Приобське нафтове родовище
Приобське нафтове родовище
| §1. Приобське нафтове родовище. ……………………………… | 3 |
| 1.1. Властивості та склад нафти | |
| 1.2. Початковий дебіт свердловини | |
| 1.3. Типи та розташування свердловин | |
| 1.4. Спосіб підйому нафти | |
| 1.5. Характеристика колектора | |
| 1.6.МУН, КІН | |
| §2.Подготовка нафти до переработке……………………………………. | 14 |
| §3.Первинна переробка нафти Приобского родовища………. | 17 |
| §4. Каталітичний крекінг…………………………………………… | 20 |
| §5.Каталітичний риформінг…………………………………………. | 21 |
| Бібліографічний список……………………………………………. | 23 |
§1.Пріобське нафтове родовище.
Таблиця 1.Діапазон та середнє значення вмісту мікроелементів приобської нафти (мг/кг)
Елемент
нікель
ванадій
марганець
Максимум
Мінімум
Середнє
Початковий дебіт нафтових свердловин, що діють, становить від 35 т/добу. до 180 т/добу. Розташування свердловин кущове. Коефіцієнт отримання нафти 0,35.
Кущом свердловин називається таке їхнє розташування, коли гирла знаходяться поблизу один одного на одному технологічному майданчику, а забої свердловин – у вузлах сітки розробки покладу.
Нині більшість експлуатаційних свердловин буриться кущовим способом. Це тим, що кущове розбурювання родовищ дозволяє значно скоротити розміри площ, займаних буряками, а потім експлуатаційними свердловинами, дорогами, лініями електропередач, трубопроводами.
Особливого значення ця перевага набуваєпри будівництві та експлуатації свердловин на родючих землях, у заповідниках, у тундрі, де порушений поверхневий шар землі відновлюється через кілька десятиліть, на болотистих територіях, що ускладнюють та сильно дорожчають будівельно-монтажні роботи бурових та експлуатаційних об'єктів. Кущове буріння також необхідно, коли потрібно розкрити поклади нафти під промисловими та цивільними спорудами, під дном річок та озер, під шельфовою зоною з берега та естакад. Особливе місце займає кущове будівництво свердловин на території Тюменської, Томської та інших областей Західного Сибіру, що дозволило важкодоступному, заболоченому і заселеному регіоні успішно здійснювати на засипних островах будівництво нафтових і газових свердловин.
Розташування свердловин у кущі залежить від умов місцевості та передбачуваних засобів зв'язку куща з базою. Кущі, які не пов'язані постійними дорогами з базою, вважаються локальними. У ряді випадків кущі можуть бути базовими, коли розташовані на транспортних магістралях. На локальних кущах свердловини, як правило, розташовують у формі віяла на всі боки, що дозволяє мати на кущі максимальну кількість свердловин.
Бурове та допоміжне обладнання монтується таким чином, щоб при пересуванні БУ від однієї свердловини до іншої бурові насоси, приймальні комори та частина обладнання для очищення, хімобробки та приготування рідини для промивання залишалися стаціонарними до моменту закінчення будівництва всіх (або частини) свердловин на даному кущі.
Число свердловин у кущі може коливатися від 2 до 20-30 і більше. Причому, чим більше свердловин у кущі, тим більше відхилення вибоїв від усть, збільшується довжина стовбурів, збільшується довжина стовбурів, що призводить до зростання витрат на проведення свердловин. Крім того, виникаєнебезпека зустрічі стовбурів. Тому виникає необхідність розрахунку необхідного числа свердловин у кущі.
Глибиннонасосним способом видобутку нафти називають такий спосіб, при якому підйом рідини зі свердловини на поверхню здійснюється за допомогою штангових та безштангових насосних установок різних типів. На Приобском родовищі використовуються електровідцентрові насоси-безштанговий глибинний насос, що складається з розташованих вертикально на загальному валу багатоступінчастого (50-600 ступенів) відцентрового насоса, електромотора (асинхронний електродвигун, заповнений діелектричним маслом) і протектора, його рідини. Живлення двигуна відбувається по броньованому кабелю, що спускається разом із насосними трубами. Частота обертання валу електродвигуна близько 3000 об/хв. Насос керується на поверхні за допомогою станції керування. Продуктивність електровідцентрового насоса змінюється від 10 до 1000 мЗ рідини на добу при ККД 30-50%.
Установка електровідцентрового насоса включає підземне і наземне обладнання. Установка свердловинного електровідцентрового насоса (УЕЦН) має на поверхні свердловини тільки станцію управління з силовим трансформатором і характеризується наявністю високої напруги в силовому кабелі, що опускається в свердловину разом із насосно-компресорними трубами. Установками електровідцентрових насосів експлуатуються високопродуктивні свердловини з високим пластовим тиском.
Родовище віддалене, важкодоступне, 80% території знаходиться в заплаві річки Об і затоплюється в період паводку. Родовище відрізняється складною геологічною будовою - складна будова піщаних тіл за площею та розрізом, пласти гідродинамічно слабо пов'язані. Для колекторів продуктивнихпластів характерні:
Приобское родовище характеризується складним будовою продуктивних горизонтів як у площі, і по розрізу. Колектори горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивних, а АС12 - до аномально низькопродуктивних. Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища свідчить про неможливість освоєння родовища без активного на його продуктивні пласти і використання методів інтенсифікації видобутку. Це підтверджує досвід розробки ділянки лівобережної частини.
Основними геолого-фізичними характеристиками Приобського родовища для оцінки застосування різних методів впливу є:
1)глибина продуктивних пластів-2400-2600 м,
2)поклади літологічно екрановані, природний режим - пружний, замкнутий,
3) товщина пластів АС10, АС11 і АС12 відповідно до 20,6, 42,6 та 40,6 м.
4) початковий пластовий тиск-23,5-25 МПа,
5) пластова температура - 88-90 ° С,
6) низька проникність колекторів, середні значення за результатами
7) висока латеральна та вертикальна неоднорідність пластів,
8) в'язкість пластової нафти-1,4-1,6 мПа * с,
9) тиск насичення нафти 9-11 МПа,
10) нафту нафтенового ряду, парафініста і малосмолиста.
Порівнюючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобського родовища можуть бути виключені: теплові методи та полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів із високов'язкими нафтами та на глибинах до 1500-1700 м. Полімерне заводнення переважновикористовувати в пластах проникністю понад 0,1 мкм для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа * с і при температурі до 90 ° С (для більш високих температур застосовуються дорогі, спеціальні за складами полімери).
Досвід розробки вітчизняних і зарубіжних родовищ показує, що заводнення виявляється досить ефективним методом на низькопроникні колектора при суворо дотриманні необхідних вимог до технології його здійснення. Серед основних причин, що викликають зниження ефективності заводнення низькопроникних пластів, виявляються: