Historie ložiska Priobskoye. Abstrakt: Ropné pole Priobskoye


Priobskoye pole na mapa KhMAO se objevila v roce 1985, kdy byla její levobřežní část objevena vrtem číslo 181. Geologové dostávali výron ropy o objemu 58 metrů krychlových za den. O čtyři roky později se začalo s vrtáním na levém břehu a komerční provoz prvního vrtu na pravém břehu řeky byl zahájen o 10 let později.

Charakteristika Priobskoye pole

Pole Priobskoye leží blízko hranic oblastí ropy a zemního plynu Salym a Lyaminsky.

Vlastnosti ropy z naleziště Priobskoye umožňují klasifikovat ji jako nízkopryskyřičnou (parafíny na úrovni 2,4-2,5 procenta), ale zároveň s vysokým obsahem síry (1,2-1,3 procenta), což vyžaduje další čištění a snižuje ziskovost. Viskozita ložiskového oleje je na úrovni 1,4-1,6 mPa*s a tloušťka zásobníků dosahuje od 2 do 40 metrů.

Pole Priobskoye, jehož vlastnosti jsou jedinečné, má geologicky oprávněné zásoby ve výši pěti miliard tun. Z toho je 2,4 miliardy prokázaných a vymahatelných. V roce 2013 byl odhad vytěžitelných zásob na poli Priobskoye více než 820 milionů tun.

Do roku 2005 dosahovala denní produkce vysokých čísel – 60,2 tisíc tun za den. V roce 2007 bylo vytěženo přes 40 milionů tun.

Dodnes byla v terénu vyvrtána asi tisícovka těžebních a téměř 400 injekčních vrtů. Nádrže ropného pole Priobskoye se nacházejí v hloubce 2,3,2,6 kilometru.

V roce 2007 dosáhl roční objem výroby kapalných uhlovodíků na poli Priobskoye 33,6 milionů tun (nebo více než 7 % celkové produkce v Rusku).

Ropné pole Priobskoye: rysy vývoje

Zvláštností vrtání je, že keře pole Priobskoye se nacházejí na obou stranách řeky Ob a většina z nich se nachází v nivě řeky. Na tomto základě je Priobskoje rozděleno na jižní a severní Priobskoje. V období jaro-podzim je území ložiska pravidelně zaplavováno povodňovou vodou.

Toto uspořádání bylo důvodem, že jeho části mají různé vlastníky.

Ze severního břehu řeky se rozvíjí Juganskněftegaz (struktura, která po Jukosu přešla do Rosněfti) a z jihu jsou oblasti, které rozvíjí společnost Khantos, struktura Gazpromněft (kromě Priobskoje se zabývá i s projektem Palyanovsky). V jižní části pole Priobskoye byly dceřiné společnosti Russněftu, společnosti Aki Otyr, přiděleny nevýznamné licenční oblasti pro bloky Verkhne- a Sredne Shapshinskiy.

Tyto faktory spolu se složitou geologickou stavbou (mnohonásobné nádrže a nízká produktivita) umožňují charakterizovat pole Priobskoye jako obtížně přístupné.

Ale moderní technologie hydraulické štěpení, čerpáním velkého množství vodní směsi pod zem, může překonat tento problém. Všechny nově vyvrtané podložky pole Priobskoye jsou proto provozovány pouze s hydraulickým štěpením, což výrazně snižuje náklady na provoz a kapitálové investice.

Zároveň dochází k rozbití tří ropných zásobníků. Převážná část vrtů je navíc pokládána metodou progresivního shluku, kdy jsou boční vrty nasměrovány pod různými úhly. Na průřezu připomíná keř s větvemi směřujícími dolů. Tato metoda šetří uspořádání pozemků pro vrtání.

Technika klastrového vrtání se rozšířila, protože umožňuje ušetřit úrodná vrstva půdu a má malý vliv na životní prostředí.

Priobskoye pole na mapě

Pole Priobskoye na mapě Khanty-Mansijského autonomního okruhu je určeno pomocí následujících souřadnic:

  • 61°20′00″ severní šířky,
  • 70°18′50″ východní délky.

Priobskoje ložisko ropy se nachází pouhých 65 km od hlavního města autonomního okruhu - Chanty-Mansijsk a 200 km od města Neftejugansk. V oblasti rozvoje ložiska se nacházejí oblasti s osadami domorodých malých národností:

  • Chanty (asi polovina populace),
  • Nenets,
  • mansi,
  • Selkupy.

V regionu bylo vytvořeno několik přírodních rezervací, včetně Elizarovskiy (republikového významu), Vaspuholskiy, Shapshinskiy cedrový les. Od roku 2008 je v Chanty-Mansijském autonomním okruhu - Jugra (historický název oblasti s centrem v Samarově) zřízena přírodní památka "Lugovskie mamuti" o rozloze 161,2 ha, na jejímž místě se nacházejí fosilní opakovaně byly nalezeny pozůstatky mamutů a loveckých nástrojů z doby 10 až 15 tisíc let.

Ropné a plynové pole Priobskoye se geograficky nachází na území autonomního okresu Chanty-Mansi v oblasti Ťumeň Ruská Federace. Město nejblíže poli Priobskoye je Neftejugansk (nachází se 200 km východně od pole).

Pole Priobskoye bylo objeveno v roce 1982. Obor je charakterizován jako vícevrstvý, málo produktivní. Území je rozříznuto řekou Ob, bažinaté a většinou zaplavené během období povodní; zde jsou místa tření ryb. Jak je uvedeno v materiálech Ministerstva paliv a energetiky Ruské federace předložených Státní dumě, tyto faktory komplikují vývoj a vyžadují značné finanční zdroje používat nejnovější vysoce účinné a ekologické technologie.

Licence na rozvoj ložiska Priobskoye patří dceřiná společnost JSC "Rosneft", společnost "Rosneft-Yuganskneftegaz".

Podle výpočtů specialistů je rozvoj vkladu v rámci stávajícího daňového systému nerentabilní a nemožný. Podle podmínek PSA bude produkce ropy za 20 let činit 274,3 milionu tun, státní příjem - 48,7 miliardy dolarů.

Obnovitelné zásoby pole Priobskoye jsou 578 milionů tun ropy, plynu - 37 miliard metrů krychlových. Doba vývoje v rámci PSA je 58 let. Špičková úroveň produkce - 19,9 milionů tun. tun v 16. roce voj. Počáteční financování bylo plánováno na 1,3 miliardy $. Kapitálové náklady - 28 miliard dolarů, provozní náklady - 27,28 miliard dolarů. Pravděpodobné směry přepravy ropy z pole jsou Ventspils, Novorossijsk, Oděsa, Družba.

O možnosti společného rozvoje severní části pole Priobskoye diskutovali Yugansneftegaz a Amoso ​​v roce 1991. V roce 1993 se Amoso ​​účastnil mezinárodního výběrového řízení o právo využívat podloží na polích Khanty-Mansi Autonomous Okrug a byl uznán jako vítěz soutěže o výhradní právo stát se zahraničním partnerem ve vývoji pole Priobskoye spolu s Yuganskneftegaz.

V roce 1994 Yuganskneftegaz a Amoso ​​připravily a předložily vládě návrh dohody o sdílení výroby a Tenico-ekonomické a ekologické zdůvodnění projektu.

Počátkem roku 1995 byla vládě předložena dodatečná studie proveditelnosti, která byla v témže roce upravena ve světle nových údajů o ložisku.
V roce 1995 Ústřední komise pro rozvoj nalezišť ropy a ropy a zemního plynu Ministerstva paliv a energetiky Ruské federace a Ministerstva ochrany životní prostředí A přírodní zdroje Ruská federace schválila aktualizované schéma rozvoje oboru a environmentální části předprojektové dokumentace.

Tehdejší premiér Viktor Černomyrdin vydal dne 7. března 1995 příkaz k vytvoření vládní delegace zástupců Chanty-Mansijského autonomního okruhu a řady ministerstev a resortů k jednání o PSA při rozvoji severní části pole Priobskoye.

V červenci 1996 vydala smíšená rusko-americká komise pro hospodářskou a technickou spolupráci v Moskvě společné prohlášení o prioritách projektů v oblasti energetiky, mezi nimiž bylo konkrétně uvedeno pole Priobskoje. Společné prohlášení uvádí, že obě vlády vítají závazek uzavřít dohodu o sdílení produkce pro tento projekt do příštího zasedání komise v únoru 1997.

Koncem roku 1998 převzala partner Yuganskneftegaz v projektu rozvoje pole Priobskoye, americká společnost Amoso, britská společnost British Petroleum.

Počátkem roku 1999 společnost BP/Amoso ​​​​oficiálně oznámila své odstoupení od účasti na projektu rozvoje pole Priobskoye.

Etnická historie ložiska Priobskoye

Od starověku byla oblast ložiska obývána Chanty. Chanty vyvinul složité sociální systémy, nazývané knížectví, a v 11.-12. měli velká kmenová sídla s opevněnými hlavními městy, kterým vládla knížata a bránila je profesionální vojska.

K prvním známým kontaktům Ruska s tímto územím došlo v 10. nebo 11. století. V této době se začaly rozvíjet obchodní vztahy mezi Rusy a domorodým obyvatelstvem západní Sibiře, což přineslo kulturní změny do života domorodců. Objevilo se železné a keramické domácí náčiní a tkaniny a staly se materiální součástí života Chanty. Obchod s kožešinami získal velký význam jako prostředek k získání tohoto zboží.

V roce 1581 byla západní Sibiř připojena k Rusku. Knížata byla nahrazena carskou vládou a daně byly odváděny do ruské pokladny. V 17. století se na tomto území začali usazovat carští úředníci a vojáci (kozáci) a kontakty mezi Rusy a Chanty se dále rozvíjely. V důsledku užších kontaktů si Rusové a Chanty začali vzájemně osvojovat atributy svého způsobu života. Chantyové začali používat zbraně a pasti, někteří se po vzoru Rusů ujali chovu dobytka a koní. Rusové si od Chanty vypůjčili některé techniky lovu a rybolovu. Rusové získali pozemky a loviště od Chanty a XVIII století většina území Chanty byla prodána ruským osadníkům. Ruský kulturní vliv se rozšířil na počátku 18. století se zavedením křesťanství. Zároveň se stále zvyšoval počet Rusů a do konce 18. století ruské obyvatelstvo v této oblasti pětkrát převyšovalo Chanty. Většina rodin Chanty si vypůjčila znalosti od Rusů Zemědělství, chov dobytka a zahradnictví.

Asimilace Chanty do ruské kultury se urychlila s nastolením sovětské moci v roce 1920. Sovětská politika sociální integrace přinesla do regionu jediný systém vzdělání. Khanty děti byly obvykle posílány z rodin do internátních škol na dobu 8 až 10 let. Mnozí z nich se po absolvování školy již nemohli vrátit k tradičnímu způsobu života, aniž by k tomu měli potřebné dovednosti.

Kolektivizace, která započala ve 20. letech 20. století, měla významný dopad na etnografický charakter území. V 50.-60. letech začal vznik velkých JZD a několik malých osad zaniklo, když se obyvatelstvo sjednotilo do větších osad. V 50. letech se rozšířila smíšená manželství mezi Rusy a Chanty a téměř všichni Chanty narození po padesátých letech se narodili ve smíšených manželstvích. Od 60. let 20. století, kdy do regionu migrovali Rusové, Ukrajinci, Bělorusové, Moldavané, Čuvaši, Baškirové, Avaři a zástupci dalších národností, se procento Chanty ještě více snížilo. V současné době tvoří Chantyové o něco méně než 1 procento obyvatel autonomního okruhu Chanty-Mansi.

Kromě Chanty žijí na území Priobskoje pole Mansi (33 %), Něnci (6 %) a Selkupové (méně než 1 %).


Ropné pole Priobskoye bylo objeveno v roce 1982 vrtem č. 151 Glavtyumengeologiya.
Týká se distribuovaného podloží fondu. Licence byla registrována OOO Yuganskneftgegaz a NK Sibneft-Yugra v roce 1999. Nachází se na hranici ropných a plynárenských oblastí Salym a Ljaminskij a je omezena na stejnojmennou místní strukturu v ropné a plynárenské oblasti Sredneobskaja. Podle reflexního horizontu "B" je stoupání konturováno izočárou - 2890 m a má plochu 400 km2. Založení bylo otevřeno vrtem č. 409 v hloubkovém intervalu 3212 - 3340 m a je reprezentováno metamorfózami. skály nazelenalé barvy. Leží na něm ložiska spodní jury s úhlovou nekonformitou a erozí. Hlavní plošinová část se skládá z jurských a křídových usazenin. Paleogén je zastoupen dánským stupněm, paleocénem, ​​eocénem a oligocénem. Mocnost kvartérních usazenin dosahuje 50 m. Dno permafrostu je zaznamenáno v hloubce 280 m, střecha - v hloubce 100 m. yuteriva a soudkové čočky. Nádrž tvoří zrnité pískovce s mezivrstvami jílů. Patří do jedinečné třídy.

Ropné pole Priobskoye

§jeden. Ropné pole Priobskoye. …………………………………………

1.1. Vlastnosti a složení oleje

1.2. Počáteční rychlost průtoku studnou

1.3. Druhy a umístění studní

1.4. Metoda zvedání oleje

1.5 Charakteristika kolektoru

1.6.MĚSÍC, KIN

§2 Příprava oleje ke zpracování………………………………………….

§3 Primární rafinace ropy na poli Priobskoye……….

§4. Katalytické krakování …………………………………………………

§5. Katalytické reformování……………………………………………….

Bibliografický seznam ………………………………………………………

§1.Priobskoye ropné pole.

Priobskoje- největší pole na západní Sibiři se administrativně nachází v Chanty-Mansijské oblasti ve vzdálenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejugansku. Je rozděleno řekou Ob na dvě části – levý a pravý břeh. Vývoj levého břehu začal v roce 1988, pravého břehu - v roce 1999. Geologické zásoby se odhadují na 5 miliard tun. Prokázané a vytěžitelné zásoby se odhadují na 2,4 miliardy tun. Otevřeno v roce 1982. Ložiska v hloubce 2,3-2,6 km. Hustota oleje je 863-868 kg/m3 (druh oleje je střední, protože se pohybuje v rozmezí 851-885 kg/m 3 ), obsah parafinů je střední (2,4-2,5 %) a obsah síry je 1,2-1,3 % (patří do třídy sirných olejů třídy 2 dodávaných do rafinérie v souladu s GOST 9965-76). Ke konci roku 2005 bylo v terénu 954 těžebních a 376 injektážních vrtů. Produkce ropy na poli Priobskoye v roce 2007 dosáhla 40,2 milionu tun, z toho Rosněft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milionu tun. Mikroprvkové složení ropy je důležitou charakteristikou tohoto typu suroviny a nese různé geochemické informace o stáří ropy, podmínkách vzniku, původu a migračních trasách a je široce používáno pro identifikaci ropných polí, optimalizaci strategie vyhledávání ložisek, oddělení výroby společně provozovaných vrtů.

Stůl 1. Rozsah a průměrná hodnota obsahu mikroprvků oleje Priobskaya (mg/kg)

Počáteční provozní průtok ropné vrty je od 35 t/den. až 180 t/den. Umístění studní je seskupené. Faktor výtěžnosti oleje 0,35.

Shluk vrtů je takové uspořádání, kdy jsou ústí blízko sebe na stejném technologickém místě a dna vrtů jsou v uzlech rozvojové mřížky nádrže.

V současné době je většina těžebních vrtů vrtána v klastrech. To je vysvětleno skutečností, že klastrové vrtání polí může výrazně snížit velikost oblastí, které zabírají vrtné a následně těžební vrty, silnice, elektrické vedení a potrubí.

Tato výhoda je zvláště důležitá při výstavbě a provozu studní na úrodných pozemcích, v přírodních rezervacích, v tundře, kde se po několika desetiletích obnovuje narušená povrchová vrstva země, v bažinatých oblastech, což komplikuje a značně zvyšuje náklady stavebních a montážních prací vrtných a provozních zařízení. Padové vrty jsou také nezbytné, když je potřeba otevřít ložiska ropy pod průmyslovými a občanskými stavbami, pod dnem řek a jezer, pod šelfovou zónou od břehu a nadjezdů. Zvláštní místo zaujímá klastrová výstavba vrtů na území Ťumenu, Tomska a dalších regionů západní Sibiře, což umožnilo úspěšně provést výstavbu ropných a plynových vrtů na zásypových ostrovech ve vzdáleném, bažinatém a osídleném kraj.

Umístění vrtů ve studniční podložce závisí na terénních podmínkách a navrženém způsobu komunikace mezi podložkou studny a základnou. Keře, které nejsou spojeny trvalými komunikacemi se základnou, jsou považovány za místní. V některých případech mohou být keře základní, když se nacházejí na dálnicích. Na místních vrtných podložkách jsou zpravidla uspořádány ve tvaru vějíře ve všech směrech, což umožňuje mít na studniční podložce maximální počet jamek.

Vrtné a pomocné zařízení je namontováno tak, že při přemisťování vrtné soupravy z jedné studny do druhé zůstávají vrtná čerpadla, jímací jámy a část zařízení pro čištění, chemickou úpravu a přípravu výplachové kapaliny v klidu až do dokončení konstrukce všech (nebo části) jamek na této podložce jamek.

Počet jamek v klastru se může lišit od 2 do 20-30 nebo více. Navíc, čím více vrtů v podložce, tím větší je odchylka spodních vrtů od ústí vrtů, délka vrtu se zvětšuje, délka vrtu se zvětšuje, což vede ke zvýšení nákladů na vrtání vrtu. Navíc hrozí nebezpečí setkání s kmeny. Proto je nutné vypočítat požadovaný počet jamek ve shluku.

Hluboký čerpací způsob výroby ropy je způsob, při kterém se stoupání kapaliny z vrtu na povrch provádí pomocí tyče a bez tyče čerpací jednotky různé typy.
Na poli Priobskoye se používají elektrická odstředivá čerpadla - bezpístnicové čerpadlo s hlubokým vrtem, skládající se z vícestupňového (50-600 stupňů) odstředivého čerpadla umístěného vertikálně na společné hřídeli, elektromotoru (asynchronní elektromotor plněný dielektrickým olejem ) a chránič, který slouží k ochraně elektromotoru před vniknutím kapaliny do něj. Motor je poháněn pancéřovým kabelem, který je spuštěn spolu s trubkami čerpadla. Frekvence otáčení hřídele motoru je asi 3000 ot./min. Čerpadlo je ovládáno na povrchu pomocí řídicí stanice. Výkon elektrického odstředivého čerpadla se pohybuje od 10 do 1000 m3 kapaliny za den s účinností 30-50%.

Instalace elektrického odstředivého čerpadla zahrnuje podzemní a povrchová zařízení.
Instalace hlubinného elektrického odstředivého čerpadla (ESP) má na povrchu vrtu pouze řídicí stanici s výkonovým transformátorem a vyznačuje se přítomností vysokého napětí v napájecím kabelu spuštěném do vrtu spolu s potrubím. Vysoce produktivní vrty s vysokým tlakem v zásobníku jsou provozovány elektrickými odstředivými čerpacími jednotkami.

Pole je odlehlé, těžko přístupné, 80 % území se nachází v nivě řeky Ob a je v období povodní zatopeno. Pole se vyznačuje složitou geologickou stavbou - složitá struktura pískových těles co do plochy a průřezu, vrstvy jsou hydrodynamicky slabě propojeny. Nádrže produktivních formací se vyznačují:

Nízká propustnost;

Nízká zrnitost;

Zvýšený obsah jílu;

Vysoká pitva.

Pole Priobskoye se vyznačuje složitou strukturou produkčních horizontů jak z hlediska plochy, tak sekcí. Zásobníky horizontů AC10 a AC11 jsou středně a málo produktivní a AC12 jsou anomálně nízko produktivní. Geologické a fyzikální charakteristiky produkčních vrstev pole naznačují nemožnost rozvoje pole bez aktivního ovlivňování jeho produktivních vrstev a bez použití metod stimulace produkce. To potvrzuje zkušenosti z vývoje operační oblast levobřežní část.

Hlavní geologické a fyzikální charakteristiky pole Priobskoye pro posouzení použitelnosti různé metody dopady jsou:

1) hloubka produktivních vrstev - 2400-2600 m,

2) ložiska jsou litologicky odstíněna, přirozený režim je elastický, uzavřený,

3) tloušťka vrstev AC 10, AC 11 a AC 12, v tomto pořadí, až do 20,6, 42,6 a 40,6 m.

4) počáteční tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

5) formovací teplota - 88-90°С,

6) nízká propustnost nádrží, průměrné hodnoty podle výsledků

7) vysoká laterální a vertikální heterogenita útvarů,

8) viskozita oleje v nádrži - 1,4-1,6 mPa*s,

9) saturační tlak oleje 9-11 MPa,

10) olej naftenické řady, parafinický a nízkopryskyřičný.

Srovnáním prezentovaných údajů se známými kritérii pro efektivní využití metod stimulace nádrží lze poznamenat, že i bez podrobné analýzy lze výše uvedené metody pro pole Priobskoye vyloučit z výše uvedených: tepelné metody a zaplavení polymerem (jako způsob vytlačování ropy z nádrží). Tepelné metody se používají pro nádrže s vysokoviskózními oleji a v hloubkách do 1500-1700 m. používají se vyšší teploty, drahé, speciální polymery).

Zkušenosti z rozvíjejících se tuzemských i zahraničních oborů ukazují, že zaplavování je poměrně dost účinná metoda dopad na nízkopropustné nádrže s přísným dodržováním nezbytných požadavků na technologii jeho realizace. Mezi hlavní důvody, které způsobují snížení účinnosti zaplavení nízkopropustných útvarů, patří:

Zhoršení filtračních vlastností hornin v důsledku:

bobtnání jílových složek horniny při kontaktu s injektovanou vodou,

Zanesení kolektoru jemnými mechanickými nečistotami ve vstřikované vodě,

Srážení solných usazenin v porézním prostředí kolektoru při chemické interakci vstřikované a formovací vody,

Snížení krytí nádrže zatopením v důsledku tvorby trhlin kolem injektážních vrtů - protržení a jejich šíření do hloubky

Významná citlivost na charakter smáčivosti hornin injektovanou látkou Významné snížení propustnosti nádrže v důsledku srážení parafínu.

Projev všech těchto jevů v nádržích s nízkou propustností způsobuje výraznější důsledky než v horninách s vysokou propustností.

Pro eliminaci vlivu těchto faktorů na proces zaplavování je vhodné technologických řešení: optimální rastry studní a technologické režimy provozu studní, vstřikování vody požadovaného druhu a složení do nádrží, její vhodná mechanická, chemická a biologická úprava, jakož i přidávání speciálních složek do vody.

Pro pole Priobskoye by mělo být za hlavní metodu léčby považováno zaplavení.

Použití roztoků povrchově aktivních látek v terénu bylo odmítnuto, především kvůli nízké účinnosti těchto činidel v nádržích s nízkou permeabilitou.

Pro pole Priobskoye nelze doporučit alkalické zaplavení z následujících důvodů:

Hlavním z nich je převládající strukturní a vrstevnatý jílovitý obsah nádrží. Jílové agregáty jsou zastoupeny kaolinitem, chloritem a hydroslídou. Interakce alkálie s jílovým materiálem může vést nejen k bobtnání hlíny, ale také k destrukci horniny. Alkalický roztok nízké koncentrace zvyšuje koeficient bobtnání jílů 1,1-1,3krát a snižuje propustnost horniny 1,5-2krát ve srovnání se sladkou vodou, což je kritické pro nádrže s nízkou propustností v poli Priobskoye. Použití roztoků o vysoké koncentraci (snižující bobtnání jílů) aktivuje proces destrukce horniny.

Oblíbenou technologií ruských naftařů je hydraulické štěpení: kapalina se do vrtu čerpá pod tlakem až 650 atm. tvořit trhliny ve skále. Trhliny jsou fixovány umělým pískem (propant): neumožňuje jejich uzavření. Přes ně prosakuje ropa do vrtu. Podle LLC SibNIINP vede hydraulické štěpení ke zvýšení přítoku ropy na polích západní Sibiře z 1,8 na 19krát.

V současnosti se společnosti produkující ropu, provádějící geologické a technické činnosti, omezují především na používání standardních technologií hydraulického štěpení (HF) využívajících gelový vodný roztok na bázi polymerů. Tyto roztoky, stejně jako zabíjející kapaliny, stejně jako vrtné kapaliny, způsobují značné poškození útvaru a samotného zlomu, což výrazně snižuje zbytkovou vodivost zlomů a v důsledku toho produkci ropy. Formace a ucpávání lomů má zvláštní význam v polích s aktuálním formovacím tlakem menším než 80 % původního.

Z technologií používaných k řešení tohoto problému se rozlišují technologie využívající směs kapaliny a plynu:

Pěnové (například nitridované) kapaliny s obsahem plynu menším než 52 % z celkového objemu směsi;

Pěnové hydraulické štěpení – více než 52 % plynu.

Po přezkoumání technologií dostupných na ruském trhu a výsledků jejich implementace si specialisté společnosti Gazpromneft-Khantos LLC vybrali štěpení pěny a nabídli Schlumbergerovi, aby provedl pilotní práci (PW). Na základě jejich výsledků bylo provedeno posouzení účinnosti pěnového hydraulického štěpení na poli Priobskoye. Pěnové štěpení je stejně jako klasické štěpení zaměřeno na vytvoření lomu ve souvrství, jehož vysoká vodivost zajišťuje tok uhlovodíků do vrtu. Při štěpení pěny se však v důsledku náhrady (v průměru 60 % objemu) části zgelovatělého vodného roztoku stlačeným plynem (dusíkem nebo oxidem uhličitým) výrazně zvyšuje propustnost a vodivost lomů. Výsledkem je, že stupeň poškození formace je minimální. Ve světové praxi byla nejvyšší účinnost použití pěnových kapalin pro hydraulické štěpení již zaznamenána u vrtů, kde energie rezervoáru nestačí k vytlačení vyčerpané kapaliny z hydraulického štěpení do vrtu během jeho vývoje. To platí pro nové i stávající zásoby vrtů. Například ve vybraných vrtech na poli Priobskoye poklesl tlak v nádrži na 50 % původní hodnoty. Při provádění štěpení pěny pomáhá stlačený plyn, který byl vstřikován jako součást pěny, vytlačit vyčerpanou tekutinu z formace, což zvyšuje objem spotřebované tekutiny a zkracuje dobu

dobře vývoj. Pro práci na poli Priobskoye byl dusík vybrán jako nejuniverzálnější plyn:

Široce se používá při vývoji studní se stočeným potrubím;

Inertní;

Kompatibilní s kapalinami pro hydraulické štěpení.

Po dokončení prací provedla firma Schlumberger kompletaci studny, která je součástí služby „pěna“. Charakteristickým rysem projektu byla realizace pilotních prací nejen v novém, ale i ve stávajícím zásobním fondu vrtů, v nádržích se stávajícími hydraulickými lomy z prvních zakázek, tzv. refractioning. Jako kapalná fáze pěnové směsi byl zvolen zesíťovaný polymerní systém. Výsledná pěnová směs úspěšně pomáhá řešit problémy se zachováním vlastností ceny

bojová zóna. Koncentrace polymeru v systému je pouze 7 kg/t propantu, pro srovnání ve vrtech nejbližšího prostředí - 11,8 kg/t.

V současné době můžeme zaznamenat úspěšnou realizaci pěnového hydraulického štěpení pomocí dusíku ve vrtech formací AC10 a AC12 v poli Priobskoye. Velká pozornost byla věnována práci ve stávající zásobě vrtů, protože opakované hydraulické štěpení umožňuje zapojit do vývoje nové vrstvy a mezivrstvy, které nebyly dříve vývojem ovlivněny. Pro analýzu účinnosti pěnového hydraulického štěpení byly jejich výsledky porovnány s výsledky získanými ze sousedních vrtů, ve kterých bylo prováděno konvenční hydraulické štěpení. Nádrže měly stejnou tloušťku nasycenou olejem. Skutečný průtok kapaliny a oleje ve vrtech po pěnovém hydraulickém štěpení při průměrném sacím tlaku čerpadla 5 MPa převyšoval průtok sousedních vrtů o 20, respektive 50 %. po pěnovém hydraulickém štěpení je v průměru 8,9 MPa, v okolních vrtech - 5,9 MPa. Přepočet potenciálu vrtu pro ekvivalentní tlak umožňuje vyhodnotit účinek pěnového hydraulického štěpení.

Pilotní práce s pěnovým hydraulickým štěpením v pěti vrtech na poli Priobskoye ukázaly účinnost metody jak ve stávající, tak v nové zásobě vrtů. Vyšší sací tlak čerpadla ve vrtech po použití pěnových směsí ukazuje na tvorbu lomů s vysokou vodivostí v důsledku pěnového hydraulického štěpení, které zajišťuje další produkci ropy z vrtů.

V současné době vývoj severní části pole provádí LLC RN-Yuganskneftegaz, ve vlastnictví společnosti Rosněfť a jižní - Gazpromneft-Khantos LLC, vlastněná společností Gazprom Neft.

Rozhodnutím guvernéra KhMAO získalo pole status „Území zvláštního postupu pro využití podloží“, což určilo zvláštní přístup naftařů k rozvoji pole Priobskoye. Nedostupnost rezervací, křehkost ekosystému ložiska vedly k použití nejnovějších ekologických technologií. 60 % území pole Priobskoye se nachází v zatopené části nivy řeky Ob, při výstavbě vrtů, tlakových ropovodů a podvodních přechodů se používají technologie šetrné k životnímu prostředí.

Objekty lokality umístěné na území ložiska:

Přečerpávací stanice - 3

Vícefázová čerpací stanice Sulzer - 1

· Klastrové čerpací stanice pro čerpání pracovní látky do formace - 10

Plovoucí čerpací stanice - 4

Dílny na přípravu a čerpání oleje - 2

Jednotka separace oleje (USN) - 1

V květnu 2001 byla na podložce 201 na pravém břehu pole Priobskoje instalována unikátní vícefázová čerpací stanice Sulzer. Každé čerpadlo instalace je schopno přečerpat 3,5 tisíce metrů krychlových kapaliny za hodinu. Areál obsluhuje jeden operátor, všechna data a parametry se zobrazují na monitoru počítače. Stanice je jediná v Rusku.

Nizozemská čerpací stanice "Rosskor" byla vybavena na poli Priobskoye v roce 2000. Je určen pro vnitropolní čerpání vícefázové kapaliny bez použití světlic (aby se zabránilo souvisejícímu vzplanutí plynu v záplavové oblasti řeky Ob).

Závod na zpracování vrtných řízků na pravém břehu pole Priobskoye vyrábí silikátové cihly, které se používají jako stavební materiál pro stavbu silnic, základové desky atd. K vyřešení problému využití přidruženého plynu vyrobeného na poli Priobskoye byla na poli Prirazlomnoye postavena první elektrárna s plynovou turbínou v autonomním okruhu Chanty-Mansi, která dodává elektřinu do polí Priobskoye a Prirazlomnoye.

Přenosové vedení energie postavené přes Ob nemá obdoby, jehož rozpětí je 1020 ma průměr drátu speciálně vyrobeného ve Velké Británii je 50 mm.

§ 2. Příprava oleje ke zpracování

Surová ropa těžená z vrtů obsahuje přidružené plyny (50-100 m 3 /t), formační vodu (200-300 kg/t) a minerální soli rozpuštěné ve vodě (10-15 kg/t), které nepříznivě ovlivňují dopravu, skladování a následné zpracování. Příprava oleje ke zpracování proto nutně zahrnuje následující operace:

Odstranění souvisejících (v oleji rozpuštěných) plynů nebo stabilizace oleje;

Odsolování oleje;

Dehydratace (dehydratace) oleje.

Stabilizace oleje - ropa z oblasti Ob obsahuje značné množství rozpuštěných lehkých uhlovodíků. Při přepravě a skladování oleje se mohou uvolnit, v důsledku čehož se změní složení oleje. Aby nedocházelo ke ztrátám plynu as ním i lehkých benzinových frakcí a ke znečišťování ovzduší, musí být tyto produkty z ropy před zpracováním extrahovány. Podobný proces oddělování lehkých uhlovodíků z ropy ve formě přidruženého plynu se nazývá stabilizace olej. Stabilizace ropy na poli Priobskoye se provádí separační metodou přímo v oblasti její produkce na měřicích jednotkách.

Přidružený plyn se od oleje odděluje vícestupňovou separací v odlučovačích plynů, ve kterých se postupně snižuje tlak a průtok oleje. V důsledku toho dochází k desorpci plynů, spolu s nimiž se odstraňují těkavé kapalné uhlovodíky a následně kondenzují za vzniku „plynového kondenzátu“. Při separační metodě stabilizace zůstávají v oleji až 2 % uhlovodíků.

Odsolení a dehydratace olej- odstraňování solí a vody z ropy probíhá v polních úpravnách ropy a přímo v ropných rafinériích (rafinériích).

Podívejme se na zařízení elektrosolných instalací.

Olej z napájecí nádrže 1 s přídavkem deemulgátoru a slabého alkalického roztoku nebo roztoku sody prochází výměníkem 2 tepla, je ohříván v ohřívači 3 a vstupuje do směšovače 4, ve kterém se k oleji přidává voda. Výsledná emulze postupně prochází elektrickými dehydrátory 5 a 6, ve kterých se od oleje oddělí většina vody a v ní rozpuštěných solí, čímž se jejich obsah sníží 8-10krát. Odsolený olej prochází tepelným výměníkem 2 a po ochlazení v chladničce 7 vstupuje do sběrače 8. Voda oddělená v elektrických dehydrátorech se usazuje v odlučovači oleje 9 a je posílána k čištění a oddělený olej je přidán do olej dodávaný do CDU.

Procesy odsolování a dehydratace ropy jsou spojeny s nutností rozbít emulze, které tvoří voda s olejem. Na polích se přitom ničí emulze přírodního původu vzniklé v procesu výroby oleje a v závodě se ničí umělé emulze získané opakovaným promýváním oleje vodou, aby se z něj odstranily soli. Po úpravě se obsah vody a chloridů kovů v oleji sníží v prvním stupni na 0,5-1,0 % a 100-1800 mg/l, v druhém stupni a ve druhém stupni na 0,05-0,1 % a 3-5 mg/l l.

Pro urychlení procesu lámání emulzí je nutné podrobit olej dalším vlivům zaměřeným na zhrubnutí vodních kapiček, zvýšení rozdílu hustoty a snížení viskozity oleje.

V oleji Ob se používá zavádění látky (demulgátoru) do oleje, díky čemuž je usnadněno oddělení emulze.

A pro odsolování oleje se olej promyje čerstvou sladkou vodou, která nejen vyplaví soli, ale také hydromechanicky působí na emulzi.

§ 3 Primární rafinace ropy na poli Priobskoye

Ropa je směs tisíců různých látek. Kompletní složení olejů i dnes, kdy jsou k dispozici nejsofistikovanější prostředky analýzy a kontroly: chromatografie, nukleární magnetická rezonance, elektronové mikroskopy - zdaleka ne všechny tyto látky jsou zcela určeny. Ale navzdory skutečnosti, že složení ropy zahrnuje téměř všechny chemické prvky tabulky D.I. Mendělejev, jeho základ je stále organický a skládá se ze směsi uhlovodíků různých skupin, které se od sebe liší svou chemickou a fyzikální vlastnosti. Bez ohledu na složitost a složení začíná rafinace oleje primární destilací. Obvykle se destilace provádí ve dvou stupních - s mírným přetlakem blízkým atmosférickému a ve vakuu, přičemž se k ohřevu surovin používají trubkové pece. Zařízení pro primární rafinaci ropy se proto nazývají AVT - atmosféricko-vakuové trubice.

Oleje z pole Priobskoye mají potenciálně vysoký obsah ropných frakcí, proto se primární rafinace ropy provádí podle bilance palivového oleje a probíhá ve třech fázích:

Atmosférická destilace pro získání palivových frakcí a topného oleje

Vakuová destilace topného oleje pro získání úzkých ropných frakcí a dehtu

Vakuová destilace směsi topného oleje a dehtu za účelem získání široké ropné frakce a těžkého zbytku používaného pro výrobu bitumenu.

Destilace ropy Priobskaya se provádí v atmosférických trubkových jednotkách podle schématu s jediným odpařováním, tj. s jednou komplexní destilační kolonou s bočními stripovacími sekcemi - to je energeticky nejvýhodnější, protože Olej Priobskaya plně splňuje požadavky při použití takové instalace: relativně nízký obsah benzínu (12-15%) a výtěžnost frakcí do 350 0 С není větší než 45%.

Surový olej ohřátý horkými proudy ve výměníku tepla 2 se posílá do elektrického dehydrátoru 3. Odtud je odsolený olej čerpán přes výměník tepla 4 do pece 5 a dále do destilační kolony 6, kde se jednou odpaří a rozdělí na potřebné zlomky. V případě odsoleného oleje není ve schématech instalací žádný elektrický dehydrátor.

Při vysokém obsahu rozpuštěného plynu a nízkovroucích frakcí v oleji je jeho zpracování podle takového schématu jednorázového odpařování bez předběžného odpařování obtížné, protože v napájecím čerpadle a ve všech zařízeních umístěných v okruhu proti proudu vzniká zvýšený tlak. pec. Navíc se tím zvyšuje zatížení pece a destilační kolony.

Hlavním účelem vakuové destilace topného oleje je získat širokou frakci (350 - 550 0С a výše) - suroviny pro katalytické procesy a destiláty pro výrobu olejů a parafinů.

Topný olej je čerpán čerpadlem přes soustavu výměníků tepla do trubkové pece, kde se zahřeje na 350°-375°, a vstupuje do destilační vakuové kolony. Vakuum v koloně je vytvářeno parními tryskovými ejektory (zbytkový tlak 40-50 mm). Vodní pára se přivádí do spodní části kolony. Olejové destiláty jsou odebírány z různých pater kolony, procházejí výměníky tepla a chladiči. Ze dna kolony se vypouští zbytek – dehet.

Olejové frakce izolované z ropy jsou čištěny selektivními roztoky – fenolem nebo furfuralem, aby se odstranily některé pryskyřičné látky, a poté zbaveny vosku pomocí směsi methylethylketonu nebo acetonu s toluenem pro snížení bodu tuhnutí oleje. Zpracování ropných frakcí je ukončeno následnou úpravou bělícími jíly. Nedávné ropné technologie používají hydrorafinační procesy místo jílů.

Materiálová bilance atmosférické destilace ropy Ob:

§4.Katalytické krakování

Katalytické krakování je nejdůležitější proces rafinace ropy, který významně ovlivňuje efektivitu rafinérie jako celku. Podstata procesu spočívá v rozkladu uhlovodíků, které jsou součástí suroviny (vakuový plynový olej) vlivem teploty za přítomnosti hlinitokřemičitanového katalyzátoru obsahujícího zeolit. Cílovým produktem jednotky KK je vysokooktanová složka benzinu s oktanovým číslem 90 bodů a více, její výtěžnost je od 50 do 65 % v závislosti na použitých surovinách, technologii a režimu. Vysoké oktanové číslo je způsobeno tím, že katalytické krakování také způsobuje izomerizaci. Procesem vznikají plyny obsahující propylen a butyleny, které se používají jako suroviny pro petrochemii a výrobu komponentů vysokooktanových benzinů, lehký plynový olej - složka nafty a topných paliv a těžký plynový olej - surovina pro výrobu sazí nebo složky topných olejů.
Průměrná kapacita moderních závodů je od 1,5 do 2,5 mil. tun, nicméně v závodech předních světových společností jsou provozy s kapacitou 4,0 mil. tun.
Klíčovou částí elektrárny je blok reaktor-regenerátor. Součástí jednotky je pec na ohřev surovin, reaktor, ve kterém přímo probíhají krakovací reakce, a regenerátor katalyzátoru. Účelem regenerátoru je vypálit koks vzniklý při krakování a usazený na povrchu katalyzátoru. Reaktor, regenerátor a vstupní jednotka suroviny jsou propojeny potrubím, kterým cirkuluje katalyzátor.
Kapacita katalytického krakování v ruských rafinériích v současnosti zjevně nestačí a právě zaváděním nových bloků se řeší problém s předpokládaným nedostatkem benzinu.

§ 4. Katalytické reformování

Rozvoj výroby benzinu je spojen s touhou zlepšit hlavní provozní vlastnost paliva – detonační odolnost benzinu, odhadovanou podle oktanového čísla.

Reformování se používá k současnému získání vysokooktanové základní složky motorových benzinů, aromatických uhlovodíků a plynu obsahujícího vodík.

U Priobskoyho oleje se reformování provádí na frakci, která se vyvaří v rozmezí 85-180 °C, a zvýšení bodu varu na konci varu podporuje tvorbu koksu a je proto nežádoucí.

Příprava reformingové suroviny - rektifikace na separované frakce, hydrorafinace k odstranění nečistot (dusík, síra, atd.), které otravují procesní katalyzátory.

Proces reformování využívá platinové katalyzátory. Vysoká cena platiny předurčila její nízký obsah v průmyslových reformovacích katalyzátorech a následně potřebu její efektivní využití. To je usnadněno použitím oxidu hlinitého jako nosiče, který je dlouho znám jako nejlepší nosič pro aromatizační katalyzátory.

Důležité bylo přeměnit hlinito-platinový katalyzátor na bifunkční reformovací katalyzátor, na kterém by probíhal celý komplex reakcí. K tomu bylo nutné dodat nosiči potřebné kyselé vlastnosti, čehož bylo dosaženo úpravou oxidu hlinitého chlorem.

Výhodou chlorovaného katalyzátoru je schopnost řídit obsah chloru v katalyzátorech a tím i jejich kyselost přímo za provozních podmínek.

S přechodem stávajících reformátorů na polymetalické katalyzátory se výkonnostní ukazatele zvýšily, protože. jejich cena je nižší, jejich vysoká stabilita umožňuje provádění procesu při nižším tlaku bez obav z koksování. Při reformování na polymetalických katalyzátorech by obsah následujících prvků v surovině neměl překročit 1 mg/kg síry, 1,5 mg/kg niklu a 3 mg/kg vody. Pokud jde o nikl, Priobskaya olej není vhodný pro polymetalické katalyzátory, proto se při reformování používají hliníko-platinové katalyzátory.

Typická materiálová bilance reformovací frakce je 85-180 °C při tlaku 3 MPa.

Bibliografický seznam

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Primární rafinace ropy (ch1), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geologie a rozvoj největších ropných a ropných a plynových polí v Rusku, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – o Priobye na Wikipedii

4. http://minenergo.gov.ru - Ministerstvo energetiky Ruské federace

5. Bannov P.G., Procesy rafinace ropy, TsNIITEneftekhim, M.: 2001

6. Boyko E.V., Chemie ropy a paliv, UlGTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html – Rosněfť, bulletin společnosti

Pole Priobskoye se nachází v centrální části Západosibiřské nížiny. Administrativně se nachází v Chanty-Mansijské oblasti, 65 km východně od města Chanty-Mansijsk a 100 km západně od města Chanty-Mansijsk. Neftejugansk.

V období 1978-1979. jako výsledek podrobných seismických průzkumů CDP MOV byl identifikován výzdvih Priobskoe. Od tohoto okamžiku začíná podrobné studium geologické stavby území: rozsáhlý rozvoj seismických průzkumů v kombinaci s hlubinnými vrtání.

K objevu pole Priobskoye došlo v roce 1982 v důsledku vrtání a testování vrtu 151, kdy byl získán komerční přítok olej s průtokem 14,2 m 3 /den na 4mm tlumivce z intervalů 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) a 2463-2467 m (formace AS 11 1) - 5,9 m 3 /den na dynamické hladině 1023 m.

Struktura Ob podle tektonické mapy pokryvu mezo-cenozoické platformy.

Západosibiřská geosyneklisa se nachází ve spojovací zóně Chanty-Mansijské deprese, Ljaminského megažlabu, salymských a západních Ljaminských zdvihových skupin.

Struktury I. řádu jsou komplikovány bobtnatými a kupolovitými vyvýšeninami II. řádu a samostatnými lokálními antiklinálními strukturami, které jsou předmětem prospekčních a průzkumných prací na olej A plyn.

Produktivní formace v poli Priobskoye jsou formace skupiny "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigraficky patří tyto vrstvy do křídových uloženin svrchní vartovské suity. Litologicky je svrchní vartovské souvrství složeno z častého a nerovnoměrného prokládání slínovců s pískovci a prachovci. Bahenní kameny jsou tmavě šedé, šedé se zelenkavým nádechem, prachovité, slídové. Pískovce a prachovce jsou šedé, jílovité, slídnaté, jemnozrnné. Mezi jílovci a pískovci jsou mezivrstvy jílovitých vápenců a sideritových konkrecí.

Skály obsahují zuhelnatělé rostlinné zbytky, vzácně mlži (inoceramy) špatně a středně zachovalé.

Propustné horniny produktivních útvarů mají severovýchodní a submeridiální úder. Téměř všechny nádrže se vyznačují zvýšením celkových efektivních tlouštěk, poměrem netto-brutto, zejména směrem k centrálním částem rozvojových zón nádrže, ke zvýšení vlastností nádrže, a proto je klastický materiál zpevněn ve východních oblastech. (pro vrstvy horizontu AC 12) a severovýchodní směry (pro horizont AC 11).

Horizon AS 12 je mocné pískové těleso protažené od jihozápadu k severovýchodu ve formě širokého pásu s maximálními efektivními mocnostmi až 42 m ve střední části (vrt 237). V tomto horizontu se rozlišují tři objekty: vrstvy AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .

Ložiska souvrství AC 12 3 jsou prezentována jako řetězec písčitých čočkovitých těles se severovýchodním úderem. Efektivní tloušťky se pohybují od 0,4 m do 12,8 m, s vyššími hodnotami spojenými s hlavním ložiskem.

Hlavní ložisko AS 12 3 bylo objeveno v hloubkách -2620 a -2755 m a je ze všech stran litologicky odstíněno. Rozměry ložiska jsou 34 x 7,5 km a výška 126 m.

Kauce AS 12 3 v prostoru studny. 241 byla objevena v hloubkách -2640-2707 m a je omezena na místní zdvih v Chanty-Mansijsku. Nádrž je ovládána ze všech stran zónami výměny nádrží. Velikost ložiska je 18 x 8,5 km, výška - 76 m.

Kauce AS 12 3 v prostoru studny. 234 byla odkryta v hloubkách 2632-2672 m a představuje pískovcovou čočku při západním poklesu Priobské struktury. Velikost ložiska je 8,5 x 4 km, výška 40 m, typ je litologicky stíněný.

Kauce AS 12 3 v prostoru studny. 15-C byl objeven v hloubkách 2664-2689 m v Selyarovsky strukturální římse. Rozměry litologicky očištěného ložiska jsou 11,5 x 5,5 km a výška je 28 m.

Ložisko AS 12 1-2 je hlavní, je největší v oboru. Je omezena na monoklinu komplikovanou lokálními zdvihy malé amplitudy (vrty 246, 400) s přechodovými zónami mezi nimi. Ze tří stran je omezena litologickými clonami a pouze na jihu (směrem k oblasti Vostochno-Frolovskaja) mají tendenci se rozvíjet nádrže. Vzhledem ke značným vzdálenostem je však hranice ložiska stále podmíněně omezena na linii procházející 2 km jižně od vrtu. 271 a 259. Nasycený olejem tloušťka se pohybuje v širokém rozmezí od 0,8 m (vrt 407) do 40,6 m (vrt 237) přítoků olej až 26 m 3 /den na 6mm tlumivce (jamka 235). Velikost ložiska je 45 x 25 km, výška - 176 m.

Záloha AS 12 1-2 v prostoru studny. 4-KhM byla objevena v hloubkách 2659-2728 m a je spojena s písečnou čočkou na severozápadním svahu Chanty-Mansijského místního zdvihu. Nasycený olejem tloušťka se pohybuje od 0,4 do 1,2 m. Velikost ložiska je 7,5 x 7 km, výška - 71 m.

Záloha AS 12 1-2 v prostoru studny. 330 otevřena v hloubkách 2734-2753 m Nasycený olejem mocnost se pohybuje od 2,2 do 2,8 m. Velikost ložiska je 11 x 4,5 km, výška - 9 m. Typ - litologicky stíněno.

Ložiska souvrství AC 12 0 - hlavní - byla objevena v hloubkách 2421-2533 m. Jde o čočkovité těleso orientované od jihozápadu k severovýchodu. Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 0,6 (vrt 172) do 27 m (vrt 262). přítoky olej až 48 m 3 / den na armaturu 8 mm. Rozměry litologicky prosítovaného ložiska jsou 41 x 14 km, výška 187 m. 331 byla objevena v hloubkách 2691-2713 ma je čočkou z písčitých hornin. nasycený olejem tloušťka v této studni je 10 m. Rozměry 5 x 4,2 km, výška - 21 m. Debet olej- 2,5 m 3 / den na Hd \u003d 1932 m.

Ložisko souvrství AS 11 2-4 je litologicky stíněného typu, je jich celkem 8, objeveno 1-2 vrty. Plošně se ložiska nacházejí ve formě 2 řetězců čoček ve východní části (nejvyvýšenější) a na západě v ponořenější části monoklinální struktury. Nasycený olejem tloušťky na východě se ve srovnání se západními vrty zvyšují 2 a vícekrát. Celkový rozsah změny je od 0,4 do 11 m.

Ložisko souvrství AS 11 2-4 v prostoru vrtu 246 bylo objeveno v hloubce 2513-2555 m. Rozměry ložiska 7 x 4,6 km, výška 43 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 247 byla objevena v hloubce 2469-2490 m. Velikost ložiska je 5 x 4,2 km, výška 21 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 251 byla objevena v hloubce 2552-2613 m. Velikost ložiska je 7 x 3,6 km, výška 60 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 232 byl objeven v hloubce 2532-2673m. Velikost ložiska je 11,5 x 5 km, výška 140 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 262 byl objeven v hloubce 2491-2501 m. Velikost ložiska je 4,5 x 4 km, výška - 10 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 271 bylo objeveno v hloubce 2550-2667 m. Velikost ložiska je 14 x 5 km.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 151 byl objeven v hloubce 2464-2501 m. Velikost ložiska je 5,1 x 3 km, výška - 37 m.

Ložisko formace AS 11 2-4 v oblasti vrtu 293 byl objeven v hloubce 2612-2652 m. Velikost ložiska je 6,2 x 3,6 km, výška 40 m.

Ložiska souvrství AC 11 1 jsou omezena především na hřebenovou část v podobě širokého pásu severovýchodního úderu, ohraničeného ze tří stran jílovými zónami.

Hlavní ložisko AS 11 1 je druhé v hodnotě v poli Priobskoye, bylo objeveno v hloubkách 2421-2533 m. 259. Debety olej se pohybují od 2,46 m 3 /den při dynamické úrovni 1 195 m (vrt 243) do 118 m 3 /den přes 8 mm tlumivku (jamka 246). Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 0,4 m (vrt 172) do 41,6 (vrt 246). Velikost ložiska je 48 x 15 km, výška do 112 m, typ je litologicky stíněný.

Vklady formace AC 11 0. Formace AS 11 0 má velmi malou zónu vývoje rezervoáru ve formě čočkovitých těles omezených na ponořené části hřebene.

Kauce AS 11 0 v prostoru studny. 408 byla objevena v hloubce 2432-2501 m. Velikost ložiska je 10,8 x 5,5 km, výška 59 m, typ je litologicky stíněný. Debetní olej ze studny 252 činilo 14,2 m3/den pro Hd = 1410 m.

Kauce AS 11 0 v prostoru studny. 172 byla otevřena jedním vrtem v hloubce 2442-2446 m a má rozměry 4,7 x 4,1 km, výška - 3 m. Debet. olejčinil 4,8 m 3 / den pro Hd \u003d 1150 m.

Kauce AS 11 0 v prostoru studny. 461 měří 16 x 6 km. nasycený olejem mocnost se pohybuje od 1,6 do 4,8 m. Typ ložiska - litologicky stíněné. Debetní olej ze studny 461 činila 15,5 m 3 / den, Nd = 1145 m.

Kauce AS 11 0 v prostoru studny. 425 otevřena jednou studnou. nasycený olejem výkon - 3,6 m. Debet olejčinil 6,1 m 3 / den na Hd \u003d 1260 m.

Horizont AC 10 byl objeven v centrální zóně pole Priobskoye, kde je omezen na více ponořená místa v blízkosti hřebene a také na jihozápadní stranu struktury. Rozdělení horizontu na vrstvy AS 10 1, AS 10 2-3 (ve střední a východní části) a AS 10 2-3 (v západní části) je do jisté míry podmíněné a je dáno podmínkami výskytu. vznik těchto ložisek s přihlédnutím k litologickému složení hornin a fyzikálně chemické charakterizaci oleje.

Hlavní ložisko AS 10 2-3 bylo objeveno v hloubkách 2427-2721 m a nachází se v jižní části ložiska. Debety olej jsou v rozmezí od 1,5 m 3 /den na 8 mm tlumivce (jamka 181) do 10 m 3 /den na Hd = 1633 m (jamka 421). Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 0,8 m (vrt 180) do 15,6 m (vrt 181). Velikost ložiska je 31 x 11 km, výška až 292 m, ložisko je litologicky stíněno.

Záloha AS 10 2-3 v prostoru studny. 243 byl objeven v hloubkách 2393-2433 m. Debet olej je 8,4 m 3 /den při Hd = 1248 m (vrt 237). Nasycený olejem mocnost - 4,2 - 5 m. Rozměry 8 x 3,5 km, výška do 40 m. Typ ložiska - litologicky stíněné.

Záloha AS 10 2-3 v prostoru studny. 295 byla otevřena v hloubkách 2500-2566 m a je kontrolována zónami tvorby jílu. Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 1,6 do 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /den bylo získáno při Hd = 1100 m. Velikost ložiska je 9,7 x 4 km, výška 59 m.

Hlavní ložisko AS 10 1 bylo objeveno v hloubkách 2374-2492 m. 259 a 271. Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 0,4 (vrt 237) do 11,8 m (vrt 265). Debety olej: od 2,9 m 3 / den při Hd = 1064 m (vrt 236) do 6,4 m 3 / den na 2mm tlumivce. Velikost ložiska je 38 x 13 km, výška do 120 m, typ ložiska je litologicky stíněný.

Záloha AS 10 1 v prostoru studny. 420 byl objeven v hloubkách 2480-2496 m. Velikost ložiska je 4,5 x 4 km, výška 16 m.

Záloha AS 10 1 v prostoru studny. 330 byla objevena v hloubkách 2499-2528 m. Velikost ložiska je 6 x 4 km, výška 29 m.

Záloha AS 10 1 v prostoru studny. 255 byl objeven v hloubkách 2468-2469 m. Velikost ložiska je 4 x 3,2 km.

Úsek formace AS 10 je doplněn produktivní formací AS 10 0 . V rámci kterých byla identifikována tři ložiska, umístěná ve formě řetězce ponorkového úderu.

Záloha AC 10 0 v prostoru studny. 242 byl odkryt v hloubkách 2356-2427 m a je litologicky odstíněn. Debety olej jsou 4,9 - 9 m 3 / den při Hd-1261-1312 m. Nasycený olejem mocnost je 2,8 - 4 m. Rozměry ložiska 15 x 4,5 km, výška do 58 m.

Záloha AC 10 0 v prostoru studny. 239 byla objevena v hloubkách 2370-2433 m. Průtoky olej jsou 2,2 - 6,5 m 3 / den při Hd-1244-1275 m. Nasycený olejem mocnost je 1,6 -2,4 m. Velikost ložiska je 9 x 5 km, výška do 63 m.

Záloha AC 10 0 v prostoru studny. 180 byl odkryt v hloubkách 2388-2391 m a je litologicky odstíněn. nasycený olejem tloušťka - 2,6m. přítok olejčinil 25,9 m 3 / den při Hd-1070 m.

Čepice nad horizontem AC 10 je představována svazkem jílovitých hornin v rozmezí 10 až 60 m od východu k západu.

Písčito-bahnité horniny souvrství AS 9 mají omezené rozšíření a jsou prezentovány ve formě faciálních oken, tíhnoucích převážně k severovýchodním a východní části struktur, stejně jako k jihozápadnímu ponoru.

Ložisko formace AS 9 v oblasti studny. 290 byl objeven v hloubkách 2473-2548 m a je omezen na západní část ložiska. Nasycený olejem tloušťky se pohybují od 3,2 do 7,2 m. olej jsou 1,2 - 4,75 m 3 / den s Hd - 1382-1184 m. Velikost ložiska je 16,1 x 6 km, výška do 88 m.

Na východě ložiska byla objevena dvě malá ložiska (6 x 3 km). Nasycený olejem mocnost se pohybuje od 0,4 do 6,8 m. Přítoky olej 6 a 5,6 m 3 /den při Hd =1300-1258 m. Ložiska jsou litologicky odstíněna.

Neocomian produktivní vklady jsou doplněny vrstvou AC 7, která má velmi mozaikový vzor v umístění. ložisko oleje a vodonosné vrstvy.

Plošně největší východní ložisko formace AS 7 bylo objeveno v hloubkách 2291-2382 m. Ze tří stran je ohraničeno zónami výměny nádrží a na jihu je jeho hranice podmíněna a vedena podél linie procházející 2 km od vrtů 271 a 259. Ložisko je orientováno od jihozápadu až severovýchodu. přítoky olej: 4,9 - 6,7 m 3 / den na Hd \u003d 1359-875 m. Nasycený olejem mocnost se pohybuje od 0,8 do 7,8 m. Rozměry litologicky prosévaného ložiska jsou 46 x 8,5 km, výška do 91 m.

Záloha AS 7 v prostoru studny. 290 byl objeven v hloubce 2302-2328 m. Ložisko oleje tloušťky jsou 1,6 - 3 m. Ve studni. 290 přijato 5,3 m 3 / den olej při P = 15 MPA. Velikost ložiska je 10 x 3,6 km, výška 24 m.

Záloha AS 7 v prostoru studny. 331 byl odkryt v hloubce 2316-2345 m a je čočkovitým tělesem obloukovitého tvaru. Nasycený olejem tloušťka se pohybuje od 3 do 6 m. 331 přijatých přítoků olej 1,5 m 3 /den při Hd = 1511 m. Rozměry litologicky stíněného ložiska jsou 17 x 6,5 km, výška - 27 m.

Záloha AS 7 v prostoru studny. 243 byl objeven v hloubce 2254-2304 m. Nasycený olejem tloušťka 2,2-3,6 m. Rozměry 11,5 x 2,8 km, výška - 51m. Ve studni 243 přijato olej 1,84 m 3 / den na Nd-1362 m.

Záloha AS 7 v prostoru studny. 259 byla odkryta v hloubce 2300 m, jedná se o čočku z pískovců. nasycený olejem tloušťka 5,0 m. Rozměry 4 x 3 km.

Priobskoje pole

název

indikátory

Kategorie

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 120

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 110

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 100

AC 9

AC 7

Počáteční obnovitelné

zásoby, tisíce tun

Ne 1

Od 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Nahromaděné

kořist, tisíc tun

1006

Roční

kořist, tisíc tun

Dobře fond

hornictví

injekce

Systém

vrtání ven

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

3-řadý

Velikost mřížky

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

Hustota

studny

Stručná geologická a terénní charakteristika nádrží

Priobskoje pole

Parametry

Index

nádrž

Produktivní vrstva

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 120

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 110

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 100

AC 9

AC 7

Hloubka švové střechy, m

2620-2802

2536-2753

2495-2713

2464-2667

2421-2533

2442-2501

2393-2721

2374-2528

2356-2433

2393-2548

2254-2382

Absolutní výška švu, m

2587-2750

2504-2685

2460-2680

2423-2618

2388-2500

2400-2459

2360-2686

2340-2460

2322-2400

2357-2514

2220-2348

Absolutní známka VNK, m

Celková tloušťka švu, m

18.8

Efektivní tloušťka, m

11.3

10.6

nasycený olejem tloušťka, m

2.88

4.68

1.69

1.52

4.72

3.25

1.72

2.41

2.47

Poměr netto k brutto, akcie, jednotky

0.49

0.40

0.45

0.28

0.53

0.63

0.47

0.48

0.51

0.42

0.54

Petrofyzikální charakterizace nádrží

Parametry

Index

nádrž

Produktivní vrstva

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 120

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 110

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 100

AC 9

AC 7

Uhličitan,%

průměr min-mac

3.05

3.05

1.9-5.1

2.2-5.6

1.6-4.6

1.3-2.1

S velikostí zrna 0,5-0,25 mm

průměr min-mac

1.75

se zrnitostí 0,25-0,1 mm

průměr min-mac

35.45

35.9

38.5

42.4

41.4

28.7

se zrnitostí 0,1-0,01 mm

průměr min-mac

53.2

51.3

48.3

46.3

42.3

60.7

se zrnitostí 0,01 mm

průměr min-mac

11.0

10.3

15.3

třídící faktor,

průměr min-mac

1.814

1.755

1.660

1.692

Střední velikost zrna, mm

průměr min-mac

0.086

0.089

0.095

0.073

Obsah jílu,%

druh cementu

jílovitý, uhličitan-jílovitý, film-porézní.

Coeff. Otevřená pórovitost. podle jádra, zlomky jednotky

Ming-mak průměr

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

Coeff. propustnost jádra, 10-3 µm 2

průměr min-mac

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

Kapacita zadržování vody, %

průměr min-mac

Coeff. Otevřená pórovitost podle těžby, USD

Coeff. Propustnost pro těžbu dřeva, 10 -3 µm 2

Coeff. nasycení olejem dle GIS podíly jednotek

0.41

0.44

0.45

0.71

0.62

0.73

Počáteční tlak v zásobníku, MPa

25.73

25.0

25.0

25.54

26.3

Teplota v nádrži, С

Debetní olej podle výsledků seznamovací zkoušky. studna m3/den

Ming-mak průměr

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

Produktivita, m3/den MPa

průměr min-mac

2.67

2.12

4.42

1.39

Hydraulická vodivost, 10 -11 m -3 / Pa * sec.

průměr min-mac

58.9

55.8

55.1

28.9

38.0

34.6

Fyzikálně-chemické vlastnosti olej A plyn

Parametry

Index

nádrž

Produktivní vrstva

AC 12 3

AC 11 2-4

AC 10 1

Hustota olej v povrchu

podmínky,kg/m3

886.0

884.0

Hustota olej v podmínkách nádrže

Viskozita v povrchových podmínkách, mPa.s

32.26

32.8

29.10

Viskozita v podmínkách nádrže

1.57

1.41

1.75

Silikagelové pryskyřice

7.35

7.31

asfalteny

2.70

2.44

2.48

Síra

1.19

1.26

1.30

Parafín

2.54

2.51

2.73

bod tuhnutí olej, С 0

Teplota nasycení olej parafín, С 0

Výtěžek frakce, %

až 100 С 0

až 150 С 0

66.8

až 200 С 0

15.1

17.0

17.5

až 250 С 0

24.7

25.9

26.6

až 300 С 0

38.2

39.2

Komponentní složení olej(molárka

Koncentrace,%)

Karbonický plyn

0.49

0.52

0.41

Dusík

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

Isobutan

1.10

1.08

1.13

normální butan

3.65

3.86

4.37

Isopentan

1.19

1.58

1.25

normální pentan

2.18

2.15

2.29

С6+vyšší

57.94

55.78

59.30

Molekulová hmotnost, kg/mol

161.3

Tlak nasycení, mPa

6.01

Objemový poměr

1.198

1.238

1.209

Plyn faktor při podmíněném oddělení m 3 / t

Hustota plyn,kg/m3

1.242

1.279

1.275

Typ plyn

Komponentní složení ropný plyn

(molární koncentrace, %)

Dusík

1.43

1.45

1.26

Karbonický plyn

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

Isobutan

1.26

1.26

1.54

normální butan

3.24

3.50

4.72

Isopentan

0.49

0.67

0.65

pentan

0.71

0.73

0.95

С6+vyšší

0.60

0.63

0.74

Složení a vlastnosti formačních vod

vodonosný komplex

Produktivní vrstva

AC 120

AC 110

AC 10 1

Hustota vody v povrchových podmínkách, t/m3

Mineralizace, g/l

Typ vody

chlor-ka-

šikmý

Chlór

9217

Sodík+draslík

5667

Calliy

Hořčík

Bikarbonát

11.38

jód

47.67

Bróm

Bor

Amonius

40.0

Ropná pole Ruska
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Severní tři čtvrtiny pole kontrolovala společnost YUKOS prostřednictvím své dceřiné společnosti Yuganskneftegaz a těžbu ropy zahájila v roce 2000. V roce 2004 Yuganskneftegaz koupila společnost Rosněft, která je nyní provozní společností pro tuto část pole. Jižní čtvrtinu pole kontrolovala společnost Sibir energy, která zahájila společný podnik se společností Sibneft za účelem rozvoje pole, přičemž objemová výroba začala v roce 2003. Společnost Sibneft následně získala úplnou kontrolu nad polem prostřednictvím podnikového manévru, aby rozředila holding Sibir. nyní většinově ovládaný Gazpromem a přejmenován na Gazprom Neft.
http://cs.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Priobskoje pole (KhMAO)
Rezervy, mt
АВС1 - 1061,5
C2 - 169,9
Výroba v roce 2007, mil. tun - 33.6

Po mnoho let bylo největším nalezištěm, jak z hlediska zásob, tak těžby ropy, pole Samotlor. V roce 2007 poprvé ztratilo první místo na poli Priobskoje, kde těžba ropy dosáhla 33,6 milionů tun (7,1 % ruské), a prozkoumané zásoby vzrostly o téměř 100 milionů tun oproti roku 2006 (s přihlédnutím k splátkám při těžbě ).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geologie a rozvoj největších a jedinečných nalezišť ropy a ropy a zemního plynu v Rusku.
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 je obří ropné pole v Rusku. Umístil v Chanty-Mansijsk autonomní oblasti nedaleko Chanty-Mansijska. Otevřeno v roce 1982. Je rozděleno řekou Ob na dvě části – levý a pravý břeh. Rozvoj levého břehu začal v roce 1988, pravý břeh - v roce 1999.

Geologické zásoby se odhadují na 5 miliard tun. Prokázané a vytěžitelné zásoby se odhadují na 2,4 miliardy tun.

Ložisko patří do provincie Západní Sibiř. Otevřeno v roce 1982. Ložiska v hloubce 2,3-2,6 km. Hustota oleje 863-868 kg/m3, střední obsah parafinu (2,4-2,5 %) a obsah síry 1,2-1,3 %.

Ke konci roku 2005 má pole 954 těžebních a 376 injektážních vrtů, z toho 178 vrtů bylo provedeno v loňském roce.

Produkce ropy na poli Priobskoye v roce 2007 dosáhla 40,2 milionu tun, z toho Rosněft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milionu tun.

V současné době rozvoj severní části pole provádí LLC RN-Yuganskneftegaz, vlastněná Rosněfť, a jižní část LLC Gazpromněft-Khantos vlastněná Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field


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

PRIOBSKOYE: JE TO 100 MILIONŮ! (Rosněfť: Bulletin společnosti, září 2006) -
1. května 1985 byl na poli Priobskoje položen první průzkumný vrt. V září 1988 byla na jeho levém břehu zahájena průtočná těžba z vrtu č. 181-P s průtokem 37 tun za den. Poslední červencový den roku 2006 informovali naftaři z Priobského o těžbě 100 milionů tun ropy.

Licence na rozvoj ložiska patří společnosti OAO Yuganskneftegaz.
Největší ložisko na západní Sibiři - Priobskoye - se administrativně nachází v Chanty-Mansijské oblasti ve vzdálenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejugansku. Priobskoje bylo objeveno v roce 1982. Je rozděleno řekou Ob na dvě části - levý a pravý břeh. Rozvoj levého břehu začal v roce 1988, pravý břeh - v roce 1999.

Podle ruské klasifikace jsou prozkoumané zásoby ropy 1,5 miliardy tun, vytěžitelné - více než 600 milionů tun.
Podle analýzy zpracované mezinárodní auditorskou společností DeGolyer & MacNaughton jsou k 31. prosinci 2005 zásoby ropy na poli Priobskoje podle metodiky SPE: prokázané 694 milionů tun, pravděpodobné - 337 milionů tun, možné - 55 milionů tun.

Rezervy podle pole podle ruské standardy k 01.01.2006: NGZ (Zásoby ropy a zemního plynu) - 2476,258 mil. tun.

Produkce ropy na poli Priobskoye v roce 2003 činila 17,6 milionů tun, v roce 2004 - 20,42 milionů tun, v roce 2005 - 20,59 milionů tun. V strategické plány Pole Priobskoye bylo přiděleno jedno z hlavních míst v rozvoji společnosti - do roku 2009 se zde plánuje vyrobit až 35 milionů tun.
Poslední červencový den roku 2006 informovali naftaři z Priobského o těžbě 100 milionů tun ropy. 60 % území pole Priobskoye se nachází v zatopené části nivy řeky Ob, při výstavbě vrtů, tlakových ropovodů a podvodních přechodů se používají technologie šetrné k životnímu prostředí.

Historie pole Priobskoye:
V roce 1985 byly objeveny komerční zásoby ropy, podle testů vrtu 181r byl získán přítok 58 m3 / den
V roce 1989 - začátek vrtání 101 padů (levý břeh)
V roce 1999 - zprovoznění vrtů 201 pad (pravý břeh)
V roce 2005 činila denní produkce 60 200 t denně, těžební fond 872 vrtů, od počátku vývoje bylo vyrobeno 87 205,81 tis.

Jen v posledních letech bylo na hřišti metodou směrového vrtání dokončeno 29 podvodních přechodů, z toho 19 nových postaveno a 10 starých rekonstruovaných.

Objekty webu:
Přečerpávací stanice - 3
Vícefázová čerpací stanice Sulzer - 1
Klastrové čerpací stanice pro čerpání pracovní látky do zásobníku - 10
Plovoucí čerpací stanice - 4
Dílny na přípravu a čerpání oleje - 2
Jednotka separace oleje (USN) - 1

V květnu 2001 byla na podložce 201 na pravém břehu pole Priobskoje instalována unikátní vícefázová čerpací stanice Sulzer. Každé čerpadlo instalace je schopno přečerpat 3,5 tisíce metrů krychlových kapaliny za hodinu. Areál obsluhuje jeden operátor, všechna data a parametry se zobrazují na monitoru počítače. Stanice je jediná v Rusku.

Nizozemská čerpací stanice "Rosskor" byla vybavena na poli Priobskoye v roce 2000. Je určen pro vnitropolní čerpání vícefázové kapaliny bez použití světlic (aby se zabránilo souvisejícímu vzplanutí plynu v záplavové oblasti řeky Ob).

Závod na zpracování vrtných řízků na pravém břehu pole Priobskoye vyrábí silikátové cihly, které se používají jako stavební materiál pro stavbu silnic, základové desky atd. K vyřešení problému využití přidruženého plynu vyrobeného na poli Priobskoye byla na poli Prirazlomnoye postavena první elektrárna s plynovou turbínou v autonomním okruhu Chanty-Mansi, která dodává elektřinu do polí Priobskoye a Prirazlomnoye.

Přenosové vedení energie postavené přes Ob nemá obdoby, jehož rozpětí je 1020 ma průměr drátu speciálně vyrobeného ve Velké Británii je 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5. listopad 2009 byl dalším významným dnem v historii Juganskněftegazu – na nalezišti Priobskoje bylo vytěženo 200 milionů tun ropy. Připomeňme, že toto obří ropné pole bylo objeveno v roce 1982. Pole se nachází nedaleko Chanty-Mansijska a je rozděleno na dvě části řekou Ob. Rozvoj levého břehu začal v roce 1988, pravý břeh - v roce 1999. V červenci 2006 bylo na nalezišti vytěženo 100 milionů tun ropy.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 V roce 2010 plánuje společnost Rosněft Oil Company vytěžit 29,6 milionů tun ropy na poli Priobskoye, což je o 12,4 % méně než v roce 2009, uvádí informační oddělení společnosti. V roce 2009 Rosněfť z naleziště vyprodukovala 33,8 milionů tun ropy.

Kromě toho dnes Rosněfť podle zprávy uvedla do provozu první etapu elektrárny s plynovou turbínou (GTPP) na ropném a plynovém poli Priobskoje. Kapacita první etapy GTPP je 135 MW, zprovoznění druhé etapy je plánováno na květen 2010, třetí - v prosinci. Celková kapacita stanice bude 315 MW. Výstavba stanice spolu s pomocnými zařízeními bude stát Rosněfť 18,7 miliardy rublů. Zároveň se podle zprávy v důsledku opuštění vodních staveb a instalace zařízení na výrobu parní energie snížily kapitálové náklady na výstavbu GTPP o více než 5 miliard rublů.

Šéf Rosněftu Sergey Bogdanchikov poznamenal, že uvedení Priobskaja GTPP do provozu současně řeší tři problémy: využití přidruženého plynu (APG), dodávky elektřiny do pole a stabilitu energetického systému regionu.

V roce 2009 Rosněfť vyrobila více než 2 miliardy metrů krychlových na poli Priobskoye. m souvisejícího ropného plynu (APG) a spotřebovala jen něco málo přes 1 miliardu metrů krychlových. m. Do roku 2013 se obrázek změní: navzdory poklesu výroby APG na 1,5 miliardy metrů krychlových. m, jeho využití dosáhne 95 %, uvádí zpráva.

Podle S. Bogdančikova Rosněfť zvažuje možnost poskytnout Gazpromu Neft své potrubí pro přepravu souvisejícího ropného plynu z naleziště Priobskoje k likvidaci v komplexu na zpracování plynu Južno-Balykskij v SIBUR. Informuje o tom RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosněfť zajišťuje až 30 % své spotřeby energie vlastními zařízeními. Byly vybudovány elektrárny na přidružený plyn: na poli Priobskoye, na Vankor, na území Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft uvedl do provozu první fázi elektrárny s plynovou turbínou Južno-Priobskaja (GTPP) na poli Priobskoje (KhMAO), kterou společnost postavila pro vlastní výrobní potřeby, uvedla společnost v prohlášení.
Kapacita první etapy GTPP byla 48 MW. Objem kapitálových investic pro zavedení první etapy je 2,4 miliardy rublů.
V současné době činí poptávka Gazpromněft-Khantos po elektřině asi 75 MW elektřiny a podle propočtů specialistů společnosti do roku 2011 spotřeba energie vzroste na 95 MW. Kromě toho se v nadcházejících letech výrazně zvýší tarify energetického systému Tyumen - z 1,59 rublů za kWh v roce 2009 na 2,29 rublů za kWh v roce 2011.
Spuštění druhé etapy elektrárny umožní zvýšit kapacitu výroby energie Gazpromněfť-Khantos na 96 MW a plně pokryje potřeby společnosti na elektřinu.

Pole Priobskoye je klíčovým aktivem společnosti Gazprom Neft, které tvoří téměř 18 % výrobní struktury společnosti.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Downscaling vývojových objektů jako metoda vylepšené těžby ropy
Na poli Priobskoye jsou společně vyvíjeny tři nádrže - AC10, AC11, AC12 a propustnost nádrže AC11 je řádově vyšší než propustnost nádrží AC10 a AC12. Pro efektivní rozvoj zásob z nízkopropustných souvrství AC10 a AC12 není jiná alternativa než zavedení technologie ORRNE především v injekčních vrtech.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metoda komplexní interpretace výsledků těžby studní použitá v OAO ZSK "TYUMENPROMGEOPHYSICS" při studiu terigenních řezů
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Frolovská facies zóna neokomianu západní Sibiře ve světle hodnocení vyhlídek potenciálu ropy a zemního plynu
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatura

Regionální stratigrafická schémata druhohorních uloženin Západosibiřské nížiny. - Ťumeň - 1991.
Geologie ropy a plynu v západní Sibiři // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov a další - M .: Nedra. - 1975. - 680 s.
Katalog stratigrafických členění // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Vydání. 67.-313 s.
Argentovský L.Yu., Bochkarev V.S. Stratigrafie druhohorních ložisek plošinového pokryvu Západosibiřské desky // Problémy geologie Západosibiřské ropné a plynárenské provincie /Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Vydání 11.- 60 s.
Sokolovský A.P., Sokolovský R.A. Anomální typy úseků souvrství Baženov a Tutleym na západní Sibiři // Bulletin uživatele podloží KhMAO.- 2002.-11.- S. 64-69.

Efektivita rozvoje ropných polí
V Rusku se horizontální vrty i hydraulické štěpení používají v dostatečném množství v nádržích s nízkou propustností, například v poli Priobskoye, kde je propustnost pouze od 1 do 12 milidarcií a hydraulické štěpení je prostě nepostradatelné.
http://energyland.info/analytic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Nový ekologický skandál v Chanty-Mansijském autonomním okruhu. Jeho účastníkem se opět stala známá společnost Rosekoprompererabotka, která se proslavila znečištěním řeky Vakh v dědictví TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Zlepšení kvality cementování pažnic na poli Južno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Termický dopad plynu a pole Sibiře
http://www.energyland.info/analytic-show-52541
Termoplynová metoda a Baženovova formace
http://energyland.info/analytic-show-50375

Realizace simultánní injektáže na poli Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Převod studní pole Priobskoye do adaptivního řídicího systému pro elektrické ponorné čerpadlo
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analýza poruch ESP v ruských polích
http://neftya.ru/?p=275

Přerušení během tvorby neokomických klinoforem na západní Sibiři
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Zdokonalení technologie simultánně-oddělené injektáže pro vícevrstvá pole
http://www.rogtecmagazine.com/eng/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Práce na polích Mamontovského, Maiského, Pravdinského, Priobského kraje
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Ještě před Novým rokem byly dokončeny ekologické kontroly na dvou největších polích v Jugře, Samotlor a Priobskoye. Na základě výsledků byly vyvozeny neuspokojivé závěry: ropný průmysl nejenže ničí přírodu, ale také podplácí nejméně 30 miliard rublů ročně do rozpočtů různých úrovní.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Sibiřská ropa", č. 4(32), duben 2006. "Je zde prostor pro pohyb"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO se stahuje z projektu Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Fotka
Priobskoje pole
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Pole Priobskoye, Khanty-Mansi Autonomous Okrug. Společnost SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Pole Južno-Priobskoye