Priobskoe ležište Khmao. Priobskoye naftno polje - iv_g
Priobskoye polje nalazi se u središnjem dijelu Zapadnosibirske ravnice. Administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk, 65 km istočno od Hanti-Mansijska i 100 km zapadno od grada. Nefteyugansk.
Tijekom razdoblja 1978.-1979 Kao rezultat detaljnog seizmičkog istraživanja CDP-a identificirano je uzvišenje Priobskoe. Od ovog trenutka počinje detaljno proučavanje geološke strukture teritorija: raširen razvoj seizmičkih istraživanja u kombinaciji s dubokim bušenje.
Otkriće polja Priobskoye dogodilo se 1982. godine kao rezultat bušenje i ispitivanje bušotine 151, kada je dobiven komercijalni dotok ulje protok od 14,2 m 3 / dan pri prigušnici od 4 mm iz intervala 2885-2977 m (formacija Tjumen YUS 2) i 2463-2467 m (formacija AS 11 1) - 5,9 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1023 m.
Struktura Priob, prema tektonskoj karti pokrova mezo-kenozojske platforme.
Zapadnosibirska geosinekliza nalazi se u zoni spoja Hanti-Mansijske depresije, Ljaminskog megakorila, Salimske i Zapadno-Ljaminske grupe uzvišenja.
Strukture prvog reda su komplicirane valovitim i kupolastim uzvišenjima drugog reda i pojedinačnim lokalnim antiklinalnim strukturama, koje su predmet prospekcije i istražnih radova na ulje I plin.
Produktivne formacije u polju Priobskoye su formacije grupe "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. U stratigrafskom smislu ovi slojevi pripadaju krednim naslagama gornje vartovske formacije. Litološki, formacija Gornja Vartovskaja sastoji se od čestih i neujednačenih slojeva muljina s pješčenjacima i siltinima. Muljeviti su tamnosivi, sivi sa zelenkastom nijansom, muljeviti, liskunasti. Pješčenjaci i alevriti su sivi, glinoviti, liskunasti, sitnozrnati. Među muljevitima i pješčenjacima nalaze se proslojci glinovitih vapnenaca i sideritnih konkrecija.
Stijene sadrže pougljenjeni biljni detritus, rijetko školjkaše (inocerame) loše i srednje očuvanosti.
Propusne stijene produktivnih formacija imaju sjeveroistočno i submeridijalno pružanje. Gotovo sve formacije karakteriziraju povećanje ukupnih efektivnih debljina i koeficijenta sadržaja pijeska, uglavnom u središnjim dijelovima razvojnih zona ležišta, kako bi se povećala svojstva ležišta i, sukladno tome, jačanje klastičnog materijala događa se u istočnim (za slojeve horizont AC 12) i sjeveroistočni smjer (za horizont AC 11).
Horizont AC 12 je debelo pjeskovito tijelo, izduženo od jugozapada prema sjeveroistoku u obliku široke trake s maksimalnom efektivnom debljinom u središnjem dijelu do 42 m (bušotina 237). U ovom horizontu razlikuju se tri objekta: slojevi AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.
Naslage formacije AC 12 3 predstavljene su u obliku lanca pješčanih lećastih tijela sjeveroistočnog pružanja. Efektivne debljine variraju od 0,4 m do 12,8 m, pri čemu su veće vrijednosti ograničene na glavno ležište.
Glavno ležište AS 12 3 otkriveno je na dubinama od -2620 i -2755 m i litološki je prosijano sa svih strana. Dimenzije ležišta su 34 x 7,5 km, a visina 126 m.
Depozit AS 12 3 u području bunara. 241 otkriven je na dubinama od -2640-2707 m i ograničen je na lokalno uzvišenje Khanty-Mansi. Ležište je kontrolirano sa svih strana zonama zamjene ležišta. Dimenzije ležišta su 18 x 8,5 km, visina - 76 m.
Depozit AS 12 3 u području bunara. 234 otkriven je na dubinama od 2632-2672 m i predstavlja leću pješčenjaka na zapadnom padu priobske strukture. Dimenzije ležišta su 8,5 x 4 km, a visina 40 m, vrsta je litološki prosijana.
Depozit AS 12 3 u području bunara. 15-C otkriven je na dubinama od 2664-2689 m unutar Seliyarovsky strukturalne izbočine. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 11,5 x 5,5 km, a visina 28 m.
Ležište AS 12 1-2 je glavno i najveće na terenu. Ograničeno je na monoklinalu, kompliciranu lokalnim uzdizanjima male amplitude (područje bušotina 246, 400) s prijelaznim zonama između njih. Ograničen je s tri strane litološkim ekranima i samo na jugu (prema području Istočne Frolovske) imaju tendenciju razvoja rezervoara. Međutim, s obzirom na značajne udaljenosti, granica ležišta još uvijek je uvjetno ograničena linijom koja prolazi 2 km južno od bušotine. 271 i 259. Zasićen uljem debljine variraju u širokom rasponu od 0,8 m (bušotina 407) do 40,6 m (bušotina 237) pritoka ulje do 26 m 3 /dan na armaturi od 6 mm (bušotina 235). Dimenzije ležišta su 45 x 25 km, visina - 176 m.
Depozit AS 12 1-2 u području bunara. 4-KhM je otkriven na dubinama od 2659-2728 m i ograničen je na pješčanu leću na sjeverozapadnoj padini Hanti-Mansijskog lokalnog uzvišenja. Zasićen uljem debljine variraju od 0,4 do 1,2 m. Dimenzije naslaga su 7,5 x 7 km, visina - 71 m.
Depozit AS 12 1-2 u području bunara. 330 otkriveno na dubinama od 2734-2753 m Zasićen uljem debljine variraju od 2,2 do 2,8 m. Dimenzije ležišta su 11 x 4,5 km, visina - 9 m. Tip - litološki prosijan.
Naslage formacije AS 12 0 - glavne - otkrivene su na dubinama od 2421-2533 m. To je tijelo u obliku leće orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Zasićen uljem debljine variraju od 0,6 (bušotina 172) do 27 m (bušotina 262). Pritoke ulje do 48 m 3 /dan na fitingu od 8 mm. Dimenzije litološki pregledanog depozita su 41 x 14 km, visina - 187 m. AC 12 0 depozita u području bušotine. 331 otkriven je na dubinama od 2691-2713 m i predstavlja leću pješčanih stijena. Zasićen uljem debljina u ovoj bušotini je 10 m. Dimenzije 5 x 4,2 km, visina - 21 m. Protok ulje- 2,5 m 3 /dan na Hd = 1932 m.
Ležište formacije AS 11 je 2-4 litološki pregledanog tipa, ima ih ukupno 8, otvoreno s 1-2 bušotine. Površinski gledano, naslage su smještene u obliku 2 lanca leća u istočnom dijelu (najizdignutije) i na zapadu u potopljenijem dijelu monoklinske strukture. Zasićen uljem debljine na istoku povećavaju se 2 ili više puta u usporedbi sa zapadnim bušotinama. Ukupni raspon promjene je od 0,4 do 11 m.
Depozit formacije AS 11 2-4 u području bušotine 246 otkriven je na dubini od 2513-2555 m. Dimenzije depozita su 7 x 4,6 km, visina - 43 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 247 otkriven je na dubini od 2469-2490 m. Dimenzije ležišta su 5 x 4,2 km, visina - 21 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 251 otkriven je na dubini od 2552-2613 m. Dimenzije depozita su 7 x 3,6 km, visina - 60 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 232 otvoren je na dubini od 2532-2673 m. Dimenzije ležišta su 11,5 x 5 km, visina - 140 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 262 otvorena je na dubini od 2491-2501m. Dimenzije ležišta su 4,5 x 4 km, visina - 10 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine 271 otkriveno je na dubini od 2550-2667 m. Dimenzije ležišta su 14 x 5 km.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 151 je otvoreno na dubini od 2464-2501 m. Dimenzije ležišta su 5,1 x 3 km, visina - 37 m.
Ležište formacije AS 11 2-4 u području bušotine. 293 otkriven je na dubini od 2612-2652 m. Dimenzije depozita su 6,2 x 3,6 km, visina - 40 m.
Naslage formacije AS 11 1 ograničene su uglavnom na pritjemeni dio u obliku širokog pojasa sjeveroistočnog pružanja, s tri strane ograničenog zonama gline.
Glavno ležište AS 11 1 je drugo po veličini unutar polja Priobskoye, otkriveno na dubinama od 2421-2533 m. S tri strane ležište je ograničeno glinenim zonama, a na jugu je granica povučena uvjetno, duž linije koja se proteže 2 km južno od bušotine 271 i 259. Dugovi ulje variraju od 2,46 m 3 /dan na dinamičkoj razini od 1195 m (bušotina 243) do 118 m 3 /dan kroz priključak od 8 mm (bušotina 246). Zasićen uljem debljine variraju od 0,4 m (bušotina 172) do 41,6 m (bušotina 246). Dimenzije ležišta su 48 x 15 km, visina do 112 m, tip - litološki prosijano.
Naslage formacije AS 11 0. Formacija AS 11 0 ima vrlo malu zonu razvoja ležišta u obliku tijela u obliku leće, ograničenih na potopljena područja pritjemenog dijela.
Depozit AS 11 0 u području bunara. 408 otvoren je na dubini od 2432-2501 m. Dimenzije ležišta su 10,8 x 5,5 km, visina - 59 m, litološki prosijani tip. Zaduženje ulje iz bunara 252 iznosio je 14,2 m3/dan na Nd =1410 m.
Depozit AS 11 0 u području bunara. 172 probijena je jednom bušotinom na dubini od 2442-2446 m i ima dimenzije 4,7 x 4,1 km, visina - 3 m. Protok ulje iznosila je 4,8 m 3 /dan na Hd = 1150 m.
Depozit AS 11 0 u području bunara. 461 mjeri 16 x 6 km. Zasićen uljem debljina varira od 1,6 do 4,8 m. Tip ležišta - litološki prosijano. Zaduženje ulje iz bunara 461 iznosio je 15,5 m 3 /dan, Nd = 1145 m.
Depozit AS 11 0 u području bunara. 425 prodrla je jedna bušotina. Zasićen uljem snaga - 3,6 m. Protok ulje iznosila je 6,1 m 3 /dan pri Nd =1260 m.
Horizont AS 10 otkriven je unutar središnje zone polja Priobskoye, gdje je ograničen na više potopljenih područja pritjemenog dijela, kao i na jugozapadno krilo strukture. Podjela horizonta na slojeve AS 10 1, AS 10 2-3 (u središnjem i istočnom dijelu) i AS 10 2-3 (u zapadnom) u određenoj je mjeri proizvoljna i određena je uvjetima nastanka i formiranje ovih naslaga, uzimajući u obzir litološki sastav stijena i fizikalno-kemijske karakteristike ulja.
Glavno ležište AS 10 2-3 otkriveno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu polja. Dugovanja ulje su u rasponu od 1,5 m 3 /dan na spoju od 8 mm (bušotina 181) do 10 m 3 /dan na Nd = 1633 m (bušotina 421). Zasićen uljem debljine se kreću od 0,8 m (bušotina 180) do 15,6 m (bušotina 181). Dimenzije ležišta su 31 x 11 km, visina do 292 m, ležište je litološki prosijano.
Depozit AC 10 2-3 u području bunara. 243 otkriven na dubinama od 2393-2433 m. Stopa proizvodnje ulje iznosi 8,4 m 3 /dan pri Nd =1248 m (bušotina 237). Zasićen uljem debljina - 4,2 - 5 m. Dimenzije 8 x 3,5 km, visina do 40 m. Vrsta ležišta - litološki prosijano.
Depozit AC 10 2-3 u području bunara. 295 otvoren je na dubinama od 2500-2566 m i kontroliran je zonama stvaranja gline. Zasićen uljem debljine variraju od 1,6 do 8,4 m. U bušotini. 295, dobiveno je 3,75 m 3 /dan na Hd = 1100 m. Dimenzije ležišta su 9,7 x 4 km, visina - 59 m.
Glavno ležište AS 10 1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Zone zamjene ležišta kontroliraju ležište s tri strane, a na jugu se njegova granica povlači uvjetno na udaljenosti od 2 km od bušotine. 259 i 271. Zasićen uljem debljine variraju od 0,4 (bušotina 237) do 11,8 m (bušotina 265). Dugovanja ulje: od 2,9 m 3 /dan na Nd =1064 m (bušotina 236) do 6,4 m 3 /dan na spojnici od 2 mm. Dimenzije ležišta su 38 x 13 km, visina do 120 m, vrsta ležišta - litološki prosijano.
Depozit AC 10 1 u području bunara. 420 otkriven je na dubinama od 2480-2496 m. Dimenzije depozita su 4,5 x 4 km, visina - 16 m.
Depozit AC 10 1 u području bunara. 330 otkriven je na dubinama od 2499-2528 m. Dimenzije depozita su 6 x 4 km, visina - 29 m.
Depozit AC 10 1 u području bunara. 255 otkrivena je na dubinama od 2468-2469 m. Dimenzije ležišta su 4 x 3,2 km.
Dionicu formacije AS 10 zaokružuje proizvodna formacija AS 10 0. Unutar kojeg su identificirana tri ležišta smještena u obliku lanca submeridijanskog pružanja.
Nanos AC 10 0 u području bunara. 242 je otvoren na dubinama od 2356-2427 m i litološki je pregledan. Dugovanja ulje iznose 4,9 - 9 m 3 /dan na Hd-1261-1312 m. Zasićen uljem debljine su 2,8 - 4 m. Dimenzije ležišta su 15 x 4,5 km, visina do 58 m.
Nanos AC 10 0 u području bunara. 239 otkriven na dubinama od 2370-2433 m. Stope proizvodnje ulje iznose 2,2 - 6,5 m 3 /dan na Hd-1244-1275 m. Zasićen uljem debljine su 1,6 -2,4 m. Dimenzije ležišta su 9 x 5 km, visina do 63 m.
Nanos AC 10 0 u području bunara. 180 je otvoren na dubinama od 2388-2391 m i litološki je pregledan. Zasićen uljem debljina - 2,6 m. Dotok ulje iznosila je 25,9 m 3 /dan na Hd-1070 m.
Pokrov iznad horizonta AC 10 predstavljen je članom glinovitih stijena, koji varira od 10 do 60 m od istoka prema zapadu.
Pješčano-alevritske stijene formacije AC 9 imaju ograničenu rasprostranjenost i predstavljene su u obliku facijesnih prozora, gravitirajući uglavnom sjeveroistočnom i istočnom dijelu strukture, kao i jugozapadnom ponoru.
Rezervoar AC 9 u zoni bunara. 290 otkriven je na dubinama od 2473-2548 m i ograničen je na zapadni dio polja. Zasićen uljem debljine se kreću od 3,2 do 7,2 m. Protoci ulje su 1,2 - 4,75 m 3 / dan na Hd - 1382-1184 m. Veličina depozita je 16,1 x 6 km, visina - do 88 m.
Na istoku polja identificirana su dva manja ležišta (6 x 3 km). Zasićen uljem debljine variraju od 0,4 do 6,8 m. Pritoci ulje 6 i 5,6 m 3 /dan na Hd = 1300-1258 m. Naslage su litološki prosijane.
Neokomske produktivne naslage dovršene su formacijom AC 7, koja ima vrlo mozaičan uzorak u postavljanju naftonosni i polja vodonosnika.
Najveća po površini, istočna naslaga sloja AS 7 otkrivena je na dubinama od 2291-2382 m. S tri strane je konturirana zonama zamjene ležišta, a na jugu je njezina granica uvjetna i povučena je duž linije 2 km od bušotina 271 i 259. Ležište je orijentirano u smjeru jugozapad-sjeveroistok. Pritoke ulje: 4,9 - 6,7 m 3 /dan na Hd = 1359-875 m. Zasićen uljem debljine variraju od 0,8 do 7,8 m. Dimenzije litološki prosijane naslage su 46 x 8,5 km, visine do 91 m.
AC 7 ležište u području bunara. 290 otvoren je na dubini od 2302-2328 m. Naftonosni debljine su 1,6 - 3 m. U zdencu. 290 primilo je 5,3 m 3 /dan ulje pri P = 15 MPa. Veličina ležišta je 10 x 3,6 km, visina - 24 m.
AC 7 ležište u području bunara. 331 otkriven je na dubini od 2316-2345 m i lučno je tijelo u obliku leće. Zasićen uljem debljine variraju od 3 do 6 m. U bušotini. 331 priljev primljen ulje 1,5 m 3 /dan na Hd = 1511 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 17 x 6,5 km, visina - 27 m.
AC 7 ležište u području bunara. 243 otkriven je na dubini od 2254-2304 m. Zasićen uljem debljina 2,2-3,6 m. Dimenzije 11,5 x 2,8 km, visina - 51 m. U bunaru 243 primljeno ulje 1,84 m 3 /dan na Nd-1362 m.
AC 7 ležište u području bunara. 259 otkriven je na dubini od 2300 m i predstavlja leću pješčenjaka. Zasićen uljem debljina 5,0 m. Dimenzije 4 x 3 km.
Priobskoye polje
|
Ime indikatori |
Kategorija |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
|
Početno povratno rezerve, tisuća tona |
Sunce 1 C 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Nagomilano proizvodnja,tisuću tona |
1006 |
|||||||||||
|
Godišnji proizvodnja,tisuću tona |
||||||||||||
|
Pa zaliha rudarstvo injekcija |
||||||||||||
|
Shema bušenje |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
3-redni |
|||
|
Veličina mreže |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Gustoća bunari |
Kratke geološke i terenske karakteristike formacija
Priobskoye polje
|
Mogućnosti |
Indeks |
formiranje |
|||||||||||||
|
Produktivno ležište |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Dubina krova formacije, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Apsolutna kota krova formacije, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Apsolutna elevacija OWC, m |
|||||||||||||||
|
Ukupna debljina formacije, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Efektivna debljina, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
Zasićen uljem debljina, m |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Koeficijent sadržaja pijeska, frakcija, jedinice. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Petrofizička svojstva ležišta
|
Mogućnosti |
Indeks |
formiranje |
|||||||||||||
|
Produktivno ležište |
AS 12 3 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AC 11 1 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Sadržaj karbonata,% |
min-max prosjek |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
S veličinom zrna 0,5-0,25 mm |
min-max prosjek |
1.75 |
|||||||||||||
|
s veličinom zrna 0,25-0,1 mm |
min-max prosjek |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
s veličinom zrna, 0,1-0,01 mm |
min-max prosjek |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
s veličinom zrna, 0,01 mm |
min-max prosjek |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
koeficijent sortiranja, |
min-max prosjek |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Srednja veličina zrna, mm |
min-max prosjek |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Sadržaj gline,% |
|||||||||||||||
|
Vrsta cementa |
glinast, karbonatno-glinast, film-pora. |
||||||||||||||
|
Coeff. Otvorena poroznost. prema jezgri, razlomci jedan |
Min-mak prosjek |
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. propusnost jezgre, 10 -3 µm 2 |
min-max prosjek |
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 |
||||||||
|
Kapacitet zadržavanja vode,% |
min-max prosjek |
||||||||||||||
|
Coeff. Otvorena poroznost prema GIS-u, jed. |
|||||||||||||||
|
Coeff. Propusnost prema GIS-u, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
Coeff. Zasićenost uljem prema GIS-u, udio jed |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Početni tlak u ležištu, mPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Temperatura rezervoara, C |
|||||||||||||||
|
Zaduženje ulje prema rezultatima izviđanja. dobro m3/dan |
Min-mak prosjek |
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 |
|||
|
Produktivnost, m3/dan. mPa |
min-max prosjek |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Hidraulička vodljivost, 10 -11 m -3 /Pa*sec. |
min-max prosjek |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Fizikalno-kemijske karakteristike ulje I plin
|
Mogućnosti |
Indeks |
formiranje |
|
|
Produktivno ležište |
AS 12 3 |
AS 11 2-4 |
AC 10 1 |
|
Gustoća ulje u površnom Uvjeti, kg/m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Gustoća ulje u uvjetima ležišta |
|||
|
Viskoznost pri površinskim uvjetima, mPa.sec |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Viskoznost u ležišnim uvjetima |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Silika gel smole |
7.35 |
7.31 |
|
|
Asfalten |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Sumpor |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Parafin |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Točka tečenja ulje, C 0 |
|||
|
Temperatura zasićenost ulje parafin, C 0 |
|||
|
Prinos frakcija,% |
|||
|
do 100 C 0 |
|||
|
do 150 C 0 |
66.8 |
||
|
do 200 C 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
do 250 C 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
do 300 C 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Komponentni sastav ulje(kutnjak Koncentracija,%) |
|||
|
Karbonski plin |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Dušik |
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 |
|
izobutan |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
Normalni butan |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
izopentan |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
Normalni pentan |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+viši |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Molekulska masa, kg/mol |
161.3 |
||
|
Tlak zasićenja, mPa |
6.01 |
||
|
Koeficijent volumena |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Plin faktor za uvjetnu separaciju m 3 /t |
|||
|
Gustoća plin,kg/m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Tip plin |
|||
|
Komponentni sastav ulje plin (molarna koncentracija,%) |
|||
|
Dušik |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Karbonski plin |
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 |
|
izobutan |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
Normalni butan |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
izopentan |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Pentan |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+viši |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Sastav i svojstva formacijskih voda
|
Kompleks vodonosnika |
|||
|
Produktivno ležište |
AS 12 0 |
AS 11 0 |
AC 10 1 |
|
Gustoća vode pri površinskim uvjetima, t/m3 |
|||
|
Mineralizacija, g/l |
|||
|
Vrsta vode |
klor-ka- |
lica |
|
|
Klor |
9217 |
||
|
Natrij + kalij |
5667 |
||
|
Kaliya |
|||
|
Magnezij |
|||
|
Hidrokarbonat |
11.38 |
||
|
Jod |
47.67 |
||
|
Brom |
|||
|
Bor |
|||
|
Amonijak |
40.0 |
||
Nove tehnologije i pametna politika Yuganskneftegaza poboljšale su stanje naftnog polja Priobskoye, čije su geološke rezerve na razini od 5 milijardi tona nafte.
Naftno polje Priobskoye je ogromno naftno polje u Rusiji. Ovo nepristupačno i udaljeno polje nalazi se 70 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 kilometara od grada Nefteyugansk. Uključen je u zapadnosibirsku naftno-plinsku provinciju. Oko 80% Priobsky NM nalazi se izravno u poplavnoj ravnici rijeke Ob i podijeljeno je vodom na dva dijela. Posebna značajka Priobskoye je poplava tijekom poplavnih razdoblja.
Glavne geološke i fizičke karakteristike ležišta
Posebnost Priobskog je njegova komplicirana geološka struktura koju karakterizira višeslojnost i nizak stupanj produktivnosti. Ležišta glavnih produktivnih formacija karakterizira niska propusnost, nizak sadržaj pijeska, visok sadržaj gline i visoka disektiranost. Ovi čimbenici zahtijevaju korištenje tehnologija hidrauličkog lomljenja u procesu razvoja.
Naslage se nalaze ne dublje od 2,6 km. Pokazatelji gustoće ulja su 0,86–0,87 tona po m³. Količina parafina je umjerena i ne prelazi 2,6%, količina sumpora je oko 1,35%.
Polje je klasificirano kao sumporno i ima klasu nafte II prema GOST-u za rafinerije.Naslage se klasificiraju kao litološki prosijane i imaju elastičnost i zatvorenost prirodnog režima. Debljina slojeva kreće se od 0,02 do 0,04 km. Tlak u ležištu ima početne vrijednosti od 23,5–25 MPa. Temperaturni režim formacija ostaje u rasponu od 88-90 ° C. Ležišni tip nafte ima stabilne parametre viskoznosti i ima dinamički koeficijent od 1,6 MPa s, kao i učinak zasićenja uljem pri tlaku od 11 MPa.
Karakterizira prisutnost voskovitosti i niska smolastost naftenske serije. Početni dnevni volumen operativnih naftnih bušotina varira od 35 do 180 tona. Vrsta bušotina temelji se na rasporedu klastera, a maksimalni faktor iscrpka je 0,35 jedinica. Naftno polje Priobskoye proizvodi sirovu naftu sa značajnom količinom lakih ugljikovodika, što podrazumijeva potrebu za stabilizacijom ili izolacijom APG-a.
Početak razvoja i količina rezervi
Naftno nalazište Priobskoe otkriveno je 1982. godine. Godine 1988. počinje razrada lijevoobalnog dijela polja, a jedanaest godina kasnije počinje razrada desne obale.
Broj geoloških rezervi iznosi 5 milijardi tona, a dokazana i iskoristiva količina procjenjuje se na gotovo 2,5 milijarde tona.
Osobitosti proizvodnje na terenu
Pretpostavlja se da trajanje razvoja prema uvjetima Sporazuma o podjeli proizvodnje neće biti dulje od 58 godina. Maksimalna razina proizvodnje nafte je gotovo 20 milijuna tona nakon 16 godina od trenutka razvoja.
Financiranje u početnoj fazi planirano je na 1,3 milijarde dolara.Stavka kapitalnih izdataka iznosila je 28 milijardi dolara, a troškovi operativnog rada iznosili su 27,28 milijardi dolara.Planirano je uključivanje latvijskih gradova Ventspilsa, Odese i Novorossiyska.
Prema podacima iz 2005. polje ima 954 proizvodne bušotine i 376 injekcijskih bušotina.Tvrtke koje razvijaju to područje
Godine 1991. tvrtke Yuganskneftegaz i Amoso počele su raspravljati o izgledima za zajednički razvoj sjevernog 
obala NM Priobskoye.
Godine 1993. tvrtka Amoso pobijedila je na natjecanju i dobila ekskluzivno pravo na razvoj naftnog polja Priobskoye zajedno s Yuganskneftegazom. Godinu dana kasnije, tvrtke su izradile i Vladi predale projektni ugovor o distribuciji proizvoda, kao i ekološku studiju i studiju izvedivosti izrađenog projekta.
Godine 1995. vlada je pregledala dodatnu studiju izvedivosti, koja je odražavala nove podatke o polju Priobskoye. Po nalogu premijera, formirano je vladino izaslanstvo, uključujući predstavnike Hanti-Mansijskog autonomnog okruga, kao i nekih ministarstava i odjela, kako bi pregovarali o Sporazumu o podjeli proizvodnje u kontekstu razvoja sjevernog segmenta polje Priobskoye.
Sredinom 1996. godine u Moskvi se čula izjava zajedničke rusko-američke komisije o prioritetu dizajnerskih inovacija u energetskoj industriji, uključujući i na području rudnika nafte i plina Priobskoye.
Godine 1998., partner Yuganskneftegaza u razvoju naftnog polja Priobskoye, američka tvrtka Amoso, apsorbirana je od strane britanske tvrtke British Petroleum, a od tvrtke BP/Amoso primljena je službena izjava o prekidu sudjelovanja u projektu razvoja polje Priobskoye.
Tada je u eksploataciju polja bila uključena podružnica državne tvrtke Rosneft, koja je preuzela kontrolu nad središnjom imovinom Yukosa, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC.
Godine 2006. stručnjaci iz NM Priobskoye i tvrtke Newco Well Service izveli su najveće hidrauličko frakturiranje naftnog ležišta u Ruskoj Federaciji, u koje su uspjeli upumpati 864 tone propanta. Operacija je trajala sedam sati, a prijenos uživo mogao se pratiti putem internetskog ureda Yuganskneftegaza.Sada LLC RN-Yuganskneftegaz ustrajno radi na razvoju sjevernog dijela naftnog polja Priobskoye, a razvoj južnog segmenta polja provodi Gazpromneft-Khantos LLC, koji pripada tvrtki Gazpromneft. Južni dio naftnog polja Priobskoye ima male licencirane površine. Od 2008. godine razvoj segmenata Sredne-Shapshinski i Verkhne-Shapshinsky provodi NAC AKI OTYR, koji pripada OJSC Russneft.
Izgledi za Priobskoye NM
Prije godinu dana tvrtka Gazpromneft-Khantos postala je vlasnik licence za provođenje geoloških istraživanja parametara vezanih uz duboke naftom zasićene horizonte. Južni dio naftnog ležišta Priobskoye, uključujući formacije Bazhenov i Achimov, predmet je istraživanja.
Prošlu godinu obilježila je analiza geografskih podataka o području kompleksa Bazheno-Abalak Južnog Priobskog naftnog polja. Skup specijaliziranih analiza jezgre i procjene ove klase rezervi uključuje postupak bušenja četiri istražne i ocjenske bušotine s kosim smjerom.
Horizontalne bušotine bit će bušene u 2016. godini. Za procjenu količine iskoristivih rezervi planirano je višefazno hidrauličko frakturiranje.
Utjecaj ležišta na ekologiju područja
Glavni čimbenici koji utječu na stanje okoliša na terenu su prisutnost emisija u atmosferu 
slojeva. Ove emisije uključuju naftni plin, produkte izgaranja nafte i komponente isparavanja frakcija lakih ugljikovodika. Osim toga, uočena su izlijevanja naftnih proizvoda i komponenti na tlo.
Jedinstvena teritorijalna značajka ležišta je zbog njegovog položaja na poplavnim riječnim krajolicima i unutar vodozaštitne zone. Postavljanje posebnih razvojnih zahtjeva temelji se na visokoj vrijednosti. U ovoj situaciji razmatraju se poplavna područja s karakterističnim visokim dinamizmom i složenim hidrološkim režimom. Ovo područje je odabrano za gniježđenje ptica selica poluvodenih vrsta, od kojih su mnoge uključene u Crvenu knjigu. Ležište se nalazi na području migracijskih putova i zimovališta za mnoge rijetke predstavnike ihtiofaune.
Još prije 20 godina, Središnje povjerenstvo za razvoj NM i GPS pri Ministarstvu goriva i energetike Rusije, kao i Ministarstvo zaštite okoliša i prirodnih resursa Rusije, odobrilo je točnu shemu za razvoj Priobskoye NM. te ekološki dio sve idejne dokumentacije.
Ležište Priobskoye presijeca rijeka Ob na dva dijela. Močvarno je i za vrijeme poplava veći dio bude poplavljen. Upravo su ti uvjeti doprinijeli formiranju mrijestilišta riba na području NM. Ministarstvo goriva i energetike Rusije predstavilo je Državnoj dumi materijale na temelju kojih je zaključeno da je razvoj naftovoda Priobskoye kompliciran zbog postojećih prirodnih čimbenika. Takvi dokumenti potvrđuju potrebu za dodatnim financijskim sredstvima kako bi se na području polja koristile samo najnovije i ekološki prihvatljive tehnologije koje će omogućiti vrlo učinkovitu provedbu mjera zaštite okoliša.
Naftna polja Rusije
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
Sjeverne tri četvrtine polja kontrolirao je YUKOS preko svoje tvrtke kćeri Yuganskneftegaz, a proizvodnja nafte je započela 2000. Godine 2004. Yuganskneftegaz je kupio Rosneft, koji je sada operativna kompanija za taj dio polja. Južnu četvrtinu polja kontrolirala je tvrtka Sibir Energy, koja je započela zajedničko ulaganje sa Sibneftom za razvoj polja, s obujmom proizvodnje koja je započela 2003. Sibneft je nakon toga stekao potpunu kontrolu nad poljem putem korporativnog manevra kako bi razrijedio Sibirov holding. Sibneft je sada većinski kontrolira Gazprom i preimenovan u Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Priobskoye polje (KhMAO)
Rezerve, milijun tona
ABC1 - 1061.5
C2 - 169.9
Proizvodnja u 2007. godini, milijuna tona - 33,6
Dugi niz godina najveće polje, kako po rezervama tako i po količini proizvodnje nafte, bilo je polje Samotlor. U 2007. prvi je put izgubilo prvo mjesto od polja Priobskoye, čija je proizvodnja nafte dosegla 33,6 milijuna tona (7,1% ruske proizvodnje), a dokazane rezerve porasle su u usporedbi s 2006. za gotovo 100 milijuna tona (uzimajući u obzir otkup na proizvodnja).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Abdulmazitov R.D. Geologija i razvoj najvećih i jedinstvenih naftnih i naftnih i plinskih polja u Rusiji.
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
Priobskoje je ogromno naftno polje u Rusiji. Nalazi se u autonomnom okrugu Hanti-Mansijsk, u blizini Hanti-Mansijska. Otvoren 1982. godine. Podijeljen rijekom Ob na dva dijela - lijevu i desnu obalu. Razvoj lijeve obale započeo je 1988., desne - 1999.
Geološke rezerve procjenjuju se na 5 milijardi tona. Dokazane i povratne rezerve procjenjuju se na 2,4 milijarde tona.
Ležište pripada zapadnosibirskoj pokrajini. Otvoren 1982. godine. Naslage na dubini od 2,3-2,6 km. Gustoća nafte je 863-868 kg/m3, umjeren sadržaj parafina (2,4-2,5%) i sadržaj sumpora 1,2-1,3%.
Krajem 2005. godine na terenu se nalaze 954 proizvodne bušotine i 376 injekcijskih bušotina, od čega je 178 bušotina izbušeno tijekom prošle godine.
Proizvodnja nafte na polju Priobskoye u 2007. godini iznosila je 40,2 milijuna tona, od čega Rosneft - 32,77, a Gazprom Neft - 7,43 milijuna tona.
Trenutno, razvoj sjevernog dijela polja provodi RN-Yuganskneftegaz LLC, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio Gazpromneft-Khantos LLC, u vlasništvu Gazprom Nefta.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field
http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
PRIOBSKOE: IMA 100 MILIJUNA! (Rosneft: bilten tvrtke, rujan 2006.) -
1. svibnja 1985. izbušena je prva istražna bušotina na polju Priobskoye. U rujnu 1988. započela je proizvodna proizvodnja na njegovoj lijevoj obali protočnom metodom iz bušotine br. 181-R s protokom od 37 tona na dan. Posljednjeg dana srpnja 2006. naftni radnici iz Priobskog izvijestili su o proizvodnji 100 milijunte tone nafte.
Licenca za razvoj polja pripada OJSC Yuganskneftegaz.
Najveće nalazište u Zapadnom Sibiru - Priobskoye - administrativno se nalazi u regiji Hanti-Mansijsk na udaljenosti od 65 km od Hanti-Mansijska i 200 km od Neftejuganska. Priobskoye je otkriveno 1982. Rijeka Ob ga dijeli na dva dijela - lijevu i desnu obalu. Razvoj lijeve obale započeo je 1988., desne - 1999.
Prema ruskoj klasifikaciji, dokazane rezerve nafte iznose 1,5 milijardi tona, povratne rezerve više od 600 milijuna.
Prema analizi koju je izradila međunarodna revizorska kuća DeGolyer & MacNaughton, na dan 31. prosinca 2005. rezerve nafte Priobskoye polja prema SPE metodologiji su: dokazane 694 milijuna tona, vjerojatne - 337 milijuna tona, moguće - 55 milijuna tona.
Rezerve polja prema ruskim standardima od 1. siječnja 2006.: NGZ (Rezerve nafte i plina) - 2476,258 milijuna tona.
Proizvodnja nafte na polju Priobskoye 2003. godine iznosila je 17,6 milijuna tona, 2004. godine 20,42 milijuna tona, 2005. godine 20,59 milijuna tona. U strateškim razvojnim planovima tvrtke, ležište Priobskoye zauzima jedno od glavnih mjesta - do 2009. godine ovdje se planira proizvesti do 35 milijuna tona.
Posljednjeg dana srpnja 2006. naftni radnici iz Priobskog izvijestili su o proizvodnji 100 milijunte tone nafte. 60% teritorija polja Priobskoye nalazi se u poplavljenom dijelu poplavne ravnice rijeke Ob; u izgradnji jastučića za bušotine, tlačnih naftovoda i podvodnih prijelaza koriste se ekološki prihvatljive tehnologije.
Povijest polja Priobskoye:
Godine 1985. otkrivene su rezerve industrijske nafte, ispitivanje bušotine 181r rezultiralo je dotokom od 58 m3/dan.
Godine 1989. počelo je bušenje 101 klastera (lijeva obala)
1999. godine - puštanje u rad bušotina u 201 klasteru (desna obala)
U 2005. godini dnevna proizvodnja iznosila je 60.200 tona/dan, proizvodni fond 872 bušotine, proizvedeno 87.205,81 tisuća tona od početka razvoja.
Samo posljednjih godina usmjerenim bušenjem na terenu je završeno 29 podvodnih prijelaza, od čega je izgrađeno 19 novih i rekonstruirano 10 starih.
Sadržaji stranice:
Pogonske pumpne stanice - 3
Višefazna crpna stanica Sulzer - 1
Klaster crpne stanice za pumpanje radnog sredstva u formaciju - 10
Plutajuće crpne stanice - 4
Radionice za pripremu i pumpanje ulja - 2
Jedinica za odvajanje ulja (OSN) - 1
U svibnju 2001. jedinstvena višefazna crpna stanica Sulzer instalirana je na 201. klasteru na desnoj obali polja Priobskoye. Svaka pumpa instalacije može pumpati 3,5 tisuća kubičnih metara tekućine na sat. Kompleks opslužuje jedan operater, svi podaci i parametri se prikazuju na monitoru računala. Stanica je jedina u Rusiji.
Nizozemska crpna stanica Rosskor postavljena je na polju Priobskoye 2000. godine. Dizajniran je za pumpanje višefazne tekućine u polju bez upotrebe baklji (kako bi se izbjeglo spaljivanje pratećeg plina u poplavnom dijelu rijeke Ob).
Pogon za preradu bušotine na desnoj obali polja Priobskoye proizvodi vapneno-pješčanu opeku koja se koristi kao građevinski materijal za izgradnju cesta, jastučića za bunare itd. Kako bi se riješio problem korištenja pratećeg plina proizvedenog na polju Priobskoye, na polju Prirazlomnoye izgrađena je prva plinska turbinska elektrana u autonomnom okrugu Khanty-Mansi, koja je opskrbljivala električnom energijom polja Priobskoye i Prirazlomnoye.
Dalekovod izgrađen preko rijeke Ob nema analoga, njegov raspon je 1020 m, a promjer žice, posebno proizvedene u Velikoj Britaniji, je 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
5. studenog 2009. postao je još jedan značajan dan u povijesti Yuganskneftegaza - na polju Priobskoye proizvedena je 200-milijunta tona nafte. Podsjetimo, ovo divovsko naftno polje otkriveno je 1982. godine. Polje se nalazi u blizini Hanti-Mansijska i rijekom Ob je podijeljeno na dva dijela. Razvoj lijeve obale započeo je 1988., desne - 1999. U srpnju 2006. na nalazištu je proizvedena 100-milijunta tona nafte.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24.03.2010. NK Rosneft planira proizvesti 29,6 milijuna tona nafte na polju Priobskoye u 2010. godini, što je 12,4% manje od onoga što je proizvedeno 2009. godine, navodi se u priopćenju odjela za informiranje tvrtke. U 2009. Rosnjeft je iz nalazišta proizveo 33,8 milijuna tona nafte.
Osim toga, prema poruci, Rosneft je danas pustio u rad prvu fazu plinskoturbinske elektrane (GTPP) na naftnom i plinskom polju Priobskoye. Kapacitet prve faze GTPP-a je 135 MW, druga faza planira se pustiti u rad u svibnju 2010., a treća u prosincu. Ukupni kapacitet stanice bit će 315 MW. Izgradnja stanice zajedno s pomoćnim objektima koštat će Rosnjeft 18,7 milijardi rubalja. Istodobno, prema izvješću, zbog napuštanja hidrauličkih konstrukcija i ugradnje opreme za parnu energiju, kapitalni troškovi za izgradnju elektrana na plinske turbine smanjeni su za više od 5 milijardi rubalja.
Šef Rosnefta, Sergej Bogdančikov, istaknuo je da puštanje u pogon Priobska GTPP istovremeno rješava tri problema: korištenje pratećeg plina (APG), opskrbu polja električnom energijom, kao i stabilnost energetskog sustava regije.
U 2009. Rosneft je proizveo više od 2 milijarde kubičnih metara iz polja Priobskoye. m pratećeg naftnog plina (APG), ali iskorišteno tek nešto više od 1 milijarde kubičnih metara. m. Do 2013. slika će se promijeniti: unatoč smanjenju proizvodnje APG-a na 1,5 milijardi kubičnih metara. m, njegova će uporaba doseći 95%, navodi se u izvješću.
Prema S. Bogdanchikovu, Rosneft razmatra mogućnost opskrbe Gazprom Nefta svojom cijevi za transport pratećeg naftnog plina iz polja Priobskoye za korištenje u Južno-Balikskom kompleksu za preradu plina tvrtke SIBUR. O tome izvještava RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Rosnjeft svojim pogonima osigurava do 30% svoje potrošnje energije. Izgrađene su elektrane na prateći plin: na polju Priobskoye, u Vankoru, u Krasnodarskom kraju.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
Gazprom Neft pustio je u rad prvu fazu plinskoturbinske elektrane Južno-Priobskaja (GTPP) na polju Priobskoje (KhMAO), koju je kompanija izgradila za vlastite proizvodne potrebe, navodi se u priopćenju tvrtke.
Kapacitet prve faze GTPP-a bio je 48 MW. Opseg kapitalnih ulaganja za uvođenje prve faze iznosi 2,4 milijarde rubalja.
Trenutačne potrebe za električnom energijom Gazpromneft-Khantosa iznose oko 75 MW električne energije, a prema izračunima stručnjaka tvrtke do 2011. godine potrošnja energije će porasti na 95 MW. Osim toga, u nadolazećim godinama, tarife Tjumenskog energetskog sustava značajno će porasti - sa 1,59 rubalja po kWh u 2009. godini na 2,29 rubalja po kWh u 2011. godini.
Puštanje u rad druge faze elektrane povećat će kapacitet proizvodnje energije Gazpromneft-Khantosa na 96 MW i u potpunosti će zadovoljiti potrebe poduzeća za električnom energijom.
Priobskoye polje je ključna imovina Gazprom Nefta, zauzimajući gotovo 18% proizvodne strukture tvrtke.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Dezagregacija objekata razrade kao metoda povećanja iscrpka nafte
Na polju Priobskoye zajedno se razvijaju tri formacije - AC10, AS11, AS12, a propusnost formacije AC11 je za red veličine veća od propusnosti formacija AC10 i AS12. Za učinkovito razvijanje rezervi iz niskopropusnih AC10 i AC12 formacija, ne postoji druga alternativa osim uvođenja ORRNEO tehnologije, prvenstveno na injekcijskim bušotinama.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
Metodologija integrirane interpretacije rezultata karotaže bušotina korištena u OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA pri proučavanju terigenih presjeka
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Frolovskaya facies zona neokoma Zapadnog Sibira u svjetlu procjene izgleda za naftni i plinski potencijal
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Književnost
Regionalne stratigrafske sheme mezozojskih naslaga Zapadnosibirske nizine. - Tjumenj - 1991.
Geologija nafte i plina u zapadnom Sibiru // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov i dr. - M.: Nedra - 1975. - 680 str.
Katalog stratigrafskih raščlambi // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Br. 67.-313 str.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. i dr. Stratigrafija mezozojskih naslaga platformskog pokrova zapadnosibirske ploče // Problemi geologije zapadnosibirske naftne i plinske provincije / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Broj 11.- 60 str.
Sokolovski A.P., Sokolovski R.A. Anomalni tipovi sekcija formacija Bazhenov i Tutleim Zapadnog Sibira // Bilten korisnika podzemlja Hanti-Mansijskog autonomnog okruga - 2002.-11.- S. 64-69.
Učinkovitost razvoja naftnih polja
U Rusiji se i horizontalne bušotine i hidrauličko frakturiranje koriste u dovoljnim količinama u niskopropusnim ležištima, na primjer, u polju Priobskoye, gdje je propusnost samo od 1 do 12 millidarcyja i hidrauličko frakturiranje jednostavno nije moguće.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Novi ekološki skandal u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu. Ponovno je njezin sudionik bila poznata tvrtka Rosekoprompererabotka, koja je postala poznata po zagađivanju rijeke Vakh u domeni TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Poboljšanje kvalitete cementiranja kolona zaštitne cijevi na polju Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Utjecaj toplinskog plina i naslage Sibira
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda toplinskog plina i Bazhenovljeva formacija
http://energyland.info/analitic-show-50375
Uvođenje istovremenog odvojenog utiskivanja na polju Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Pretvorba bušotina polja Priobskoe na adaptivni sustav upravljanja električnom centrifugalnom pumpom
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Analiza kvarova ESP-a na ruskim poljima
http://neftya.ru/?p=275
Prekidi tijekom formiranja neokomskih klinoformi u zapadnom Sibiru
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Unaprjeđenje tehnologije simultano-odvojenog injektiranja za višeslojna polja
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html
LLC "Mamontovsky KRS"
Rad na poljima regija Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Čak i prije Nove godine završene su ekološke inspekcije na dva najveća polja u Ugri, Samotlor i Priobskoye. Na temelju rezultata izvučeni su razočaravajući zaključci: naftni radnici ne samo da uništavaju prirodu, već i manje plaćaju najmanje 30 milijardi rubalja godišnje u proračune na različitim razinama.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Sibirska nafta", br. 4(32), travanj 2006. "Ima prostora za pokret"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP/AMOCO se povlači iz projekta Priobskoye, 28.3.1999
http://www.russiajournal.com/node/1250
Fotografija
Priobskoye polje
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Polje Priobskoye, autonomni okrug Khanty-Mansi. Tvrtka SGK-Burenie."
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Južno-Priobsko polje
Nalaze se u Saudijskoj Arabiji, zna i srednjoškolac. Baš kao i činjenica da je Rusija odmah iza nje na popisu zemalja sa značajnim rezervama nafte. Međutim, u pogledu razine proizvodnje inferiorni smo u odnosu na nekoliko zemalja.
Najveći su u Rusiji u gotovo svim regijama: na Kavkazu, u uralskim i zapadnosibirskim okruzima, na sjeveru, u Tatarstanu. Međutim, nisu svi razvijeni, a neki, poput Techneftinvesta, čija se nalazišta nalaze u Yamalo-Nenets i susjednim Khanty-Mansiysk okruzima, su neprofitabilni.
Zato je 4. travnja 2013. otvoren posao s Rockefeller Oil Company, koji je već krenuo na tom području.
Međutim, nisu sva naftna i plinska polja u Rusiji neprofitabilna. Dokaz za to je uspješno rudarenje koje provodi nekoliko tvrtki u Yamalo-Nenetskom okrugu, na obje obale rijeke Ob.
Priobskoye polje se smatra jednim od najvećih ne samo u Rusiji, već iu cijelom svijetu. Otvoren je 1982. godine. Pokazalo se da se rezerve zapadnosibirske nafte nalaze i na lijevoj i na desnoj obali, pri čemu je razvoj na lijevoj obali počeo šest godina kasnije, 1988., a na desnoj jedanaest godina kasnije.
Danas je poznato da polje Priobskoye sadrži više od 5 milijardi tona visokokvalitetne nafte, koja se nalazi na dubini ne većoj od 2,5 kilometara.
Ogromne rezerve nafte omogućile su izgradnju plinske turbine Priobskaya u blizini polja, koja radi isključivo na prateće gorivo. Ova stanica ne samo da u potpunosti zadovoljava zahtjeve na terenu. Sposoban je opskrbljivati proizvedenom električnom energijom okrug Khanty-Mansiysk za potrebe stanovnika.
Danas nekoliko kompanija razvija polje Priobskoye.
Neki vjeruju da tijekom proizvodnje iz zemlje izlazi gotovo, pročišćeno ulje. Ovo je duboka zabluda. Tekućina iz rezervoara koja izlazi
površina (sirova nafta) ulazi u radionice, gdje se čisti od nečistoća i vode, normalizira se količina magnezijevih iona i odvaja prateći plin. Ovo je velik i vrlo precizan posao. Za njegovu provedbu polje Priobskoye dobilo je cijeli kompleks laboratorija, radionica i transportnih mreža.
Gotovi proizvodi (nafta i plin) transportiraju se i koriste za namjeravanu svrhu, ostavljajući samo otpad. Upravo oni danas stvaraju najveći problem terenu: nakupilo ih se toliko da ih još nije moguće eliminirati.
Poduzeće, stvoreno posebno za recikliranje, danas obrađuje samo "najsvježiji" otpad. Ekspandirana glina, koja je vrlo tražena u građevinarstvu, proizvodi se od mulja (kako ga zovu u poduzeću), ali za sada se od dobivene ekspandirane gline grade samo pristupne ceste za polje.
Polog ima još jedan značaj: osigurava stabilan, dobro plaćen posao za nekoliko tisuća radnika, među kojima ima i visokokvalificiranih stručnjaka i nekvalificiranih radnika.
| ©site | ||
|---|---|---|
| Zemlja | Rusija | |
| Regija | Hanti-Mansijski autonomni okrug | |
| Mjesto | 65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, poplavno područje rijeke Ob | |
| Provincija nafte i plina | Zapadnosibirska naftna i plinska provincija | |
| Koordinate | 61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. d. | |
| Mineralno bogatstvo | 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 | Jedinstvena | |
| Status | Razvoj | |
| Otvor | 1982. godine | |
| Puštanje u rad | 1988. godine | |
| Tvrtka korisnik podzemlja | Sjeverni dio - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Južni dio - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Licencijska područja Verkhne-Shapshinsky i Sredne-Shapshinsky - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft) |
|
| Geološke rezerve | 5 milijardi tona nafte | |
Priobskoye naftno polje– divovsko rusko naftno polje koje se nalazi na području Hanti-Mansijskog autonomnog okruga. Smatra se najvećim poljem u Rusiji u smislu trenutnih rezervi i razine proizvodnje nafte.
Opće informacije
Priobskoye polje pripada zapadnosibirskoj naftno-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 ograničeno je na lokalnu strukturu naftne i plinske regije Srednji Ob isto ime.
Oko 80% površine polja nalazi se u poplavnoj ravnici rijeke Ob, koja ga, prelazeći mjesto, dijeli na 2 dijela: lijevu i desnu obalu. Službeno se dijelovi lijeve i desne obale Oba nazivaju Južno- odnosno Sjeverno-Priobskoye polje. Tijekom poplavnih razdoblja poplavno područje redovito biva plavljeno, što uz složenu geološku strukturu omogućuje da se ležište okarakterizira kao teško pristupačno.
Rezerve
Geološke rezerve polja procjenjuju se na 5 milijardi tona nafte. Naslage ugljikovodika otkrivene su na dubini od 2,3-2,6 km, debljina slojeva doseže od 2 do 40 metara.
Nafta Priobskog polja je nisko smolasta, sa sadržajem parafina 2,4-2,5%. Karakterizira ih prosječna gustoća (863-868 kg/m³), ali visok sadržaj sumpora (1,2-1,3%), što zahtijeva dodatno pročišćavanje. Viskoznost ulja je oko 1,4-1,6 mPa*s.
Otvor
Ležište Priobskoye otkriveno je 1982. bušotinom br. 151 Glavtyumengeologije.
Operativna proizvodnja nafte započela je 1988. godine na lijevoj obali iz bušotine br. 181-R protočnom metodom. Desna obala se počela uređivati kasnije – 1999. godine.
Razvoj
Trenutno razvoj sjevernog dijela naftnog polja Priobskoye (SLT) provodi RN-Yuganskneftegaz LLC, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio (YULT) Gazpromneft-Khantos LLC (podružnica Gazprom Neft PJSC).
Osim toga, na jugu polja nalaze se relativno mala licencna područja Verkhne-Shapshinsky i Sredne-Shapshinsky, koja od 2008. godine razvija OJSC NAC AKI OTYR, u vlasništvu PJSC NK RussNeft.
Metode razvoja
Zbog specifičnih uvjeta pojave ugljikovodika i geografskog položaja ležišta, proizvodnja na naftnom polju Priobskoye izvodi se hidrauličkim frakturiranjem, što značajno smanjuje operativne troškove i kapitalna ulaganja.
U studenom 2016. na nalazištu je obavljeno najveće hidrauličko frakturiranje naftnog ležišta u Rusiji - u ležište je upumpano 864 tone propanta. Operacija je provedena u suradnji sa stručnjacima tvrtke Newco Well Service.
Trenutačna razina proizvodnje
Polje Priobskoye s pravom se smatra najvećim naftnim poljem u Rusiji u pogledu rezervi i količine proizvodnje. Do danas je ondje izbušeno oko 1000 proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina.
U 2016. polje je dalo 5% ukupne proizvodnje nafte u Rusiji, au prvih pet mjeseci 2017. iz njega je proizvedeno više od 10 milijuna tona nafte.