Priobskoye depozit Khmao na karti. Naftno polje Priobskoye - iv_g


Oni su u Saudijskoj Arabiji, zna čak i srednjoškolac. Kao i to što je Rusija odmah iza nje na popisu zemalja sa značajnim rezervama nafte. Međutim, po proizvodnji smo inferiorni u odnosu na nekoliko zemalja odjednom.

Najveći su u Rusiji u gotovo svim regijama: na Kavkazu, u uralskim i zapadnosibirskim okruzima, na sjeveru, u Tatarstanu. Međutim, daleko od toga da su svi razvijeni, a neki, poput Tekhneftinvesta, čija se mjesta nalaze u Yamalo-Nenets i susjednim okruzima Khanty-Mansiysk, su neprofitabilni.

Zato je 4. travnja 2013. otvoren posao s tvrtkom Rockefeller Oil Company, koja je već započela na tom području.

Međutim, nisu sva naftna i plinska polja u Rusiji neisplativa. Dokaz za to je uspješno rudarenje koje nekoliko tvrtki vodi odjednom u okrugu Yamalo-Nenets, na obje obale Ob.

Polje Priobskoye smatra se jednim od najvećih ne samo u Rusiji, već iu cijelom svijetu. Otvorena je 1982. godine. Ispostavilo se da se rezerve zapadnosibirske nafte nalaze i na lijevoj i na desnoj obali.Razvoj na lijevoj obali započeo je šest godina kasnije, 1988. godine, a na desnoj obali jedanaest godina kasnije.

Danas je poznato da je polje Priobskoye više od 5 milijardi tona visokokvalitetne nafte, koje se nalazi na dubini koja ne prelazi 2,5 kilometara.

Ogromne rezerve nafte omogućile su izgradnju plinske turbine Priobskaya u blizini polja, koja radi isključivo na povezanom gorivu. Ova stanica ne samo da u potpunosti zadovoljava zahtjeve polja. U mogućnosti je opskrbljivati ​​proizvedenom električnom energijom Hanty-Mansiysk okrug za potrebe stanovnika.

Danas nekoliko tvrtki razvija polje Priobskoye odjednom.

Neki su sigurni da tijekom vađenja gotovo, rafinirano ulje izlazi iz zemlje. Ovo je duboka zabluda. Tekućina u rezervoaru koja izlazi

Podloga (sirovo ulje) se dostavlja u radionice, gdje će se očistiti od nečistoća i vode, normalizirati količina magnezijevih iona, te će se odvojiti prateći plin. Ovo je velik i precizan rad. Za njegovu provedbu, polje Priobskoye dobilo je cijeli kompleks laboratorija, radionica i prometnih mreža.

Gotovi proizvodi (nafta i plin) se transportiraju i koriste za svoju namjenu, ostavljajući samo otpad. Oni su ti koji danas stvaraju najveći problem terenu: toliko ih je da ih je još uvijek nemoguće otkloniti.

Poduzeće, stvoreno posebno za recikliranje, danas prerađuje samo „najsvježiji“ otpad. Ekspandirana glina se proizvodi od mulja (kako ga zovu u poduzeću) koji je vrlo tražen u građevinarstvu, no od dobivene ekspandirane gline zasad se grade samo pristupne ceste za ležište.

Polje ima još jedno značenje: osigurava stabilne, dobro plaćene poslove za nekoliko tisuća radnika, među kojima ima i visokokvalificiranih stručnjaka i nekvalificiranih radnika.

Naftno-plinsko polje Priobskoye geografski se nalazi na teritoriju Hanti-Mansijskog autonomnog okruga Tjumenske regije Ruske Federacije. Grad najbliži Priobskom polju je Neftejugansk (nalazi se 200 km istočno od polja).

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. godine. Polje je okarakterizirano kao višeslojno, niskoproduktivno. Teritorija je izrezana rijekom Ob, močvarna i uglavnom poplavljena tijekom poplavnog razdoblja; ovdje su mrijestilišta za ribe. Kao što je navedeno u materijalima Ministarstva goriva i energetike Ruske Federacije dostavljenim Državnoj dumi, ovi čimbenici kompliciraju razvoj i zahtijevaju značajne financijska sredstva primijeniti najnovije visoko učinkovite i ekološki prihvatljive tehnologije.

Dozvola za razvoj ležišta Priobskoye pripada podružnica JSC "Rosneft", tvrtka "Rosneft-Yuganskneftegaz".

Prema izračunima stručnjaka, razvoj ležišta u postojećem sustavu oporezivanja je neisplativ i nemoguć. Prema uvjetima PSA, proizvodnja nafte tijekom 20 godina iznosit će 274,3 milijuna tona, državni prihod - 48,7 milijardi dolara.

Nadoknadive rezerve polja Priobskoye su 578 milijuna tona nafte, plina - 37 milijardi kubnih metara. Razdoblje razvoja prema ZPP-u je 58 godina. Vrhunska razina proizvodnje - 19,9 milijuna tona. tona u 16. godini razvoja. Početno financiranje planirano je na 1,3 milijarde dolara. Kapitalni troškovi - 28 milijardi dolara, operativni troškovi - 27,28 milijardi dolara. Vjerojatni pravci transporta nafte s polja su Ventspils, Novorossiysk, Odessa, Druzhba.

O mogućnosti zajedničkog razvoja sjevernog dijela polja Priobskoye raspravljali su Yugansneftegaz i Amoso ​​1991. godine. Godine 1993. Amoso ​​je sudjelovao na međunarodnom natječaju za pravo korištenja podzemlja na poljima Khanty-Mansi autonomnog okruga i bio je prepoznat kao pobjednik natječaja za ekskluzivno pravo da postane strani partner u razvoju polja Priobskoye zajedno s Yuganskneftegazom.

Godine 1994. Yuganskneftegaz i Amoso ​​pripremili su i Vladi podnijeli nacrt sporazuma o podjeli proizvodnje i tehničko-ekonomskom i ekološkom opravdanju projekta.

Početkom 1995. Vladi je dostavljena dodatna studija izvodljivosti, koja je iste godine izmijenjena u svjetlu novih podataka o depozitu.
Središnje povjerenstvo za razvoj naftnih i naftnih i plinskih polja Ministarstva goriva i energetike Ruske Federacije i Ministarstva zaštite 1995. okoliš I prirodni resursi Ruska Federacija odobrila je ažuriranu shemu za razvoj polja i ekološki dio predprojektne dokumentacije.

Dana 7. ožujka 1995. tadašnji premijer Viktor Chernomyrdin izdao je naredbu o formiranju vladinog izaslanstva od predstavnika Hanti-Mansijskog autonomnog okruga i niza ministarstava i odjela za pregovore o PSA u razvoju sjevernog dijela polje Priobskoye.

U srpnju 1996. u Moskvi je zajednička rusko-američka komisija za gospodarsku i tehničku suradnju izdala zajedničku izjavu o prioritetu projekata u energetskom području, među kojima je posebno imenovano polje Priobskoye. Zajednička izjava ukazuje da obje vlade pozdravljaju obvezu sklapanja sporazuma o podjeli proizvodnje za ovaj projekt do sljedećeg sastanka komisije u veljači 1997. godine.

Krajem 1998. partnera Yuganskneftegaza u projektu razvoja Priobskog polja, američku tvrtku Amoso, preuzela je britanska tvrtka British Petroleum.

Početkom 1999., BP/Amoso ​​je službeno najavio povlačenje iz sudjelovanja u projektu razvoja polja Priobskoye.

Etnička povijest ležišta Priobskoye

Od davnina, područje ležišta naseljavali su Hanti. Khanty je razvio kompleks društveni sustavi, pod nazivom kneževine i do XI-XII stoljeća. imali su velika plemenska naselja s utvrđenim prijestolnicama, kojima su vladali knezovi, a branile su ih profesionalne trupe.

Prvi poznati kontakti Rusije s ovim područjem dogodili su se u 10. ili 11. stoljeću. U to su se vrijeme počeli razvijati trgovački odnosi između Rusa i autohtonog stanovništva Zapadnog Sibira, što je donijelo kulturne promjene u životu domorodaca. Pojavili su se željezni i keramički kućni pribor i tkanine koji su postali materijalni dio života Hantija. Trgovina krznom dobila je veliku važnost kao sredstvo nabave te robe.

Zapadni Sibir je 1581. pripojen Rusiji. Prinčeve je zamijenila carska vlada, a porezi su uplaćivani u rusku blagajnu. U 17. stoljeću na ovaj teritorij počeli su se naseljavati carski dužnosnici i vojnici (kozaci), a kontakti između Rusa i Hantija su se dalje razvijali. Kao rezultat bližih kontakata, Rusi i Khanty počeli su usvajati atribute međusobnog načina života. Hanti su počeli koristiti oružje i zamke, a neki su se, po uzoru na Ruse, bavili uzgojem stoke i konja. Rusi su posudili neke tehnike lova i ribolova od Hantija. Rusi su stekli zemlje i ribolovna područja od Hanti i XVIII stoljeća većina Hantijske zemlje prodana je ruskim doseljenicima. Ruski kulturni utjecaj proširio se početkom 18. stoljeća uvođenjem kršćanstva. Istovremeno, broj Rusa se nastavio povećavati, pa je do kraja 18. stoljeća rusko stanovništvo na ovom području pet puta nadmašilo Hantije. Većina obitelji Khanty posudila je znanje od Rusa Poljoprivreda, stočarstvo i hortikultura.

Asimilacija Hantija u rusku kulturu ubrzala se uspostavom sovjetske vlasti 1920. godine. Sovjetska politika društvene integracije donijela je regiju jedinstveni sustav obrazovanje. Khanty djeca su obično slana iz obitelji u internate na period od 8 do 10 godina. Mnogi od njih, nakon završene škole, više se nisu mogli vratiti tradicionalnom načinu života bez posjedovanja potrebnih vještina za to.

Kolektivizacija koja je započela 1920-ih imala je značajan utjecaj na etnografski karakter teritorija. U 50-60-im godinama počinje formiranje velikih kolektivnih gospodarstava i nekoliko malih naselja nestaje kako se stanovništvo ujedinjavalo u veća naselja. Do 1950-ih, mješoviti brakovi između Rusa i Khantyja postali su rašireni, a gotovo svi Khantyji rođeni nakon 1950-ih rođeni su u mješovitim brakovima. Od 1960-ih, kako su Rusi, Ukrajinci, Bjelorusi, Moldavci, Čuvaši, Baškiri, Avari i predstavnici drugih nacionalnosti migrirali u regiju, postotak Hantija se još više smanjio. Trenutno Hanti čine nešto manje od 1 posto stanovništva Khanty-Mansijskog autonomnog okruga.

Osim Hantija, na području Priobskog polja žive Mansi (33%), Neneti (6%) i Selkupi (manje od 1%).


Priobskoe nalazište nafte, otkriven je 1982. bušotinom br. 151 Glavtyumengeologia.
Odnosi se na raspoređeni podzemni fond. Licencu su registrirali OOO Yuganskneftgegaz i NK Sibneft-Yugra 1999. godine. Nalazi se na granici naftnih i plinskih regija Salymsky i Lyaminsky i ograničen je na istoimenu lokalnu strukturu u regiji Sredneobskaya nafte i plina. Prema reflektirajućem horizontu "B", uspon je konturiran izolinom - 2890 m i ima površinu od 400 km2. Temelj je otvoren bušotinom br. 409 u dubinskom intervalu 3212 - 3340 m i predstavljen je metamorfozama. stijene zelenkaste boje. Na njoj leže donjojurske naslage s kutnim neusklađenošću i erozijom. Glavni dio platforme sastoji se od naslaga jure i krede. Paleogen je predstavljen danskim stadijem, paleocenom, eocenom i oligocenom. Debljina kvartarnih naslaga doseže 50 m. Dno permafrosta zabilježeno je na dubini od 280 m, krov - na dubini od 100 m. yuteriva i bačvaste leće. Ležište je zrnati pješčenjak s međuslojevima gline. Pripada jedinstvenoj klasi.

Polje Priobskoye pojavilo se na karti Khanty-Mansiysk autonomnog okruga 1985. godine, kada je njegov dio s lijeve obale otkriven bušotinom broj 181. Geolozi su dobili fontanu za ulje s volumenom od 58 kubičnih metara dnevno. Četiri godine kasnije počelo je bušenje na lijevoj obali, a komercijalni rad prve bušotine na desnoj obali rijeke počeo je 10 godina kasnije.

Karakteristike polja Priobskoye

Polje Priobskoye nalazi se blizu granica naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky.

Karakteristike nafte iz polja Priobskoye omogućuju da je svrstane u nisko smolastu (parafin na razini 2,4-2,5 posto), ali u isto vrijeme s visokim udjelom sumpora (1,2-1,3 posto), što zahtijeva dodatne pročišćavanje i smanjuje profitabilnost. Viskoznost ležišne nafte je na razini 1,4-1,6 mPa*s, a debljina ležišta doseže od 2 do 40 metara.

Polje Priobskoye, čije su karakteristike jedinstvene, ima geološki opravdane rezerve od pet milijardi tona. Od toga je 2,4 milijarde dokazano i nadoknadivo. Od 2013., procjena nadoknadivih rezervi na polju Priobskoye iznosila je preko 820 milijuna tona.

Do 2005. dnevna proizvodnja dostigla je visoke brojke - 60,2 tisuće tona dnevno. U 2007. godini otkopano je preko 40 milijuna tona.

Do danas je na terenu izbušeno oko tisuću proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina. Ležišne naslage naftnog polja Priobskoye nalaze se na dubini od 2.3.2.6 kilometara.

Godine 2007. godišnji obujam proizvodnje tekućih ugljikovodika na polju Priobskoye dosegao je 33,6 milijuna tona (ili više od 7% ukupne proizvodnje u Rusiji).

Naftno polje Priobskoye: značajke razvoja

Posebnost bušenja je da se grmlje polja Priobskoye nalazi s obje strane rijeke Ob, a većina ih se nalazi u poplavnom području rijeke. Na temelju toga, polje Priobskoye podijeljeno je na južno i sjeverno Priobskoye. U proljetno-jesenskom razdoblju teritorij ležišta redovito je poplavljen poplavnim vodama.

Ovakav raspored bio je razlog što njegovi dijelovi imaju različite vlasnike.

Sa sjeverne obale rijeke razvija se Yuganskneftegaz (struktura koja je nakon Yukosa prešla u Rosneft), a s južne su područja koja razvija kompanija Khantos, struktura Gazpromnjefta (osim Priobskog, bavi se i s projektom Palyanovsky). U južnom dijelu polja Priobskoye, podružnici Russnefta, tvrtki Aki Otyr, dodijeljena su beznačajna licencna područja za blokove Verkhne- i Sredne Shapshinskiy.

Ovi čimbenici, zajedno sa složenom geološkom strukturom (više akumulacija i niska produktivnost), omogućuju da se polje Priobskoye okarakterizira kao teško dostupno.

Ali moderne tehnologije hidrauličko frakturiranje, pumpanjem velike količine vodene mješavine pod zemlju, može prevladati ovu poteškoću. Stoga se svi novoizbušeni jastučići polja Priobskoye eksploatiraju samo s hidrauličkim frakturiranjem, što značajno smanjuje troškove rada i kapitalna ulaganja.

Istovremeno se lome tri naftna ležišta. Osim toga, većina bušotina se postavlja metodom progresivnog klastera, kada su bočne bušotine usmjerene pod različitim kutovima. U presjeku podsjeća na grm s granama okrenutim prema dolje. Ova metoda štedi uređenje zemljišta za bušenje.

Tehnika klaster bušenja postala je raširena, jer vam omogućuje očuvanje plodnog sloja tla i samo neznatno utječe na okoliš.

Priobskoye polje na karti

Polje Priobskoye na karti Khanty-Mansiysk autonomnog okruga određuje se pomoću sljedećih koordinata:

  • 61°20′00″ sjeverne zemljopisne širine,
  • 70°18′50″ istočno.

Naftno polje Priobskoye nalazi se samo 65 km od glavnog grada Autonomnog okruga - Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk. U području razvoja ležišta nalaze se područja s naseljima autohtonih malih narodnosti:

  • Khanty (oko polovice stanovništva),
  • Neneti,
  • mansi,
  • Selkupi.

U regiji je formirano nekoliko rezervata prirode, uključujući Elizarovskiy (od republičkog značaja), Vaspuholskiy, Shapshinskiy cedrovu šumu. Od 2008. godine u Khanty-Mansiysk autonomnom okrugu - Yugra (povijesno ime područja sa središtem u Samarovu) uspostavljen je spomenik prirode "Lugovskie mamuti" površine 161,2 hektara, na čijem je mjestu fosil ostaci mamuta i lovačkog oruđa koji datiraju od 10 do 15 tisuća godina više puta su pronađeni.

©stranica
Zemlja Rusija
Regija Khanty-Mansi autonomni okrug
Mjesto 65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, poplavno područje rijeke Ob
Pokrajina nafte i plina Zapadnosibirska provincija nafte i plina
Koordinate 61°20′00″ s. sh. 70°18′50″ E d.
Mineralni resursi Ulje
Karakteristike sirovina Gustoća 863 - 868 kg / m 3;
Sadržaj sumpora 1,2 - 1,3%;
Viskoznost 1,4 - 1,6 mPa s;
Sadržaj parafina 2,4 - 2,5%
Rang Jedinstveno
Status Razvoj
Otvor 1982
Puštanje u pogon 1988
Poduzeće korisnika podzemlja Sjeverni dio - OOO RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft);
Južni dio- OOO Gazpromneft-Khantos (PJSC Gazprom Neft);
Licencna područja Verkhne-Shapshinskiy i Sredne-Shapshinskiy - OAO NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Geološke rezerve 5 milijardi tona nafte

Priobskoye naftno polje- divovsko rusko naftno polje koje se nalazi na teritoriju Khanty-Mansiysk autonomnog okruga. Smatra se najvećim poljem u Rusiji u smislu trenutnih rezervi i proizvodnje nafte.

Opće informacije

Polje Priobskoye pripada zapadnosibirskoj naftnoj i plinskoj provinciji. Nalazi se na granici naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky, 65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, a ograničen je na istoimenu lokalnu strukturu u Sredneobskaya nafte i plinsko područje.

Oko 80% površine polja nalazi se u poplavnoj ravnici rijeke Ob, koja ga, prelazeći mjesto, dijeli na 2 dijela: lijevu i desnu obalu. Službeno, dijelovi lijeve i desne obale Oba nazivaju se južno i sjeverno Priobskoye ležište. U razdoblju poplava poplavno područje je redovito plavljeno, što uz složenu geološku građu omogućuje okarakterizirati polje kao teško dostupno.

Dionice

Geološke rezerve polja procjenjuju se na 5 milijardi tona nafte. Naslage ugljikovodika pronađene su na dubini od 2,3-2,6 km, debljina slojeva doseže od 2 do 40 metara.

Nafta polja Priobskoye je nisko smolasta, sadržaj parafina je na razini od 2,4-2,5%. Odlikuju se srednjom gustoćom (863-868 kg/m³), ali visokim udjelom sumpora (1,2-1,3%), što zahtijeva njegovo dodatno pročišćavanje. Viskoznost ulja je oko 1,4-1,6 mPa*s.

Otvor

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. bušotinom br. 151 Glavtyumengeologiya.
Operativna proizvodnja nafte započela je 1988. godine na lijevoj obali iz bušotine br. 181-R protočnom metodom. Razvoj desne obale započeo je kasnije, 1999. godine.

Razvoj

U trenutno razvoj sjevernog dijela naftnog polja Priobskoye (SLT) provodi LLC RN-Yuganskneftegaz, u vlasništvu tvrtke Rosneft, a južni (YULT) - Gazpromneft-Khantos LLC (podružnica Gazprom Neft PJSC).

Osim toga, na jugu polja dodijeljena su relativno mala licencna područja Verkhne-Shapshinskiy i Sredne-Shapshinskiy, koje je od 2008. razvio OAO NAK AKI OTYR, u vlasništvu PJSC NK RussNeft.

Metode razvoja

Zbog specifičnih uvjeta pojave ugljikovodika i geografskog položaja ležišta, proizvodnja na naftnom polju Priobskoye odvija se hidrauličkim frakturiranjem, što značajno smanjuje operativne troškove i kapitalna ulaganja.

U studenom 2016. godine na polju je izvedeno najveće hidrauličko frakturiranje naftnog ležišta u Rusiji – u ležište je ispumpano 864 tone propanta. Operacija je provedena u suradnji sa stručnjacima iz Newco Well Servicea.

Trenutna razina proizvodnje

Polje Priobskoye s pravom se smatra najvećim naftnim poljem u Rusiji u smislu rezervi i obujma proizvodnje. Do danas je na njemu izbušeno oko 1000 proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina.

Polje je 2016. godine osiguravalo 5% ukupne proizvodnje nafte u Rusiji, a u prvih pet mjeseci 2017. proizvelo je više od 10 milijuna tona nafte.

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Upotrijebite obrazac u nastavku

Dobar posao na stranicu">

Studenti, diplomski studenti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u svom studiju i radu bit će vam jako zahvalni.

Hostirano na http://www.allbest.ru/

Uvod

1 Geološke karakteristike polja Priobskoye

1.1 Opći podaci o depozitu

1.2 Litostratigrafski presjek

1.3 Tektonska struktura

1.4 Sadržaj ulja

1.5 Karakterizacija ležišta

1.6 Karakteristike vodonosnika

1.7 Fizička i kemijska svojstva formacijskih fluida

1.8 Procjena rezervi nafte

1.8.1 Rezerve nafte

2. Glavni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja polja Priobskoye

2.1 Dinamika glavnih pokazatelja razvoja polja Priobskoye

2.2. Analiza glavnih tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja

2.3 Značajke razvoja koje utječu na rad bušotine

3. Primijenjene metode pojačanog povrata nafte

3.1 Izbor metode utjecaja na naftno ležište

3.2 Geološko-fizički kriteriji primjenjivosti razne metode utjecaji na polju Priobskoye

3.2.1 Zalivanje vodom

3.3 Metode utjecaja na zonu dna bušotine radi poticanja proizvodnje nafte

3.3.1 Tretmani kiselinom

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Zaključak

Uvod

Naftna industrija jedna je od najvažnijih komponenti ruskog gospodarstva, koja izravno utječe na formiranje proračuna zemlje i njezin izvoz.

država resursna baza naftni i plinski kompleks najakutniji je problem današnjice. Naftni resursi se postupno iscrpljuju, veliki broj polja je u završnoj fazi razvoja i ima veliki postotak zatopljenosti, stoga je najhitniji i najvažniji zadatak tražiti i pustiti u rad mlada i perspektivna polja, jedno od što je polje Priobskoye (u smislu rezervi, jedno je od najvećih ležišta u Rusiji).

Bilansne rezerve nafte koje je odobrila Državna komisija za rezerve za kategoriju C 1 iznose 1827,8 milijuna tona, a nadoknadive 565,0 milijuna tona. s faktorom povrata nafte od 0,309, uzimajući u obzir rezerve u tampon zoni ispod poplavnih ravnica rijeka Ob i Boljšoj Salym.

Bilansne rezerve nafte kategorije C 2 su 524.073 tisuće tona, nadoknadive - 48.970 tisuća tona, s faktorom iskorištenja nafte 0,093.

Polje Priobskoye ima niz karakterističnih značajki:

velika, višeslojna, jedinstvena po rezervama nafte;

nepristupačan, karakteriziran značajnom močvarnošću, u proljeće i ljeto većina teritorija je poplavljena poplavnim vodama;

Kroz polje teče rijeka Ob, dijeleći ga na desnoobalni i lijevoobalni dio.

Polje karakterizira složena struktura produktivnih horizonata. Formacije AC10, AC11, AC12 su od industrijskog interesa. Ležišta horizonta AC10 i AC11 su srednje i nisko produktivna, a AC12 su anomalno niska. Kao poseban razvojni problem treba izdvojiti eksploataciju formacije AC12, budući da , akumulacija AC12 također je po rezervama najznačajnija od svih ležišta. Ova karakteristika ukazuje na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve.

Jedan od načina rješavanja ovog problema je provođenje mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

1 . Geološka karakteristikaPriobskyMjesto rođenja

1.1 Opći podaci o terenu

Naftno polje Priobskoye administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu Tjumenske regije.

Radno područje se nalazi 65 km istočno od grada Khanty-Mansiysk, 100 km zapadno od grada Nefteyugansk. Trenutno je ovo područje jedno od ekonomski najrazvijenijih u autonomna regija, što je postalo moguće zbog rasta obujma istraživanja i proizvodnje nafte.

Najveća obližnja polja koja se razvijaju su: Salymskoye, koje se nalazi 20 km istočno, Prirazlomnoye, koje se nalazi u neposrednoj blizini, Pravdinskoye, 57 km jugoistočno.

Jugoistočno od polja prolaze plinovod Urengoj - Čeljabinsk - Novopolotsk i naftovod Ust-Balyk-Omsk.

Sjeverni dio područja Priobskaya nalazi se unutar poplavne ravnice Ob - mlade aluvijalne ravnice s akumulacijom relativno velikih kvartarnih naslaga. Apsolutne oznake reljefa su 30-55 m. Južni dio područja gravitira ravnoj aluvijalnoj ravni u razini druge terase. izraženi oblici riječna erozija i akumulacija. Ovdje su apsolutne ocjene 46-60 m.

Hidrografsku mrežu predstavlja kanal Mali Salym, koji teče u subtitudinalnom smjeru u sjevernom dijelu područja i na ovom području je povezan malim kanalima Malaja Berezovskaya i Pola s velikim i punim Obskim kanalom Bolshoi Salym. Rijeka Ob je glavni plovni put Tjumenske regije. Na području regije postoji veliki broj jezera, od kojih su najveća Olevashkina jezero, Karasye jezero, Okunevoe jezero. Močvare su neprohodne, smrzavaju se do kraja siječnja i glavna su prepreka kretanju vozila.

Klima regije je oštro kontinentalna s dugim zimama i kratkim toplim ljetima. Zima je mrazna i snježna. Najhladniji mjesec u godini je siječanj (prosječna mjesečna temperatura je -19,5 stupnjeva C). Apsolutni minimum je -52 stupnja C. Najtopliji je srpanj (srednja mjesečna temperatura je +17 stupnjeva C), apsolutni maksimum je +33 stupnja C. Prosječna godišnja količina padalina je 500-550 mm godišnje, s 75% pada u toploj sezoni. Snježni pokrivač se uspostavlja u drugoj polovici listopada i traje do početka lipnja.Debljina snježnog pokrivača je od 0,7 m do 1,5-2 m. Dubina smrzavanja tla je 1-1,5 m.

Za područje koje se razmatra karakteriziraju podzolasta glinena tla na relativno povišenim područjima te tresetno-podzolisto-muljna i tresetna tla u močvarnim područjima. Unutar ravnice aluvijalna tla riječnih terasa uglavnom su pjeskovita, ponegdje ilovasta. Svijet povrća raznolik. Prevladava crnogorična i mješovita šuma.

Područje se nalazi u zoni disjunktne pojave prizemnih i reliktnih stijena permafrosta. Smrznuta tla blizu površine leže na slivovima ispod tresetišta. Njihova debljina je kontrolirana razinom podzemne vode i doseže 10-15 m, temperatura je stalna i blizu 0 stupnjeva C.

Na susjednim područjima (smrznute stijene nisu proučavane na polju Priobskoye), permafrost se javlja na dubinama od 140-180 m (Lyantorskoye polje). Debljina permafrosta je 15-40 m, rijetko više. Zaleđeni su češće niži, više glinoviti, dio Novomihajlovske i neznatan dio apartmana Atlymskaya.

Najveća naselja najbliža radnom području su gradovi Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut i od manjih naselja - sela Seliyarovo, Sytomino, Lempino i druga.

1.2 Litostratigrafskirez

Geološki dio ležišta Priobskoye sastoji se od debelog sloja (više od 3000 m) terigenih naslaga sedimentnog pokrivača mezo-kenozojske starosti, koji prekrivaju stijene predjurskog kompleksa, predstavljene korom trošenja.

Predjurski obrazovanje (Pz)

U dijelu predjurske sekvence razlikuju se dva strukturna stadija. Donju, ograničenu na konsolidiranu koru, predstavljaju snažno dislocirani grafit-porfiriti, šljunaci i metamorfizirani vapnenci. Gornji stupanj, koji se izdvaja kao srednji kompleks, sastoji se od manje dislociranih efuzivno-sedimentnih naslaga permsko-trijaskog doba debljine do 650 m.

Jurski sustav (J)

Jurski sustav predstavljen je sa sve tri divizije: donji, srednji i gornji.

Uključuje formacije Tjumen (J1+2), Abalak i Baženov (J3).

depoziti Tyumen svite leže u podnožju sedimentnog pokrova na stijenama kore vremenskih uvjeta s kutnom i stratigrafskom nesukladnošću i predstavljene su kompleksom terigenih stijena glinovito-pjeskovito-alevritnog sastava.

Debljina naslaga Tjumenske svite varira od 40 do 450 m. Unutar ležišta otkriveni su na dubinama od 2806-2973m. Naslage Tjumenske formacije sukladno se preklapaju s gornjojurskim naslagama formacija Abalak i Bazhenov. Abalakskaya svita je sastavljena od tamnosivih do crnih, lokalno vapnenastih, glaukonitnih muljnjaka s interkalacijama aleveta u gornjem dijelu presjeka. Debljina svite kreće se od 17 do 32 m.

depoziti Bazhenov formacije su predstavljene tamno sivim, gotovo crnim bitumenskim argilitima s međuslojevima slabo muljevitih argilita i organogenih glinovito-karbonatnih stijena. Debljina apartmana je 26-38 m.

Sustav krede (K)

Naslage sustava krede razvijene su posvuda i predstavljene su gornjim i donjim dijelovima.

Odozdo prema gore izdvajaju se apartmani Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov i Hanty-Mansi, a u gornjem dijelu izdvajaju se apartmani Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov i Gankin.

Donji dio akhskoy Formacija (K1g) je uglavnom predstavljena muljicima s podređenim tankim međuslojevima alevrita i pješčenjaka, ujedinjenih u Achimovskom nizu.

U gornjem dijelu formacije Akh ističe se ostarjeli član fino elutriranih, tamno sivih, približavajućih se sivih Pim glina.

Ukupna debljina formacije varira od zapada prema istoku od 35 do 415 m. U dijelovima koji se nalaze na istoku, grupa slojeva BS1-BS12 ograničena je na ovaj sloj.

Rez Čerkašina svita (K1g-br) predstavljena je ritmičnom izmjenom sivih glina, alevkata i muljevitih pješčenjaka. Potonji su unutar polja, kao i pješčenici, komercijalno naftonosni i ističu se u slojevima AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Debljina svite varira od 290 do 600 m.

Iznad su tamnosive do crne gline. alym svite (K1a), u gornjem dijelu s međuslojevima bitumenskih muljnjaka, u donjem dijelu - alevritima i pješčenicima. Debljina svite varira od 190 do 240 m. Gline su regionalni pokrov za ležišta ugljikovodika u cijeloj regiji Sredneobskaya nafte i plina.

Vikulovskaya svita (K1a-al) sastoji se od dvije podformacije.

Donja je pretežno glinovita, a gornja pjeskovito-ilovasta s prevlastom pješčenjaka i alevrita. Formaciju karakterizira prisutnost biljnog detritusa. Debljina svite kreće se od 264 m na zapadu do 296 m na sjeveroistoku.

Hanti-Mansijsk svita (K1a-2s) predstavljena je neravnomjernim prožimanjem pjeskovito-glinovitih stijena s prevlašću prvih u gornjem dijelu presjeka. Stijene svite karakteriziraju obilje karbonatnog detritusa. Debljina svite varira od 292 do 306 m.

Uvatskaya svita (K2s) je predstavljena neravnomjernim naoblačenjem pijeska, alevrita i pješčenjaka. Formaciju karakterizira prisutnost ugljenisanih i željeznih biljnih ostataka, karbonatnog detritusa i jantara. Debljina formacije je 283-301 m.

Bertsovskaya formacija (K2k-st-km) se dijeli na dvije podformacije. Donji, koji se sastoji od glina, sivog montmorelonita, sa međuslojevima nalik na opoka, debljine od 45 do 94 m, a gornji, predstavljen sivim, tamno sivim, silikatnim, pjeskovitim glinama, debljine 87-133 m.

Gankinskaya svita (K2mP1d) sastoji se od sivih, zelenkasto-sivih glina koje prelaze u lapor sa zrncima glaukonita i konkrecijama siderita. Debljina mu je 55-82m.

Paleogenski sustav (P2)

Paleogenski sustav uključuje stijene formacija Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky i Turtas. Prva tri su morska ležišta, ostala su kontinentalna.

Talitskaya formacija je sastavljena od sloja tamnosive gline, na pojedinim područjima muljevitih. Postoje peritizirani biljni ostaci i riblje ljuske. Debljina formacije je 125-146 m.

Lyulinvorskaya svita je predstavljena žućkastozelenim glinama, u donjem dijelu presjeka, često opokoidnim s međuslojevima tikvica. Debljina formacije je 200-363 m.

Tavdinskaya svita koja zaokružuje dio morskog paleogena sačinjena je od sivih, plavičasto-sivih glina s prosjecima alevrita. Debljina apartmana je 160-180 m.

Atlymskaya formacija je sastavljena od kontinentalnih aluvijalno-morskih naslaga, koje se sastoje od pijeska, sivog do bijelog, pretežno kvarca s međuslojevima smeđeg ugljena, gline i alevrita. Debljina apartmana je 50-60 m.

Novomihajlovskaja svita - predstavljena je neravnomjernom prožimanjem sivih, sitnozrnih, kvarc-feldspat pijesaka sa sivim i smeđe-sivim glinama i alevritom s naslagama pijeska i mrkog ugljena. Debljina formacije ne prelazi 80 m.

Turtasskaya svita se sastoji od zelenkasto-sivih glina i aleveta, tanko naslojenih međuslojevima dijatomita i kvarc-glaukonitnih pijeska. Debljina apartmana je 40-70 m.

kvartarni sustav (Q)

Prisutan je posvuda i u donjem dijelu zastupljen je izmjenom pijeska, glina, ilovača i pjeskovitih ilovača, u gornjem dijelu - močvarnim i jezerskim facijama - muljevima, ilovača i pjeskovitih ilovača. Ukupna debljina je 70-100 m.

1.3 Tektonskistruktura

Struktura Ob nalazi se u spojnoj zoni Hanti-Mansijske depresije, Ljaminski megatrogu i grupama izdizanja Salym i West Lempa. Građevine prvog reda kompliciraju nabujala i kupolasta izdizanja drugog reda i zasebne lokalne antiklinalne strukture koje su objekti traženja i istraživanja nafte i plina.

Iz reflektirajućeg horizonta "A" proučavan je suvremeni strukturni plan predjurskog podruma. Na strukturnoj karti, uz reflektirajući horizont "A", prikazani su svi strukturni elementi. U jugozapadnom dijelu regije - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uzvišenja. U sjeverozapadnom dijelu - East Selyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, komplicirajući istočnu padinu zone West Lempinskaya uzdizanja. U središnjem dijelu - Zapadno-Sahalinsko korito, istočno od njega Gorškovsko i Sahalinsko uzdizanje, komplicirajući Srednjo-Ljaminski otok i Sahalinski strukturni nos, respektivno.

Na reflektirajućem horizontu "Db", ograničenom na vrh člana Bystrinskaya, prate se izdizanje u obliku kupole Priobskoe, izdizanje niske amplitude West Priobskoe, strukture West Sakhalinskaya, Novoobskaya. Na zapadu područja ocrtava se uzdizanje Khanty-Mani. Sjeverno od Priobskog uzvišenja ističe se Lako lokalno uzdizanje. U južnom dijelu polja u predjelu bunara. 291 Uvjetno se izdvaja bezimeno uzdizanje. Uzdignuta zona East Seliyarovskaya u području istraživanja ocrtana je otvorenom seizmičkom izohipsom - 2280 m. U blizini bušotine 606 može se pratiti izometrijska struktura niske amplitude. Područje Seliyarovskaya prekriveno je rijetkom mrežom seizmičkih profila, na temelju kojih se uvjetno može predvidjeti pozitivna struktura. Seljarovsko izdizanje potvrđuje strukturni plan uz reflektirajući horizont "B". Zbog slabog proučavanja zapadnog dijela područja, seizmičkih istraživanja, sjeverno od strukture Seliyarovskaya, konvencionalno se izdvaja kupolasto bezimeno izdizanje.

1.4 Sadržaj ulja

Na polju Priobskoye, naftonosni stadij pokriva naslage sedimentnog pokrivača znatne debljine od srednje jure do apta i iznosi više od 2,5 km.

Neindustrijski dotoci nafte i jezgra sa znakovima ugljikovodika dobiveni su iz naslaga Tjumenske (formacije Yu 1 i Yu 2) i Bazhenov (formacije Yu 0) formacije. Zbog ograničenog broja raspoloživih geoloških i geofizičkih materijala, struktura ležišta do danas nije dovoljno potkrijepljena.

Komercijalni naftonosni kapacitet uspostavljen je u neokomskim formacijama AS grupe, gdje je koncentrirano 90% istraženih rezervi. Glavni produktivni slojevi zatvoreni su između glinenih jedinica Pimskaya i Bystrinskaya. Naslage su ograničene na lećasta pješčana tijela nastala u šelfskim i klinoformnim naslagama neokoma, čija produktivnost nije kontrolirana suvremenim strukturnim planom i određena je praktički samo prisutnošću produktivnih slojeva ležišta u presjeku. Odsutnost formacijske vode u produktivnom dijelu dionice tijekom brojnih ispitivanja dokazuje da su naslage nafte povezane sa slojevima ovih paketa zatvorena lećasta tijela potpuno ispunjena uljem, a konture naslaga za svaki pješčani sloj određene su granice njegove distribucije. Iznimka je ležište AC 7, gdje su dotoci formacijske vode dobiveni iz pješčanih leća napunjenih vodom.

U sklopu produktivnih neokomskih naslaga identificirano je 9 procijenjenih objekata: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Naslage slojeva AC 7, AC 9 nisu od industrijskog interesa.

Geološki profil prikazan je na slici 1.1

1.5 Karakterizacijaproduktivanslojeva

Glavne rezerve nafte na polju Priobskoye koncentrirane su u neokomskim naslagama. Značajka geološke strukture naslaga povezanih s neokomskim stijenama je da imaju megapoprečno slojevitu strukturu, zbog nastajanja u uvjetima bočnog punjenja prilično dubokog morskog bazena (300-400 m) zbog uklanjanja detrita. terigenski materijal s istoka i jugoistoka. Nastanak neokomskog megakompleksa sedimentnih stijena odvijao se u nizu paleogeografskih uvjeta: kontinentalna sedimentacija, obalno-morska, šelfska i vrlo spora sedimentacija na otvorenom moru.

Kako se pomiče od istoka prema zapadu, postoji nagib (u odnosu na formaciju Bazhenov, koja je regionalna mjerilo) kako glinovitih začinjenih paketa (zonski mjerilo) tako i pjeskovito-alevritnih stijena koje se nalaze između njih.

Prema određenjima stručnjaka iz ZapSibNIGNI-a o fauni i peludi spora, odabranim iz glina u intervalu pojavljivanja pimskog člana, pokazalo se da je starost ovih naslaga hauterivijanska. Svi slojevi koji su iznad člana Pimsk. Indeksirane kao grupa AS, dakle, na polju Priobskoye, formacije BS 1-5 ponovno su indeksirane na AS 7-12.

Pri izračunu rezervi u megakompleksu produktivnih neokomskih naslaga identificirano je 11 produktivnih slojeva: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/ 2-3, AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Rezervoar AS 12 leži u osnovi mega-kompleksa i najdublji je dio u smislu formacije. U sastavu su identificirana tri sloja AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, koji su na većem dijelu površine međusobno odvojeni relativno konzistentnim glinama čija debljina varira od 4 do 10 m. .

Naslage formacije AS 12/3 ograničene su na monoklinski element (konstruktivni nos), unutar kojeg se bilježe niskoamplituda uzdizanja i depresije s prijelaznim zonama između njih.

Glavno ležište AS12/3 otkriveno je na dubinama od 2620-2755m i litološki je zaštićeno sa svih strana. Po površini zauzima središnji terasasti, najizdignutiji dio strukturnog nosa i orijentiran je od jugozapada prema sjeveroistoku. Debljina zasićene uljem varira od 12,8m do 1,4m. Protoci nafte kreću se od 1,02 m 3 /dan, Hd=1239m do 7,5 m 3 /dan pri Hd=1327m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 25,5 km x 7,5 km, visina je 126 m.

Nalazište AS 12/3 otkriveno je na dubinama od 2640-2707 m i ograničeno je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansijsk i zonu njegovog istočnog slijeganja. Spremnik se kontrolira sa svih strana pomoću zona zamjene rezervoara. Stope proizvodnje nafte su niske i iznose 0,4-8,5 m 3 /dan na različitim dinamičkim razinama. Najviša ocjena u luku je fiksirana na -2640 m, a najniža na (-2716 m). Veličina ležišta je 18 puta 8,5 km, visina je 76 m. Tip je litološki oklopljen.

Glavno ležište AS12/1-2 najveće je na terenu. Otkriven na dubinama od 2536-2728 m. Ograničen je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdizanjima male amplitude s prijelaznim zonama između njih. S tri strane struktura je ograničena litološkim zaslonima i samo na jugu (do Vostočno-Frolovske područje) imaju li akumulacije tendenciju razvoja. Debljine zasićene naftom variraju u širokom rasponu od 0,8 do 40,6 m, dok zona maksimalnih debljina (više od 12 m) pokriva središnji dio ležišta, kao i istočni. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 45 km x 25 km, visina je 176 m.

U formaciji AS 12/1-2 otkrivene su naslage dimenzija 7,5 x 7 km, visine 7 m i 11 x 4,5 km, visine 9 m. Oba ležišta su litološki zaštićenog tipa.

Formacija AC 12/0 ima manju razvojnu zonu. Glavno ležište AS 12/0 je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Njegove dimenzije su 41 puta 14 km, visina je 187 m. Potrošnja nafte varira od nekoliko m 3 /dan na dinamičkim razinama do 48 m 3 /dan.

Kapu horizonta AS 12 čini debeo (do 60 m) sloj glinovitih stijena.

Iznad presjeka se nalazi jedinica produktivnih slojeva AS 11, koja uključuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posljednja tri su spojena u jedan brojivi objekt, koji ima vrlo složenu strukturu i u smislu presjeka i površine. U zonama razvoja akumulacija, koje gravitiraju uzvodnim područjima, uočavaju se najznačajnije debljine horizonta s tendencijom povećanja prema sjeveroistoku (do 78,6 m). Na jugoistoku je ovaj horizont predstavljen samo formacijom AS 11/2, u središnjem dijelu - formacijom AS 11/3, na sjeveru - formacijom AS 11/2-4.

Glavno ležište AS11/1 drugo je najveće ležište unutar polja Priobskoye. Sloj AC11/1 razvijen je u uzdizanju gotovo meridijanskom nabujalu, što komplicira monoklinalu. S tri strane ležište je ograničeno glinenim zonama, a na jugu granica je povučena uvjetno. Veličina glavnog ležišta je 48 puta 15 km, visina je 112 m. Stope nafte variraju od 2,46 m 3 /dan na dinamičkoj razini od 1195 m do 11,8 m 3 /dan.

Ležište AS 11/0 identificirano je kao izolirana lećasta tijela na sjeveroistoku i jugu. Debljina mu je od 8,6 m do 22,8 m. Prvo ležište ima dimenzije 10,8 x 5,5 km, drugo 4,7 x 4,1 km. Oba ležišta su litološki oklopljenog tipa. Karakteriziraju ih dotoci nafte od 4 do 14 m 3 /dan na dinamičkoj razini. Horizont AC 10 otkriven je gotovo svim bušotinama i sastoji se od tri sloja AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Glavno ležište AS 10/2-3 otkriveno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu ležišta. Tip ležišta je litološki prosijan, dimenzija 31 puta 11 km, visine do 292 m. Debljine zasićene naftom kreću se od 15,6 m do 0,8 m.

Glavno ležište AS10/1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Veličina ležišta je 38 puta 13 km, visina do 120 m. Južna granica je povučena uvjetno. Debljina zasićenosti naftom varira od 0,4 do 11,8 m. Dotoci bezvodne nafte kretali su se od 2,9 m 3 /dan na dinamičkoj razini od 1064 m do 6,4 m 3 /dan.

Odsjek formacije AS 10 upotpunjuje produktivna formacija AS 10/0 unutar koje su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijalnog prostiranja.

Horizont AC 9 ima ograničenu distribuciju i predstavljen je u obliku zasebnih fascijalnih zona smještenih u sjeveroistočnom i istočnom dijelu strukture, kao i na području jugozapadnog pada.

Neokomske produktivne naslage upotpunjuje sloj AC 7, koji ima mozaični uzorak u distribuciji naftnih i vodenih polja.

Istočno ležište, najveće po površini, otkriveno je na dubinama od 2291-2382 m. Orijentirano je od jugozapada prema sjeveroistoku. Dotoci nafte iznose 4,9-6,7 m 3 /dan na dinamičkim razinama od 1359-875 m. Debljina zasićenosti naftom varira od 0,8 do 67,8 m. Veličina ležišta je 46 puta 8,5 km, visina je 91 m.

Na terenu su otkrivena ukupno 42 ležišta. Glavno ležište u formaciji AS 12/1-2 (1018 km 2) ima maksimalnu površinu, minimalno (10 km 2) je ležište u formaciji AS 10/1.

Zbirna tablica parametara ležišta unutar operativno područje

Tablica 1.1

dubina, m

Prosječna debljina

otvorena

Poroznost. %

Zasićenost uljem..%

Koeficijent

zrnastost

komadanje

geološko proizvodno polje naftno ležište

1.6 Karakterizacijavodonosnicikompleksi

Polje Priobskoye dio je hidrodinamičkog sustava zapadnosibirskog arteškog bazena. Njegova je osobitost prisutnost vodootpornih naslaga gline oligocena-turona, čija debljina doseže 750 m, dijeleći mezokenozojski dio na gornju i donju hidrogeološku etažu.

Gornji kat kombinira turonsko-kvartarne sedimente i karakterizira ga slobodna izmjena vode. U hidrodinamičkom smislu, pod je vodonosnik čije su podzemne i međuslojne vode međusobno povezane.

Sastav gornjeg hidrogeološkog stupnja uključuje tri vodonosnika:

1- Kvartarni vodonosnik;

2 - vodonosnik Novomikhailovsky depozita;

3 - vodonosnik naslaga Atlym.

Komparativna analiza vodonosnika pokazala je da se vodonosnik Atlymsky može uzeti kao glavni izvor velike centralizirane opskrbe kućanstvom i pitkom vodom. Međutim, zbog značajnog smanjenja operativnih troškova, novomikhailovsky horizont se može preporučiti.

Niži hidrogeološki stupanj predstavljaju senomansko-jurske naslage i plavljene stijene gornjeg dijela predjurskog podruma. Na velike dubine u okruženju teških, a ponegdje gotovo stajaćih uvjeta nastaju termalne visoko mineralizirane vode koje imaju visoku zasićenost plinovima i povećanu koncentraciju elemenata u tragovima. Donji kat odlikuje se pouzdanom izolacijom vodonosnika od površinskih prirodnih i klimatskih čimbenika. U svom dijelu izdvajaju se četiri vodonosna kompleksa. Svi kompleksi i akvikludi mogu se pratiti na znatnoj udaljenosti, ali istovremeno se na Priobskom polju uočava glinovitost drugog kompleksa.

Podzemne vode aptisko-cenomanskog kompleksa naširoko se koriste za plavljenje naftnih ležišta u regiji Srednjeg Ob. Vode karakterizira niska korozivnost zbog odsutnosti sumporovodika i kisika u njima.

1.7 Fizikalna i kemijskaSvojstvarezervoartekućine

Ležišna ulja u proizvodnim formacijama AC10, AC11 i AC12 nemaju značajne razlike u svojim svojstvima. Priroda promjene fizikalnih svojstava ulja tipična je za ležišta koja nemaju pristup površini i okružena su rubnom vodom. U ležišnim uvjetima nafte srednje zasićenosti plinom tlak zasićenja je 1,5-2 puta niži od ležišnog tlaka (visok stupanj križnog stezanja).

Eksperimentalni podaci o varijabilnosti ulja duž dijela proizvodnih pogona polja ukazuju na blagu heterogenost nafte unutar ležišta.

Ulja ležišta AC10, AC11 i AC12 su blizu jedna drugoj, lakša nafta u ležištu AC11, molarni udio metana u njemu je 24,56%, ukupan sadržaj ugljikovodika S2N6 -S5N12 je 19,85%. Ulja svih formacija karakteriziraju prevlast normalnog butana i pentana nad izomerima.

Količina lakih ugljikovodika CH4 - C5H12 otopljenih u otplinjenim uljima iznosi 8,2-9,2%.

Naftni plin standardnog odvajanja je s visokim sadržajem masti (sadržaj masti veći od 50), molski udio metana u njemu je 56,19 (sloj AS10) - 64,29 (sloj AS12). Količina etana je znatno manja od količine propana, omjer C2H6/C3H8 je 0,6, što je tipično za plinove naftnih nalazišta. Ukupni sadržaj butana je 8,1-9,6%, pentana 2,7-3,2%, teških ugljikovodika S6N14 + viši 0,95-1,28%. Količina ugljičnog dioksida i dušika je mala, oko 1%.

Degazirana ulja svih formacija su sumporna, parafinska, nisko smolasta, srednje gustoće.

Ulje ležišta AC10 je srednje viskoznosti, sa sadržajem frakcija do 350_C više od 55%, ulja ležišta AC11 i AC12 su viskozna, sa sadržajem frakcija do 350_C od 45% do 54,9%.

Tehnološki kod za ulja formacije AS10-II T1P2, AS11 i AS12-II T2P2 formacije.

Procjena parametara određenih individualnim karakteristikama ulja i plinova izvršena je u skladu s najvjerojatnijim uvjetima prikupljanja, pripreme i transporta nafte u polju.

Uvjeti razdvajanja su sljedeći:

1 stupanj - tlak 0,785 MPa, temperatura 10_C;

2 stupanj - tlak 0,687 MPa, temperatura 30_C;

3 stupanj - tlak 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Stupanj 4 - tlak 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Usporedba prosječnih vrijednosti poroznosti i propusnosti ležištaslojevi AC10-AC12 prema jezgri i logiranju

Tablica 1.2

uzorci

1.8 Procjena rezervi nafte

Procjena rezervi nafte Priobskog polja provedena je u cjelini za ležišta bez diferencijacije po ležištima. Zbog nepostojanja formacijskih voda u litološki ograničenim naslagama, rezerve su izračunate za čisto naftne zone.

Bilančne rezerve nafte polja Priobskoye procijenjene su volumetrijskom metodom.

Osnova za izračun modela ležišta bili su rezultati interpretacije karotaže. Istodobno, sljedeće procjene parametara ležišta uzete su kao granične vrijednosti ležište-neležište: K op 0,145, propusnost 0,4 mD. Iz akumulacija, a time i iz izračuna rezervi, isključene su zone akumulacija u kojima su vrijednosti ovih parametara bile manje od standardnih.

Pri izračunu rezervi korištena je metoda množenja karata tri glavna proračunska parametra: efektivne debljine ulja, koeficijenata otvorene poroznosti i zasićenosti uljem. Efektivni volumen zasićenja naftom izračunat je posebno za kategorije rezervi.

Raspodjela kategorija pričuva izvršena je prema "Klasifikaciji rezervi depozita..." (1983.). Ovisno o stupnju poznavanja ležišta polja Priobskoye, rezerve nafte i otopljenog plina u njima izračunavaju se u kategorijama B, C 1 , C 2 . Rezerve B kategorije identificirane su unutar zadnjih bušotina proizvodnih redova na lijevoj obali izbušenog dijela polja. Rezerve kategorije C 1 identificirane su u područjima koja su proučavana istražnim bušotinama, u kojima su dobiveni komercijalni priljevi nafte ili su bili dostupni pozitivni podaci o karotaži. Zalihe u neistraženim zonama ležišta svrstane su u kategoriju C 2 . Granica između kategorija C 1 i C 2 povučena je na udaljenosti dvostrukog koraka operativne mreže (500x500 m), kako je predviđeno "Klasifikacija ...".

Procjena rezervi završena je množenjem dobivenih volumena naftom zasićenih ležišta za svaki sloj i unutar odabranih kategorija s gustoćom nafte koja je otplinjena tijekom postupnog odvajanja nafte i faktorom konverzije. Valja napomenuti da se oni ponešto razlikuju od onih koji su prethodno prihvaćeni. To je, prvo, zbog isključenja iz proračuna bušotina koje se nalaze daleko izvan licenciranog područja, i, drugo, zbog promjena indeksacije ležišta u pojedinim istražnim bušotinama kao rezultat nove korelacije proizvodnih ležišta.

Prihvaćeni proračunski parametri i dobiveni rezultati proračuna rezervi nafte i dati su u nastavku.

1.8.1 Dioniceulje

Od 01.01.98., VGF rezerve nafte navedene su u iznosu od:

Nadoknadivo 613380 tisuća tona.

Nadoknadivo 63718 tisuća tona.

Nadoknadivo 677098 tisuća tona.

Rezerve nafte po ležištima

Tablica 1.3

bilanca stanja

bilanca stanja

Ekstrakt.

Bilanca stanja

Ekstrakt.

Na izbušenom dijelu lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, provedena je Partija izračunavanja rezervi Yuganskneftegaz JSC.

U izbušenom dijelu koncentrirano je 109438 tisuća tona. bilance i 31131 tisuća tona. povratne rezerve nafte uz faktor iskorištenja nafte od 0,284.

Za izbušeni dio rezerve su raspoređene po slojevima kako slijedi:

Stanje sloja AC10 50%

Povratno 46%

Plast AS11 saldo 15%

Povratno 21%

Stanje sloja AC12 35%

Nadoknadivo 33%

Na području koje se razmatra, glavni volumen rezervi koncentriran je u slojevima AS10 i AS12. Ovo područje sadrži 5,5% rezervi nafte. 19,5% pričuva formacije AC10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (lijeva obaladio)

Dioniceuljenazonaeksploatacije

Tablica 1.4

Rezerve nafte, tisuće tona

CIN dijeli udjele.

bilanca stanja

nadoknadivo

*) Za dio teritorija kategorije C1, s kojeg se proizvodi ulje

2 . Metode rudarenja, korištena oprema

Razvoj svakog proizvodnog pogona AS 10 , AS 11 , AS 12 izveden je postavljanjem bušotina po linearnom trorednom trokutastom uzorku s gustoćom mreže 25 ha/bušotinu, uz bušenje svih bušotina do AS. 12 formacija.

U 2007. godini SibNIINP je pripremio "Dodatak tehnološkoj shemi za pilot razvoj lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, uključujući poplavni dio N4", u kojem su izvršene prilagodbe za razvoj lijevoobalnog dijela polja. polje s priključkom na rad novih klastera N140 i 141 u poplavnom dijelu terena . Sukladno ovom dokumentu planira se implementacija trorednog blok sustava (gustoća mreže - 25 ha/bušotina) s prijelazom na blok-zatvoreni sustav u kasnijoj fazi razvoja.

Dinamika glavnih tehničko-ekonomskih pokazatelja razvoja prikazana je u tablici 2.1

2. 1 DinamikamajorpokazateljirazvojPriobskyMjesto rođenja

tablica 2.1

2. 2 Analizamajortehnički i ekonomskipokazateljirazvoj

Dinamika pokazatelja razvoja temeljena na tablici 2.1 prikazana je na sl. 2.1.

Polje Priobskoye razvija se od 1988. godine. Tijekom 12 godina razvoja, kao što je vidljivo iz Tablice 3, proizvodnja nafte konstantno raste.

Ako je 1988. bilo 2300 tona nafte, onda je do 2010. doseglo 1485000 tona, tekuća proizvodnja porasla je s 2300 na 1608000 tona.

Tako je do 2010. kumulativna proizvodnja nafte iznosila 8583,3 tisuće tona. (tablica 3.1) .

Od 1991. godine, radi održavanja ležišnog tlaka, puštene su u rad injekcione bušotine i počelo se injektiranje vode. Na kraju 2010. godine fond injektnih bušotina iznosio je 132 bušotine, a utiskivanje vode povećano je sa 100 na 2362 tisuće tona. do 2010. godine. S povećanjem ubrizgavanja, povećava se prosječni protok nafte u operativnim bušotinama. Do 2010. godine protok se povećava, što se objašnjava pravilnim odabirom količine ubrizgane vode.

Također, od trenutka puštanja u rad injektorskog fonda počinje rast vodotoka u proizvodnji i do 2010. godine dostiže razinu od -9,8%, prvih 5 godina isječak je 0%.

Do 2010. godine fond proizvodnih bušotina iznosio je 414 bušotina, od čega 373 bušotine koje proizvode proizvode mehaniziranom metodom. Do 2010. godine kumulativna proizvodnja nafte iznosila je 8583,3 tisuće tona. (tablica 2.1) .

Polje Priobskoye jedno je od najmlađih i najperspektivnijih u Zapadnom Sibiru.

2.3 Osobitostirazvoj,utječućinaeksploatacijebunari

Polje se odlikuje niskim protokom bušotine. Glavni problemi razvoja polja bili su niska produktivnost proizvodnih bušotina, niska prirodna (bez lomljenja formacija injektiranom vodom) injektivnost injektnih bušotina, kao i loša preraspodjela tlaka na naslage tijekom održavanja ležišnog tlaka (zbog slabog hidrodinamička povezanost pojedinih dionica akumulacija). Kao poseban problem razvoja polja treba izdvojiti eksploataciju formacije AS 12. Zbog niske proizvodnje, mnoge bušotine u ovoj formaciji moraju biti zatvorene, što može dovesti do očuvanja značajnih rezervi nafte na neodređeno vrijeme. Jedan od smjerova rješavanja ovog problema u formaciji AS 12 je provedba mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonata kako po površini tako i po presjeku. Ležišta horizonta AS 10 i AS 11 su srednje i nisko produktivna, a AS 12 su abnormalno niska.

Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih slojeva polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve i bez korištenja metoda poticanja proizvodnje.

To potvrđuje iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

3 . Primijenjene metode poboljšanog povrata nafte

3.1 Izbormetodaudaracnauljedepozit

Odabir metode utjecaja na naftna ležišta određen je nizom čimbenika od kojih su najznačajniji geološke i fizičke karakteristike ležišta, tehnološke mogućnosti primjene metode u određenom području te ekonomski kriteriji. Gore navedene metode stimulacije formacije imaju brojne modifikacije i, u svojoj osnovi, temelje se na velikom skupu sastava korištenih radnih sredstava. Stoga pri analizi postojeće metode utjecaja, ima smisla, prije svega, koristiti iskustvo razvoja polja u Zapadnom Sibiru, kao i polja u drugim regijama sa svojstvima ležišta sličnim polju Priobskoye (prvenstveno niska propusnost ležišta) i formacijskim fluidima.

Od metoda intenziviranja proizvodnje nafte utjecajem na zonu dna bušotine, najčešće se koriste:

hidrauličko frakturiranje;

tretmani kiselinom;

fizikalne i kemijske obrade raznim reagensima;

termofizičke i termo-kemijske obrade;

pulsno-udarni, vibroakustički i akustični utjecaj.

3.2 Geološki i fizikalni kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije u polju Priobskoye

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja Priobskoye za procjenu primjenjivosti različitih metoda utjecaja su:

dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

ležišta su litološki prosijana, prirodni režim je elastično zatvoren,

debljina šavova AS 10, AS 11 i AS 12 je do 20,6, 42,6 i 40,6 m.

početni tlak u rezervoaru - 23,5-25 MPa,

temperatura rezervoara - 88-90 0 C,

niska propusnost ležišta, prosječne vrijednosti prema rezultatima studije jezgre - za slojeve AC 10, AC 11 i AC 12, redom, 15,4, 25,8, 2,4 mD,

visoka lateralna i vertikalna heterogenost ležišta,

gustoća ulja u ležištu - 780-800 kg / m 3,

viskoznost nafte u formaciji - 1,4-1,6 mPa*s,

tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

ulje naftenske serije, parafinsko i nisko smolasto.

Uspoređujući prikazane podatke s poznatim kriterijima za učinkovitu primjenu metoda stimulacije ležišta, može se primijetiti da se, čak i bez detaljne analize, navedene metode za polje Priobskoye mogu isključiti iz navedenog: toplinske metode i polimerno plavljenje (npr. metoda istiskivanja nafte iz ležišta). Toplinske metode koriste se za ležišta s visokoviskoznim uljima i na dubinama do 1500-1700 m. Polimerno plavljenje se poželjno koristi u ležištima s propusnošću većom od 0,1 μm 2 za istiskivanje nafte viskoznosti od 10 do 100 mPa * s i na temperaturama do 90 0 C (za više temperature koriste se skupi, posebni polimeri).

3.2.1 Zalivanje vodom

Iskustvo u razvoju domaćih i stranih područja pokazuje da je plavljenje prilično učinkovita metoda utjecaja na akumulacije niske propusnosti uz strogo poštivanje potrebnih zahtjeva za tehnologiju njegove provedbe.

Među glavnim razlozima koji uzrokuju smanjenje učinkovitosti plavljenja niskopropusnih formacija su:

pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

bubrenje glinenih komponenti stijene u kontaktu s ubrizganom vodom,

začepljenje kolektora finim mehaničkim nečistoćama u injektiranoj vodi,

taloženje naslaga soli u poroznom mediju ležišta tijekom kemijske interakcije injektirane i formacijske vode,

smanjenje pokrivenosti ležišta plavljenjem zbog stvaranja pukotina oko injektnih bušotina i njihovog širenja u dubinu ležišta (kod diskontinuiranih ležišta također je moguće neznatno povećati pokrivenost ležišta duž dionice),

Značajna osjetljivost na prirodu vlaženja stijene ubrizganim agensom Značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog parafinske precipitacije.

Manifestacija svih ovih pojava u niskopropusnim ležištima uzrokuje značajnije posljedice nego u visokopropusnim stijenama.

Kako bi se uklonio utjecaj ovih čimbenika na proces plavljenja, prikladno tehnološka rješenja: optimalne mreže bušotina i tehnološki načini rada bušotina, utiskivanje vode traženog tipa i sastava u ležišta, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanje posebnih komponenti vodi.

Za polje Priobskoye, poplavu treba smatrati glavnom metodom obrade.

Korištenje otopina surfaktanata na terenu je odbijen, prvenstveno zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u niskopropusnim ležištima.

Za polje Priobskoye i alkalna poplava ne može se preporučiti iz sljedećih razloga:

Glavni je prevladavajući strukturni i slojeviti sadržaj gline u ležištima. Glinene agregate predstavljaju kaolinit, klorit i hidromica. Interakcija lužine s glinenim materijalom može dovesti ne samo do bubrenja gline, već i do uništenja stijene. Alkalna otopina niske koncentracije povećava koeficijent bubrenja gline za 1,1-1,3 puta i smanjuje propusnost stijene za 1,5-2 puta u usporedbi sa slatkom vodom, što je kritično za niskopropusna ležišta polja Priobskoye. Korištenje otopina visoke koncentracije (smanjenje bubrenja glina) aktivira proces uništavanja stijene. Osim toga, gline s visokim ionskim izmjenjivačem mogu negativno utjecati na tekućinu izmjenjivanjem natrija za vodik.

Snažno razvijena heterogenost formacije i veliki broj međuslojeva, što dovodi do niske pokrivenosti formacije alkalnom otopinom.

Glavna prepreka za korištenje emulzijski sustavi za utjecaj na naslage polja Priobskoye su niske filtracijske karakteristike ležišta polja. Otpor filtracije stvoren emulzijama u niskopropusnim ležištima dovest će do naglog smanjenja injektivnosti injektnih bušotina i smanjenja brzine povrata nafte.

3.3 Metode utjecanja na zonu formiranja u dnu rupe radi poticanja proizvodnje

3.3.1 Tretmani kiselinom

Kiselinska obrada formacija provodi se kako bi se povećala i obnovila propusnost ležišta u zoni dna bušotine. Većina ovih radova izvedena je tijekom prijenosa bušotina na injektiranje i naknadnog povećanja njihove injektivnosti.

Standardna obrada kiselinom na polju Priobskoye sastoji se od pripreme otopine koja se sastoji od 14% HCl i 5% HF, s volumenom od 1,2-1,7 m 3 po 1 metar debljine perforirane formacije i upumpavanja u interval perforacije. Vrijeme odgovora je oko 8 sati.

Pri razmatranju učinkovitosti utjecaja anorganskih kiselina uzete su u obzir injekcione bušotine s dugotrajnim (više od jedne godine) utiskivanjem vode prije tretmana. Kao primjer, u tablici 3.1 prikazani su rezultati tretmana za niz injekcionih bušotina.

Liječenje rezultira injekcijskim bušotinama

Tablica 3.1

datum obrade

Injektivnost prije obrade (m 3 / dan)

Injektivnost nakon tretmana (m 3 / dan)

Tlak ubrizgavanja (atm)

Vrsta kiseline

Analiza provedenih tretmana pokazuje da sastav klorovodične i fluorovodične kiseline poboljšava propusnost zone uz bušotinu, injektivnost bušotina povećana je od 1,5 do 10 puta, a učinak se može pratiti od 3 mjeseca do 1 godine.

Dakle, na temelju analize kiselih tretmana provedenih na terenu, može se zaključiti da je svrsishodno provesti kiselinske obrade donjih zona injektnih bušotina kako bi se obnovila njihova injektivnost.

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

Hidraulično frakturiranje (HF) jedna je od najučinkovitijih metoda za intenziviranje proizvodnje nafte iz niskopropusnih ležišta i povećanje iskorištenja naftnih rezervi. Hidrauličko frakturiranje ima široku primjenu u domaćoj i inozemnoj proizvodnoj praksi.

Na polju Priobskoye već je akumulirano značajno iskustvo hidrauličkog frakturiranja. Analiza provedena na polju hidrauličkog lomljenja ukazuje na visoku učinkovitost ove vrste stimulacije proizvodnje za polje, unatoč značajnoj stopi pada proizvodnje nakon hidrauličkog frakturiranja. Hidrauličko frakturiranje u slučaju polja Priobskoye nije samo metoda intenziviranja proizvodnje, već i povećanje iskorištenja nafte. Prvo, hidrauličko frakturiranje omogućuje vam da povežete nedrenirane rezerve nafte u povremene rezervoare polja. Drugo, ovu vrstu udar omogućuje odabir dodatne količine nafte iz niskopropusne formacije AS 12 za prihvatljivo vrijeme rada na terenu.

Razreddodatniplijenizdržanjehidrauličko frakturiranjenaPriobskypolje.

Uvođenje metode hidrauličkog frakturiranja na polju Priobskoye započelo je 2006. godine, kao jedne od najpreporučljivijih metoda stimulacije u ovim razvojnim uvjetima.

U razdoblju od 2006. do siječnja 2011. na polju su izvedene 263 operacije hidrauličkog frakturiranja (61% fonda). Glavni broj hidrauličkog frakturiranja izveden je 2008. godine - 126.

Na kraju 2008. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja već je iznosila oko 48% ukupne nafte proizvedene tijekom godine. Štoviše, najveći dio dodatne proizvodnje činila je nafta iz ležišta AS-12 - 78,8% ukupne proizvodnje iz ležišta i 32,4% ukupne proizvodnje. Za ležište AC11 - 30,8% ukupne proizvodnje za ležište i 4,6% proizvodnje općenito. Za ležište AC10 - 40,5% ukupne proizvodnje za ležište i 11,3% proizvodnje općenito.

Kao što se može vidjeti, glavni objekt za hidrauličko frakturiranje bila je formacija AS-12 kao najniskoproduktivnija i koja sadrži većinu rezervi nafte u lijevoj obali polja

Na kraju 2010. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja iznosila je više od 44% proizvodnje nafte iz cjelokupne nafte proizvedene tijekom godine.

Dinamika proizvodnje nafte za polje u cjelini, kao i dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja, prikazana je u tablici 3.2.

Tablica 3.2

Evidentan je značajan porast proizvodnje nafte zbog hidrauličkog frakturiranja. Od 2006. dodatna proizvodnja iz hidrauličkog frakturiranja iznosi 4900 tona, a svake godine raste povećanje proizvodnje iz hidrauličkog frakturiranja. Maksimalna vrijednost rasta je 2009. (701.000 tona), a do 2010. vrijednost dodatne proizvodnje pada na 606.000 tona, što je za 5.000 tona manje nego u 2008. godini.

Stoga se hidrauličko frakturiranje treba smatrati glavnim načinom povećanja iskorištenja nafte na polju Priobskoye.

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Dodatni način povećanja produktivnosti bušotina je poboljšanje operacija perforacije, kao i stvaranje dodatnih filtracijskih kanala tijekom perforacije.

Poboljšanje u CCD perforaciji može se postići korištenjem snažnijih perforacijskih punjenja za povećanje dubine perforacije, povećanje gustoće perforacije i korištenje faza.

Metode izrade dodatnih filtracijskih kanala mogu uključivati, na primjer, tehnologiju stvaranja sustava pukotina tijekom sekundarnog otvaranja ležišta s perforatorima na cijevima - sustav frakturirane perforacije ležišta (FSPP).

Ovu tehnologiju prvi je upotrijebio Marathon (Texas, SAD) 2006. godine. Njegova bit leži u perforaciji produktivne formacije snažnim perforatorima od 85,7 mm s gustoćom od oko 20 rupa po metru tijekom potiskivanja na formaciju, nakon čega slijedi fiksiranje perforacijskih kanala i pukotina propantom - frakcijom boksita od 0,42 do 1,19 mm.

Slični dokumenti

    Opis trenutnog stanja razvoja Južno-Priobskog polja. Organizacijska struktura UBR. Tehnika bušenja naftne bušotine. Konstrukcija bušotine, rad čaura i obrada bušotine. Trgovinska naknada i obradu nafte i plina.

    izvješće o praksi, dodano 07.06.2013

    Povijest razvoja i razvoja ležišta Priobskoye. Geološke karakteristike naftom zasićenih ležišta. Analiza učinka bušotine. Utjecaj na naftonosne formacije hidrauličkog frakturiranja - glavna metoda intenziviranja.

    seminarski rad, dodan 18.05.2012

    Geološke i fizičke karakteristike objekta AC10 u južnom dijelu polja Priobskoye. Karakteristike fonda bušotina i pokazatelji njihovog rada. Razvoj tehnologije istraživanja za višeslojna naftna polja. Analiza osjetljivosti projekta na rizik.

    rad, dodan 25.05.2014

    Opće informacije o ležištu Priobskoye, njegovim geološkim karakteristikama. Produktivne formacije unutar mega-kompleksa neokomskih naslaga. Svojstva ležišnih tekućina i plinova. Uzroci onečišćenja zone formiranja u dnu rupe. Vrste tretmana kiselinom.

    seminarski rad, dodan 06.10.2014

    kratak opis Naftno polje Priobskoye, geološka struktura područja i opis proizvodnih slojeva, procjena rezervi nafte i plina. Integrirana geofizička istraživanja: izbor i opravdanost metoda za provođenje terenskog rada.

    rad, dodan 17.12.2012

    Izgradnja usmjerenog bunara za geološki uvjeti Priobskoye depozit. Stope potrošnje tekućina za bušenje prema intervalima bušenja. Formulacije tekućine za bušenje. Oprema u cirkulacijskom sustavu. Prikupljanje i obrada otpada od bušenja.

    seminarski rad, dodan 13.01.2011

    Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija i opće informacije o rezervama. Povijest razvoja polja. Analiza pokazatelja uspješnosti zaliha bušotina. Glavne metode za povećanje iskorištenja nafte i sudjelovanje u razvoju zaostalih rezervi nafte.

    seminarski rad, dodan 22.01.2015

    Geološke karakteristike polja Khokhryakovskoye. Obrazloženje racionalnog načina dizanja tekućine u bušotinama, ušću bušotine, bušotinskoj opremi. Status razvoja polja i bušotine. Kontrola razvoja polja.

    rad, dodan 03.09.2010

    Razvoj plinskih polja. Geološke i tehničke karakteristike ležišta. Produktivni slojevi i objekti. Sastav plina Orenburškog polja. Opravdanje dizajna fontana liftova. Izbor promjera i dubine spuštanja fontane cijevi.

    seminarski rad, dodan 14.08.2012

    Podaci o ležištu Amangeldy: struktura i geološki presjek, sadržaj plina. Sustav razvoja terena. Proračun rezervi plina i kondenzata. Procjena i rad bušotina. Tehničko-ekonomski pokazatelji razvoja plinonosnog polja.