədə neftin tərkibi dəyişəcək. Qazın və onunla yanaşı, yüngül benzin fraksiyalarının itkisinin qarşısını almaq və havanın çirklənməsinin qarşısını almaq üçün bu məhsullar emal olunmazdan əvvəl neftdən çıxarılmalıdır. Yüngül karbohidrogenlərin neftdən səmt qazı şəklində ayrılması prosesi adlanır sabitləşmə yağ. Priobskoye yatağında neftin sabitləşdirilməsi birbaşa onun hasil olunduğu ərazidə, ölçmə qurğularında ayırma üsulu ilə həyata keçirilir.
Səmt qazı qaz separatorlarında çoxmərhələli ayırma yolu ilə neftdən ayrılır, burada neftin təzyiqi və axını ardıcıl olaraq azalır. Nəticədə, qazların desorbsiyası baş verir, onlarla birlikdə uçucu maye karbohidrogenlər çıxarılır və sonra kondensasiya olunur və "qaz kondensatı" əmələ gəlir. Stabilləşdirmənin ayırma üsulu ilə neftdə 2%-ə qədər karbohidrogenlər qalır.
Duzsuzlaşdırma və susuzlaşdırma yağ- neftdən duzların və suyun çıxarılması mədən neft emalı zavodlarında və bilavasitə neft emalı zavodlarında (neft emalı zavodlarında) baş verir.
Elektrik duzsuzlaşdırma qurğularının dizaynını nəzərdən keçirək.
Xammal anbarından 1-dən yağ demulqator və zəif qələvi və ya soda məhlulu əlavə edilməklə istilik dəyişdiricisindən 2 keçir, qızdırıcı 3-də qızdırılır və yağa suyun əlavə olunduğu mikser 4-ə daxil olur. Yaranan emulsiya ardıcıl olaraq 5 və 6-cı elektrik dehidratatorlarından keçir, burada həll olunan suyun və duzların əsas hissəsi yağdan ayrılır, nəticədə onların tərkibi 8-10 dəfə azalır. Duzsuzlaşdırılan yağ istilik dəyişdiricisindən 2 keçir və soyuducuda 7 soyuduqdan sonra yığım 8-ə daxil olur. Elektrik dehidratatorlarda ayrılan su yağ separatorunda 9 çökür və təmizlənməyə göndərilir, ayrılan yağ isə soyuducuya əlavə edilir. neft ELOU-ya verilir.
Yağın duzsuzlaşdırılması və qurudulması prosesləri suyun neftlə əmələ gətirdiyi emulsiyaların məhv edilməsi zərurəti ilə əlaqələndirilir. Eyni zamanda, tarlalarda neft hasilatı prosesi zamanı əmələ gələn təbii mənşəli emulsiyalar, zavodda isə neftdən duzları təmizləmək üçün onun dəfələrlə su ilə yuyulması nəticəsində alınan süni emulsiyalar məhv edilir. Təmizləndikdən sonra neftdə su və metal xloridlərin miqdarı birinci mərhələdə müvafiq olaraq 0,5-1,0% və 100-1800 mq/l, ikinci mərhələdə isə 0,05-0,1% və 3-5 mq/l azaldılır. l.
Emulsiyaların məhv edilməsi prosesini sürətləndirmək üçün nefti su damcılarını böyütməyə, sıxlıq fərqini artırmağa və yağın özlülüyünü azaltmağa yönəlmiş digər tədbirlərə məruz qoymaq lazımdır.
Priobskaya yağında, yağa bir maddə (demulqator) daxil edilir, bunun sayəsində emulsiyanın ayrılması asanlaşdırılır.
Yağı duzsuzlaşdırmaq üçün isə təzə şirin su ilə yağ yuyulmasından istifadə edirlər ki, bu da nəinki duzları yuyur, həm də emulsiyaya hidromexaniki təsir göstərir.
§3.Priobskoye yatağından neftin ilkin emalı
Neft minlərlə müxtəlif maddələrin qarışığıdır. Ən mürəkkəb analiz və nəzarət vasitələrinin mövcud olduğu bu gün də yağların tam tərkibi: xromatoqrafiya, nüvə maqnit rezonansı, elektron mikroskoplar - bu maddələrin hamısı tam olaraq müəyyən edilmir. Ancaq yağın demək olar ki, hamısını ehtiva etməsinə baxmayaraq kimyəvi elementlər masalar D.I. Mendeleyev, onun əsası hələ də üzvi və kimyəvi və bir-birindən fərqlənən müxtəlif qrupların karbohidrogenlərinin qarışığından ibarətdir. fiziki xassələri. Mürəkkəbliyindən və tərkibindən asılı olmayaraq, neft emalı ilkin distillədən başlayır. Tipik olaraq, distillə iki mərhələdə həyata keçirilir - atmosferə yaxın və vakuum altında bir az artıq təzyiqlə, xammalın qızdırılması üçün boru sobalarından istifadə edilərkən. Buna görə də ilkin neft emalı zavodlarına AVT - atmosfer-vakuum boruları deyilir.
Priobskoye yatağından yağlar potensial olaraq yüksək miqdarda neft fraksiyalarına malikdir, buna görə də ilkin neft emalı yanacaq və neft balansına uyğun olaraq həyata keçirilir və üç mərhələdə aparılır:
Yanacaq fraksiyaları və mazut istehsal etmək üçün atmosfer distilləsi
Dar yağ fraksiyaları və qatran əldə etmək üçün mazutun vakuum distilləsi
Geniş neft fraksiyasını və bitum istehsalı üçün istifadə olunan ağır qalıq əldə etmək üçün mazut və tar qarışığının vakuum distilləsi.
Priobskaya neftinin distillə edilməsi atmosfer boru qurğularında vahid buxarlanma sxeminə uyğun olaraq həyata keçirilir, yəni. yan soyma bölmələri ilə bir mürəkkəb distillə sütunu ilə - bu, ən enerji qənaətlidir, çünki Priobskaya yağı belə bir zavoddan istifadə edərkən tələblərə tam cavab verir: nisbətən aşağı benzin tərkibi (12-15%) və 350 0 C-ə qədər olan fraksiyaların məhsuldarlığı 45% -dən çox deyil.
İstilik dəyişdiricisində 2 qaynar axınlarla qızdırılan xam neft elektrik dehidratoruna 3 göndərilir. Oradan duzsuzlaşdırılmış neft istilik dəyişdiricisi 4 vasitəsilə soba 5-ə, sonra isə distillə kolonuna 6 vurulur, burada bir dəfə buxarlanır və lazımi hissəyə ayrılır. fraksiyalar. Duzsuz yağ vəziyyətində, quraşdırma diaqramlarında elektrik qurutucu yoxdur.
Yağda yüksək miqdarda həll olunmuş qaz və az qaynayan fraksiyalar varsa, onu bu vahid buxarlanma sxeminə əsasən ilkin buxarlanmadan emal etmək çətindir, çünki yem nasosunda və sobadan əvvəl dövrədə yerləşən bütün cihazlarda artan təzyiq yaranır. . Bundan əlavə, bu, soba və distillə sütununa yükü artırır.
Mazutun vakuum distilləsinin əsas məqsədi geniş fraksiya (350 - 550 0C və yuxarı) - katalitik proseslər üçün xammal və yağların və parafinlərin istehsalı üçün distillələrin əldə edilməsidir.
Nasos yanacaq mazutunu istilik dəyişdiriciləri sistemi vasitəsilə boruşəkilli sobaya vurur, burada 350°-375°-ə qədər qızdırılır və vakuum distillə sütununa daxil olur. Sütundakı vakuum buxar reaktiv ejektorları (qalıq təzyiq 40-50 mm) tərəfindən yaradılır. Su buxarı sütunun dibinə verilir. Yağ distillatları sütunun müxtəlif lövhələrindən alınır və istilik dəyişdiricilərindən və soyuduculardan keçir. Qalan tar, sütunun altından çıxarılır.
Neftdən təcrid olunmuş yağ fraksiyaları selektiv məhlullarla - fenol və ya furfuralla bəzi qətranlı maddələri çıxarmaq üçün təmizlənir, sonra yağın tökülmə nöqtəsini aşağı salmaq üçün metil etil keton və ya aseton ilə toluol qarışığından istifadə edilərək mumsuzlaşdırılır. Yağ fraksiyalarının emalı ağardıcı gillərdən istifadə edərək əlavə təmizlənmə ilə başa çatır. Ən son neft hasilatı texnologiyaları gilləri əvəz etmək üçün hidrotəmizləmə proseslərindən istifadə edir.
Priobskaya neftinin atmosfer distilləsinin maddi balansı:
§4. Katalitik krekinq
Katalitik krekinq bütövlükdə neft emalı zavodunun səmərəliliyinə əhəmiyyətli dərəcədə təsir edən ən mühüm neft emalı prosesidir. Prosesin mahiyyəti xammala (vakuum qazoylu) daxil olan karbohidrogenlərin temperaturun təsiri altında seolit tərkibli alüminosilikat katalizatorunun iştirakı ilə parçalanmasından ibarətdir. CC qurğusunun hədəf məhsulu oktan sayı 90 bal və daha çox olan benzinin yüksək oktanlı komponentidir, onun məhsuldarlığı istifadə olunan xammaldan, istifadə olunan texnologiyadan və rejimdən asılı olaraq 50-65% arasında dəyişir. Yüksək oktan sayı ona görə ki, katalitik krekinq zamanı izomerləşmə də baş verir. Proses zamanı tərkibində propilen və butilen olan qazlar əmələ gəlir, neft-kimya məhsulları və yüksək oktanlı benzin komponentlərinin, yüngül qazoylu - dizelin komponenti və qızdırıcı yağlar, və ağır qazoylu - his istehsalı üçün xammal və ya mazut komponenti.
Müasir qurğuların orta gücü 1,5 milyon tondan 2,5 milyon tona qədərdir, lakin dünyanın aparıcı şirkətlərinin zavodlarında 4,0 milyon ton gücündə qurğular mövcuddur.
Quraşdırmanın əsas hissəsi reaktor-regenerator blokudur. Qurğunun tərkibinə xammal isitmə sobası, krekinq reaksiyalarının birbaşa baş verdiyi reaktor və katalizator regeneratoru daxildir. Regeneratorun məqsədi krekinq zamanı əmələ gələn və katalizatorun səthinə çökmüş koksu yandırmaqdır. Reaktor, regenerator və xammal daxiletmə qurğusu katalizatorun sirkulyasiya etdiyi boru kəmərləri ilə birləşdirilir.
Rusiya neft emalı zavodlarında katalitik krekinq gücü hazırda açıq şəkildə kifayət deyil və proqnozlaşdırılan benzin çatışmazlığı problemi məhz yeni qurğuların işə salınması ilə həll edilir.
§4. Katalitik reforminq
Benzin istehsalının inkişafı yanacağın əsas əməliyyat xüsusiyyətini yaxşılaşdırmaq istəyi ilə əlaqələndirilir - detonasiya müqaviməti benzin, oktan sayı ilə ölçülür.
İslahat eyni vaxtda motor benzininin, aromatik karbohidrogenlərin və hidrogen tərkibli qazın yüksək oktanlı əsas komponentinin istehsalına xidmət edir.
Priobskaya yağı üçün 85-180 0 C diapazonunda qaynayan fraksiya islah edilir, son qaynama nöqtəsinin artması koks əmələ gəlməsini təşviq edir və buna görə də arzuolunmazdır.
İslahedici xammalın hazırlanması - ayrı-ayrı fraksiyalara rektifikasiya, proses katalizatorlarını zəhərləyən çirkləri (azot, kükürd və s.) təmizləmək üçün hidrotəmizləmə.
Reforminq prosesində platin katalizatorlarından istifadə edilir. Platinin yüksək qiyməti onun sənaye reformasiya edən katalizatorlardakı aşağı tərkibini və nəticədə ondan səmərəli istifadə ehtiyacını əvvəlcədən müəyyənləşdirdi. Bu, uzun müddət aromatizasiya katalizatorları üçün ən yaxşı daşıyıcı kimi tanınan alüminium oksidin daşıyıcı kimi istifadəsi ilə asanlaşdırılır.
Alüminium-platin katalizatorunu bütün reaksiyalar kompleksinin davam edəcəyi ikifunksiyalı islahedici katalizatora çevirmək vacib idi. Bunu etmək üçün, alüminium oksidi xlorla müalicə etməklə əldə edilən daşıyıcıya lazımi turşu xüsusiyyətlərini vermək lazım idi.
Xlorlu katalizatorun üstünlüyü katalizatorlardakı xlorun tərkibini və buna görə də onların turşuluğunu birbaşa iş şəraitində tənzimləmək qabiliyyətidir.
Mövcud islahedici qurğular polimetal katalizatorlara keçdikdə, performans göstəriciləri artmışdır, çünki onların qiyməti aşağıdır, yüksək dayanıqlılığı kokslaşmadan qorxmadan prosesi daha aşağı təzyiqdə həyata keçirməyə imkan verir. Polimetal katalizatorlar üzərində islahat apararkən xammalda aşağıdakı elementlərin miqdarı kükürd - 1 mq/kq, nikel - 1,5 mq/kq, su - 3 mq/kq-dan çox olmamalıdır. Nikel baxımından Priob yağı polimetal katalizatorlar üçün uyğun deyil, ona görə də reforminq üçün alüminium-platin katalizatorları istifadə olunur.
Reforminq fraksiyasının tipik maddi balansı 3 MPa təzyiqdə 85-180 °C-dir.
Biblioqrafiya
1. Qlagoleva O.F., Kapustin V.M. Neftin ilkin emalı (1-ci hissə), KolosS, M.: 2007
2. Abdulmazitov R.D., Rusiyanın ən böyük neft və neft və qaz yataqlarının geologiyası və işlənməsi, VNIIOENG ASC, M.: 1996
3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - Vikipediyada Priobye haqqında
4. http://minenergo.gov.ru – Rusiya Federasiyasının Energetika Nazirliyi
5. Bannov P.G., Neft emalı prosesləri, TsNIITEneft-texim, M.: 2001
Priobskoye yatağı Qərbi Sibir düzənliyinin mərkəzi hissəsində yerləşir. İnzibati cəhətdən Xantı-Mansiysk vilayətində, Xantı-Mansiyskdən 65 km şərqdə və şəhərdən 100 km qərbdə yerləşir. Nefteyuqansk.
1978-1979-cu illər ərzində CDP-nin ətraflı seysmik kəşfiyyatı nəticəsində Priobskoe qalxması müəyyən edilmişdir. Bu andan etibarən ərazinin geoloji quruluşunun ətraflı öyrənilməsi başlayır: dərinlikdə seysmik kəşfiyyatın geniş inkişafı. qazma.
Priobskoye yatağının kəşfi 1982-ci ildə baş verdi qazma və kommersiya axını əldə edildikdə 151 saylı quyunun sınaqdan keçirilməsi yağ 2885-2977 m (Tümen lay YUS 2) və 2463-2467 m (AS 11 1 lay) intervallarından 4 mm boğulmada 14,2 m 3 /gün axın - 1023 dinamik səviyyədə 5,9 m 3 / gün m.
Mezo-Kenozoy platformasının örtüyünün tektonik xəritəsinə əsasən Priob quruluşu.
Qərbi Sibir geosineklizi Xantı-Mansi çökəkliyinin, Lyaminski meqatroğunun, Salım və Qərbi Lyaminski qalxma qruplarının qovuşma zonasında yerləşir.
Birinci dərəcəli strukturlar ikinci dərəcəli qabarqvari və günbəzşəkilli qalxmalar və axtarış-kəşfiyyat işlərinin obyekti olan ayrı-ayrı yerli antiklinal strukturlarla mürəkkəbləşir. yağ Və qaz.
Priobskoye yatağındakı məhsuldar birləşmələr "AS" qrupunun birləşmələridir: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratiqrafik baxımdan bu təbəqələr Üst Vartov lay dəstəsinin təbaşir çöküntülərinə aiddir. Litoloji cəhətdən Yuxarı Vartovskaya laylası palçıq daşlarının qumdaşı və alifloridlərlə tez-tez və qeyri-bərabər çarpışmasından ibarətdir. Palçıq daşları tünd boz, yaşılımtıl rəngli boz, lilli, slyuşkalıdır. Qumdaşları və alevritləri boz, gilli, suşkalı, xırda dənəli olur. Palçıq və qumdaşları arasında gilli əhəngdaşı və siderit betonarası təbəqələri vardır.
Süxurların tərkibində kömürləşmiş bitki tullantıları, nadir hallarda zəif və orta dərəcədə qorunmuş ikiqapalı (inokeramlar) var.
Məhsuldar birləşmələrin keçirici süxurları şimal-şərq və submeridial zərbəyə malikdir. Demək olar ki, bütün formasiyalar kollektorların xüsusiyyətlərini artırmaq üçün, əsasən, su anbarının işlənmə zonalarının mərkəzi hissələrində ümumi effektiv qalınlığın, qum tərkibi əmsalının artması ilə xarakterizə olunur və müvafiq olaraq, şərqdə (laylar üçün) qırıntı materialının möhkəmlənməsi baş verir. AC 12 horizontu) və şimal-şərq istiqamətləri (AC 11 horizontu üçün).
Horizon AC 12, mərkəzi hissədə 42 m-ə qədər (quyu 237) maksimum effektiv qalınlığı olan geniş zolaq şəklində cənub-qərbdən şimal-şərqə uzanan qalın qumlu gövdədir. Bu üfüqdə üç obyekt fərqlənir: AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0 təbəqələri.
AC 12 3 formasiyasının çöküntüləri şimal-şərq zərbəsi olan qumlu linzavari cisimlər zənciri şəklində təqdim olunur. Effektiv qalınlıqlar 0,4 m-dən 12,8 m-ə qədər dəyişir, daha yüksək dəyərlər əsas yataqla məhdudlaşır.
AS 12 3 əsas yatağı -2620 və -2755 m dərinliklərdə aşkar edilmiş və hər tərəfdən litoloji ekranlaşdırılmışdır. Yatağın ölçüləri 34 x 7,5 km, hündürlüyü 126 m-dir.
Quyu ərazisində AS 12 3 depoziti. 241 -2640-2707 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və Xantı-Mansi yerli qalxması ilə məhdudlaşır. Yataq hər tərəfdən rezervuar dəyişdirmə zonaları ilə idarə olunur. Yatağın ölçüləri 18 x 8,5 km, hündürlüyü 76 m-dir.
Quyu ərazisində AS 12 3 depoziti. 234 2632-2672 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və Priob strukturunun qərb dibindəki qumdaşı obyektivini təmsil edir. Yatağın ölçüləri 8,5 x 4 km, hündürlüyü isə 40 m, növü litoloji ekranlaşdırılmışdır.
Quyu ərazisində AS 12 3 depoziti. 2664-2689 m dərinlikdə 15-C Seliyarovski konstruktiv çıxıntısı daxilində aşkar edilmişdir. Litoloji ekranlanmış yatağın ölçüləri 11,5 x 5,5 km, hündürlüyü isə 28 m-dir.
AS 12 1-2 yatağı əsasdır və yataqda ən böyüyüdür. O, aralarında keçid zonaları olan kiçik amplitudalı (246, 400-cü quyuların regionu) lokal yüksəlişlərlə mürəkkəbləşən monoklinal ilə məhdudlaşır. Üç tərəfdən litoloji ekranlarla məhdudlaşır və yalnız cənubda (Şərqi Frolovskaya ərazisinə doğru) su anbarları inkişaf etməyə meyllidir. Bununla belə, əhəmiyyətli məsafələri nəzərə alaraq, yatağın sərhədi hələ də şərti olaraq quyudan 2 km cənuba doğru uzanan xəttlə məhdudlaşdırılır. 271 və 259. Yağla doymuş qalınlıqlar 0,8 m (407 quyu) ilə 40,6 m (quyu 237) qolu arasında geniş diapazonda dəyişir. yağ 6 mm-lik fitinqdə 26 m 3 /günə qədər (quyu 235). Yatağın ölçüləri 45 x 25 km, hündürlüyü 176 m-dir.
Quyu sahəsində AS 12 1-2 depoziti. 4-KhM 2659-2728 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və Xantı-Mansiysk yerli yüksəlişinin şimal-qərb yamacında qum lensi ilə məhdudlaşır. Yağla doymuş qalınlıqları 0,4-1,2 m arasında dəyişir. yatağın ölçüləri 7,5 x 7 km, hündürlüyü 71 m-dir.
Quyu sahəsində AS 12 1-2 depoziti. 330 2734-2753 m dərinlikdə aşkar edilmişdir Yağla doymuş qalınlıqları 2,2-2,8 m arasında dəyişir.
AC 12 0 təbəqəsinin çöküntüləri - əsası - 2421-2533 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yağla doymuş qalınlıqlar 0,6 (quyu 172) ilə 27 m (quyu 262) arasında dəyişir. Qolları yağ 8 mm-lik fitinqdə gündə 48 m 3-ə qədər. Litoloji ekranlaşdırılmış yatağın ölçüləri 41 x 14 km, hündürlüyü - 187 m AC 12 0 quyu sahəsindədir. 331 2691-2713 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və qumlu qayaların obyektivini təmsil edir. Yağla doymuş bu quyuda qalınlığı 10 m Ölçüləri 5 x 4,2 km, - 21 m yağ- Hd = 1932 m-də 2,5 m 3 /gün.
AS 11 lay yatağı 2-4 litoloji ekranlaşdırılmış tipdir, cəmi 8 var, 1-2 quyu ilə açılır. Sahə baxımından çöküntülər monoklinal quruluşun şərq hissəsində (ən yüksək) və qərbdə daha çox su altında qalan hissəsində 2 linza zəncirləri şəklində yerləşir. Yağla doymuşşərqdəki qalınlıqlar qərb quyularına nisbətən 2 və ya daha çox dəfə artır. Dəyişmənin ümumi diapazonu 0,4 ilə 11 m arasındadır.
246 saylı quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı 2513-2555 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 7 x 4,6 km, hündürlüyü 43 m-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 247 2469-2490 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 5 x 4,2 km, hündürlüyü 21 m-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 251 2552-2613 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 7 x 3,6 km, hündürlüyü 60 m-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 232, 2532-2673 m dərinlikdə açılmışdır. Yatağın ölçüləri 11,5 x 5 km, hündürlüyü 140 m-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 262, 2491-2501 m dərinlikdə açılmışdır. Yatağın ölçüləri 4,5 x 4 km, hündürlüyü 10 m-dir.
271 saylı quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı 2550-2667 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 14 x 5 km-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 151-i 2464-2501 m dərinlikdə açılmışdır. Yatağın ölçüləri 5,1 x 3 km, hündürlüyü 37 m-dir.
Quyu sahəsində AS 11 2-4 lay yatağı. 293 2612-2652 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 6,2 x 3,6 km, hündürlüyü 40 m-dir.
AS 11 1 təbəqəsinin çöküntüləri əsasən üç tərəfdən gil zonaları ilə məhdudlaşan geniş şimal-şərq zolağı şəklində təpəyə yaxın hissə ilə məhdudlaşır.
AS 11 1 əsas yatağı Priobskoye yatağında 2421-2533 m dərinlikdə aşkar edilmiş ikinci ən böyük yataqdır, yataq üç tərəfdən gil zonaları ilə məhdudlaşır və cənubda sərhəd şərti olaraq 2 ilə uzanır. km 271 və 259 saylı quyudan cənubda. Debitlər yağ 1195 m (243 quyu) dinamik səviyyədə 2,46 m 3/gündən 8 mm-lik fitinq (246 quyu) vasitəsilə 118 m 3/günə qədər dəyişir. Yağla doymuş qalınlıqlar 0,4 m (quyu 172) ilə 41,6 (quyu 246) arasında dəyişir. Yatağın ölçüləri 48 x 15 km, hündürlüyü 112 m-ə qədər, növü - litoloji ekranlaşdırılmışdır.
AS 11 0 formalaşmasının depozitləri. AS 11 0 təbəqəsi linzavari cisimlər şəklində rezervuarların çox kiçik inkişaf zonasına malikdir, təpəyə yaxın hissənin su altında qalan əraziləri ilə məhdudlaşır.
Quyunun ərazisində AS 11 0 depoziti. 408 2432-2501 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 10,8 x 5,5 km, hündürlüyü 59 m, litoloji ekranlaşdırılmış tipdir. Debet yağ quyudan 252 Nд =1410 m-də 14,2 m3/sut olmuşdur.
Quyunun ərazisində AS 11 0 depoziti. 172 2442-2446 m dərinlikdə bir quyu ilə deşilmiş və ölçüləri 4,7 x 4,1 km, hündürlüyü - 3 m yağ Hd = 1150 m-də 4,8 m 3 /gün təşkil etmişdir.
Quyunun ərazisində AS 11 0 depoziti. 461 ölçüləri 16 x 6 km. Yağla doymuş qalınlığı 1,6-4,8 m arasında dəyişir. Debet yağ quyudan 461 15,5 m 3 / gün, Nd = 1145 m idi.
Quyunun ərazisində AS 11 0 depoziti. 425 bir quyudan keçib. Yağla doymuş güc - 3,6 m yağ Nд =1260 m-də 6,1 m 3 /gün təşkil etmişdir.
AS 10 horizontu Priobskoye yatağının mərkəzi zonasında aşkar edilmişdir, burada o, təpəyə yaxın hissənin daha çox su altında qalan əraziləri ilə, eləcə də strukturun cənub-qərb qanadıyla məhdudlaşır. Üfüqün AS 10 1, AS 10 2-3 (mərkəzi və şərq hissələrində) və AS 10 2-3 (qərbdə) təbəqələrinə bölünməsi müəyyən dərəcədə ixtiyaridir və baş vermə şərtləri ilə müəyyən edilir və süxurların litoloji tərkibi və fiziki-kimyəvi xüsusiyyətləri nəzərə alınmaqla bu yataqların əmələ gəlməsi yağlar.
AS 10 2-3 əsas yatağı 2427-2721 m dərinlikdə aşkar edilib və yatağın cənub hissəsində yerləşir. Debetlər yağ 8 mm-lik armaturda (181-ci quyu) 1,5 m 3/gündən Nd = 1633 m-də (421-ci quyu) 10 m 3/günə qədərdir. Yağla doymuş qalınlıqları 0,8 m (180 quyu) ilə 15,6 m (181 quyu) arasında dəyişir. Yatağın ölçüləri 31 x 11 km, hündürlüyü 292 m-ə qədər, yataq litoloji ekranlaşdırılmışdır.
Quyunun ərazisində AC 10 2-3 depozit edin. 243 2393-2433 m dərinlikdə aşkar edilmişdir yağ Nd =1248 m-də (237-ci quyu) 8,4 m 3 /gün təşkil edir. Yağla doymuş qalınlığı - 4,2 - 5 m Ölçüləri 8 x 3,5 km, hündürlüyü 40 m-ə qədər - litoloji ekranlı.
Quyunun ərazisində AC 10 2-3 depozit edin. 295 2500-2566 m dərinlikdə açılmışdır və gil əmələgəlmə zonaları tərəfindən idarə olunur. Yağla doymuş qalınlıqları quyuda 1,6-8,4 m arasında dəyişir. 295, Hd = 1100 m-də 3,75 m 3 /gün əldə edilmişdir. Yatağın ölçüləri 9,7 x 4 km, hündürlüyü - 59 m.
AS 10 1 əsas yatağı 2374-2492 m dərinlikdə aşkar edilmişdir ki, lay dəyişdirmə zonaları yatağa üç tərəfdən nəzarət edir və cənubda onun sərhədi şərti olaraq quyudan 2 km məsafədə çəkilir. 259 və 271. Yağla doymuş qalınlıqlar 0,4 (quyu 237) ilə 11,8 m (265) arasında dəyişir. Debetlər yağ: Nd =1064 m (quyu 236)-da 2,9 m 3 /gündən 2 mm fitinqdə 6,4 m 3 /günə qədər. Yatağın ölçüləri 38 x 13 km, hündürlüyü 120 m-ə qədər, yatağın növü - litoloji ekranlaşdırılmışdır.
Quyunun ərazisində AC 10 1 depozit edin. 420 2480-2496 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 4,5 x 4 km, hündürlüyü 16 m-dir.
Quyunun ərazisində AC 10 1 depozit edin. 330 2499-2528 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 6 x 4 km, hündürlüyü 29 m-dir.
Quyunun ərazisində AC 10 1 depozit edin. 255 2468-2469 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yatağın ölçüləri 4 x 3,2 km-dir.
AS 10 layının bölməsi AS 10 0 məhsuldar lay ilə tamamlanır. Onların içərisində submeridian zərbə zənciri şəklində yerləşən üç yataq müəyyən edilmişdir.
Quyunun ərazisində AC 10 0 depozit edin. 242 2356-2427 m dərinlikdə açılmış və litoloji ekranlaşdırılmışdır. Debetlər yağ Hd-1261-1312 m-də 4,9 - 9 m 3 /gün təşkil edir. Yağla doymuş qalınlıqları 2,8 - 4 m yatağın ölçüləri 15 x 4,5 km, hündürlüyü 58 m-ə qədərdir.
Quyunun ərazisində AC 10 0 depozit edin. 2370-2433 m dərinlikdə aşkar edilmişdir yağ Hd-1244-1275 m-də 2,2 - 6,5 m 3 /gün təşkil edir. Yağla doymuş qalınlıqları 1,6 -2,4 m, yatağın ölçüləri 9 x 5 km, hündürlüyü 63 m-ə qədərdir.
Quyunun ərazisində AC 10 0 depozit edin. 180 2388-2391 m dərinlikdə açılmış və litoloji ekranlaşdırılmışdır. Yağla doymuş qalınlığı - 2,6 m. Daxil yağ Hd-1070 m-də 25,9 m 3 /gün təşkil etmişdir.
AC 10 horizontunun üstündəki örtük şərqdən qərbə doğru 10 ilə 60 m arasında dəyişən gilli süxurların üzvü ilə təmsil olunur.
AC 9 formasiyasının qumlu-alevral süxurları məhdud paylanmaya malikdir və əsasən strukturun şimal-şərq və şərq hissələrinə, eləcə də cənub-qərb enişinə çəkilən fasiya pəncərələri şəklində təqdim olunur.
Quyunun ərazisində AC 9 anbarı. 290 2473-2548 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və yatağın qərb hissəsi ilə məhdudlaşır. Yağla doymuş qalınlıqlar 3,2 ilə 7,2 m arasında dəyişir yağ Hd - 1382-1184 m-də 1,2 - 4,75 m 3 /gün təşkil edir, yatağın ölçüsü 16,1 x 6 km, hündürlüyü - 88 m-ə qədərdir.
Yatağın şərqində iki kiçik yataq (6 x 3 km) müəyyən edilmişdir. Yağla doymuş qalınlıqları 0,4-6,8 m arasında dəyişir yağ Hd = 1300-1258 m-də 6 və 5,6 m 3 /gün təşkil edir.
Neokomiya məhsuldar yataqları yerləşdirmədə çox mozaik naxışa malik olan AS 7 formalaşması ilə tamamlanır. yağlı və sulu təbəqə sahələri.
Sahəsi üzrə ən böyüyü olan AS 7 layının şərq yatağı 2291-2382 m dərinlikdə aşkar edilmişdir ki, o, üç tərəfdən lay dəyişdirmə zonaları ilə konturlanır, cənubda isə onun sərhədi şərti xarakter daşıyır və 2-ci xətt üzrə çəkilir. km 271 və 259 quyulardan. Yataq cənub-qərbdən şimal-şərqə istiqamətlənmişdir. Qolları yağ: Hd = 1359-875 m-də 4,9 - 6,7 m 3 /gün. Yağla doymuş qalınlıqları 0,8-7,8 m arasında dəyişir.
Quyunun ərazisində AC 7 yatağı. 290, 2302-2328 m dərinlikdə açılmışdır. Yağlı quyuda qalınlığı 1,6 - 3 m-dir. 290 nəfər 5,3 m 3 /gün qəbul etdi yağ P = 15 MPa-da. Yatağın ölçüsü 10 x 3,6 km, hündürlüyü 24 m-dir.
Quyunun ərazisində AC 7 yatağı. 331 2316-2345 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və tağlı linzavari gövdədir. Yağla doymuş quyuda qalınlıqlar 3-6 m arasında dəyişir. 331 axın qəbul edildi yağ Hd = 1511 m-də 1,5 m 3 /gün Litoloji ekranlanmış yatağın ölçüləri 17 x 6,5 km, hündürlüyü - 27 m.
Quyu ərazisində AC 7 yatağı. 243 2254-2304 m dərinlikdə aşkar edilmişdir. Yağla doymuş qalınlığı 2,2-3,6 m Ölçüləri 11,5 x 2,8 km, hündürlüyü - 51 m. Quyuda 243 qəbul edildi yağ Nd-1362 m-də 1,84 m 3 /gün.
Quyunun ərazisində AC 7 yatağı. 259 2300 m dərinlikdə aşkar edilmişdir və qumdaşı obyektivini təmsil edir. Yağla doymuş qalınlığı 5.0 m Ölçüləri 4 x 3 km.
Priobskoye sahəsi
|
ad göstəricilər |
Kateqoriya |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AC 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AC 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
|
İlkin bərpa edilə bilər ehtiyatları, min ton |
Günəş 1 C 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Yığılmış istehsal,min ton |
1006 |
|||||||||||
|
İllik istehsal,min ton |
||||||||||||
|
Yaxşı ehtiyat mədənçilik inyeksiya |
||||||||||||
|
Sxem qazma |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
3 sıra |
|||
|
Mesh ölçüsü |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Sıxlıq quyular |
Formasiyaların qısa geoloji və çöl xarakteristikası
Priobskoye sahəsi
|
Seçimlər |
indeks |
formalaşması |
|||||||||||||
|
Məhsuldar formalaşma |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AC 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AC 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Forma damının dərinliyi, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Forma damının mütləq hündürlüyü, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
OWC-nin mütləq yüksəkliyi, m |
|||||||||||||||
|
Formanın ümumi qalınlığı, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Effektiv qalınlıq, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
Yağla doymuş qalınlığı, m |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Qumun tərkibi əmsalı, fraksiya, vahidlər. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Su anbarlarının petrofiziki xüsusiyyətləri
|
Seçimlər |
indeks |
formalaşması |
|||||||||||||
|
Məhsuldar formalaşma |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AC 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AC 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Karbonat tərkibi,% |
minimum-maks orta |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
Taxıl ölçüsü 0,5-0,25 mm |
minimum-maks orta |
1.75 |
|||||||||||||
|
taxıl ölçüsü 0,25-0,1 mm ilə |
minimum-maks orta |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
taxıl ölçüsü 0,1-0,01 mm ilə |
minimum-maks orta |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
taxıl ölçüsü ilə, 0,01 mm |
minimum-maks orta |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
Çeşidləmə əmsalı, |
minimum-maks orta |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Orta taxıl ölçüsü, mm |
minimum-maks orta |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Gil tərkibi,% |
|||||||||||||||
|
Sement növü |
gilli, karbonatlı-gilli, plyonkalı-məsamə. |
||||||||||||||
|
Kof. Açıq gözeneklilik. nüvəyə görə, birinin kəsrləri |
Min-mak orta |
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 |
||||||
|
Kof. nüvəyə görə keçiricilik, 10 -3 µm 2 |
minimum-maks orta |
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 |
||||||||
|
Su tutma qabiliyyəti,% |
minimum-maks orta |
||||||||||||||
|
Kof. CİS-ə görə açıq məsaməlilik, vahidlər. |
|||||||||||||||
|
Kof. GIS-ə görə keçiricilik, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
Kof. Yağla doyma GIS-ə görə, vahidlərin payı |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
İlkin lay təzyiqi, mPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Su anbarının temperaturu, C |
|||||||||||||||
|
Debet yağ kəşfiyyat sınağının nəticələrinə görə. yaxşı m3/gün |
Min-mak orta |
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 |
|||
|
Məhsuldarlıq, m3/gün. mPa |
minimum-maks orta |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Hidravlik keçiricilik, 10 -11 m -3 /Pa*san. |
minimum-maks orta |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Fiziki-kimyəvi xüsusiyyətləri yağ Və qaz
|
Seçimlər |
indeks |
formalaşması |
|
|
Məhsuldar formalaşma |
AS 12 3 |
AS 11 2-4 |
AC 10 1 |
|
Sıxlıq yağ səthi olaraq Şərtlər, kq/m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Sıxlıq yağ su anbarı şəraitində |
|||
|
Səth şəraitində özlülük, mPa.san |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Rezervuar şəraitində özlülük |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Silisium gel qatranları |
7.35 |
7.31 |
|
|
Asfalten |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Kükürd |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Parafin |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Dökülmə nöqtəsi yağ, C 0 |
|||
|
Temperatur doyma yağ parafin, C 0 |
|||
|
Fraksiyaların məhsuldarlığı,% |
|||
|
100 C 0-a qədər |
|||
|
150 C 0-a qədər |
66.8 |
||
|
200 C 0-a qədər |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
250 C 0-a qədər |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
300 C 0-a qədər |
38.2 |
39.2 |
|
|
Komponent tərkibi yağ(molar Konsentrasiya,%) |
|||
|
Karbon qaz |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Azot |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Metan |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
Etan |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Propan |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
İzobutan |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
Normal butan |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
İzopentan |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
Normal pentan |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+daha yüksək |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Molekulyar kütlə, kq/mol |
161.3 |
||
|
Doyma təzyiqi, mPa |
6.01 |
||
|
Həcm əmsalı |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Qazşərti ayırma əmsalı m 3 /t |
|||
|
Sıxlıq qaz,kq/m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Növ qaz |
|||
|
Komponent tərkibi neft qazı (molyar konsentrasiya,%) |
|||
|
Azot |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Karbon qaz |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Metan |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
Etan |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Propan |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
İzobutan |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
Normal butan |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
İzopentan |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Pentan |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+daha yüksək |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Lay sularının tərkibi və xassələri
|
Akifer kompleksi |
|||
|
Məhsuldar formalaşma |
AC 12 0 |
AC 11 0 |
AC 10 1 |
|
Səth şəraitində suyun sıxlığı, t/m3 |
|||
|
Minerallaşma, q/l |
|||
|
Su növü |
xlor-ka- |
üz |
|
|
Xlor |
9217 |
||
|
Natrium + Kalium |
5667 |
||
|
Kaliya |
|||
|
Maqnezium |
|||
|
Hidrokarbonat |
11.38 |
||
|
Yod |
47.67 |
||
|
Brom |
|||
|
Bor |
|||
|
Amony |
40.0 |
||
Yüklənir...
