Приобское нефтено находище
Приобское нефтено находище
| §1. Приобское нефтено находище. ………………………………… | 3 |
| 1.1. Свойства и състав на маслото | |
| 1.2. Първоначален дебит на кладенеца | |
| 1.3. Видове и местоположение на кладенци | |
| 1.4. Метод за повдигане на масло | |
| 1.5 Характеристики на колектора | |
| 1.6.ЛУНА, КИН | |
| § 2. Подготовка на маслото за преработка……………………………………. | 14 |
| § 3. Първична преработка на нефт на Приобското находище………. | 17 |
| §4. Каталитичен крекинг…………………………………………… | 20 |
| §5. Каталитичен реформинг…………………………………………. | 21 |
| Библиографски списък………………………………………………. | 23 |
§1.Приобское нефтено находище.
Таблица 1.Диапазон и средна стойност на съдържанието на микроелементи в Priobskaya масло (mg/kg)
елемент
никел
ванадий
манган
Максимум
минимум
Средно аритметично
Първоначалният дебит на работещите нефтени кладенци е от 35 тона / ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.
Клъстер от кладенци е такова разположение, когато устията са близо една до друга на една и съща технологична платформа, а дъната на кладенците са във възлите на решетката за развитие на резервоара.
Понастоящем повечето производствени кладенци се сондират на клъстери. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на находища може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.
Това предимство е от особено значениепо време на изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите за строителни и монтажни работи на сондажни и експлоатационни съоръжения. Пробиването на тампон също е необходимо, когато е необходимо да се разкрият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци на територията на Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за засипване в отдалечен, блатист и населен район.
Разположението на кладенците в кладенеца зависи от условията на терена и предложеното средство за комуникация между кладенеца и основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на магистрали. На местните площадки за кладенци, като правило, те са разположени под формата на вентилатор във всички посоки, което позволява да има максимален брой кладенци на площадка за кладенец.
Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажната платформа се премества от един кладенец в друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на промивна течност остават неподвижни до завършване на изграждането на всички (или част) от кладенците на тази площадка за кладенец.
Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в площадката, толкова по-голямо е отклонението на дъната от върховете на кладенеца, дължината на сондажа се увеличава, дължината на сондажа се увеличава, което води до увеличаване на разходите за сондиране на кладенец. Освен това имаопасност от среща с стволове. Следователно става необходимо да се изчисли необходимия брой ямки в клъстер.
Методът на дълбоко изпомпване за добив на нефт е метод, при който течността се издига от кладенец до повърхността с помощта на различни видове пръчкови и безпръчкови помпени агрегати. В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 степени) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, напълнен с диелектрично масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от проникване на течност. Моторът се захранва от брониран кабел, който се спуска заедно с тръбите на помпата. Честотата на въртене на вала на двигателя е около 3000 об / мин. Помпата се управлява на повърхността с помощта на контролна станция. Производителността на електрическата центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.
Монтажът на електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване. Инсталацията на сондажна електрическа центробежна помпа (ESP) има само контролна станция със захранващ трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, спуснат в кладенеца заедно с тръбите. Високопродуктивните кладенци с високо резервоарно налягане се управляват от електрически центробежни помпени агрегати.
Полето е отдалечено, трудно достъпно, 80% от територията е разположена в заливната низина на река Об и е наводнена по време на периода на наводнение. Находището се характеризира със сложен геоложки строеж - сложен по площ и разрез строеж от пясъчни тела, пластовете са хидродинамично слабо свързани. За продуктивни колекционерислоевете се характеризират с:
Приобското поле се характеризира със сложна структура на продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са средно и нископродуктивни, а АС12 са аномално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за стимулиране на производството. Това потвърждава опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.
Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:
1) дълбочина на продуктивните слоеве - 2400-2600 m,
2) находищата са литоложки екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,
3) дебелината на слоевете АС10, АС11 и АС12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.
4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,
5) температура на образуване - 88-90°С,
6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите
7) висока странична и вертикална хетерогенност на образуванията,
8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,
9) налягане на насищане на масло 9-11 MPa,
10) масло от нафтеновата серия, парафиново и ниско смолисто.
Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори без подробен анализ термичните методи и полимерното наводняване (като метод за изместване на нефт от резервоари) могат да бъдат изключени от горните методи за находището Приобское. Термичните методи се използват за резервоари с висок вискозитет на нефт и на дълбочина до 1500-1700 м. Предпочита се полимерното наводняванеизползване в резервоари с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на нефт с вискозитет от 10 до 100 mPa*s и при температури до 90°C (за по-високи температури се използват скъпи, специални полимери).
Опитът в разработването на местни и чуждестранни полета показва, че наводняването е доста ефективен метод за въздействие върху резервоари с ниска пропускливост при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото изпълнение. Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на наводняване на нископропускливи образувания, са: