Istoria câmpului Obb. Rezumat: câmp petrolier Priobskoye

Câmpul Priobskoye a apărut pe harta regiunii autonome Khanty-Mansi în 1985, când partea sa din malul stâng a fost descoperită de puțul numărul 181. Geologii au primit o fântână de petrol cu \u200b\u200bun volum de 58 metri cubi pe zi. Patru ani mai târziu, forajul a început pe malul stâng, iar exploatarea comercială a primului puț de pe malul drept al râului a început 10 ani mai târziu.

Caracteristicile câmpului Priobskoye

Câmpul Priobskoye se află aproape de granițele regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky.

Caracteristicile uleiului din câmpul Priobskoye fac posibilă clasificarea acestuia ca fiind slab rășinoasă (parafine la nivelul de 2,4-2,5%), dar în același timp cu un conținut crescut de sulf (1,2-1,3%), care necesită o purificare suplimentară și reduce rentabilitatea. Vâscozitatea uleiului din rezervor este la nivelul de 1,4-1,6 mPa * s, iar grosimea straturilor ajunge de la 2 la 40 de metri.

Câmpul Priobskoye, ale cărui caracteristici sunt unice, are rezerve dovedite geologic de cinci miliarde de tone. Dintre acestea, 2,4 miliarde sunt clasificate drept dovedite și recuperabile. Începând cu 2013, estimarea rezervelor recuperabile la câmpul Priobskoye a fost de peste 820 de milioane de tone.

Până în 2005, producția zilnică a atins cifre ridicate - 60,2 mii tone pe zi. În 2007, au fost produse peste 40 de milioane de tone.

Până în prezent, aproximativ o mie de producție și aproape 400 de puțuri de injecție au fost forate pe teren. Zăcămintele din bazinul petrolier Priobskoye sunt situate la o adâncime de 2.3.2.6 kilometri.

În 2007, producția anuală de hidrocarburi lichide din câmpul Priobskoye a ajuns la 33,6 milioane de tone (sau mai mult de 7% din producția totală din Rusia).

Câmpul petrolier Priobskoye: caracteristici de dezvoltare

Particularitatea forajului este că tufișurile de câmp Priobskoye sunt situate pe ambele părți ale râului Ob și cele mai multe dintre ele se află în câmpia inundabilă a râului. Pe această bază, câmpul Priobskoye este împărțit în Yuzhno- și Severo-Priobskoye. În perioada primăvară-toamnă, teritoriul zăcământului este inundat în mod regulat cu ape de inundație.

Acest aranjament a dus la faptul că piesele sale au proprietari diferiți.

Pe malul nordic al râului, Yuganskneftegaz (o structură care a fost transferată la Rosneft după YUKOS) se dezvoltă, iar pe malul sudic există zone dezvoltate de Khantos, o structură Gazpromneft (pe lângă Priobskoye, este implicată și în proiectul Palyanovsky). În partea de sud a câmpului Priobskoye, pentru filiala lui Russneft Aki Otyr, au fost alocate zone de licențe nesemnificative pentru blocurile Verkhne- și Sredne Shapshinsky.

Acești factori, împreună cu o structură geologică complexă (formare cu mai multe straturi și productivitate scăzută), fac posibilă caracterizarea câmpului Priobskoye ca fiind dificil de accesat.

Dar tehnologiile moderne de fracturare hidraulică, prin pomparea unei cantități mari de amestec de apă în subteran, fac posibilă depășirea acestei dificultăți. Prin urmare, toate plăcuțele nou forate din câmpul Priobskoye încep să funcționeze numai cu fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de funcționare și investițiile de capital.

În acest caz, fracturarea a trei straturi de ulei se efectuează simultan. În plus, majoritatea sondelor sunt găurite folosind o metodă progresivă în grup, când sondele laterale sunt direcționate în unghiuri diferite. În secțiune, seamănă cu un tufiș cu ramuri îndreptate în jos. Această metodă salvează amenajarea amplasamentelor de foraj la uscat.

Metoda de forare în grup a devenit răspândită, deoarece vă permite să păstrați stratul fertil al solului și afectează doar ușor mediul.

Câmpul Priobskoye pe hartă

Câmpul Priobskoye de pe harta KhMAO este determinat folosind următoarele coordonate:

61 ° 20'00 ″ latitudine nordică,
70 ° 18'50 ″ longitudine estică.

Câmpul petrolier Priobskoye este situat la doar 65 km de capitala regiunii autonome Okrug - Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. În zona de dezvoltare a câmpului există zone cu așezări ale popoarelor indigene mici:

Khanty (aproximativ jumătate din populație),
Nenets,
Muncie,
Selkups.

În regiune s-au format mai multe rezervații naturale, printre care pădurile de cedru Elizarovsky (semnificație republicană), Vaspukholsky, Shapshinsky. Din 2008, în regiunea autonomă Khanty-Mansi - Yugra (denumirea istorică a zonei cu centrul din Samarovo), a fost înființat un monument natural „Mamuții Lugovsk” cu o suprafață de 161,2 hectare, pe locul căruia au fost găsite în mod repetat resturi fosile de mamuți și instrumente de vânătoare care datează de la 10 la 15 mii de ani. înapoi.

Zăcământul de petrol și gaze Priobskoye este situat geografic în districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen din Federația Rusă. Orașul cel mai apropiat de câmpul Priobskoye este Nefteyugansk (situat la 200 km est de câmp).

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982. Câmpul este caracterizat ca fiind multistrat, cu productivitate redusă. Teritoriul este tăiat de râul Ob, este mlăștinos și în timpul perioadei de inundații este în mare parte inundat; există spații de reproducere pentru pești. După cum sa menționat în materialele prezentate de Ministerul Combustibililor și Energiei din Federația Rusă Dumei de Stat, acești factori complică dezvoltarea și necesită resurse financiare semnificative pentru aplicarea celor mai noi tehnologii extrem de eficiente și ecologice.

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

Conform calculelor specialiștilor, dezvoltarea domeniului în cadrul sistemului de impozitare existent este neprofitabilă și imposibilă. Conform PSA, producția de petrol în 20 de ani se va ridica la 274,3 milioane de tone, veniturile statului - 48,7 miliarde de dolari.

Rezervele recuperabile ale câmpului Priobskoye sunt de 578 de milioane de tone de petrol, gaz - 37 de miliarde de metri cubi. Perioada de dezvoltare în condițiile PSA este de 58 de ani. Nivelul maxim de producție este de 19,9 miliarde. tone pentru al 16-lea an de dezvoltare. Finanțarea inițială a fost de 1,3 miliarde de dolari în cadrul planului. Cheltuieli de capital - 28 miliarde dolari, costuri operaționale - 27,28 miliarde dolari. Posibilele direcții de transport petrolier de pe câmp sunt Ventspils, Novorossiysk, Odessa, „Druzhba”.

În 1991, Yugansneftegaz și Amos au început să discute despre posibilitatea dezvoltării comune a părții de nord a câmpului Priobskoye. În 1993, Amoso \u200b\u200ba participat la o licitație internațională pentru dreptul de utilizare a subsolului în câmpurile autonome Khanty-Mansi și a fost declarat câștigătorul licitației pentru dreptul exclusiv de a deveni partener străin în dezvoltarea câmpului Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz.

În 1994, Yuganskneftegaz și Amoso \u200b\u200bau pregătit și au prezentat guvernului un proiect de acord de partajare a producției și un studiu de fezabilitate tenico-economică și de mediu pentru proiect.

La începutul anului 1995, un studiu suplimentar de fezabilitate a fost prezentat guvernului, care a fost modificat în același an în lumina noilor date pe teren.
În 1995, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea Câmpurilor de Petrol și Petrol și Gaz din Ministerul Combustibililor și Energiei din Federația Rusă și Ministerul Protecției Mediului și Resurselor Naturale din Federația Rusă au aprobat schema revizuită pentru dezvoltarea câmpului și partea de mediu a documentației anterioare proiectului.

La 7 martie 1995, prim-ministrul de atunci, Viktor Chernomyrdin, a emis un ordin pentru a forma o delegație guvernamentală a reprezentanților regiunii autonome Khanty-Mansi Okrug și a unui număr de ministere și departamente pentru a negocia un PSA pentru dezvoltarea zonei de nord a câmpului Priobskoye.

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

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

La începutul anului 1999, BP / Amoso \u200b\u200bși-a anunțat oficial retragerea din participarea la proiectul de dezvoltare a câmpului Priobskoye.

Istoria etnică a câmpului Priobskoye

Din cele mai vechi timpuri, zona zăcământului a fost locuită de Khanty. Khanty a dezvoltat sisteme sociale complexe, numite principate, și până în secolele XI-XII. aveau mari așezări tribale cu capitale fortificate, care erau conduse de prinți și apărate de trupe profesionale.

Primele contacte cunoscute ale Rusiei cu acest teritoriu au avut loc în secolele X sau XI. În acest moment, au început să se dezvolte relații comerciale între populația rusă și cea indigenă din Siberia de Vest, ceea ce a adus schimbări culturale în viața aborigenilor. Ustensilele și țesăturile de uz casnic din fier și ceramică au apărut și au devenit o parte materială a vieții Khanty. Comerțul cu blănuri a devenit foarte important ca mijloc de obținere a acestor bunuri.

În 1581, Siberia de Vest a fost anexată Rusiei. Prinții au fost înlocuiți de guvernul țarist, iar taxele au fost plătite tezaurului rus. În secolul al XVII-lea, oficialii țariști și oamenii de serviciu (cazaci) au început să se stabilească pe acest teritoriu, iar contactele dintre ruși și Khanty au fost dezvoltate în continuare. Ca urmare a contactelor mai strânse, rușii și Khanty au început să adopte atributele modului de viață al celuilalt. Khanty a început să folosească arme și capcane, unii, urmând exemplul rușilor, au început să reproducă vite și cai. Rușii au împrumutat câteva tehnici de vânătoare și pescuit de la Khanty. Rușii au achiziționat terenuri și terenuri de pescuit de la Khanty, iar până în secolul al XVIII-lea cea mai mare parte a terenului Khanty a fost vândut coloniștilor ruși. Influența culturală rusă s-a extins la începutul secolului al XVIII-lea odată cu introducerea creștinismului. În același timp, numărul rușilor a continuat să crească și, până la sfârșitul secolului al XVIII-lea, populația rusă din această zonă a depășit numărul Khanty de cinci ori. Majoritatea familiilor Khanty au împrumutat agricultură, creșterea vitelor și grădinărit de la ruși.

Asimilarea Khanty în cultura rusă s-a accelerat odată cu înființarea puterii sovietice în 1920. Politica sovietică de integrare socială a adus în regiune un sistem de educație unificat. De obicei, copiii bogați erau trimiși de la familii la școli de internat pentru o perioadă de 8-10 ani. Mulți dintre ei, după ce au părăsit școala, nu mai puteau reveni la modul de viață tradițional fără să dețină abilitățile necesare pentru acest lucru.

Colectivizarea, care a început în anii 1920, a avut un impact semnificativ asupra caracterului etnografic al teritoriului. În anii 50 și 60, a început formarea unor ferme colective mari și mai multe așezări mici au dispărut pe măsură ce populația s-a unificat în așezări mai mari. În anii 1950, căsătoriile mixte între ruși și Khanty au devenit răspândite și aproape toate Khanty-urile născute după anii 1950 s-au născut în căsătorii mixte. Din anii 60, pe măsură ce rușii, ucrainenii, bielorușii, moldovenii, uvașii, bashirii, avarii și reprezentanții altor naționalități au migrat în regiune, procentul de Khanty a scăzut și mai mult. În prezent, Khanty reprezintă puțin mai puțin de 1% din populația din Okrug autonom Khanty-Mansi.

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

Câmpul petrolier Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 „Glavtyumengeologii”.
Se referă la fondul de subsol distribuit. Licența a fost înregistrată de LLC Yugansknefgegaz și NK Sibneft-Yugra în 1999. Acesta este situat la granița regiunilor petroliere și gazoase Salym și Lyaminsky și este limitat la structura locală cu același nume din regiunea petrolieră și gazoară din Middle Ob. La orizontul reflectant „B”, ridicarea este conturată de o izolină - 2890 m și are o suprafață de 400 km2. Fundația a fost deschisă de puțul nr. 409 în intervalul de adâncime 3212 - 3340 m și este reprezentată de metamorfisme. rase de culoare verzuie. Este acoperit de depozitele jurasice inferioare cu neconformitate unghiulară și eroziune. Secțiunea principală a platformei este compusă din depozite jurasice și cretacice. Paleogenul este reprezentat de etapa daneză, paleocen, eocen și oligocen. Grosimea depozitelor cuaternare ajunge la 50 m. Fundul rocilor de permafrost se remarcă la o adâncime de 280 m, iar vârful este la o adâncime de 100 m. În câmp au fost identificate 13 depozite de ulei de tipuri stratale, cu boltă de formare și tipuri ecranate litologic, care sunt asociate cu nisipul. lentile de yuterive și de butoi. Rezervorul este gresie granulară cu straturi de lut. Aparține clasei de unic.

Câmpul petrolier Priobskoye

§1. Câmpul petrolier Priobskoye. …………………………………
1.1. Proprietățile și compoziția uleiului
1.2. Debitul inițial al puțului
1.3. Tipuri de locații și locații
1.4. Metoda de ridicare a uleiului
1.5 Caracteristicile colectorului
1.6.MUN, KIN
§ 2. Pregătirea uleiului pentru rafinare …………………………………….
§ 3. Prelucrarea primară a petrolului din câmpul Priobskoye ……….
§4. Crăparea catalitică ……………………………………………
§ 5. Reforma catalitică ………………………………………….
Bibliografie …………………………………………… ...

§1 câmp petrolier Priobskoe.

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

Tabelul 1. Gama și valoarea medie a conținutului de oligoelemente din uleiul de Ob (mg / kg)

Rata inițială de producție a puțurilor de petrol în funcțiune variază de la 35 tone / zi. până la 180 tone / zi Locația Wells este cluster. Factorul de recuperare a uleiului este de 0,35.

Un grup de puțuri este un astfel de aranjament atunci când capetele de sondă sunt apropiate una de cealaltă pe același sit tehnologic, iar puțurile sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate în mod cluster. Acest lucru se datorează faptului că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de puțurile care sunt forate și apoi de puțurile de producție, drumuri, linii electrice, conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervații, în tundră, unde stratul superficial perturbat al pământului este restaurat după câteva decenii, în zone mlăștinoase care complică și măresc mult costul lucrărilor de construcție și instalare a instalațiilor de forare și producție. Forarea în grupuri este, de asemenea, necesară atunci când este necesară deschiderea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la mal și pasaje. Un loc special îl ocupă construcția de puțuri pe teritoriul Tyumen, Tomsk și alte regiuni din Siberia de Vest, care a făcut posibilă construirea cu succes a puțurilor de petrol și gaze pe insulele de umplere din regiunea greu accesibilă, mlaștină și populată.

Amplasarea puțurilor în tampon depinde de condițiile terenului și de mijloacele de comunicare prevăzute între pad și bază. Bucșele care nu sunt conectate de drumuri permanente la bază sunt considerate locale. În unele cazuri, bucșele pot fi de bază atunci când sunt situate pe rutele de transport. Pe clustere locale, puțurile, de regulă, sunt aranjate sub formă de ventilator în toate direcțiile, ceea ce face posibilă obținerea numărului maxim de puțuri pe cluster.

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate în așa fel încât, atunci când instalația de foraj se deplasează de la un puț la altul, pompele de noroi, gropile de recepție și o parte a echipamentului pentru curățarea, tratamentul chimic și prepararea fluidului de spălare rămân staționare până la finalizarea construcției tuturor (sau părții) sondelor de pe acest tampon.

Numărul de puțuri dintr-un cluster poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe puțuri în grup, cu atât deviația fundului de la capetele puțului este mai mare, lungimea sondelor crește, lungimea puțurilor crește, ceea ce duce la o creștere a costului forării. În plus, există pericolul întâlnirii butoaielor. Prin urmare, devine necesar să se calculeze numărul necesar de godeuri din cluster.

Metoda de pompare profundă a producției de ulei se numește o astfel de metodă în care creșterea fluidului dintr-un puț la suprafață se realizează folosind tija de ventuză și unitățile de pompare fără tije de diferite tipuri.
La câmpul Priobskoye se folosesc pompe centrifuge electrice - o pompă submersibilă fără tije, constând dintr-o pompă centrifugă cu mai multe etape (50-600 trepte) situată vertical pe un arbore comun, un motor electric (motor electric asincron umplut cu ulei dielectric) și un protector care servește pentru a proteja motorul electric de pătrunderea lichidului în el. Motorul este alimentat de un cablu blindat, care rulează împreună cu conductele de pompare. Frecvența de rotație a arborelui motorului este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată în suprafață de o stație de control. Performanța unei pompe centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi, cu o eficiență de 30-50%.

Instalarea unei pompe electrice centrifuge include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe electrice centrifugale de foraj (ESP) are doar o stație de control cu \u200b\u200bun transformator de putere pe suprafața puțului și se caracterizează prin prezența unei tensiuni ridicate în cablul de alimentare, care este coborât în \u200b\u200bpuț împreună cu tubulatura. Fântânile foarte productive cu presiune ridicată a rezervorului sunt acționate de instalații de pompare centrifugă electrică.

Câmpul este îndepărtat, inaccesibil, 80% din teritoriu este situat în câmpia inundabilă a râului Ob și este inundat în perioada inundației. Câmpul se distinge printr-o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri nisipoase în zonă și secțiune, straturile sunt slab conectate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate redusă;

Conținut scăzut de nisip;

Creșterea conținutului de argilă;

Disecție ridicată.

Câmpul Priobskoye este caracterizat de o structură complexă de orizonturi productive atât în \u200b\u200bzonă, cât și în secțiune. Colectoarele orizontului АС10 și АС11 sunt clasificate ca fiind medii și scăzute, iar АС12 sunt anormal de scăzute. Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ formațiunile sale productive și fără a utiliza metode de stimulare a producției. Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din stânga.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diferitelor metode de stimulare sunt:

1) adâncimea stratelor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt ecranate litologic, regim natural - elastic, închis,

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

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

5) temperatura rezervorului - 88-90 ° С,

6) permeabilitate redusă a rezervorului, valori medii bazate pe rezultate

7) eterogenitatea laterală și verticală ridicată a straturilor,

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

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

10) ulei naftenic, parafinic și ușor rășinos.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru aplicarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervoarelor, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, din metodele de mai sus pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse: metodele termice și inundarea polimerilor (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru rezervoare cu uleiuri cu vâscozitate ridicată și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundațiile cu polimeri sunt utilizate de preferință în rezervoare cu o permeabilitate mai mare de 0,1 μm pentru a deplasa uleiul cu vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 ° C (pentru se utilizează temperaturi mai ridicate, scumpi, polimeri speciali).

Experiența dezvoltării câmpurilor interne și externe arată că inundațiile de apă se dovedesc a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate redusă, cu respectarea strictă a cerințelor necesare pentru tehnologia implementării sale. Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundațiilor de apă cu formațiuni cu permeabilitate redusă sunt:

Deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii datorită:

Umflarea componentelor roci argiloase în contact cu apa injectată,

Înfundarea rezervorului cu impurități mecanice fine în apa injectată,

Precipitația de sare în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și produse,

Scăderea acoperirii rezervorului prin inundații de apă datorită formării fracturilor în jurul sondelor de injecție - ruptură și propagarea lor în adâncime

Sensibilitate semnificativă la caracterul de umezeală a rocii de către agentul de injecție; scădere semnificativă a permeabilității rezervorului datorită depunerii de parafină.

Manifestarea tuturor acestor fenomene în rezervoarele cu permeabilitate scăzută determină consecințe mai semnificative decât în \u200b\u200brocile cu permeabilitate ridicată.

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, se utilizează soluții tehnologice adecvate: rețele de sondă optime și moduri tehnologice de funcționare a puțului, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în straturi, tratamentul său mecanic, chimic și biologic corespunzător, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundațiile de apă ar trebui să fie considerate principala metodă de stimulare.

Utilizarea soluțiilor de surfactant în teren a fost respinsă, în primul rând, datorită eficienței reduse a acestor reactivi în rezervoarele cu permeabilitate redusă.

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

Principalul este conținutul predominant de lut structural și stratificat al rezervoarelor. Agregatele de argilă sunt reprezentate de kaolinit, clorit și hidromică. Interacțiunea alcalinului cu materialul argilos poate duce nu numai la umflarea argilelor, ci și la distrugerea rocilor. O soluție alcalină cu concentrație scăzută crește coeficientul de umflare a argilelor de 1,1-1,3 ori și reduce permeabilitatea rocii de 1,5-2 ori în comparație cu apa dulce, ceea ce este esențial pentru rezervoarele cu permeabilitate redusă din câmpul Priobskoye. Utilizarea soluțiilor cu concentrație ridicată (reducerea umflării argilelor) activează procesul de distrugere a rocilor.

Fracturarea hidraulică rămâne tehnologia preferată a petrolierilor ruși: fluidul este pompat în fântână la o presiune de până la 650 atm. pentru formarea fisurilor în stâncă. Fisurile sunt fixate cu nisip artificial (proppant): nu le permite să se închidă. Prin ele, uleiul se scurge în fântână. Conform OOO SibNIINP, fracturarea hidraulică duce la o creștere a fluxului de petrol în câmpurile din Siberia de Vest de la 1,8 la 19 ori.

În prezent, companiile producătoare de petrol, care desfășoară activități geologice și tehnice, se limitează în principal la utilizarea tehnologiilor standard pentru fracturarea hidraulică (fracturarea hidraulică) utilizând o soluție apoasă gelificată pe bază de polimer. Aceste fluide, precum și lichidele de ucidere, precum și fluidele de foraj, provoacă daune semnificative formării și fracturii în sine, ceea ce reduce semnificativ conductivitatea reziduală a fracturii și, ca rezultat, producția de ulei. Înfundarea formării și a fisurilor are o importanță deosebită în câmpurile cu o presiune curentă a rezervorului mai mică de 80% din cea inițială.

Dintre tehnologiile utilizate pentru rezolvarea acestei probleme, se disting tehnologiile care utilizează un amestec de lichid și gaz:

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

Fracturarea spumei - mai mult de 52% din gaz.

Având în vedere tehnologiile disponibile pe piața rusă și rezultatele implementării acestora, specialiștii Gazpromneft-Khantos LLC au ales fracturarea hidraulică a spumei și au oferit Schlumberger să efectueze lucrări pilot (EPW). Pe baza rezultatelor acestora, s-a făcut o evaluare a eficacității fracturării hidraulice a spumei în câmpul Priobskoye. Fracturarea spumei, ca și fracturarea convențională, vizează crearea unei fracturi în formațiune, a cărei conductivitate ridicată asigură fluxul de hidrocarburi către fântână. Cu toate acestea, la fracturarea cu spumă, datorită înlocuirii (în medie, 60% din volum) a unei părți a soluției apoase gelificate cu un gaz comprimat (azot sau dioxid de carbon), permeabilitatea și conductivitatea fracturilor cresc semnificativ și, în consecință, gradul de deteriorare a formării este minim. În practica mondială, cea mai eficientă utilizare a fluidelor de spumă pentru fracturarea hidraulică a fost observată în puțuri în care energia rezervorului nu este suficientă pentru a împinge fluidul de fracturare hidraulic uzat în sonda în timpul dezvoltării sale. Acest lucru se aplică atât stocului de sonde noi, cât și celor existente. De exemplu, pentru puțurile selectate din câmpul Priobskoye, presiunea rezervorului a scăzut la 50% din cea inițială. În timpul fracturării spumei, gazul comprimat, care a fost injectat ca parte a spumei, ajută la stoarcerea soluției reziduale din formațiune, ceea ce crește volumul de lichid rezidual și reduce timpul

dezvoltare bine. Azotul a fost selectat pentru lucrul la câmpul Priobskoye ca cel mai versatil gaz:

Este utilizat pe scară largă în dezvoltarea puțurilor de tuburi înfășurate;

Inert;

Compatibil cu fluidele hidraulice de fracturare.

Fântânile de după lucru, care fac parte din serviciul „spumă”, au fost efectuate de Schlumberger. O caracteristică specială a proiectului a fost implementarea lucrărilor pilot nu numai în noul, ci și în stocul de sonde existent, în formațiuni cu fracturi hidraulice deja existente de la primele lucrări, așa-numita re-fracturare. A fost ales un sistem polimeric reticulat ca fază lichidă a amestecului de spumă. Amestecul de spumă rezultat ajută cu succes la rezolvarea problemelor de conservare a proprietăților premiului

zona de luptă. Concentrația de polimer din sistem este de doar 7 kg / t de agent de răcire, pentru comparație, în puțurile din mediul imediat - 11,8 kg / t.

În prezent, putem observa implementarea cu succes a fracturării hidraulice a spumei folosind azot în puțurile formațiunilor AC10 și AC12 din câmpul Priobskoye. O atenție deosebită a fost acordată lucrărilor din stocul de sonde existent, deoarece fracturarea hidraulică repetată permite implicarea de noi formațiuni și straturi intermediare în dezvoltare care nu au fost afectate anterior de dezvoltare. Pentru a analiza eficacitatea fracturării hidraulice a spumei, rezultatele acestora au fost comparate cu rezultatele obținute din sondele offset în care s-a efectuat fracturarea hidraulică convențională. Straturile aveau aceeași grosime netă de plată. Debitul real al lichidului și uleiului în godeuri după fracturarea spumei la o presiune medie la admisia pompei de 5 MPa a depășit debitul godeurilor adiacente cu 20 și respectiv 50%. Comparând performanța medie a stocului nou de godeuri după fracturarea convențională și fracturarea spumei, rezultă că debitele lichidului și uleiului sunt egale cu toate acestea, presiunea de lucru în partea de jos a pompei în puțuri după fracturarea hidraulică a spumei este în medie de 8,9 MPa, în puțurile din jur - 5,9 MPa. Recalcularea potențialului sondei pentru o presiune echivalentă permite evaluarea efectului fracturării hidraulice a spumei.

Lucrarea pilot cu fractură hidraulică de spumă în cinci puțuri din câmpul Priobskoye a arătat eficacitatea metodei atât în \u200b\u200bstocul existent, cât și în noul sondă. O presiune mai mare de admisie a pompei în puțuri după utilizarea amestecurilor de spumă indică formarea unor fracturi de conductivitate ridicată ca urmare a fracturării hidraulice a spumei, care asigură producția suplimentară de ulei prin puțuri.

În prezent, partea de nord a câmpului este dezvoltată de LLC RN-Yuganskneftegaz, deținută de Rosneft, iar partea de sud de LLC Gazpromneft - Khantos, deținută de Gazprom Neft.

Prin decizia guvernatorului Okrug autonom Khanty-Mansi, câmpului i s-a atribuit statutul de „Teritoriu al unei proceduri speciale de utilizare a subsolului”, ceea ce a determinat atitudinea specială a muncitorilor petrolieri față de dezvoltarea câmpului Priobskoye. Inaccesibilitatea rezervelor, fragilitatea ecosistemului câmpului, a dus la utilizarea celor mai noi tehnologii de mediu. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a câmpiei inundabile a râului Ob; tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de tampoane de sondă, conducte de ulei sub presiune și treceri subacvatice.

Facilități la fața locului situate pe teritoriul câmpului:

Stații de pompare de rapel - 3

Stație de pompare multifazică Sulzer - 1

Stații de pompare cu aglomerare pentru pomparea unui agent de lucru în rezervor - 10

Stații de pompare plutitoare - 4

Ateliere de pregătire și pompare a uleiului - 2

Unitate de separare a uleiului (USN) - 1

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

Stația de pompare olandeză „Rosscor” a fost echipată la câmpul Priobskoye în 2000. Este proiectat pentru pomparea în teren a fluidului multifazic fără utilizarea de flăcări (pentru a evita evazarea gazelor asociate în câmpia inundabilă a râului Ob).

Fabrica de prelucrare a nămolului de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămizi de silicat, care sunt folosite ca material de construcție pentru construcția de drumuri, fundații aglomerate etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la câmpul Priobskoye, prima centrală cu turbină cu gaz din Okrug autonom Khanty-Mansi a fost construită la câmpul Prirazlomnoye, furnizând electricitate câmpurilor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia electrică construită peste Ob nu are analogi, a căror întindere este de 1020 m, iar diametrul firului special realizat în Marea Britanie este de 50 mm.

§2 Pregătirea uleiului pentru prelucrare

Uleiul brut extras din fântâni conține gaze asociate (50-100 m3 / t), apă de formare (200-300 kg / t) și săruri minerale dizolvate în apă (10-15 kg / t), care afectează negativ transportul, depozitarea și prelucrarea ulterioară a acestuia. Prin urmare, prepararea uleiului pentru rafinare include în mod necesar următoarele operațiuni:

Eliminarea gazelor asociate (dizolvate în ulei) sau stabilizarea uleiului;

Desalinizarea uleiului;

Deshidratarea (deshidratarea) uleiului.

Stabilizarea uleiului - țițeiul din regiunea Ob conține o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare dizolvate în ea. În timpul transportului și depozitării uleiului, acestea pot fi eliberate, drept urmare compoziția uleiului se va schimba. Pentru a evita pierderea de gaz și, împreună cu acesta, fracțiunile ușoare de benzină și pentru a preveni poluarea aerului, aceste produse trebuie extrase din petrol înainte de rafinare. Se numește un proces similar pentru separarea hidrocarburilor ușoare de petrol sub formă de gaz asociat stabilizare ulei. Stabilizarea uleiului în câmpul Ob se realizează prin metoda de separare direct în zona producției sale, folosind unități de măsurare.

Gazul asociat este separat de ulei prin separarea în mai multe etape în separatoarele de gaz, în care presiunea și debitul de ulei sunt reduse succesiv. Ca urmare, gazele sunt desorbite, împreună cu care hidrocarburile lichide volatile sunt îndepărtate și apoi condensate, formând un „condensat gazos”. Cu metoda de separare a stabilizării, până la 2% din hidrocarburi rămân în ulei.

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

Luați în considerare proiectarea instalațiilor electrice de desalinizare.

Uleiul din rezervorul de alimentare 1 cu adăugarea unui demulsifiant și a unei soluții slabe alcaline sau de sodă trece prin schimbătorul de căldură 2, este încălzit în încălzitorul 3 și intră în mixerul 4, în care se adaugă apă în ulei. Emulsia rezultată trece secvențial prin dezhidratatoarele electrice 5 și 6, în care cea mai mare parte a apei și sărurile dizolvate în ea sunt separate de ulei, drept urmare conținutul lor scade de 8-10 ori. Uleiul demineralizat trece prin schimbătorul de căldură 2 și, după răcirea în frigiderul 7, intră în colectorul 8. Apa separată în dezhidratatoarele electrice se instalează în separatorul de ulei 9 și este trimisă pentru curățare, iar uleiul separat este adăugat la uleiul furnizat ELOU.

Procesele de desalinizare și deshidratare a uleiului sunt asociate cu necesitatea de a distruge emulsiile pe care le formează apa cu uleiul. În același timp, emulsiile de origine naturală, formate în procesul de producere a petrolului, sunt distruse în câmpuri, iar la plantă - emulsii artificiale obținute prin spălarea multiplă a uleiului cu apă pentru a elimina sărurile din acesta. După tratament, conținutul de apă și cloruri metalice în ulei scade în prima etapă la 0,5-1,0% și respectiv 100-1800 mg / l, iar în a doua etapă la 0,05-0,1% și 3-5 mg / l.

Pentru a accelera procesul de distrugere a emulsiilor, este necesar să supuneți uleiul la alte măsuri de impact care vizează mărirea picăturilor de apă, creșterea diferenței de densitate și scăderea vâscozității uleiului.

În uleiul Ob, se folosește introducerea unei substanțe (demulsifiant) în ulei, datorită căreia stratificarea emulsiei este facilitată.

Iar pentru desalinizarea uleiului, uleiul este spălat cu apă proaspătă proaspătă, care nu numai că elimină sărurile, dar are și un efect hidromecanic asupra emulsiei.

§ 3. Prelucrarea primară a uleiului din câmpul Priobskoye

Uleiul este un amestec de mii de substanțe diferite. Compoziția completă a uleiurilor chiar și astăzi, când sunt disponibile cele mai sofisticate mijloace de analiză și control: cromatografie, rezonanță magnetică nucleară, microscopuri electronice - departe de toate aceste substanțe sunt pe deplin determinate. Dar, în ciuda faptului că compoziția uleiului include aproape toate elementele chimice ale D.I. Mendeleev, baza sa este încă organică și constă dintr-un amestec de hidrocarburi din diferite grupuri care diferă între ele prin proprietățile lor chimice și fizice. Indiferent de complexitate și compoziție, rafinarea uleiului începe cu distilarea primară. De obicei, distilarea se efectuează în două etape - cu o ușoară suprapresiune, aproape de atmosferă și sub vid, în timp ce se utilizează cuptoare tubulare pentru încălzirea materiei prime. Prin urmare, instalațiile pentru rafinarea primară a uleiului se numesc AVT - tuburi vidate atmosferice.

Uleiurile din câmpul Obbskoye au un conținut potențial ridicat de fracțiuni de petrol, prin urmare, rafinarea primară a petrolului se efectuează în funcție de bilanțul combustibil-motorină și se realizează în trei etape:

Distilarea atmosferică pentru a obține fracțiuni de combustibil și păcură

Distilarea în vid a păcurii pentru a obține fracțiuni înguste de ulei și gudron

Distilarea sub vid a unui amestec de păcură și gudron pentru a obține o fracție largă de ulei și un reziduu ponderat utilizat pentru producerea bitumului.

Distilarea uleiului din Ob se efectuează în unități tubulare atmosferice conform schemei cu evaporare rapidă, adică cu o coloană de rectificare complexă cu secțiuni laterale de dezizolare - aceasta este din punct de vedere energetic cea mai avantajoasă, deoarece Uleiul Obb îndeplinește pe deplin cerințele atunci când se utilizează o astfel de instalație: un conținut relativ scăzut de benzină (12-15%) și randamentul fracțiilor de până la 350 0 С nu mai mult de 45%.

Uleiul brut, încălzit prin fluxuri fierbinți în schimbătorul de căldură 2, este trimis la deshidratatorul electric 3. De acolo, uleiul desărat este pompat prin schimbătorul de căldură 4 la cuptorul 5 și apoi la coloana de distilare 6, unde este fulgerat și separat în fracțiile necesare. În cazul uleiului demineralizat, nu există un deshidratator electric în diagramele plantei.

Cu un conținut ridicat de gaz dizolvat și fracțiuni cu fierbere scăzută în ulei, prelucrarea acestuia în conformitate cu o astfel de schemă de evaporare simplă fără evaporare preliminară este dificilă, deoarece se creează o presiune crescută în pompa de alimentare și în toate dispozitivele situate în schema dinaintea cuptorului. În plus, acest lucru mărește sarcina pe cuptor și pe coloana de distilare.

Scopul principal al distilării în vid a motorinelor: obținerea unei fracțiuni largi (350 - 550 0С și mai mari) - materii prime pentru procese catalitice și distilate pentru producția de uleiuri și parafine.

Păcura este pompată printr-un sistem de schimbătoare de căldură într-un cuptor tubular, unde este încălzit până la 350 ° -375 ° și intră în coloana de vid de rectificare. Vidul din coloană este creat de ejectoare cu jet de abur (presiune reziduală 40-50 mm). Vaporii de apă sunt furnizați în partea de jos a coloanei. Distilatele de ulei sunt luate din diferite tăvi ale coloanei, trec prin schimbătoare de căldură și răcitoare. Restul este eliminat din partea de jos a coloanei - gudron.

Fracțiunile de ulei separate de ulei sunt purificate cu soluții selective - fenol sau furfural pentru a îndepărta unele dintre substanțele rășinoase, apoi depilarea se efectuează folosind un amestec de metil etil cetonă sau acetonă cu toluen pentru a reduce punctul de turnare al uleiului. Prelucrarea fracțiunilor de ulei este completată cu un tratament suplimentar cu argile de înălbire. Tehnologiile recente pentru producerea uleiurilor folosesc procese de hidrotratare în loc de argile.

Bilanțul material al distilării atmosferice a uleiului Ob ':

§4 Crăparea catalitică

Crăparea catalitică este cel mai important proces de rafinare care afectează semnificativ eficiența rafinăriei în ansamblu. Esența procesului este descompunerea hidrocarburilor care alcătuiesc materia primă (motorină sub vid) sub influența temperaturii în prezența unui catalizator de aluminosilicat care conține zeolit. Produsul țintă al unității KK este o componentă a benzinei cu octanie ridicată cu o cotă octanică de 90 de puncte sau mai mult, randamentul său este de la 50 la 65%, în funcție de materiile prime utilizate, tehnologia aplicată și modul. Numărul mare octanic se datorează faptului că izomerizarea are loc și în timpul crăparii catalitice. În timpul procesului, se formează gaze care conțin propilenă și butilene, care sunt utilizate ca materie primă pentru produse petrochimice și producția de componente pe benzină cu octanie ridicată, motorină ușoară - o componentă a motorinei și combustibililor pentru încălzire și motorină grea - o materie primă pentru producerea funinginei sau o componentă a păcurii.
Capacitatea instalațiilor moderne este în medie de la 1,5 la 2,5 milioane de tone, cu toate acestea, la fabricile companiilor de top din lume există instalații cu o capacitate de 4,0 milioane de tone.
Secțiunea cheie a instalației este unitatea reactor-regenerator. Unitatea include un cuptor de încălzire cu alimentare, un reactor în care au loc reacții de fisurare și un regenerator de catalizator. Scopul regeneratorului este de a arde cocsul format în timpul crăparii și depus pe suprafața catalizatorului. Reactorul, regeneratorul și unitatea de intrare a materiei prime sunt conectate prin conducte prin care circulă catalizatorul.
Capacitatea de cracare catalitică la rafinăriile rusești este în prezent în mod clar insuficientă, iar prin punerea în funcțiune a unor noi unități se rezolvă problema cu lipsa proiectată de benzină.

§4 Reformarea catalitică

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

Reformarea servește la producerea simultană a unei componente de bază cu octanie ridicată a benzinelor cu motor, a hidrocarburilor aromatice și a gazelor care conțin hidrogen.

Pentru uleiul Ob, o fracțiune care fierbe în intervalul 85-180 0 C este supusă reformării, o creștere la sfârșitul punctului de fierbere favorizează formarea cocsului și, prin urmare, este nedorită.

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

Catalizatorii de platină sunt utilizați în procesul de reformare. Costul ridicat al platinei a predeterminat conținutul său scăzut în catalizatori de reformare industrială și, prin urmare, necesitatea utilizării sale eficiente. Acest lucru este facilitat de utilizarea aluminei ca purtător, care a fost mult timp cunoscut drept cel mai bun purtător pentru catalizatori de aromatizare.

A fost important să se convertească catalizatorul de platină-alumină într-un catalizator de reformare bifuncțional, pe care să se desfășoare întregul complex de reacții. Pentru aceasta, a fost necesar să se confere suportului proprietățile acide necesare, care s-a realizat prin tratarea oxidului de aluminiu cu clor.

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

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

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

Lista bibliografică

1. Glagoleva OF, Kapustin V.M. Rafinare primară a petrolului (ch1), KolosS, M .: 2007

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

3.http: //ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field - despre Ob în Wikipedia

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

5. Bannov P.G., Procese de rafinare a petrolului, TsNIITEnef-tekhim, Moscova: 2001

6. Boyko E.V., Chimia petrolului și a combustibililor, UlSTU: 2007

7.http: //vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Rosneft, buletinul companiei

Câmpul Priobskoye este situat în partea centrală a Câmpiei Vest-Siberiene. Administrativ, este situat în regiunea Khanty-Mansiysk, la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de oraș. Nefteyugansk.

În perioada 1978-1979. Ca rezultat al sondajului seismic detaliat al CDP MOU, a fost identificată ridicarea Priobskoe. Din acest moment, începe un studiu detaliat al structurii geologice a teritoriului: dezvoltarea pe scară largă a explorării seismice în combinație cu profunzimea foraj.

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982 ca urmare a foraj și testarea sondei 151, când s-a obținut fluxul comercial ulei cu un debit de 14,2 m 3 / zi la un sufocator de 4 mm de la intervale de 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) și 2463-2467 m (formare AS 11 1) - 5,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1023 m.

Structura Priobskaya, conform hărții tectonice a capacului platformei mezo-cenozoice.

Geosyneclise vest-siberiene, situate în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, megafoldul Lyaminsky, grupurile de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări în formă de cupolă și în formă de cupolă de ordinul al doilea și structuri anticlinale locale separate, care fac obiectul lucrărilor de prospecțiune și explorare ulei și gaz.

Formațiile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiunile grupului „AC”: AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafic, aceste straturi aparțin depozitelor Cretacice ale suitei Vartovskaya Superioară. Litologic, formațiunea Vartovskaya superioară este compusă din îmbrăcăminte frecventă și inegală a pietrelor de nămol cu \u200b\u200bgresii și nămoluri. Pietrele de noroi sunt de culoare gri închis, cenușiu, cu o nuanță verzuie, siloasă, micacee. Gresiile și silturile sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre pietre de noroi și gresii există straturi de calcar argiloase, noduli de siderit.

Rocile conțin resturi de plante carbonizate, rareori bivalve slab și moderat conservate (inocerame).

Rocile permeabile ale straturilor productive au lovitură nord-estică și submeridială. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii nete totale, raportul net-brut, în principal către părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, întărirea materialului clastic are loc în est (pentru straturile orizontului AS 12) și în direcțiile nord-estice (pentru orizont AC 11).

Horizon AC 12 este un corp nisipos gros alungit de la sud-vest la nord-est sub forma unei benzi largi cu grosimi nete maxime în partea centrală de până la 42 m (foraj 237). În acest orizont, se disting trei obiecte: straturile AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.

Depozitele formațiunii AS 12 3 sunt prezentate sub forma unui lanț de corpuri lenticulare nisipoase cu o lovitură nord-estică. Grosimile efective variază de la 0,4 m la 12,8 m, valorile mai mari fiind limitate la depozitul principal.

Zăcământul principal AS 12 3 a fost recuperat la adâncimi de -2620 și -2755 m și este ecranat litologic din toate părțile. Dimensiunile zăcământului sunt de 34 x 7,5 km, iar înălțimea de 126 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost deschis la o adâncime de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk. Rezervorul este controlat din toate părțile prin zone de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile zăcământului sunt 18 x 8,5 km, înălțimea este de 76 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 234 este recuperat la adâncimi de 2632-2672 m și este o lentilă de gresie la vârful vestic al structurii Priobskaya. Dimensiunile zăcământului sunt de 8,5 x 4 km, iar înălțimea de 40 m, tipul este ecranat litologic.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 15-C a fost recuperat la adâncimi de 2664-2689 m în peretele structural Seliyarovsky. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 11,5 x 5,5 km, iar înălțimea este de 28 m.

Zăcământul AS 12 1-2 este principalul și este cel mai mare din domeniu. Este limitat la o monoclină complicată de ridicări locale cu amplitudine mică (găuri de foraj 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Pe trei laturi este delimitată de ecrane litologice și numai în sud (până în zona Vostochno-Frolovskaya) colectorii tind să se dezvolte. Cu toate acestea, având în vedere distanțele considerabile, limita zăcământului este încă limitată condiționat de o linie care trece la 2 km sud de fântână. 271 și 259. Saturați cu ulei grosimile variază într-o gamă largă de la 0,8 m (sondă 407) până la 40,6 m (sondă 237) afluenți ulei până la 26 m 3 / zi pe un sufocator de 6 mm (puțul 235). Dimensiunile zăcământului sunt 45 x 25 km, înălțimea este de 176 m.

Depozitați AS 12 1-2 în zona puțului. 4-KhM a fost recuperat la adâncimi de 2659-2728 m și este limitat la o lentilă nisipoasă pe versantul nord-vestic al ridicării locale Khanty-Mansiysk. Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,4 la 1,2 m. Dimensiunile depozitului sunt de 7,5 x 7 km, înălțimea este de 71 m.

Depozitați AS 12 1-2 în zona puțului. 330 au fost deschise la adâncimi de 2734-2753m Saturați cu ulei grosimea variază de la 2,2 la 2,8 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 11 x 4,5 km, înălțimea de 9 m. Tipul este ecranat litologic.

Zăcămintele stratului AS 12 0 - cel principal - au fost deschise la adâncimi de 2421-2533 m. Este un corp lenticular orientat de la sud-vest la nord-est. Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,6 (sondă 172) la 27 m (sondă 262). Afluenți ulei până la 48m 3 / zi pe un sufocator de 8 mm. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea este de 187 m. Depuneți AS 12 0 în zona puțului 331 este recuperat la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Ulei saturat grosimea acestui puț este de 10 m. Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m. ulei - 2,5 m 3 / zi la Нд \u003d 1932 m.

Depozitul stratului AS 11 2-4 este de tip ecranat litologic, sunt 8 în total, cu 1-2 sonde pătrunse. În ceea ce privește suprafața, depozitele sunt situate sub forma a 2 lanțuri de lentile în partea de est (cea mai ridicată) și în vest în partea mai scufundată a structurii monoclinale. Saturați cu ulei grosimile din est cresc de 2 sau mai multe ori comparativ cu fântânile occidentale. Intervalul total de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona puțului 246 a fost descoperit la o adâncime de 2513-2555 m. Dimensiunile rezervorului sunt de 7 x 4,6 km, înălțimea este de 43 m.

Depunerea formării AS 11 2-4 în zona puțului. 247 a fost recuperat la o adâncime de 2469-2490 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 5 x 4,2 km, înălțimea de 21 m.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 251 a fost recuperat la o adâncime de 2552-2613 m. Dimensiunile zăcământului sunt 7 x 3,6 km, înălțimea este de 60 m.

Depunerea formării AS 11 2-4 în zona puțului. 232 a fost deschis la o adâncime de 2532-2673m. Dimensiunile zăcământului sunt de 11,5 x 5 km, înălțimea de 140 m.

Depunerea formării AS 11 2-4 în zona puțului. 262 a fost deschis la o adâncime de 2491-2501m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea de 10 m.

Rezervorul AS 11 2-4 din zona puțului 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunea depozitului este de 14 x 5 km.

Depunerea stratului AS 11 2-4 în zona puțului. 151 au fost deschise la o adâncime de 2464-2501m. Dimensiunile zăcământului sunt de 5,1 x 3 km, înălțimea de 37 m.

Depunerea formării AS 11 2-4 în zona puțului. 293 a fost recuperat la o adâncime de 2612-2652 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6,2 x 3,6 km, înălțimea de 40 m.

Depozitele stratului AS 11 1 sunt în principal limitate la partea aproape arcadă sub forma unei fâșii largi de lovire nord-estică, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

Zăcământul principal AC 11 1 este al doilea zăcământ ca mărime din câmpul Priobskoye, care a fost descoperit la adâncimi de 2421-2533 m. 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m (sondă 243) până la 118 m 3 / zi printr-un sufocator de 8 mm (sondă 246). Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (sondă 172) la 41,6 (sondă 246). Dimensiunea depozitului este de 48 x 15 km, înălțimea este de până la 112 m, tipul este ecranat litologic.

Depozite ale formațiunii AS 11 0. Rezervorul AS 11 0 are o zonă foarte nesemnificativă de dezvoltare a rezervorului sub formă de corpuri lenticulare, limitată la secțiunile scufundate ale părții din apropiere.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 408 a fost recuperat la o adâncime de 2432-2501 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 10,8 x 5,5 km, înălțimea de 59 m, tipul este ecranat litologic. Debit ulei din bine. 252 a fost de 14,2 m3 / zi la Нд \u003d 1410 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 172 a fost pătruns de un puț la o adâncime de 2442-2446 m și are dimensiuni de 4,7 x 4,1 km, o înălțime de 3 m. ulei s-a ridicat la 4,8 m 3 / zi la Нд \u003d 1150 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 măsoară 16 x 6 km. Ulei saturat grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul rezervorului este ecranat litologic. Debit ulei din bine. 461 a fost de 15,5 m 3 / zi, Nd \u003d 1145 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 425 a fost pătruns de un puț. Ulei saturat capacitate - 3,6 m. ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 / zi la Нд \u003d 1260 m.

Orizontul AS 10 a fost pătruns în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde sunt limitate la locurile mai scufundate ale părții aproape de vârf, precum și la aripa sud-vestică a structurii. Împărțirea orizontului în straturi AS 10 1, AS 10 2-3 (în părțile centrale și estice) și AS 10 2-3 (în partea vestică) este într-o anumită măsură arbitrară și este determinată de condițiile de apariție, formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și caracteristici chimice uleiuri.

Zăcământul principal AS 10 2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Debit ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 / zi la 8 mm sufocare (puț 181) la 10 m 3 / zi la Nd \u003d 1633 m (puț 421). Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (sondă 180) la 15,6 m (sondă 181). Dimensiunile zăcământului sunt de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, zăcământul este ecranat litologic.

Depozitați AS 10 2-3 în zona puțului. 243 au fost deschise la adâncimi de 2393-2433 m. Debit ulei este de 8,4 m 3 / zi la Нд \u003d 1248 m (puțul 237). Saturați cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, înălțime până la 40 m. Tipul de depozit - ecranat litologic.

Depozitați AS 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la o adâncime de 2500-2566 m și este controlat de formarea zonelor de lut. Saturați cu ulei grosimile variază de la 1,6 la 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / zi s-a obținut la Hd \u003d 1100 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 9,7 x 4 km, înălțimea este de 59 m.

Zăcământul principal AC 10 1 a fost recuperat la adâncimi de 2374-2492 m. Zonele de înlocuire a rezervorului controlează zăcământul din trei laturi, iar în sud, limita acestuia a fost trasată în mod convențional la o distanță de 2 km de fântână. 259 și 271. Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,4 (sondă 237) la 11,8 m (sondă 265). Debit ulei: de la 2,9 m 3 / zi la N \u003d 1064 m (puț 236) la 6,4 m 3 / zi la un sufocator de 2 mm. Dimensiunile zăcământului sunt 38 x 13 km, înălțimea este de până la 120 m, tipul zăcământului este ecranat litologic.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 420 a fost recuperat la adâncimi de 2480-2496 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea de 16 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 330 a fost recuperat la adâncimi de 2499-2528 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 6 x 4 km, înălțimea de 29 m.

Depuneți AS 10 1 în zona puțului. 255 au fost recuperate la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunea zăcământului este de 4 x 3,2 km.

Secțiunea stratului AS 10 este completată de stratul productiv AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei depozite, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Depuneți 10 10 în zona puțului. 242 a fost recuperat la adâncimi de 2356-2427 m și este ecranat litologic. Debit ulei sunt 4,9 - 9 m 3 / zi la Nd-1261-1312 m. Saturați cu ulei grosimea este de 2,8 - 4 m. Dimensiunile zăcământului sunt 15 x 4,5 km, înălțimea este de până la 58 m.

Depuneți 10 10 în zona puțului. 239 a fost deschis la adâncimi de 2370-2433 m. ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 / zi la Nd-1244-1275 m. Saturați cu ulei grosimea este de 1,6-2,4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, înălțimea de până la 63 m.

Depuneți 10 10 în zona puțului. 180 a fost recuperat la o adâncime de 2388-2391 m și este ecranat litologic. Ulei saturat grosime - 2,6m. Intrare ulei s-a ridicat la 25,9 m 3 / zi la Nd-1070 m.

Capacul de deasupra orizontului AS 10 este reprezentat de un membru de roci argiloase variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipioase din formațiunea AS 9 sunt de distribuție limitată și sunt prezentate sub formă de ferestre facies, gravitând în principal către părțile de nord-est și est ale structurii, precum și spre plonjarea sud-vestică.

Depunerea formării AS 9 în zona puțului. 290 a fost recuperat la adâncimi de 2473-2548 m și este limitat la partea de vest a câmpului. Saturați cu ulei grosimile variază de la 3,2 la 7,2 m. ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 / zi cu Nd - 1382-1184 m. Dimensiunea zăcământului este de 16,1 x 6 km, înălțimea este de până la 88 m.

În estul câmpului, au fost identificate două zăcăminte mici (6 x 3 km). Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,4 la 6,8 m. ulei 6 și 5,6 m 3 / zi la Нд \u003d 1300-1258 m. Depozitele sunt ecranate litologic.

Completarea depozitelor productive neocomiene este formația AS 7, care are un model foarte mozaic în plasare purtătoare de ulei și acvifere.

Cel mai mare rezervor estic de formare AS 7 a fost recuperat la adâncimi de 2291-2382 m. Pe trei laturi este conturat de zone de înlocuire a rezervoarelor, iar în sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii care trece la 2 km de puțurile 271 și 259. Rezervorul este orientat din sud - de la vest la nord-est. Afluenți ulei: 4,9 - 6,7 m 3 / zi la Нд \u003d 1359-875 m. Saturați cu ulei grosimile variază de la 0,8 la 7,8 m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 46 x 8,5 km, înălțimea fiind de până la 91 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. Rulment de ulei grosimea este de 1,6 - 3 m. 290 au primit 5,3 m 3 / zi ulei la P \u003d 15MPA. Dimensiunea zăcământului este de 10 x 3,6 km, înălțimea de 24 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 331 a fost deschis la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp lenticular arcuit. Saturați cu ulei grosimile variază de la 3 la 6 m. 331 intrări primite ulei 1,5 m 3 / zi la Нд \u003d 1511 m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea este de 27 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 243 au fost deschise la o adâncime de 2254-2304 m. Saturați cu ulei grosime 2,2-3,6 m. Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, înălțime - 51 m. În bine. 243 primite ulei 1,84 m 3 / zi la Nd-1362 m.

Depuneți AS 7 în zona puțului. 259, recuperat la o adâncime de 2300 m, este un obiectiv de gresie. Ulei saturat grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Nume

indicatori

Categorie

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 12 0

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Recuperabil inițial

rezerve, mii de tone

Soarele 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Acumulat

minerit, mii de tone

1006

Anual

minerit, mii de tone

Bine stoc

minerit

injecţie

Sistem

foraj

Pe 3 rânduri

Dimensiunea ochiurilor

500*500

Densitate

fântâni

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale rezervoarelor

Câmpul Priobskoye

Parametrii				Index					strat
Rezervor productiv	AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0		AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AC 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Adâncimea vârfului cusăturii, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Cota absolută a vârfului cusăturii, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Marca absolută OWC, m
Grosimea totală a patului, m												18.8
Grosimea efectivă, m		11.3				10.6
Ulei saturat grosime, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Raport net / brut, acțiune, unități	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Caracteristicile petrofizice ale rezervoarelor

Parametrii								Index				strat
Rezervor productiv		AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0	AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AC 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Carbonat,%	media min-mac	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

Cu dimensiunea bobului, 0,5-0,25 mm	media min-mac	1.75
cu o mărime a bobului de 0,25-0,1 mm	media min-mac	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
cu mărimea granulelor de 0,1-0,01 mm	media min-mac	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
cu dimensiunea bobului de 0,01 mm	media min-mac		11.0	10.3					15.3
Coeficient sortat,	media min-mac		1.814	1.755		1.660				1.692
Dimensiunea medie a bobului, mm	media min-mac		0.086	0.089		0.095				0.073
Conținut de argilă,%
Tipul de ciment		argilos, carbonat-argilos, film-poros.
Coeff. Porozitate deschisă. pe nuclee, fracții unitare	Media minimă	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. permeabilitatea miezului, 10 -3 μm 2	media min-mac	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Capacitate de reținere a apei,%	media min-mac
Coeff. Deschideți porozitatea prin exploatarea unităților în dolari
Coeff. Permeabilitate de exploatare a sondei, 10-3 μm 2
Coeff. Saturația uleiului prin GIS, fracțiuni de unități		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Presiunea inițială a rezervorului, MPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Temperatura rezervorului, С
Debit ulei conform rezultatelor explorării testului. bine m3 / zi	Media minimă	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
Productivitate, m3 / zi MPa	media min-mac		2.67	2.12		4.42				1.39
Conductivitate hidraulică, 10 -11 m -3 / Pa * sec.	media min-mac	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Caracteristici fizico-chimice ulei și gaz

Parametrii	Index	strat
Rezervor productiv	AC 12 3	AC 11 2-4	AC 10 1
Densitate ulei în superficial Condiții, kg / m3	886.0	884.0
Densitate ulei în condiții de rezervor
Vâscozitatea la condiții de suprafață, mPa.s	32.26	32.8	29.10
Vâscozitatea rezervorului	1.57	1.41	1.75

Rășini de silicagel	7.35		7.31
Asfaltene	2.70	2.44	2.48
Sulf	1.19	1.26	1.30
Parafină	2.54	2.51	2.73
Punct de curgere ulei, C 0
Temperatura. saturare ulei parafină, C 0
Randament fracție,%
până la 100 С 0
până la 150 С 0	66.8
până la 200 С 0	15.1	17.0	17.5
până la 250 С 0	24.7	25.9	26.6
până la 300 С 0		38.2	39.2
Compoziția componentelor ulei (molar Concentraţie,%)
Carbonic gaz	0.49	0.52	0.41
Azot	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
Butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentan	1.19	1.58	1.25
Pentan normal	2.18	2.15	2.29
C6 + mai mare	57.94	55.78	59.30
Greutate moleculară, kg / mol			161.3
Presiunea de saturație, mPa			6.01
Raport volum	1.198	1.238	1.209
Gaz factor la separarea condiționată m 3 / t
Densitate gaz, kg / m3	1.242	1.279	1.275
Un fel gaz
Compoziția componentelor gaz petrolier (concentrație molară,%)
Azot	1.43	1.45	1.26
Carbonic gaz	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
Butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentan	0.49	0.67	0.65
Pentan	0.71	0.73	0.95
C6 + mai mare	0.60	0.63	0.74

Compoziția și proprietățile apelor de formare

Complex acvifer
Rezervor productiv	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Densitatea condițiilor de suprafață a apei, t / m3
Mineralizare, g / l
Tipul de apă		clor-ca-	față

Clor		9217
Sodiu + Potasiu		5667
Kalya
Magneziu
Bicarbonat		11.38
Iod		47.67
Brom
Bor
Amoniu		40.0

Câmpurile petroliere din Rusia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID\u003d1022611

Cele trei sferturi nordice ale câmpului erau controlate de YUKOS printr-o companie-fiică Yuganskneftegaz și au început producția de petrol în 2000. În 2004 Yuganskneftegaz a fost cumpărat de Rosneft, care este acum compania care operează pentru acea porțiune a câmpului. Cartierul sudic al câmpului a fost controlat de energia Sibir, care a început o asociere cu Sibneft pentru a dezvolta câmpul, producția de volum începând din 2003. Sibneft a dobândit ulterior controlul complet al câmpului printr-o manevră corporativă pentru a dilua participația Sibir. Sibneft este acum controlat majoritar de Gazprom și redenumit Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Câmpul Priobskoye (KhMAO)
Rezerve, milioane de tone
ABC1 - 1061.5
C2 - 169,9
Producție în 2007, milioane de tone - 33,6

Timp de mulți ani, câmpul Samotlor a fost cel mai mare din punct de vedere al rezervelor și al producției de petrol. În 2007, pentru prima dată, a cedat primul loc câmpului Priobskoye, unde producția de petrol a ajuns la 33,6 milioane de tone (7,1% din rusă), iar rezervele explorate au crescut față de 2006 cu aproape 100 de milioane de tone (ținând cont de producție).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geologia și dezvoltarea celor mai mari și unice zăcăminte de petrol și petrol și gaze din Rusia.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t\u003d1726082

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

Priobskoye este un câmp petrolier gigant din Rusia. Situat în regiunea autonomă Khanty-Mansiysk, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. Este împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, pe malul drept în 1999.

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

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

La sfârșitul anului 2005, există 954 de puțuri producătoare și 376 de puțuri de injecție pe teren, dintre care 178 au fost forate în ultimul an.

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

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

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

PRIOBSKOE: SUNT 100 DE MILIOANE! (Rosneft: Buletinul companiei, septembrie 2006) -
La 1 mai 1985, prima sondă de explorare a fost forată la câmpul Priobskoye. În septembrie 1988, pe malul stâng, producția de explozivi a început să utilizeze metoda de curgere din puțul nr. 181-P cu un debit de 37 de tone pe zi. În ultima zi a lunii iulie 2006, petrolieri din Priobskoye au raportat despre producția de 100 de milioane de tone de petrol.

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

Conform clasificării rusești, rezervele de petrol explorate sunt de 1,5 miliarde de tone, recuperabile - mai mult de 600 de milioane de tone.
Conform analizei pregătite de compania internațională de audit DeGolyer & MacNaughton, la 31 decembrie 2005, rezervele de petrol ale câmpului Priobskoye conform metodologiei SPE sunt: \u200b\u200b694 milioane dolari dovedite, probabil - 337 milioane tone, posibil - 55 milioane tone.

Rezerve pentru câmp conform standardelor rusești începând cu 01.01.2006: NGZ (rezerve de petrol și gaze) - 2.476,258 milioane tone.

Producția de petrol la câmpul Priobskoye în 2003 s-a ridicat la 17,6 milioane tone, în 2004 - 20,42 milioane tone, în 2005 - 20,59 milioane tone. În planurile strategice de dezvoltare ale companiei, câmpului Priobskoye i se atribuie unul dintre locurile principale - până în 2009 este planificat să producă până la 35 de milioane de tone aici.
În ultima zi a lunii iulie 2006, petrolieri din Priobskoye au raportat despre producția a 100 de milioane de tone de petrol. 60% din teritoriul câmpului Priobskoye este situat în partea inundată a câmpiei inundabile a râului Ob; tehnologiile ecologice sunt utilizate în construcția de tampoane de sondă, conducte de ulei sub presiune și treceri subacvatice.

Istoria câmpului Priobskoye:
În 1985, au fost descoperite rezerve comerciale de petrol, conform testelor sondei 181r, s-a obținut un flux de 58 m3 / zi
În 1989 - începutul forării a 101 puțuri (malul stâng)
În 1999 - punerea în funcțiune a puțurilor 201 bush (malul drept)
În 2005, producția zilnică se ridica la 60.200 tone / zi, producând un stoc de 872 de puțuri, de la începutul dezvoltării fiind produse 87205,81 mii tone.

Numai în ultimii ani, folosind foraje direcționale, 29 de traversări subacvatice au fost finalizate pe teren, inclusiv 19 noi construite și 10 vechi reconstituite.

Facilitățile site-ului:
Stații de pompare de rapel - 3
Stație de pompare multifază Sulzer - 1
Stații de pompare în grup pentru pomparea unui agent de lucru în rezervor - 10
Stații de pompare plutitoare - 4
Ateliere de pregătire și pompare a uleiului - 2
Unitate de separare a uleiului (USN) - 1

Linia electrică construită peste Ob nu are analogi, a căror întindere este de 1020 m, iar diametrul firului special realizat în Marea Britanie este de 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

În istoria Yuganskneftegaz, 5 noiembrie 2009 a fost o altă zi semnificativă - a fost produsă 200 milioane de tone de petrol la câmpul Priobskoye. Amintiți-vă că acest gigantic câmp petrolier a fost descoperit în 1982. Câmpul este situat lângă Khanty-Mansiysk și este împărțit în două părți de râul Ob. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, pe malul drept în 1999. Cea 100 de milioane de tone de petrol a fost produsă în câmp în iulie 2006.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 NK Rosneft intenționează să producă 29,6 milioane de tone de petrol în câmpul Priobskoye în 2010, cu 12,4% mai puțin decât în \u200b\u200b2009, potrivit managementului informațional al companiei. În 2009, Rosneft a produs 33,8 milioane de tone de petrol din câmp.

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

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

În 2009, Rosneft a produs peste 2 miliarde de metri cubi de petrol la câmpul Priobskoye. m de gaz petrolier asociat (APG) și folosit doar puțin mai mult de 1 miliard de metri cubi. m. Până în 2013, imaginea se va schimba: în ciuda scăderii producției de APG la 1,5 miliarde de metri cubi. m, utilizarea acestuia va ajunge la 95%, spune mesajul.

Potrivit lui S. Bogdanchikov, Rosneft are în vedere posibilitatea de a furniza Gazprom Neft conducta sa pentru transportul gazelor de petrol asociate din câmpul Priobskoye pentru utilizare la complexul de procesare a gazelor Yuzhno-Balyksky din SIBUR. Acest lucru a fost raportat de RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

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

19/12/2009
Gazprom Neft a lansat prima etapă a centralei cu turbină cu gaz Yuzhno-Priobskaya (GTES) la câmpul Priobskoye (KhMAO), construită de companie pentru propriile sale nevoi de producție, a spus compania.
Capacitatea primei etape a GTPP a fost de 48 MW. Volumul investițiilor de capital pentru introducerea primei etape este de 2,4 miliarde de ruble.
În prezent, necesarul de energie electrică al Gazpromneft-Khantos este de aproximativ 75 MW de energie electrică și, potrivit specialiștilor companiei, până în 2011, consumul de energie va crește la 95 MW. În plus, în următorii ani, tarifele sistemului energetic Tyumen vor crește semnificativ - de la 1,59 ruble pe kWh în 2009 la 2,29 ruble pe kWh în 2011.
Lansarea celei de-a doua etape a centralei va aduce capacitățile de generare a energiei de la Gazpromneft-Khantos până la 96 MW și va satisface pe deplin nevoile de electricitate ale companiei.

Domeniul Priobskoye este un activ cheie al Gazprom Neft, reprezentând aproape 18% din structura de producție a companiei.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Reducerea dimensiunii obiectelor de dezvoltare ca metodă de recuperare îmbunătățită a petrolului
La câmpul Priobskoye, trei formațiuni sunt dezvoltate împreună - AC10, AC11, AC12, iar permeabilitatea formațiunii AC11 este un ordin de mărime mai mare decât permeabilitatea formațiunilor AC10 și AC12. Pentru recuperarea eficientă a rezervelor din formațiunile cu permeabilitate redusă AC10 și AC12, nu există altă alternativă decât introducerea tehnologiei ORRNEO, în principal în puțurile de injecție.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metoda de interpretare complexă a rezultatelor de exploatare a sondelor folosită în JSC ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" în studiul secțiunilor terigene
http://www.tpg.ru/main.php?eng\u003d&id\u003d101&pid\u003d85

Zona facies Frolovskaya din Siberia de Vest Neocomiană în lumina evaluării potențialului petrolier și gazos
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatură

Scheme stratigrafice regionale ale depozitelor mezozoice din Câmpia Vest-Siberiană. - Tyumen. - 1991.
Geologia petrolului și gazului în Siberia de Vest // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov și alții - M.: Nedra. - 1975. - 680 p.
Catalogul defalcărilor stratigrafice // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Număr. 67.-313 p.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. et al. Stratigrafia sedimentelor mezozoice a acoperirii platformei plăcii siberiene de vest // Probleme de geologie a provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest / Tr. ZapSibNIGNI. - 1968. - Numărul 11. - 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipuri anormale de secțiuni ale formațiunilor Bazhenov și Tutleim din Siberia de Vest // Buletinul utilizatorului de subsol al Khanrug-Mansi Autonom Okrug.- 2002.-11.- P. 64-69.

Eficiența dezvoltării câmpului petrolier
În Rusia, atât puțurile orizontale, cât și fracturarea hidraulică sunt utilizate în volume suficiente în rezervoarele cu permeabilitate redusă, de exemplu, în câmpul Priobskoye, unde permeabilitatea este de la 1 la 12 md și este pur și simplu imposibil să se facă fără fractură hidraulică.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Noul scandal de mediu în regiunea autonomă Khanty-Mansiysk. Cunoscuta companie Rosekoprompererabotka, renumită pentru poluarea râului Vakh din patrimoniul TNK-BP, a devenit din nou participantul său.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Îmbunătățirea calității cimentării carcasei pe câmpul Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Impactul gazelor termice și câmpurile din Siberia
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda gazului termic și suita Bazhenovskaya
http://energyland.info/analitic-show-50375

Implementarea injecției simultane split pe câmpul Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Transferul puțurilor câmpului Priobskoye către un sistem de control adaptiv pentru o pompă centrifugă electrică
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analiza eșecurilor ESP în câmpurile petroliere rusești
http://neftya.ru/?p\u003d275

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

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

LLC "Mamontovskiy KRS"
Lucrați la zăcămintele regiunilor Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Chiar înainte de Anul Nou, auditurile de mediu au fost finalizate la cele mai mari două domenii din Ugra - Samotlorskoye și Priobskoye. Din rezultate s-au extras concluzii dezamăgitoare: petroliștii nu numai că distrug natura, ci și plătesc cu cel puțin 30 de miliarde de ruble pe an bugetelor de diferite niveluri.
http://www.t-i.ru/article/13708/

„Petrolul siberian”, nr. 4 (32), aprilie 2006. „Există unde să te miști”
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id\u003d685

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

O fotografie
Câmpul Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID\u003d15
Compania „Câmpul Priobskoye, regiunea autonomă Khanty-Mansi. SGK-Burenie”.
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Câmpul Yuzhno-Priobskoye