Acasă Pentru un incepator Câmpul Yuzhno-Priobskoye. Geologia depozitului Priobskoye (Priobka) Depozitul digital al depozitului Priobskoye de Sud

Câmpul Yuzhno-Priobskoye. Geologia depozitului Priobskoye (Priobka) Depozitul digital al depozitului Priobskoye de Sud

Priobskoe câmp petrolier

§1. Câmpul petrolier Priobskoye. …………………………………………
1.1. Proprietățile și compoziția uleiului
1.2. Debitul inițial al sondei
1.3. Tipurile și amplasarea puțurilor
1.4. Metoda de ridicare a uleiului
1.5.Caracteristicile colectorului
1.6.LUNA, RUDE
§2.Pregătirea uleiului pentru prelucrare…………………………………….
§3.Prelucrarea primară a petrolului din zăcământul Priobskoye……….
§4. Cracarea catalitică…………………………………………………………………
§5. Reforma catalitică…………………………………………………………….
Bibliografie………………………………………………………………...

§1 Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- cel mai mare câmp din Siberia de Vest este situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk la o distanță de 65 km de Khanty-Mansiysk și 200 km de Nefteyugansk. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. Deschis în 1982. Depuneri la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului 863-868 kg/m3 (tip ulei mediu, deoarece se încadrează în intervalul 851-885 kg/m3), conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3% (aparține sulfului). ulei de clasa, clasa 2 furnizat rafinăriilor în conformitate cu GOST 9965-76). La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 puţuri de producţie şi 376 de injecţie. Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone. Compoziția oligoelementelor a petrolului este o caracteristică importantă a acestui tip de materie primă și poartă diverse informații geochimice despre vârsta petrolului, condițiile de formare, originea și rutele de migrare și este utilizată pe scară largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiilor de căutare pe teren și separarea produse din puţuri operate în comun.

Tabelul 1. Intervalul și conținutul mediu de microelemente în uleiul de Priobsk (mg/kg)

Debitul inițial al existente sonde de petrol variază de la 35 t/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de sonde este o locație în care capurile de sondă sunt situate aproape una de alta pe același amplasament tehnologic, iar fundurile puțurilor sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate folosind metoda clusterului. Acest lucru se explică prin faptul că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de foraj și apoi de producție de puțuri, drumuri, linii electrice și conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervațiile naturale, în tundră, unde stratul de suprafață perturbat al pământului este restabilit după câteva decenii, în zonele mlăștinoase, ceea ce complică și mărește foarte mult costul. a lucrărilor de construcţie şi instalare a facilităţilor de foraj şi operare. Forarea în cluster este necesară și atunci când este necesară descoperirea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la țărm și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri în Tyumen, Tomsk și alte regiuni ale Siberiei de Vest, ceea ce a făcut posibilă construirea cu succes a puțurilor de petrol și gaze pe insulele de ramble într-o regiune îndepărtată, mlăștinoasă și populată.

Locația puțurilor într-un cluster depinde de condițiile terenului și de mijloacele prevăzute de conectare a clusterului la bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe rutele de transport. Pe plăcuțele locale, puțurile sunt de obicei plasate în formă de ventilator în toate direcțiile, ceea ce vă permite să aveți cantitate maxima fântâni

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate astfel încât atunci când instalația se deplasează de la o sondă la alta, pompele de foraj, gropile de recepție și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de foraj să rămână staționare până la finalizarea lucrărilor de foraj. construcția tuturor (sau a unei părți) a puțurilor de pe această platformă.

Numărul de puțuri dintr-un grup poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe puțuri în cluster, cu atât este mai mare abaterea fețelor de la capete de sondă, lungimea trunchiurilor crește, lungimea trunchiurilor crește, ceea ce duce la creșterea costului forajului puțurilor. În plus, există pericolul de întâlnire a trunchiurilor. Prin urmare, este necesar să se calculeze numărul necesar de puțuri într-un cluster.

Metoda de pompare în adâncime a producției de petrol este o metodă prin care lichidul este ridicat de la puț la suprafață folosind unități de pompare cu tije și fără tije de diferite tipuri.
La câmpul Priobskoye se folosesc pompe centrifuge electrice - o pompă de puț adânc fără tije, constând dintr-o pompă centrifugă cu mai multe trepte (50-600 de trepte), situată vertical pe un arbore comun, un motor electric (un motor electric asincron umplut cu dielectric ulei) și un protector care servește la protejarea motorului electric de pătrunderea lichidului în el. Motorul este alimentat printr-un cablu blindat, coborât împreună cu țevile de pompare. Viteza de rotație a arborelui motorului electric este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată la suprafață de o stație de control. Productivitatea unei pompe centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi cu o eficiență de 30-50%.

Instalația pompei centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice de fund (ESP) are doar o stație de control cu un transformator de putere pe suprafața sondei și se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare, care este coborât în puț împreună cu tubulatura. Instalațiile electrice de pompe centrifuge operează puțuri de mare productivitate, cu presiune mare de rezervor.

Depozitul este îndepărtat, greu accesibil, 80% din teritoriu este situat în lunca râului Ob și este inundat în perioada de inundație. Depozitul se distinge printr-o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri de nisip în zonă și secțiune, straturile sunt slab conectate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în zonă, cât și în secțiune. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AC12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute. Caracteristicile geologice și fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influență activă asupra straturilor productive ale acestuia și fără utilizarea metodelor de intensificare a producției. Acest lucru este confirmat de experiența de dezvoltare zona operațională partea malului stâng.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diverse metode efectele sunt:

1) adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este elastic, închis,

3) grosimea straturilor AS 10, AS 11 și, respectiv, AS 12, până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

4) presiunea inițială a rezervorului - 23,5-25 MPa,

5) temperatura rezervorului - 88-90°C,

6) permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii în funcție de rezultate

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

8) vâscozitatea uleiului din rezervor - 1,4-1,6 mPa*s,

9) presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

10) ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele enumerate mai sus: metode termice și inundare cu polimeri. (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru depozitele cu uleiuri cu vâscozitate ridicată și la adâncimi de până la 1500-1700 m Inundarea polimerului este de preferință utilizată în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 microni pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s. și la temperaturi de până la 90 ° C (pentru mai mult temperaturi ridicate se folosesc polimeri scumpi cu compoziţii speciale).

Experiența în dezvoltarea câmpurilor interne și externe arată că inundațiile cu apă sunt destul de bune metoda eficienta impact asupra rezervoarelor cu permeabilitate scăzută cu respectarea strictă a cerințele necesare la tehnologia pentru implementarea acesteia. Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundării cu apă a formațiunilor cu permeabilitate scăzută se numără:

Deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

Umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

Înfundarea colectorului cu impurități mecanice fine găsite în apa injectată,

Precipitarea sărurilor în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și de formare,

Acoperire redusă a rezervorului prin inundare datorită formării de fisuri în jurul puțurilor de injecție - ruptura și propagarea lor în adâncime

Sensibilitate semnificativă la natura umectabilității rocii de către agentul injectat o reducere semnificativă a permeabilității rezervorului datorită precipitării parafinelor.

Manifestarea tuturor acestor fenomene în rezervoare cu permeabilitate scăzută provoacă consecințe mai semnificative decât în rocile cu permeabilitate mare.

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, se folosesc soluții tehnologice adecvate: modele optime de puțuri și moduri de funcționare tehnologice ale puțurilor, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în formațiuni, tratarea mecanică, chimică și biologică adecvată a acesteia, precum şi adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea cu apă ar trebui să fie considerată principala metodă de stimulare.

Utilizarea soluțiilor de surfactant în teren a fost respinsă, în primul rând din cauza eficienței scăzute a acestor reactivi în condiții de rezervor cu permeabilitate scăzută.

Pentru câmpul Priobskoye, inundațiile alcaline nu pot fi recomandate din următoarele motive:

Principalul este conținutul predominant de argilă structurală și stratificată al rezervoarelor. Agregatele de argilă sunt reprezentate de caolinit, clorit și hidromica. Interacțiunea alcaline cu materialul argilos poate duce nu numai la umflarea argilelor, ci și la distrugerea rocii. O soluție alcalină de concentrație scăzută crește coeficientul de umflare al argilelor de 1,1-1,3 ori și reduce permeabilitatea rocii de 1,5-2 ori comparativ cu apa dulce, ceea ce este critic pentru rezervoarele cu permeabilitate scăzută ale câmpului Priobskoye. Folosirea solutiilor de concentratie mare (reducerea umflarii argilelor) activeaza procesul de distrugere a rocii.

Fracturarea hidraulică rămâne tehnologia preferată a lucrătorilor petrolieri ruși: lichidul este pompat în puț sub presiune de până la 650 atm. pentru a forma crăpături în stâncă. Crăpăturile sunt fixate cu nisip artificial (adeziv): nu le permite să se închidă. Prin ele, uleiul se infiltrează în fântână. Potrivit SibNIINP LLC, fracturarea hidraulică duce la o creștere a fluxului de petrol în câmpurile din Siberia de Vest de la 1,8 la 19 ori.

În prezent, companiile producătoare de petrol, atunci când desfășoară activități geologice și tehnice, se limitează în principal la utilizarea tehnologiilor standard de fracturare hidraulică (fracturare) folosind o soluție apoasă gelificată pe bază de polimer. Aceste soluții, cum ar fi fluidele de distrugere, precum și fluidele de foraj, provoacă daune semnificative formațiunii și fracturii în sine, ceea ce reduce semnificativ conductivitatea reziduală a fracturilor și, în consecință, producția de ulei. Colmatarea formațiunii și fracturile sunt de o importanță deosebită în câmpurile cu presiunea actuală a rezervorului mai mică de 80% față de cea inițială.

Tehnologiile folosite pentru a rezolva această problemă includ tehnologii care utilizează un amestec de lichid și gaz:

Lichide spumate (de exemplu, nitrurate) cu un conținut de gaz mai mic de 52% din volumul total al amestecului;

Fracturare hidraulică cu spumă – mai mult de 52% din gaz.

Având în vedere cele disponibile piata ruseasca tehnologiile și rezultatele implementării acestora, specialiștii de la Gazpromneft-Khantos LLC au ales fracturarea hidraulică cu spumă și i-au oferit lui Schlumberger să efectueze lucrări pilot (PIW). Pe baza rezultatelor lor, a fost făcută o evaluare a eficacității fracturării hidraulice cu spumă la câmpul Priobskoye. Fracturarea hidraulică cu spumă, ca și fracturarea hidraulică convențională, are ca scop crearea unei fracturi în formațiune, a cărei conductivitate ridicată asigură afluxul de hidrocarburi în puț. Cu toate acestea, în cazul fracturării hidraulice cu spumă, prin înlocuirea (în medie 60% din volum) a unei părți din soluția apoasă gelificată cu gaz comprimat (azot sau dioxid de carbon), permeabilitatea și conductibilitatea fracturilor crește semnificativ și, ca urmare, gradul de deteriorare a formării este minim. În practica mondială, cea mai mare eficiență a utilizării fluidelor de spumă pentru fracturarea hidraulică a fost deja observată în puțurile în care energia de formare nu este suficientă pentru a împinge fluidul de fracturare hidraulică reziduală în puțul de foraj în timpul dezvoltării sale. Acest lucru se aplică atât puțurilor noi, cât și celor existente. De exemplu, în puțurile selectate din câmpul Priobskoye, presiunea rezervorului a scăzut la 50% față de cea originală. Atunci când se efectuează fracturarea hidraulică a spumei, gazul comprimat care a fost injectat ca parte a spumei ajută la stoarcerea soluției reziduale din formațiune, ceea ce crește volumul de fluid rezidual și reduce timpul.

bine dezvoltare. Pentru a efectua lucrări la câmpul Priobskoye, azotul a fost ales drept cel mai versatil gaz:

Utilizat pe scară largă în dezvoltarea puțurilor cu tuburi flexibile;

Inert;

Compatibil cu fluide hidraulice de fracturare.

Testarea puțurilor după finalizarea lucrărilor, care face parte din serviciul „spumă”, a fost efectuată de Schlumberger. O caracteristică aparte a proiectului a fost realizarea lucrărilor pilot nu doar în puțuri noi, ci și în cele existente, în formațiuni cu fracturi hidraulice existente încă de la primele lucrări, așa-numita fracturare hidraulică repetată. Un sistem polimeric reticulat a fost ales ca fază lichidă a amestecului de spumă. Amestecul de spumă rezultat ajută cu succes la rezolvarea problemelor de conservare a proprietăților premiului.

zona de lupta. Concentrația de polimer în sistem este de doar 7 kg/t de agent de susținere, spre comparație, în puțurile din apropiere este de 11,8 kg/t.

În prezent, putem observa implementarea cu succes a fracturării hidraulice cu spumă folosind azot în puțurile formațiunilor AC10 și AC12 ale câmpului Priobskoye. S-a acordat o atenție deosebită lucrărilor în stocul de sondă existent, deoarece fracturarea hidraulică repetată ne permite să aducem în dezvoltare noi straturi și straturi care nu au fost afectate anterior de dezvoltare. Pentru a analiza eficacitatea fracturării hidraulice cu spumă, rezultatele acestora au fost comparate cu rezultatele obținute din puțurile învecinate în care s-a efectuat fracturarea hidraulică convențională. Straturile aveau aceeași grosime saturată cu ulei. Debitul real de lichid și petrol în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei la o presiune medie de admisie a pompei de 5 MPa a depășit debitul puțurilor învecinate cu 20, respectiv 50%, dintr-o comparație a performanței medii a puțurilor noi după cele convenționale fracturare hidraulică și fracturare hidraulică cu spumă, rezultă că debitele de lichid și ulei sunt egale. Cu toate acestea, presiunea de lucru în fundul găurii înaintea pompei în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei este în medie de 8,9 MPa, în puțurile din jur - 5,9 MPa. Recalcularea potențialului puțurilor la presiune egală ne permite să evaluăm efectul fracturării hidraulice a spumei.

Testarea pilot cu fracturare hidraulică cu spumă în cinci sonde din câmpul Priobskoye a arătat eficacitatea metodei atât în sondele existente, cât și în cele noi. Mai mult hipertensiune arterială la admisia pompei în puțuri după utilizarea amestecurilor de spumă indică formarea de fracturi de conductivitate ridicată ca urmare a fracturării hidraulice a spumei, care asigură producția suplimentară de petrol din puțuri.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului este realizată de LLC RN-Yuganskneftegaz, deținută de companie Rosneft, iar cea de sud - Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft.

Prin decizia guvernatorului districtului autonom Khanty-Mansi, depozitul a primit statutul de „teritoriu comanda speciala utilizarea subsolului”, ceea ce a determinat atitudinea deosebită a lucrătorilor petrolieri față de dezvoltarea câmpului Priobskoye. Inaccesibilitatea rezervelor și fragilitatea ecosistemului zăcământului au condus la utilizarea celor mai noi tehnologii de mediu. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a luncii inundabile a râului Ob, tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Facilități la fața locului situate pe teritoriul câmpului:

· Stații de pompare rapel - 3

Statie de pompare multifazata Sulzer - 1

Stații de pompare în grup pentru pomparea agentului de lucru în formațiune - 10

· Stații de pompare plutitoare - 4

Ateliere de preparare și pompare a uleiului - 2

Unitate de separare a uleiului (OSN) - 1

În mai 2001, o stație unică de pompare multifazică Sulzer a fost instalată la cel de-al 201-lea cluster de pe malul drept al câmpului Priobskoye. Fiecare pompă a instalației este capabilă să pompeze 3,5 mii de metri cubi de lichid pe oră. Complexul este deservit de un singur operator, toate datele și parametrii sunt afișați pe un monitor de computer. Stația este singura din Rusia.

Stația de pompare olandeză Rosskor a fost instalată pe câmpul Priobskoye în 2000. Este proiectat pentru pomparea pe teren a lichidului multifazic, fără utilizarea exploziilor (pentru a evita arderea gazelor asociate în zona inundabilă a râului Ob).

Uzina de prelucrare a butașilor de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămidă nisipo-var, care este folosită ca material de constructie pentru constructia de drumuri, fundatii cluster etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la zăcământul Priobskoye, Câmpul Prirazlomnoye A fost construită prima centrală electrică cu turbină cu gaz din districtul autonom Khanty-Mansi, care furnizează energie electrică câmpurilor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia de transport electrică construită peste râul Ob nu are analogi deschiderea sa este de 1020 m, iar diametrul firului, special fabricat în Marea Britanie, este de 50 mm.

§2.Pregătirea uleiului pentru prelucrare

Țițeiul extras din puțuri conține gaze asociate (50-100 m 3 /t), apă de formare (200-300 kg/t) și săruri minerale dizolvate în apă (10-15 kg/t), care afectează negativ transportul și depozitarea și prelucrarea sa ulterioară. Prin urmare, pregătirea uleiului pentru rafinare include în mod necesar următoarele operațiuni:

Îndepărtarea gazelor asociate (dizolvate în petrol) sau stabilizarea uleiului;

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

Stabilizarea uleiului -Țițeiul Priobskaya conține cantitate semnificativă hidrocarburi ușoare dizolvate în ea. În timpul transportului și depozitării uleiului, acestea pot fi eliberate, drept urmare compoziția uleiului se va schimba. Pentru a evita pierderea de gaze și, odată cu aceasta, a fracțiunilor ușoare de benzină și pentru a preveni poluarea aerului, aceste produse trebuie extrase din ulei înainte de a fi prelucrat. Se numește un proces similar de separare a hidrocarburilor ușoare de petrol sub formă de gaz asociat stabilizare ulei. Stabilizarea petrolului la zăcământul Priobskoye se realizează folosind metoda de separare direct în zona producției sale la instalațiile de contorizare.

Gazul asociat este separat de petrol prin separare în mai multe etape în separatoare de gaze, în care presiunea și debitul uleiului sunt reduse succesiv. Ca urmare, are loc desorbția gazelor, împreună cu care hidrocarburile lichide volatile sunt îndepărtate și apoi condensate, formând „condens de gaz”. Cu metoda de separare de stabilizare, în ulei rămân până la 2% hidrocarburi.

Desalinizare și deshidratare ulei- îndepărtarea sărurilor și apei din petrol are loc la stațiile de tratare a petrolului de câmp și direct la rafinăriile de petrol (rafinării).

Să luăm în considerare proiectarea instalațiilor electrice de desalinizare.

Uleiul din rezervorul de materie primă 1 cu adăugarea unui demulgator și o soluție slabă alcalină sau de sodă trece prin schimbătorul de căldură 2, este încălzit în încălzitorul 3 și intră în mixerul 4, în care se adaugă apă în ulei. Emulsia rezultată trece succesiv prin deshidratatoarele electrice 5 și 6, în care cea mai mare parte a apei și a sărurilor dizolvate în ea sunt separate de ulei, în urma cărora conținutul lor este redus de 8-10 ori. Uleiul desarat trece prin schimbătorul de căldură 2 și, după răcire în frigiderul 7, intră în colecția 8. Apa separată în deshidratatoarele electrice se depune în separatorul de ulei 9 și este trimisă la purificare, iar uleiul separat este adăugat în ulei furnizat către ELOU.

Procesele de desalinizare și deshidratare a uleiului sunt asociate cu necesitatea de a distruge emulsiile pe care apa le formează cu uleiul. În același timp, pe câmp, emulsiile de origine naturală formate în timpul procesului de producere a uleiului sunt distruse, iar în plantă - emulsii artificiale obținute prin spălarea repetată a uleiului cu apă pentru îndepărtarea sărurilor din acesta. După tratare, conținutul de apă și cloruri metalice din ulei se reduce în prima etapă la 0,5-1,0%, respectiv 100-1800 mg/l, iar în a doua etapă la 0,05-0,1% și 3-5 mg/l. l.

Pentru a accelera procesul de distrugere a emulsiilor, este necesar să se supună uleiul altor măsuri care vizează mărirea picăturilor de apă, creșterea diferenței de densitate și reducerea vâscozității uleiului.

În uleiul Priobskaya, o substanță (demulgator) este introdusă în ulei, datorită căreia este facilitată separarea emulsiei.

Iar pentru desatarea uleiului, folosesc spălarea uleiului cu apă proaspătă proaspătă, care nu numai că spală sărurile, ci are și un efect hidromecanic asupra emulsiei.

§3.Prelucrarea primară a petrolului din zăcământul Priobskoye

Uleiul este un amestec de mii de substanțe diferite. Compoziția completă a uleiurilor chiar și astăzi, când sunt disponibile cele mai sofisticate mijloace de analiză și control: cromatografia, rezonanța magnetică nucleară, microscoapele electronice - nu toate aceste substanțe sunt complet determinate. Dar, în ciuda faptului că uleiul conține aproape toate elementele chimice din tabelul D.I. Mendeleev, baza sa este încă organică și constă dintr-un amestec de hidrocarburi de diferite grupe, care diferă unele de altele prin chimicale și proprietăți fizice. Indiferent de complexitate și compoziție, rafinarea petrolului începe cu distilarea primară. De obicei, distilarea se realizează în două etape - cu o ușoară presiune în exces aproape de atmosferă și sub vid, în timp ce se utilizează cuptoare tubulare pentru a încălzi materiile prime. Prin urmare, instalațiile primare de rafinare a petrolului se numesc AVT - tuburi atmosferice-vide.

Uleiurile din zăcământul Priobskoye au un conținut potențial ridicat de fracții de petrol, prin urmare rafinarea primară a petrolului se realizează în funcție de bilanţul combustibilului și uleiului și se realizează în trei etape:

Distilarea atmosferică pentru a produce fracțiuni de combustibil și păcură

Distilarea în vid a păcurului pentru a produce fracțiuni înguste de ulei și gudron

Distilarea în vid a unui amestec de păcură și gudron pentru a obține o fracție largă de ulei și un reziduu greu utilizat pentru producerea de bitum.

Distilarea uleiului Priobskaya se realizează în instalații cu tuburi atmosferice conform unei singure scheme de evaporare, adică. cu o coloană complexă de distilare cu secțiuni laterale de stripare - aceasta este cea mai eficientă din punct de vedere energetic, deoarece Uleiul Priobskaya satisface pe deplin cerințele atunci când se utilizează o astfel de instalație: conținut relativ scăzut de benzină (12-15%) și randamentul fracțiilor de până la 350 0 C nu este mai mare de 45%.

Țițeiul, încălzit prin fluxuri fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratorul electric 3. De acolo, uleiul desarat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 în cuptorul 5 și apoi în coloana de distilare 6, unde este evaporat o dată și separat în necesarul. fractii. In cazul uleiului desarat, in schemele de instalare nu exista deshidrator electric.

Dacă uleiul conține un conținut ridicat de gaz dizolvat și fracții cu punct de fierbere scăzut, prelucrarea sa conform acestei scheme unice de evaporare fără evaporare preliminară este dificilă, deoarece se creează o presiune crescută în pompa de alimentare și în toate dispozitivele situate în circuitul înaintea cuptorului. . În plus, aceasta crește sarcina pe cuptor și pe coloana de distilare.

Scopul principal al distilării în vid a păcurului este de a obține o fracție largă (350 - 550 0C și mai sus) - materii prime pentru procese catalitice și distilate pentru producerea de uleiuri și parafine.

Pompa pompează păcură printr-un sistem de schimbătoare de căldură într-un cuptor tubular, unde este încălzită la 350°-375° și intră într-o coloană de distilare în vid. Vidul din coloană este creat de ejectoarele cu jet de abur (presiune reziduală 40-50 mm). Vaporii de apă sunt furnizați în partea inferioară a coloanei. Distilate de ulei sunt preluate din diferite plăci ale coloanei și trec prin schimbătoare de căldură și frigidere. Restul, gudronul, este îndepărtat din partea de jos a coloanei.

Fracțiile de ulei izolate din ulei sunt purificate cu soluții selective - fenol sau furfural pentru a îndepărta unele dintre substanțele rășinoase, apoi deparafinate folosind un amestec de metil etil cetonă sau acetonă cu toluen pentru a scădea punctul de curgere al uleiului. Prelucrarea fracțiilor de ulei se încheie cu o purificare suplimentară folosind argile de albire. Cele mai noi tehnologii Pentru a obține uleiuri, în locul argilelor se folosesc procese de hidrotratare.

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului Priobskaya:

§4.Crăcare catalitică

Cracarea catalitică este cel mai important proces de rafinare a petrolului, afectând semnificativ eficiența rafinăriei în ansamblu. Esența procesului este descompunerea hidrocarburilor incluse în materia primă (motorina în vid) sub influența temperaturii în prezența unui catalizator de aluminosilicat care conține zeolit. Produsul țintă al instalației CC este o componentă cu octan mare a benzinei cu un număr octanic de 90 de puncte sau mai mult, randamentul său variază de la 50 la 65% în funcție de materiile prime utilizate, tehnologia utilizată și mod. Cifra octanică mare se datorează faptului că izomerizarea are loc și în timpul cracarei catalitice. În timpul procesului, se formează gaze care conțin propilenă și butilenă, utilizate ca materii prime pentru petrochimice și producția de componente de benzină cu octan mare, motorină ușoară - o componentă a motorinei și combustibililor pentru încălzire și motorină grea - o materie primă pentru producția de funingine sau o componentă a păcălei.
Capacitatea medie a instalatiilor moderne este de la 1,5 la 2,5 milioane de tone, dar la fabricile companiilor lider la nivel mondial sunt instalatii cu o capacitate de 4,0 milioane de tone.
Secțiunea cheie a instalației este unitatea reactor-regenerator. Unitatea include un cuptor de încălzire a materiei prime, un reactor în care au loc direct reacții de cracare și un regenerator de catalizator. Scopul regeneratorului este arderea cocsului format în timpul cracării și depus pe suprafața catalizatorului. Reactorul, regeneratorul și unitatea de intrare a materiei prime sunt conectate prin conducte prin care circulă catalizatorul.
Capacitatea de cracare catalitică la rafinăriile rusești este în prezent insuficientă, iar problema cu deficitul de benzină prevăzut este rezolvată prin punerea în funcțiune a noilor unități.

§4.Reformarea catalitică

Dezvoltarea producției de benzină este asociată cu dorința de a îmbunătăți principala proprietate operațională a combustibilului - rezistența la detonare a benzinei, evaluată după numărul octan.

Reformarea servește la producerea simultană a nivelului octanic ridicat componenta de baza benzine de motor, hidrocarburi aromatice și gaze care conțin hidrogen.

Pentru uleiul de Priobskaya, fracția care fierbe în intervalul de 85-180 0 C este reformată, o creștere a punctului de fierbere final favorizează formarea de cocs și, prin urmare, este nedorită.

Pregătirea materiilor prime de reformare - rectificare pentru separarea fracțiilor, hidrotratare pentru îndepărtarea impurităților (azot, sulf, etc.) care otrăvesc catalizatorii procesului.

Catalizatorii de platină sunt utilizați în procesul de reformare. Costul ridicat al platinei a predeterminat conținutul său scăzut în catalizatori industriali de reformare și, prin urmare, necesitatea acesteia. utilizare eficientă. Acest lucru este facilitat de utilizarea oxidului de aluminiu ca purtător, care a fost mult timp cunoscut drept cel mai bun purtător pentru catalizatorii de aromatizare.

A fost important să se transforme catalizatorul de aluminiu-platină într-un catalizator de reformare bifuncțional pe care să decurgă întregul complex de reacții. Pentru a face acest lucru, a fost necesar să se confere purtătorului proprietățile acide necesare, ceea ce a fost obținut prin tratarea oxidului de aluminiu cu clor.

Avantajul unui catalizator clorurat este capacitatea de a regla conținutul de clor din catalizatori și, prin urmare, aciditatea acestora, direct în condiții de funcționare.

Când unitățile de reformare existente au trecut la catalizatori polimetalici, indicatorii de performanță au crescut deoarece costul lor este mai mic, stabilitatea lor ridicată permite desfășurarea procesului la presiune mai mică fără teama de cocsificare. La reformarea pe catalizatori polimetalici, conținutul următoarelor elemente din materia primă nu trebuie să depășească sulf - 1 mg/kg, nichel - 1,5 mg/kg, apă - 3 mg/kg. În ceea ce privește nichel, uleiul Priob nu este potrivit pentru catalizatori polimetalici, prin urmare, catalizatorii de alumină-platină sunt utilizați pentru reformare.

Bilanțul de material tipic al fracției de reformare este de 85-180 °C la o presiune de 3 MPa.

Bibliografie

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Rafinarea primară a petrolului (partea 1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologia și dezvoltarea celor mai mari zăcăminte de petrol și petrol și gaze din Rusia, OJSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - despre Priobye pe Wikipedia

4. http://minenergo.gov.ru – Ministerul Energiei al Federației Ruse

5. Bannov P.G., Procesele de rafinare a petrolului, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001

Câmpurile petroliere din Rusia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Cele trei sferturi nordice ale zăcământului au fost controlate de YUKOS prin intermediul companiei sale fiice, Yuganskneftegaz, și a început producția de petrol în 2000. În 2004, Yuganskneftegaz a fost cumpărată de Rosneft, care este acum compania care operează acea parte a zăcământului. Sfertul sudic al câmpului a fost controlat de Sibir Energy, care a început o societate în comun cu Sibneft pentru a dezvolta câmpul, producția în volum începând din 2003. Ulterior, Sibneft a dobândit controlul complet al câmpului printr-o manevră corporativă pentru a dilua exploatarea Sibneft is acum controlată majoritar de Gazprom și redenumită Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Câmpul Priobskoye (KhMAO)
Rezerve, milioane de tone
ABC1 - 1061,5
C2 - 169,9
Producția în 2007, milioane de tone - 33,6

Timp de mulți ani, zăcământul Samotlor a fost cel mai mare atât ca rezerve, cât și ca volume de producție de petrol. În 2007, pentru prima dată a pierdut primul loc în fața zăcământului Priobskoye, producția de petrol din care a ajuns la 33,6 milioane de tone (7,1% din producția rusă), iar rezervele dovedite au crescut față de 2006 cu aproape 100 de milioane de tone (ținând cont de răscumpărarea la producție).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geologia și dezvoltarea celor mai mari și unice zăcăminte de petrol și petrol și gaze din Rusia.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

http://www.twirpx.com/file/141095/
http://heriot-watt.ru/t2588.html

Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia. Situat în districtul autonom Khanty-Mansiysk, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999.

Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone.

Depozitul aparține provinciei Siberia de Vest. Deschis în 1982. Depuneri la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului este de 863-868 kg/m3, conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3%.

La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 de puţuri de producţie şi 376 de injecţie, dintre care 178 de puţuri au fost forate în ultimul an.

Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field

http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf

PRIOBSKOE: SUNT 100 MILIOANE! (Rosneft: Buletinul companiei, septembrie 2006) -
La 1 mai 1985 a fost forat primul puț de explorare la câmpul Priobskoye. În septembrie 1988, producția de producție a început pe malul său stâng folosind metoda curgerii din puțul nr. 181-R cu un debit de 37 de tone pe zi. În ultima zi a lunii iulie 2006, lucrătorii petrolieri Priobsky au raportat producția a 100 de milioane de tone de petrol.

Licența pentru dezvoltarea domeniului aparține OJSC Yuganskneftegaz.
Cel mai mare câmp din Siberia de Vest - Priobskoye - este situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk, la o distanță de 65 km de Khanty-Mansiysk și 200 km de Nefteyugansk. Priobskoye a fost descoperit în 1982. Este împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999.

De clasificare rusă Rezervele dovedite de petrol se ridică la 1,5 miliarde de tone, rezervele recuperabile se ridică la peste 600 de milioane.
Conform analizei întocmite de compania internațională de audit DeGolyer & MacNaughton, la 31 decembrie 2005, rezervele de petrol ale zăcământului Priobskoye conform metodologiei SPE sunt: dovedite 694 milioane tone, probabil - 337 milioane tone, posibile - 55 milioane tone.

Rezerve pe domeniu standardele rusești de la 01.01.2006: NGZ (rezerve de petrol și gaze) - 2476,258 milioane tone.

Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2003 a fost de 17,6 milioane de tone, în 2004 - 20,42 milioane de tone, în 2005 - 20,59 milioane de tone. În planurile strategice de dezvoltare ale companiei, zăcământul Priobskoye are unul dintre locurile principale - până în 2009 este planificat să producă până la 35 de milioane de tone aici.
În ultima zi a lunii iulie 2006, muncitorii petrolieri Priobsky au raportat producția a 100 de milioane de tone de petrol. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a luncii inundabile a râului Ob, tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Istoria câmpului Priobskoye:
În 1985, au fost descoperite rezerve de petrol industrial, testarea sondei 181r a dus la un aflux de 58 m3/zi
În 1989, a început forarea a 101 clustere (Malul stâng)
În 1999 - punerea în funcțiune a puțurilor în 201 clustere (Malul drept)
În anul 2005, producția zilnică a fost de 60.200 tone/zi, stocul de producție de 872 sonde, 87.205,81 mii tone produse de la începutul dezvoltării.

Doar în ultimii ani, cu ajutorul forajelor direcționale, pe teren au fost finalizate 29 de traversări subacvatice, dintre care 19 noi construite și 10 vechi reconstruite.

Facilități site-ului:
Stații de pompare de rapel - 3
Statie de pompare multifazata Sulzer - 1
Stații de pompare în grup pentru pomparea agentului de lucru în formațiune - 10
Stații de pompare plutitoare - 4
Ateliere de preparare și pompare a uleiului - 2
Unitate de separare a uleiului (OSN) - 1

Uzina de prelucrare a butașilor de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămidă nisipo-var, care este folosită ca material de construcție pentru construcția de drumuri, plăci de puțuri etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la zăcământul Priobskoye, prima centrală electrică cu turbină cu gaz din districtul autonom Khanty-Mansi a fost construită la zăcământul Prirazlomnoye, furnizând energie electrică zăcămintelor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia de transport electrică construită peste râul Ob nu are analogi deschiderea sa este de 1020 m, iar diametrul firului, special fabricat în Marea Britanie, este de 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5 noiembrie 2009 a devenit o altă zi semnificativă în istoria Yuganskneftegaz - a 200 de milioane de tonă de petrol a fost produsă în câmpul Priobskoye. Să ne amintim că acest câmp petrolier uriaș a fost descoperit în 1982. Câmpul este situat lângă Khanty-Mansiysk și este împărțit în două părți de râul Ob. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999. A 100 de milioane de tona de petrol a fost produsă în câmp în iulie 2006.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 NK Rosneft intenționează să producă 29,6 milioane de tone de petrol la zăcământul Priobskoye în 2010, ceea ce reprezintă cu 12,4% mai puțin decât a fost produs în 2009, potrivit unui comunicat al departamentului de informații al companiei. În 2009, Rosneft a produs 33,8 milioane de tone de petrol din câmp.

În plus, conform mesajului, astăzi Rosneft a pus în funcțiune prima etapă a unei centrale electrice cu turbină cu gaz (GTPP) la zăcământul de petrol și gaze Priobskoye. Capacitatea primei etape a GTPP este de 135 MW, a doua etapă este planificată să fie pusă în funcțiune în mai 2010, a treia - în decembrie. Capacitatea totală a stației va fi de 315 MW. Construcția stației împreună cu instalațiile auxiliare va costa Rosneft 18,7 miliarde de ruble. În același timp, conform raportului, din cauza abandonării structurilor hidraulice și a instalării echipamentelor de alimentare cu abur, costurile de capital pentru construcția centralelor electrice cu turbine cu gaz au fost reduse cu peste 5 miliarde de ruble.

Șeful Rosneft, Serghei Bogdanchikov, a menționat că punerea în funcțiune a GTPP Priobskaya rezolvă simultan trei probleme: utilizarea gazelor asociate (APG), furnizarea de energie electrică a câmpului, precum și stabilitatea sistemului energetic al regiunii.

În 2009, Rosneft a produs peste 2 miliarde de metri cubi din câmpul Priobskoye. m de gaz petrolier asociat (APG), dar a folosit doar puțin mai mult de 1 miliard de metri cubi. m. Până în 2013, imaginea se va schimba: în ciuda reducerii producției APG la 1,5 miliarde de metri cubi. m, utilizarea sa va ajunge la 95%, notează raportul.

Potrivit lui S. Bogdanchikov, Rosneft ia în considerare posibilitatea de a furniza Gazprom Neft conducta sa pentru transportul gazelor petroliere asociate din zăcământul Priobskoye pentru utilizare la complexul de procesare a gazelor Yuzhno-Balyksky al companiei SIBUR. RBC raportează acest lucru.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosneft asigură până la 30% din consumul său de energie cu propriile sale instalații. Au fost construite centrale electrice care funcționează cu gaz asociat: la zăcământul Priobskoye, la Vankor, pe teritoriul Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft a lansat prima etapă a centralei electrice cu turbine cu gaz Yuzhno-Priobskaya (GTPP) la zăcământul Priobskoye (KhMAO), construită de companie pentru propriile nevoi de producție, a anunțat compania într-un comunicat.
Capacitatea primei etape a GTPP a fost de 48 MW. Volum investitii de capital pentru introducerea primei etape - 2,4 miliarde de ruble.
În prezent, necesarul de energie electrică al Gazpromneft-Khantos se ridică la aproximativ 75 MW de energie electrică și, conform calculelor specialiștilor companiei, până în 2011 consumul de energie va crește la 95 MW. În plus, în următorii ani, tarifele sistemului energetic Tyumen vor crește semnificativ - de la 1,59 ruble pe kWh în 2009 la 2,29 ruble pe kWh în 2011.
Lansarea celei de-a doua etape a centralei va crește capacitatea de generare a energiei a Gazpromneft-Khantos la 96 MW și va satisface pe deplin nevoile de energie electrică ale întreprinderii.

Câmpul Priobskoye este un activ cheie al Gazprom Neft, ocupând aproape 18% din structura de producție a companiei.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Dezagregarea obiectelor de dezvoltare ca metodă de creștere a recuperării petrolului
La câmpul Priobskoye, trei formațiuni sunt dezvoltate în comun - AC10, AS11, AS12, iar permeabilitatea formațiunii AC11 este cu un ordin de mărime mai mare decât permeabilitatea formațiunilor AC10 și AS12. Pentru a dezvolta eficient rezervele din formațiunile AC10 și AC12 cu permeabilitate scăzută, nu există altă alternativă decât introducerea tehnologiei ORRNEO, în primul rând la puțurile de injecție.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metodologie pentru interpretarea integrată a rezultatelor exploatării puțurilor utilizate la OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA la studierea secțiunilor terigene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Zona facies Frolovskaya a Neocomianului Siberiei de Vest în lumina evaluării perspectivelor potențialului de petrol și gaze
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatură

Scheme stratigrafice regionale ale depozitelor mezozoice ale Câmpiei Siberiei de Vest. - Tyumen - 1991.
Geologia petrolului și gazelor în Siberia de Vest // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov și colab. - M.: Nedra - 1975. - 680 p.
Catalogul defalcări stratigrafice // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Problema. 67.-313 p.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. şi altele. Stratigrafia zăcămintelor mezozoice ale acoperirii platformei plăcii Siberiei de Vest // Probleme de geologie a provinciei petroliere şi gaziere din Siberia de Vest / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Numărul 11.- 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipuri anormale de secțiuni ale formațiunilor Bazhenov și Tutleim din Siberia de Vest // Buletinul utilizatorului de subsol al Okrugului autonom Khanty-Mansi - 2002.-11.- P. 64-69.

Eficiența dezvoltării câmpului petrolier
În Rusia, atât puțurile orizontale, cât și fracturarea hidraulică sunt utilizate în cantități suficiente în rezervoare cu permeabilitate scăzută, de exemplu, în câmpul Priobskoye, unde permeabilitatea este doar de la 1 la 12 milidarcy și fracturarea hidraulică pur și simplu nu este posibilă.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Un nou scandal de mediu în districtul autonom Khanty-Mansiysk. Încă o dată, participantul său a fost binecunoscuta companie Rosekoprompererabotka, care a devenit faimoasă pentru poluarea râului Vakh din domeniul TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Îmbunătățirea calității cimentării șirurilor de carcasă la câmpul Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Impactul termic al gazelor și depozitele din Siberia
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda gazelor termice și formațiunea Bazhenov
http://energyland.info/analitic-show-50375

Introducerea injectării separate simultane în câmpul Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Conversia puțurilor de câmp Priobskoye într-un sistem de control adaptiv al pompei centrifuge electrice
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analiza defecțiunilor ESP pe câmpurile rusești
http://neftya.ru/?p=275

Întreruperi în timpul formării clinoformelor neocomiene în Siberia de Vest
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Îmbunătățirea tehnologiei de injectare simultană-separată pentru câmpuri multistrat
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

SRL „Mamontovsky KRS”
Lucrați pe câmpurile din regiunile Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Chiar înainte de Anul Nou, inspecțiile de mediu au fost finalizate la cele mai mari două câmpuri din Ugra, Samotlor și Priobskoye. Pe baza rezultatelor, s-au tras concluzii dezamăgitoare: lucrătorii petrolieri nu numai că distrug natura, ci și plătesc sub cel puțin 30 de miliarde de ruble pe an bugetelor la diferite niveluri.
http://www.t-i.ru/article/13708/

„Uleiul Siberian”, nr. 4(32), aprilie 2006. „Există loc de mișcare”
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO se retrage din proiectul Priobskoye, 28-03-1999
http://www.russiajournal.com/node/1250

Fotografie
Câmpul Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
„Câmpul Priobskoye, regiunea autonomă Khanty-Mansi. Compania SGK-Burenie”.
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Câmpul Yuzhno-Priobskoye

Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia.

Situat în districtul autonom Khanty-Mansiysk, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999.

Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone.

Câmpul aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Deschis în 1982. Depuneri la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului este de 863-868 kg/m³, conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3%.

La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 de puţuri de producţie şi 376 de injecţie, dintre care 178 de puţuri au fost forate în ultimul an.

Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YLT) de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft. De asemenea, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de către NAC AKI OTYR, deținută de RussNeft OJSC.

La începutul lunii noiembrie 2006, la câmpul petrolier Priobskoye operat de RN-Yuganskneftegaz LLC (o subsidiară companie de stat Rosneft, care a câștigat controlul asupra activului principal al Yukos - Yuganskneftegaz), cu participarea specialiștilor de la Newco Well Service, a efectuat cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Rusia. 864 de tone de agent de susținere au fost injectate în formațiune. Operațiunea a durat șapte ore și a fost transmisă pe trăi prin internet la biroul Yuganskneftegaz.

		©site-ul
Ţară	Rusia
Regiune	Regiunea autonomă Khanty-Mansiysk
Locaţie	65 km de orașul Khanty-Mansiysk și 200 km de orașul Nefteyugansk, câmpia inundabilă a râului Ob
Provincie de petrol și gaze	provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest
Coordonatele	61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. d.
Mineral	Ulei
Caracteristicile materiilor prime	Densitate 863 - 868 kg/m 3 ; Conținut de sulf 1,2 - 1,3%; Vâscozitate 1,4 - 1,6 mPa s; Conținut de parafină 2,4 - 2,5%
Rang	Unic
Stare	Dezvoltare
Deschidere	1982
Punerea în funcțiune	1988
Firma utilizator de subsol	Partea de nord - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Partea de sud - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Zonele de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Rezervații geologice	5 miliarde de tone de petrol

Câmpul petrolier Priobskoye– un câmp petrolier rusesc gigant situat pe teritoriul Khanty-Mansiysk Okrug autonom. Considerat cel mai mult depozit mareîn Rusia după rezervele curente și nivelul producției de petrol.

Informații generale

Câmpul Priobskoye aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Este situat la granița regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky, la 65 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 km de orașul Nefteyugansk și se limitează la structura locală a regiunii de petrol și gaze Middle Ob din acelasi nume.

Aproximativ 80% din suprafața câmpului este situată în lunca râului Ob, care, traversând amplasamentul, îl împarte în 2 părți: malul stâng și cel drept. Oficial, secțiunile din stânga și din dreapta Ob sunt numite câmpuri Yuzhno- și, respectiv, North-Priobskoye. În perioadele de inundație, lunca inundabilă este inundată în mod regulat, ceea ce, împreună cu structura geologică complexă, ne permite să caracterizăm zăcământul ca fiind dificil de accesat.

Rezerve

Rezervele geologice ale câmpului sunt estimate la 5 miliarde de tone de petrol. Depozitele de hidrocarburi au fost descoperite la o adancime de 2,3-2,6 km, grosimea straturilor ajungand de la 2 la 40 de metri.

Uleiul din câmpul Priobskoye este slab rășinos, cu un conținut de parafină de 2,4-2,5%. Se caracterizează printr-o densitate medie (863-868 kg/m³), dar un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3%), care necesită o purificare suplimentară. Vâscozitatea uleiului este de aproximativ 1,4-1,6 mPa*s.

Deschidere

Zăcământul Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 al Glavtyumengeologiya.
Producția operațională de petrol a început în 1988 pe malul stâng din sonda nr. 181-R folosind metoda curgerii. Malul drept a început să fie dezvoltat mai târziu – în 1999.

Dezvoltare

ÎN momentul prezent Dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YULT) de Gazpromneft-Khantos LLC (o subsidiară a Gazprom Neft PJSC).

În plus, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de OJSC NAK AKI OTYR, deținută de PJSC NK RussNeft.

Metode de dezvoltare

Datorită condițiilor specifice de apariție a hidrocarburilor și a amplasării geografice a zăcămintelor, producția la zăcământul petrolier Priobskoye se realizează prin fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de exploatare și investițiile de capital.

În noiembrie 2016, cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Rusia a fost efectuată pe câmp - 864 de tone de agent de susținere au fost pompate în rezervor. Operațiunea a fost realizată în comun cu specialiștii de la Newco Well Service.

Nivelul actual de producție

Câmpul Priobskoye este considerat pe drept cel mai mare zăcământ de petrol din Rusia în ceea ce privește rezervele și volumele de producție. Până în prezent, acolo au fost forate aproximativ 1.000 de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție.

În 2016, câmpul a furnizat 5% din toată producția de petrol din Rusia, iar în primele cinci luni ale anului 2017, din acesta au fost produse peste 10 milioane de tone de petrol.

Câmpul de petrol și gaze Priobskoye este situat geografic pe teritoriul districtului autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen Federația Rusă. Cel mai apropiat oraș de câmpul Priobskoye este Nefteyugansk (situat la 200 km est de câmp).

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982. Domeniul este caracterizat ca fiind multistrat, cu productivitate scăzută. Teritoriul este tăiat de râul Ob, mlaștinos și în perioadele de inundații este în mare parte inundat; Iată locurile de reproducere pentru pești. După cum se menționează în materialele Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse prezentate Dumei de Stat, acești factori complică dezvoltarea și necesită resurse financiare semnificative pentru a aplica cele mai noi tehnologii extrem de eficiente și ecologice.

Licența pentru dezvoltarea câmpului Priobskoye aparține unei subsidiare a Rosneft OJSC, compania Rosneft-Yuganskneftegaz.

Potrivit experților, dezvoltarea domeniului la sistem existent impozitarea este neprofitabilă și imposibilă. În condițiile PSA, producția de petrol pe 20 de ani se va ridica la 274,3 milioane de tone, veniturile statului - 48,7 miliarde dolari.

Rezervele recuperabile ale zăcământului Priobskoye sunt de 578 de milioane de tone de petrol, gaze - 37 de miliarde de metri cubi. Perioada de dezvoltare în condițiile PSA este de 58 de ani. Nivelul maxim de producție - 19,9 milioane. tone în al 16-lea an de dezvoltare. Finanțarea inițială a fost planificată să fie de 1,3 miliarde de dolari. Costuri de capital - 28 de miliarde de dolari, costurile de operare - 27,28 de miliarde de dolari. Direcțiile probabile pentru transportul petrolului din câmp sunt Ventspils, Novorossiysk, Odesa, Druzhba.

Yugansneftegaz și Amoso au început să discute despre posibilitatea dezvoltării comune a părții de nord a câmpului Priobskoye în 1991. În 1993, Amoso a participat la o licitație internațională pentru dreptul de utilizare a subsolului în câmpurile regiunii autonome Khanty-Mansiysk și a fost recunoscută drept câștigătorul concursului pentru dreptul exclusiv de a deveni partener străin în dezvoltarea câmpul Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz.

În 1994, Yuganskneftegaz și Amoso au pregătit și au transmis guvernului un proiect de acord de partajare a producției și un studiu de fezabilitate Tenico-economic și de mediu pentru proiect.

La începutul anului 1995, un alt studiu de fezabilitate a fost înaintat guvernului, care a fost modificat mai târziu în acel an în lumina noilor date obținute despre domeniu.
În 1995, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Câmpurilor de Petrol și Petrol și Gaze a Ministerului Combustibilului și Energiei al Federației Ruse și a Ministerului Apărării mediuși resursele naturale ale Federației Ruse au aprobat schema de dezvoltare a terenului actualizată și partea de mediu a documentației pre-proiect.

La 7 martie 1995, prim-ministrul de atunci Viktor Cernomyrdin a emis un ordin de formare a unei delegații guvernamentale formată din reprezentanți ai Okrugului Autonom Khanty-Mansi și a mai multor ministere și departamente pentru a negocia un PSA pentru dezvoltarea părții de nord a Priobskoye. domeniu.

În iulie 1996, la Moscova, o comisie mixtă ruso-americană pentru cooperare economică și tehnică a emis o declarație comună privind prioritatea proiectelor în domeniul energetic, printre care a fost denumit în mod specific câmpul Priobskoye. Declarația comună a indicat că ambele guverne salută angajamentele de a încheia un acord de partajare a producției pentru acest proiect până la următoarea reuniune a comisiei din februarie 1997.

La sfârșitul anului 1998, partenerul lui Yuganskneftegaz în proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye, compania americană Amoso, a fost absorbită de compania britanică British Petroleum.

La începutul anului 1999, BP/Amoso și-a anunțat oficial retragerea de la participarea la proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye.

Istoria etnică a zăcământului Priobskoye

Din cele mai vechi timpuri, zona zăcământului a fost locuită de Khanty. Khanty a dezvoltat sisteme sociale complexe numite principate și prin secolele XI-XII. aveau mari aşezări tribale cu capitale fortificate, care erau conduse de prinţi şi apărate de trupe profesioniste.

Primele contacte cunoscute ale Rusiei cu acest teritoriu au avut loc în secolul al X-lea sau al XI-lea. În acest moment, relațiile comerciale au început să se dezvolte între ruși și populația indigenă din Siberia de Vest, ceea ce a adus schimbări culturale în viața aborigenilor. Au apărut ustensilele și țesăturile din fier și ceramică și au devenit o parte materială a vieții Khanty. Comerțul cu blănuri a devenit extrem de important ca mijloc de obținere a acestor mărfuri.

În 1581 Vestul Siberiei a fost anexat Rusiei. Prinții au fost înlocuiți de guvernul țarist, iar taxele au fost plătite în vistieria rusă. În secolul al XVII-lea, oficialii țariști și oamenii de serviciu (cazacii) au început să se stabilească pe acest teritoriu și contactele dintre ruși și Khanty s-au dezvoltat în continuare. Ca urmare a unor contacte mai strânse, rușii și Khanty au început să adopte atributele modului de viață al celuilalt. Khanty a început să folosească arme și capcane, unii, urmând exemplul rușilor, au început să crească mari. bovine si cai. Rușii au împrumutat câteva tehnici de vânătoare și pescuit de la Khanty. Rușii au achiziționat terenuri și zone de pescuit de la Khanty și secolul al XVIII-lea Cea mai mare parte a terenului Khanty a fost vândută coloniștilor ruși. Influența culturală rusă sa extins la începutul secolului al XVIII-lea odată cu introducerea creștinismului. În același timp, numărul rușilor a continuat să crească și până la sfârșitul secolului al XVIII-lea, populația rusă din această zonă a depășit Khanty de cinci ori. Majoritatea familiilor Khanty au împrumutat cunoștințe de la ruși agricultură, cresterea animalelor si gradinaritul.

Asimilarea lui Khanty în cultura rusă s-a accelerat odată cu înființarea în 1920 puterea sovietică. Politica sovietică de integrare socială adusă în regiune sistem unificat educaţie. Copiii Khanty erau de obicei trimiși din familiile lor la școli-internat pentru o perioadă de 8 până la 10 ani. Mulți dintre ei, după absolvirea școlii, nu au mai putut reveni la modul tradițional de viață, neavând abilitățile necesare pentru aceasta.

Colectivizarea, care a început în anii 1920, a avut un impact semnificativ asupra caracterului etnografic al teritoriului. În anii 50-60 a început formarea marilor ferme colective și au dispărut câteva așezări mici pe măsură ce populația s-a unit în așezări mai mari. În anii '50, căsătoriile mixte între ruși și Khanty s-au răspândit și aproape toți Khanty născuți după anii 50 s-au născut în căsătorii mixte. Începând cu anii 60, pe măsură ce rușii, ucrainenii, bielorușii, moldovenii, chuvașii, bașkirii, avarii și reprezentanții altor naționalități au migrat în regiune, procentul de Khanty a scăzut și mai mult. În prezent, Khanty reprezintă puțin mai puțin de 1% din populația regiunii autonome Khanty-Mansi.

Pe lângă Khanty, teritoriul câmpului Priobskoye este locuit de Mansi (33%), Nenets (6%) și Selkups (mai puțin de 1%).

Câmpul de petrol Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 al Glavtyumengeologiya.
Se referă la fondul subsol distribuit. Licența a fost înregistrată de Yugansknefgegaz LLC și Sibneft-Yugra Oil Company în 1999. Este situat la granița regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky și se limitează la structura locală a regiunii de petrol și gaze Middle Ob cu același nume. De-a lungul orizontului reflectorizant „B”, înălțimea este conturată de o izolinie de 2890 m și are o suprafață de 400 km2. Fundația a fost descoperită de puțul nr. 409 la o adâncime de 3212 - 3340 m și este reprezentată de metamorfisme. roci de culoare verzuie. Depozitele din Jurasic inferior se află pe el cu neconformitate unghiulară și eroziune. Secțiunea principală a platformei este compusă din depozite jurasice și cretacice. Paleogenul este reprezentat de stadiul danez, Paleocen, Eocen și Oligocen. Grosimea zăcămintelor cuaternare ajunge la 50 m Baza permafrostului se remarcă la o adâncime de 280 m, acoperișul - la o adâncime de 100 m. În câmp, 13 zăcăminte de zăcăminte, rezervor-arc și ecranate litologic. au fost identificate tipuri, care sunt asociate cu nisipul. Yuteriv și lentile cilindrice. Rezervorul este din gresie granulară cu straturi intermediare de argilă. Aparține clasei de unic.