Приобское нефтяное месторождение

Приобское нефтяное месторождение Проект СОДЕРЖАНИЕ §1. Приобское нефтяное месторождение. ……………………………… 3 1.1. Свойства и состав нефти 1.2. Начальный дебит скважины 1.3. Типы и расположение скважин 1.4. Способ подъема нефти 1.5.Характериска коллектора 1.6.МУН, КИН §2.Подготовка нефти к переработке……………………………………. 14 §3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения………. 17 §4. Каталитический

крекинг…………………………………………… 20 §5.Каталитический риформинг…………………………………………. 21 Библиографический список……………………………………………... 23 §1.Приобское нефтяное месторождение. Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное.

Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76).

По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и

находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин. Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг) Элемент медь никель ванадий марганец хром Максимум 0,567 12,95 73,0 0,857 0,488 Минимум 0,059 2,02 21,5 0,012 0,009 Среднее 0,224 4,695 41,1 0,115 0,102 Начальный дебит действующих нефтяных скважин