Depozitul Priobskoe Khmao. Câmpul petrolier Priobskoye - iv_g


Câmpul Priobskoye este situat în partea centrală a Câmpiei Siberiei de Vest. Din punct de vedere administrativ, se află în regiunea Khanty-Mansiysk, la 65 km est de Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de oraș. Nefteiugansk.

În perioada 1978-1979 Ca rezultat al explorării seismice detaliate a CDP, 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 adâncimi. foraj.

Descoperirea câmpului Priobskoye a avut loc în 1982 ca urmare a forajși testarea puțului 151, când a fost obținut un flux comercial ulei debit de 14,2 m 3 /zi la un șoc de 4 mm din intervalele de 2885-2977 m (formația Tyumen YUS 2) și 2463-2467 m (formația AS 11 1) - 5,9 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1023 m.

Structura Priob, conform hărții tectonice a acoperirii platformei mezo-cenozoice.

Geosinecliza Siberiei de Vest este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megatrough-ului Lyaminsky, a grupurilor de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări în formă de umflătură și cupolă de ordinul doi și de structuri anticlinale locale individuale, care fac obiectul lucrărilor de prospectare și explorare asupra uleiȘi gaz.

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiunile grupului „AS”: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. În termeni stratigrafici, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale Formațiunii Vartov Superioare. Din punct de vedere litologic, formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalarea frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt gri închis, gri cu o nuanță verzuie, mătăsoase, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroi și gresii se întâlnesc straturi intermediare de calcare argiloase și concrețiuni siderite.

Rocile conțin detritus vegetal carbonizat, rareori bivalve (inocerame) de conservare slabă și moderată.

Rocile permeabile ale formațiunilor productive au o lovitură de nord-est și submeridială. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii efective totale și a coeficientului de conținut de nisip, în principal în 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 din orizontul AC 12) și direcțiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

Horizon AC 12 este un corp de nisip gros, care se întinde de la sud-vest la nord-est sub forma unei fâșii late cu o grosime maximă efectivă în partea centrală de până la 42 m (puțul 237). În acest orizont se disting trei obiecte: straturi AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.

Depozitele formațiunii AC 12 3 sunt prezentate sub forma unui lanț de corpuri nisipoase în formă de lentilă cu o lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, cu valori mai mari limitate la depozitul principal.

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

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost descoperit la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansi. Depozitul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile depozitului sunt de 18 x 8,5 km, înălțimea - 76 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 234 a fost descoperit la adâncimi de 2632-2672 m și reprezintă o lentilă de gresie pe adâncitura vestică a structurii Priob. Dimensiunile depozitului sunt de 8,5 x 4 km, iar inaltimea de 40 m, tipul este cernut litologic.

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

Depozitul AS 12 1-2 este principalul și este cel mai mare din domeniu. Se limitează la un monoclin, complicat de ridicări locale de amplitudine mică (regiunea puțurilor 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Este limitată pe trei laturi de ecrane litologice și doar în sud (spre zona Frolovskaya de Est) tind să se dezvolte rezervoare. Cu toate acestea, având în vedere distanțele semnificative, limita zăcământului este încă limitată condiționat de o linie care se întinde la 2 km sud de sondă. 271 și 259. Saturat cu ulei grosimi variază într-o gamă largă de afluenți de la 0,8 m (puțul 407) la 40,6 m (puțul 237). ulei până la 26 m 3 /zi pe racord de 6 mm (puţ 235). Dimensiunile depozitului sunt de 45 x 25 km, înălțimea - 176 m.

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

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 330 descoperit la adâncimi de 2734-2753m Saturat cu ulei grosimile variază de la 2,2 la 2,8 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 11 x 4,5 km, înălțimea - 9 m. Tip - ecranat litologic.

Depozitele formațiunii AC 12 0 - cea principală - au fost descoperite la adâncimi de 2421-2533 m. Este un corp în formă de lentilă orientat de la sud-vest spre nord-est. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,6 (puţ 172) până la 27 m (puţ 262). Afluenţii ulei până la 48m 3 /zi pe un fiting de 8 mm. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea - 187 m. AC 12 0 depozit în zona puțului. 331 a fost descoperit la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Saturat cu ulei grosimea acestui puț este de 10 m. Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m. Debit ulei- 2,5 m 3 /zi la Hd = 1932 m.

Depozitul de formare AS 11 este de tip 2-4 cernute litologic, sunt 8 in total, deschise de 1-2 sonde. Din punct de vedere al suprafeței, depozitele sunt situate sub formă de 2 lanțuri de lentile în partea de est (cea mai ridicată) și în vest în partea mai scufundată a structurii monoclinale. Saturat cu ulei grosimile din est cresc de 2 sau mai multe ori comparativ cu fântânile vestice. Intervalul total de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

Depozitul de formațiune AS 11 2-4 din zona sondei 246 a fost descoperit la o adâncime de 2513-2555 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 7 x 4,6 km, înălțimea - 43 m.

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

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

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

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

Depozitul de formațiune AS 11 2-4 din zona sondei 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunile depozitului sunt de 14 x 5 km.

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

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

Depozitele formațiunii AS 11 1 sunt limitate în principal la porțiunea apropiată de creasta sub forma unei fâșii largi de lovitură de nord-est, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

Zăcământul principal AS 11 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye, descoperit la adâncimi de 2421-2533 m. Pe trei laturi zăcământul este limitat de zone argiloase, iar în sud granița este trasată condiționat, de-a lungul unei linii care curge 2. km sud de puţul 271 şi 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1195 m (puţ 243) până la 118 m 3 /zi printr-un fiting de 8 mm (puţ 246). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (puţ 172) până la 41,6 (puţ 246). Dimensiunile depozitului sunt de 48 x 15 km, înălțimea până la 112 m, tip - ecranat litologic.

Depozitele formațiunii AS 11 0. Formațiunea AS 11 0 are o zonă foarte mică de dezvoltare a rezervoarelor sub formă de corpuri în formă de lentilă, limitate la zonele scufundate ale părții apropiate crestei.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 408 a fost deschis la o adâncime de 2432-2501 m. Dimensiunile depozitului sunt de 10,8 x 5,5 km, înălțimea - 59 m, tip ecranat litologic. Debit ulei din fântână 252 a fost de 14,2 m3/zi la Нд =1410 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 172 a fost pătruns de o sondă la adâncimea de 2442-2446 m și are dimensiuni de 4,7 x 4,1 km, înălțime - 3 m. Debit ulei s-a ridicat la 4,8 m 3 /zi la Hd = 1150 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. Saturat cu ulei grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m. Tipul depozitului - cernut litologic. Debit ulei din fântână 461 a fost de 15,5 m3/zi, Nd = 1145 m.

Depuneți AS 11 0 în zona puțului. 425 a fost pătruns de o fântână. Saturat cu ulei putere - 3,6 m. Debit ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 /zi la Нд =1260 m.

Orizontul AS 10 a fost descoperit în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde este limitat la mai multe zone scufundate din partea apropiată a crestei, precum și în aripa de sud-vest a structurii. Împărțirea orizontului în straturi AS 10 1, AS 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și AS 10 2-3 (în vest) este într-o anumită măsură arbitrară și este determinată de condițiile de apariție și formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și de caracteristicile fizico-chimice uleiuri.

Zăcământul principal AS 10 2-3 a fost descoperit la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Debite ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 /zi la un fiting de 8 mm (puţ 181) până la 10 m 3 /zi la Nd = 1633 m (puţ 421). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (puţ 180) până la 15,6 m (puţ 181). Dimensiunile zăcământului sunt de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, zăcământul este cernut litologic.

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 243 descoperit la adâncimi de 2393-2433 m. Rata de producţie ulei este de 8,4 m 3 /zi la Нд =1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m. Dimensiuni 8 x 3,5 km, înălțime până la 40 m. Tipul depozitului - ecranat litologic.

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la adâncimi de 2500-2566 m și este controlat de zone de formare a argilei. Saturat cu ulei grosimile variază de la 1,6 la 8,4 m. În puţ. 295, 3,75 m 3 /zi s-a obţinut la Hd = 1100 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9,7 x 4 km, înălţimea - 59 m.

Zăcământul principal AS 10 1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m. Zonele de înlocuire a rezervorului controlează zăcământul pe trei laturi, iar în sud limita acestuia este trasată condiționat la o distanță de 2 km de puț. 259 și 271. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 (puţ 237) la 11,8 m (puţ 265). Debite ulei: de la 2,9 m 3 /zi la Нд =1064 m (puţ 236) până la 6,4 m 3 /zi la un fiting de 2 mm. Dimensiunile depozitului sunt de 38 x 13 km, înălțimea până la 120 m, tip depozit - ecranat litologic.

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

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

Depuneți AC 10 1 în zona puțului. 255 a fost descoperit la adâncimi de 2468-2469 m. Dimensiunile zăcământului sunt de 4 x 3,2 km.

Secţiunea formaţiunii AS 10 este completată de formaţiunea productivă AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei zăcăminte, situate sub forma unui lanț de lovitură submeridiană.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 242 a fost deschis la adancimi de 2356-2427 m si este cernut litologic. Debite ulei sunt 4,9 - 9 m 3 /zi la Hd-1261-1312 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 2,8 - 4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 15 x 4,5 km, inaltimea pana la 58 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 239 descoperit la adâncimi de 2370-2433 m. Rate de producţie ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 /zi la Hd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 1,6 -2,4 m. Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, inaltimea pana la 63 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 180 a fost deschis la adancimi de 2388-2391 m si este cernut litologic. Saturat cu ulei grosime - 2,6 m. Aflux ulei s-a ridicat la 25,9 m 3 /zi la Hd-1070 m.

Acoperirea de deasupra orizontului AC 10 este reprezentată de un membru de roci argiloase, variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipos-siltstone din formațiunea AC 9 au o distribuție limitată și sunt prezentate sub formă de ferestre facies, gravitând în principal spre secțiunile de nord-est și est ale structurii, precum și spre plonjonul de sud-vest.

Rezervor AC 9 în zona puțului. 290 a fost descoperit la adâncimi de 2473-2548 m și este limitat în partea de vest a câmpului. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3,2 la 7,2 m. Debite ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 /zi la Hd - 1382-1184 m. Dimensiunea depozitului este de 16,1 x 6 km, inaltimea - pana la 88 m.

În estul câmpului au fost identificate două mici depozite (6 x 3 km). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 la 6,8 m. Afluenţi ulei 6 şi 5,6 m 3 /zi la Hd = 1300-1258 m. Depozitele sunt cernute litologic.

Depozitele productive neocomiene sunt completate de formațiunea AC 7, care are în plasare un model foarte mozaic purtătoare de uleiși câmpuri acvifere.

Cel mai mare ca suprafață, depozitul estic al stratului AS 7 a fost descoperit la adâncimi de 2291-2382 m. Este conturat pe trei laturi de zone de înlocuire a rezervorului, iar în sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii de 2. km de puţurile 271 şi 259. Depozitul este orientat spre sud-vest spre nord-est. Afluenţii ulei: 4,9 - 6,7 m 3 /zi la Hd = 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 până la 7,8 m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 46 x 8,5 km, înălțimea până la 91 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. Purtătoare de ulei grosimile sunt de 1,6 - 3 m. În puţ. 290 au primit 5,3 m 3 /zi ulei la P = 15 MPa. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea - 24 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 331 a fost descoperit la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp arcuit în formă de lentilă. Saturat cu ulei grosimile variază de la 3 la 6 m. În puţ. 331 aflux primit ulei 1,5 m 3 /zi la Hd = 1511 m. Dimensiunile depozitului cernit litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea - 27 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 243 a fost descoperit la o adâncime de 2254-2304 m. Saturat cu ulei grosime 2,2-3,6 m. Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, inaltime - 51 m. In fantana 243 primite ulei 1,84 m 3 /zi la Nd-1362 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 259 a fost descoperit la o adâncime de 2300 m și reprezintă o lentilă de gresie. Saturat cu ulei grosime 5,0 m. Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Nume

indicatori

Categorie

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

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

producție, mii de tone

1006

Anual

producție, mii de tone

Bine stoc

minerit

injectare

Sistem

foraj

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

3 rânduri

Dimensiunea ochiului

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

Densitate

fântâni

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale formațiunilor

Câmpul Priobskoye

Opțiuni

Index

formare

Rezervor productiv

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

Adâncimea acoperișului de formare, 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 acoperișului formației, m

2587-2750

2504-2685

2460-2680

2423-2618

2388-2500

2400-2459

2360-2686

2340-2460

2322-2400

2357-2514

2220-2348

Altitudinea absolută a OWC, m

Grosimea totală a formațiunii, m

18.8

Grosimea efectivă, m

11.3

10.6

Saturat cu ulei grosime, m

2.88

4.68

1.69

1.52

4.72

3.25

1.72

2.41

2.47

Coeficient de conținut de nisip, fracție, 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

Opțiuni

Index

formare

Rezervor productiv

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

Conținut de carbonat, %

medie min-max

3.05

3.05

1.9-5.1

2.2-5.6

1.6-4.6

1.3-2.1

Cu granulație 0,5-0,25 mm

medie min-max

1.75

cu granulație 0,25-0,1 mm

medie min-max

35.45

35.9

38.5

42.4

41.4

28.7

cu granulație, 0,1-0,01 mm

medie min-max

53.2

51.3

48.3

46.3

42.3

60.7

cu granulație, 0,01 mm

medie min-max

11.0

10.3

15.3

coeficient de sortare,

medie min-max

1.814

1.755

1.660

1.692

Dimensiunea medie a granulelor, mm

medie min-max

0.086

0.089

0.095

0.073

Conținut de argilă,%

Tip de ciment

argilos, carbonat-argilos, film-pori.

Coeff. Porozitate deschisă. după miez, fracțiuni de unu

Medie min-mak

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. permeabilitate prin miez, 10 -3 µm2

medie min-max

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,%

medie min-max

Coeff. Porozitate deschisă conform GIS, unități.

Coeff. Permeabilitate conform GIS, 10 -3 µm 2

Coeff. Saturația cu ulei conform GIS, cota de unitati

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, C

Debit ulei conform rezultatelor testului de recunoaştere. bine m3/zi

Medie min-mak

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

medie min-max

2.67

2.12

4.42

1.39

Conductivitate hidraulică, 10 -11 m -3 /Pa*sec.

medie min-max

58.9

55.8

55.1

28.9

38.0

34.6

Caracteristici fizico-chimice uleiȘi gaz

Opțiuni

Index

formare

Rezervor productiv

AS 12 3

AS 11 2-4

AC 10 1

Densitate uleiîn superficial

Conditii, kg/mc

886.0

884.0

Densitate uleiîn condiţii de rezervor

Vâscozitate în condiții de suprafață, mPa.sec

32.26

32.8

29.10

Vâscozitatea în condiții de rezervor

1.57

1.41

1.75

Rășini silicagel

7.35

7.31

Asfaltenă

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, C0

Randamentul fracțiilor,%

până la 100 C 0

până la 150 C 0

66.8

până la 200 C 0

15.1

17.0

17.5

până la 250 C 0

24.7

25.9

26.6

până la 300 C 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

Masa moleculara, kg/mol

161.3

Presiunea de saturație, mPa

6.01

Coeficientul de volum

1.198

1.238

1.209

Gaz factor pentru separarea condiționată m 3 /t

Densitate gaz,kg/m3

1.242

1.279

1.275

Tip 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

AS 12 0

AS 11 0

AC 10 1

Densitatea apei în condiții de suprafață, t/m3

Mineralizare, g/l

Tipul de apă

clor-ka-

facial

Clor

9217

Sodiu+Potasiu

5667

Kaliya

Magneziu

Hidrocarbonat

11.38

Iod

47.67

Brom

Bor

amoniac

40.0

Noile tehnologii și politicile inteligente ale lui Yuganskneftegaz au îmbunătățit starea câmpului petrolier Priobskoye, ale cărui rezerve geologice sunt la nivelul de 5 miliarde de tone de petrol.

Câmpul petrolier Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia. Acest câmp inaccesibil și îndepărtat este situat la 70 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. Este inclusă în provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. Aproximativ 80% din Priobsky NM este situat direct în câmpia inundabilă a râului Ob și este împărțit de apă în două părți. O caracteristică specială a Priobskoye este inundațiile în perioadele de inundații.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

O trăsătură distinctivă a Priobskoe este structura sa geologică complicată, caracterizată prin mai multe straturi și un grad scăzut de productivitate. Rezervoarele principalelor formațiuni productive se caracterizează prin permeabilitate scăzută, conținut scăzut de nisip, niveluri ridicate de conținut de argilă și disecție ridicată. Acești factori necesită utilizarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în procesul de dezvoltare.

Depozitele nu sunt situate la o adâncime mai mare de 2,6 km. Indicatorii de densitate a uleiului sunt 0,86–0,87 tone pe m³. Cantitatea de parafine este moderată și nu depășește 2,6%, cantitatea de sulf este de aproximativ 1,35%.

Câmpul este clasificat drept sulfuros și are clasa II de petrol în conformitate cu GOST pentru rafinării.

Depozitele sunt clasificate ca cernute litologic si au elasticitatea si inchiderea regimului natural. Grosimea straturilor variază de la 0,02 la 0,04 km. Presiunea rezervorului are valori inițiale de 23,5-25 MPa. Regimul de temperatură al formațiunilor rămâne în intervalul 88–90°C. Tipul de ulei de rezervor are parametri stabili de vâscozitate și are un coeficient dinamic de 1,6 MPa s, precum și efectul saturației cu ulei la o presiune de 11 MPa.

Caracterizat prin prezența ceară și rășinitatea scăzută a seriei naftenice. Volumul zilnic inițial al puțurilor de petrol în funcțiune variază de la 35 la 180 de tone. Tipul de sonde se bazează pe un aranjament cluster, iar factorul maxim de recuperare este de 0,35 unități. Câmpul petrolier Priobskoye produce țiței cu o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare, ceea ce implică necesitatea stabilizării sau izolării APG.

Începutul dezvoltării și valoarea rezervelor

Zăcământul de petrol Priobskoe a fost descoperit în 1982. În 1988, a început dezvoltarea părții malului stâng a câmpului, iar unsprezece ani mai târziu au început dezvoltarea malului drept.

Numărul rezervelor geologice este de 5 miliarde de tone, iar cantitatea dovedită și recuperabilă este estimată la aproape 2,5 miliarde de tone.

Particularități ale producției pe teren

Durata dezvoltării în conformitate cu termenii Acordului de partajare a producției a fost presupusă a fi de cel mult 58 de ani. Nivelul maxim al producției de petrol este de aproape 20 de milioane de tone după 16 ani de la momentul dezvoltării.

Finanțarea în etapa inițială a fost planificată la 1,3 miliarde de dolari. Elementul de cheltuieli de capital a reprezentat 28 de miliarde de dolari, iar costul lucrărilor operaționale s-a ridicat la 27,28 miliarde de dolari. Era planificat să implice orașul leton Ventspils, Odesa și Novorossiysk.

Conform datelor din 2005, câmpul are 954 puțuri de producție și 376 puțuri de injecție.

Companii care dezvoltă domeniul

În 1991, companiile Yuganskneftegaz și Amoso ​​au început să discute despre perspectivele dezvoltării combinate în nordul malul NM Priobskoe.

În 1993, compania Amoso ​​​​a câștigat competiția și a primit dreptul exclusiv de a dezvolta câmpul petrolier Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz. Un an mai târziu, companiile au pregătit și au înaintat guvernului un acord de proiect privind distribuția produselor, precum și un studiu de mediu și de fezabilitate al proiectului dezvoltat.

În 1995, guvernul a revizuit un studiu suplimentar de fezabilitate, care a reflectat noi date despre câmpul Priobskoye. Prin ordinul prim-ministrului, s-a format o delegație guvernamentală, cuprinzând reprezentanți ai Okrugului autonom Khanty-Mansi, precum și unele ministere și departamente, în vederea negocierii unui acord de partajare a producției în contextul dezvoltării segmentului de nord al câmpul Priobskoye.

La mijlocul anului 1996, o declarație a fost audiată la Moscova de către o comisie mixtă ruso-americană cu privire la prioritatea inovațiilor de proiectare în industria energetică, inclusiv pe teritoriul minei de petrol și gaze Priobskoye.

În 1998, partenerul lui Yuganskneftegaz în dezvoltarea zăcământului petrolier Priobskoye, compania americană Amoso, a fost absorbită de compania britanică British Petroleum, iar compania BP/Amoso ​​a primit o declarație oficială pentru a înceta participarea la proiectul de dezvoltare. câmpul Priobskoye.

Apoi, o filială a companiei de stat Rosneft, care a primit controlul asupra activului central al Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC, a fost implicată în exploatarea câmpului.

În 2006, specialiștii de la NM Priobskoye și compania Newco Well Service au efectuat cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Federația Rusă, în care au reușit să pompeze 864 de tone de agent de susținere. Operațiunea a durat șapte ore; transmisia în direct putea fi urmărită prin intermediul biroului de internet Yuganskneftegaz.

Acum LLC RN-Yuganskneftegaz lucrează în mod constant la dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye, iar dezvoltarea segmentului sudic al câmpului este realizată de Gazpromneft-Khantos LLC, care aparține companiei Gazpromneft. Segmentul sudic al câmpului petrolier Priobskoye are zone licențiate mici. Din 2008, dezvoltarea segmentelor Sredne-Shapshinsky și Verkhne-Shapshinsky a fost realizată de NAC AKI OTYR, care aparține OJSC RussNeft.

Perspective pentru Priobskoye NM

În urmă cu un an, compania Gazpromneft-Khantos a devenit proprietara unei licențe pentru a efectua cercetări geologice a parametrilor legați de orizonturile adânci saturate de petrol. Partea de sud a zăcământului de petrol Priobskoye, inclusiv formațiunile Bazhenov și Achimov, face obiectul cercetării.

Anul trecut a fost marcat de analiza datelor geografice de pe teritoriul complexului Bazheno-Abalak al câmpului petrolier Priobsky de Sud. Un set de analize specializate de bază și evaluare a acestei clase de rezerve implică procedura de forare a patru sonde de explorare și evaluare cu o direcție înclinată.

Sondele orizontale vor fi forate în 2016. Pentru estimarea volumului rezervelor recuperabile este planificată fracturarea hidraulică în mai multe etape.

Impactul zăcământului asupra ecologiei zonei

Principalii factori care influențează situația mediului în zona câmpului sunt prezența emisiilor în atmosferă straturi. Aceste emisii includ gaze petroliere, produse de ardere a petrolului și componente ale evaporării din fracțiunile de hidrocarburi ușoare. În plus, se observă deversări de produse petroliere și componente pe sol.

Caracteristica teritorială unică a zăcământului se datorează amplasării acestuia pe peisajele fluviale de luncă inundabilă și în zona de protecție a apei. Efectuarea cerințelor specifice de dezvoltare se bazează pe valoare ridicată. În această situație se au în vedere terenuri de luncă, cu dinamism ridicat caracteristic și regim hidrologic complex. Acest teritoriu este ales pentru cuibărit de către păsările migratoare din speciile semi-acvatice, dintre care multe sunt incluse în Cartea Roșie. Zăcământul este situat pe teritoriul rutelor de migrație și al zonelor de iernare pentru mulți reprezentanți rari ai ihtiofaunei.

Chiar și în urmă cu 20 de ani, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea NM și GPS din subordinea Ministerului Combustibilului și Energiei al Rusiei, precum și Ministerul Protecției Mediului și Resurselor Naturale din Rusia, au aprobat schema exactă pentru dezvoltarea NM Priobskoye. și partea de mediu a tuturor documentației preliminare de proiectare.

Depozitul Priobskoye este tăiat în două părți de râul Ob. Este mlastina si in timpul unei inundatii, cea mai mare parte este inundata. Tocmai aceste condiții au contribuit la formarea zonelor de reproducere a peștilor pe teritoriul NM. Ministerul Combustibilului și Energiei din Rusia a prezentat materiale Dumei de Stat, pe baza cărora s-a concluzionat că dezvoltarea conductei de petrol Priobskoye este complicată din cauza factorilor naturali existenți. Astfel de documente confirmă necesitatea unor resurse financiare suplimentare pentru a utiliza doar tehnologiile de ultimă oră și ecologice pe teritoriul domeniului, ceea ce va permite implementarea foarte eficientă a măsurilor de protecție a mediului.

Câmpurile petroliere din Rusia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Cele trei sferturi nordice ale zăcământului au fost controlate de YUKOS prin intermediul companiei sale fiice, Yuganskneftegaz, și a început producția de petrol în 2000. În 2004, Yuganskneftegaz a fost cumpărată de Rosneft, care este acum compania care operează acea parte a zăcământului. Sfertul sudic al câmpului era controlat de Sibir energy, care a început o asociere în comun cu Sibneft pentru a dezvolta câmpul, producția în volum începând din 2003. Ulterior, Sibneft a dobândit controlul complet al câmpului printr-o manevră corporativă de diluare a exploatației Sibneft. acum controlată majoritar de Gazprom și redenumită Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Câmpul Priobskoye (KhMAO)
Rezerve, milioane de tone
ABC1 - 1061,5
C2 - 169,9
Producția în 2007, milioane de tone - 33,6

Timp de mulți ani, cel mai mare zăcământ, atât ca rezerve, cât și ca volume de producție de petrol, a fost zăcământul Samotlor. În 2007, pentru prima dată a pierdut primul loc în fața zăcământului Priobskoye, producția de petrol din care a ajuns la 33,6 milioane de tone (7,1% din producția rusă), iar rezervele dovedite au crescut față de 2006 cu aproape 100 de milioane de tone (ținând cont de răscumpărarea la 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=1726082

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

Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia. Situat în districtul autonom Khanty-Mansiysk, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999.

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

Depozitul aparține provinciei Siberia 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 sfârşitul anului 2005, există 954 de puţuri de producţie şi 376 de puţuri de injecţie în câmp, dintre care 178 de puţuri au fost forate în ultimul an.

Producția de petrol la zăcământul 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, dezvoltarea părții de nord a câmpului este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field


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

PRIOBSKOE: SUNT 100 MILIOANE! (Rosneft: Buletinul companiei, septembrie 2006) -
La 1 mai 1985 a fost forat primul puț de explorare la câmpul Priobskoye. În septembrie 1988, producția de producție a început pe malul său stâng folosind metoda curgerii din puțul nr. 181-R cu un debit de 37 de tone pe zi. În ultima zi a lunii iulie 2006, muncitorii petrolieri Priobsky au raportat producția a 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. Priobskoye 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, dreapta - în 1999.

Conform clasificării rusești, rezervele dovedite de petrol se ridică la 1,5 miliarde de tone, rezervele recuperabile se ridică la peste 600 de milioane.
Conform analizei întocmite de compania internațională de audit DeGolyer & MacNaughton, la 31 decembrie 2005, rezervele de petrol ale zăcământului Priobskoye conform metodologiei SPE sunt: ​​dovedite 694 milioane tone, probabil - 337 milioane tone, posibile - 55 milioane tone.

Rezerve pentru câmp conform standardelor rusești de la 1 ianuarie 2006: NGZ (Rezerve de petrol și gaze) - 2476,258 milioane tone.

Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2003 a fost de 17,6 milioane de tone, în 2004 - 20,42 milioane de tone, în 2005 - 20,59 milioane de tone. În planurile strategice de dezvoltare ale companiei, zăcământul Priobskoye are 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, muncitorii petrolieri Priobsky au raportat 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 pentru construcția de puțuri, conducte de petrol sub presiune și traversări subacvatice.

Istoria câmpului Priobskoye:
În 1985, au fost descoperite rezerve industriale de petrol; testarea sondei 181r a dus la un aflux de 58 m3/zi
În 1989, a început forarea a 101 clustere (Malul stâng)
În 1999 - punerea în funcțiune a puțurilor în 201 clustere (Malul drept)
În anul 2005, producția zilnică a fost de 60.200 tone/zi, stocul de producție de 872 sonde, 87.205,81 mii tone produse de la începutul dezvoltării.

Numai în ultimii ani, cu ajutorul forajelor direcționale, în teren au fost finalizate 29 de traversări subacvatice, dintre care 19 noi construite și 10 vechi reconstruite.

Facilități site-ului:
Stații de pompare de rapel - 3
Statie de pompare multifazata Sulzer - 1
Stații de pompare în grup pentru pomparea agentului de lucru în formațiune - 10
Stații de pompare plutitoare - 4
Ateliere de preparare și pompare a uleiului - 2
Unitate de separare a uleiului (OSN) - 1

În mai 2001, o stație unică de pompare multifazică Sulzer a fost instalată la cel de-al 201-lea cluster 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 Rosskor a fost instalată pe câmpul Priobskoye în 2000. Este proiectat pentru pomparea pe teren a lichidului multifazic, fără utilizarea exploziilor (pentru a evita arderea gazelor asociate în zona inundabilă a râului Ob).

Uzina de prelucrare a butașilor de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămidă nisipo-var, care este folosită ca material de construcție pentru construcția de drumuri, plăci de puțuri etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la zăcământul Priobskoye, prima centrală electrică cu turbină cu gaz din districtul autonom Khanty-Mansi a fost construită la zăcământul Prirazlomnoye, furnizând energie electrică zăcămintelor Priobskoye și Prirazlomnoye.

Linia de transport electric construită peste râul Ob nu are analogi; deschiderea sa este de 1020 m, iar diametrul firului, special fabricat în Marea Britanie, este de 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5 noiembrie 2009 a devenit o altă zi semnificativă în istoria Yuganskneftegaz - a 200 de milioane de tonă de petrol a fost produsă în câmpul Priobskoye. Să ne amintim că acest câmp petrolier uriaș 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, dreapta - în 1999. A 100 de milioane de tona 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 la zăcământul Priobskoye în 2010, ceea ce reprezintă cu 12,4% mai puțin decât a fost produs în 2009, potrivit unui comunicat al departamentului de informații al companiei. În 2009, Rosneft a produs 33,8 milioane de tone de petrol din câmp.

În plus, conform mesajului, astăzi Rosneft a pus în funcțiune prima etapă a unei centrale electrice cu turbină cu gaz (GTPP) 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 instalațiile auxiliare va costa Rosneft 18,7 miliarde de ruble. În același timp, conform raportului, din cauza abandonării structurilor hidraulice și a instalării echipamentelor de alimentare cu abur, costurile de capital pentru construcția centralelor cu turbine cu gaz au fost reduse cu peste 5 miliarde de ruble.

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

În 2009, Rosneft a produs peste 2 miliarde de metri cubi din câmpul Priobskoye. m de gaz petrolier asociat (APG), dar a folosit doar puțin mai mult de 1 miliard de metri cubi. m. Până în 2013, imaginea se va schimba: în ciuda reducerii producției APG la 1,5 miliarde de metri cubi. m, utilizarea sa va ajunge la 95%, notează raportul.

Potrivit lui S. Bogdanchikov, Rosneft ia în considerare posibilitatea de a furniza Gazprom Neft conducta sa pentru transportul gazelor petroliere asociate din zăcământul Priobskoye pentru utilizare la complexul de procesare a gazelor Yuzhno-Balyksky al companiei SIBUR. RBC raportează acest lucru.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

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

19/12/2009
Gazprom Neft a lansat prima etapă a centralei electrice cu turbine cu gaz Yuzhno-Priobskaya (GTPP) la zăcământul Priobskoye (KhMAO), construită de companie pentru propriile nevoi de producție, a anunțat compania într-un comunicat.
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 se ridică la aproximativ 75 MW de energie electrică și, conform calculelor 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 crește capacitatea de generare a energiei a Gazpromneft-Khantos la 96 MW și va satisface pe deplin nevoile de energie electrică ale întreprinderii.

Câmpul Priobskoye este un activ cheie al Gazprom Neft, ocupând aproape 18% din structura de producție a companiei.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Dezagregarea obiectelor de dezvoltare ca metodă de creștere a recuperării petrolului
La câmpul Priobskoye, trei formațiuni sunt dezvoltate în comun - AC10, AS11, AS12, iar permeabilitatea formațiunii AC11 este cu un ordin de mărime mai mare decât permeabilitatea formațiunilor AC10 și AS12. Pentru a dezvolta eficient rezervele din formațiunile AC10 și AC12 cu permeabilitate scăzută, nu există altă alternativă decât introducerea tehnologiei ORRNEO, în primul rând la puțurile de injecție.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metodologie pentru interpretarea integrată a rezultatelor exploatării puțurilor utilizate la OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA la studierea secțiunilor terigene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Zona facies Frolovskaya a Neocomianului Siberiei de Vest în lumina evaluării perspectivelor potențialului de petrol și gaze
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatură

Scheme stratigrafice regionale ale depozitelor mezozoice ale Câmpiei Siberiei de Vest. - Tyumen. - 1991.
Geologia petrolului și gazelor în Siberia de Vest // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov și colab. - M.: Nedra. - 1975. - 680 p.
Catalogul defalcări stratigrafice // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Emisiunea. 67.-313 p.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. şi altele.Stratigrafia zăcămintelor mezozoice ale acoperirii platformei plăcii Siberiei de Vest // Probleme de geologie a provinciei petroliere şi gaziere 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 subsolului din regiunea autonomă Khanty-Mansi - 2002.-11.- P. 64-69.

Eficiența dezvoltării câmpului petrolier
În Rusia, atât puțurile orizontale, cât și fracturarea hidraulică sunt utilizate în cantități suficiente în rezervoare cu permeabilitate scăzută, de exemplu, în câmpul Priobskoye, unde permeabilitatea este doar de la 1 la 12 milidarcy și fracturarea hidraulică pur și simplu nu este posibilă.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Un nou scandal de mediu în districtul autonom Khanty-Mansiysk. Încă o dată, participantul său a fost binecunoscuta companie Rosekoprompererabotka, care a devenit faimoasă pentru poluarea râului Vakh din domeniul TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Îmbunătățirea calității cimentării șirurilor de carcasă la câmpul Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Impactul termic al gazelor și depozitele din Siberia
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda gazelor termice și formațiunea Bazhenov
http://energyland.info/analitic-show-50375

Introducerea injectării separate simultane în câmpul Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Conversia puțurilor de câmp Priobskoe într-un sistem de control adaptiv al pompei centrifuge electrice
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analiza defecțiunilor ESP pe câmpurile rusești
http://neftya.ru/?p=275

Întreruperi 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

SRL „Mamontovsky KRS”
Lucrați pe câmpurile din regiunile Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Chiar înainte de Anul Nou, inspecțiile de mediu au fost finalizate la cele mai mari două câmpuri din Ugra, Samotlor și Priobskoye. Pe baza rezultatelor, s-au tras concluzii dezamăgitoare: lucrătorii petrolieri nu numai că distrug natura, ci și plătesc sub cel puțin 30 de miliarde de ruble pe an bugetelor la diferite niveluri.
http://www.t-i.ru/article/13708/

„Uleiul Siberian”, nr. 4(32), aprilie 2006. „Există loc de mișcare”
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

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

Fotografie
Câmpul Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
„Câmpul Priobskoye, regiunea autonomă Khanty-Mansi. Compania SGK-Burenie”.
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Câmpul Yuzhno-Priobskoye

Sunt situate în Arabia Saudită, știe chiar și un elev de liceu. La fel ca și faptul că Rusia este chiar în spatele ei în lista țărilor cu rezerve semnificative de petrol. Cu toate acestea, în ceea ce privește nivelul de producție, suntem inferiori mai multor țări.

Există cele mai mari din Rusia în aproape toate regiunile: în Caucaz, în districtele Ural și Siberia de Vest, în nord, în Tatarstan. Cu toate acestea, nu toate au fost dezvoltate, iar unele, cum ar fi Techneftinvest, ale căror locații sunt situate în districtele Yamalo-Nenets și învecinate Khanty-Mansiysk, sunt neprofitabile.

De aceea, pe 4 aprilie 2013, a fost deschisă o afacere cu Rockefeller Oil Company, care a început deja în zonă.

Cu toate acestea, nu toate câmpurile de petrol și gaze din Rusia sunt neprofitabile. Dovadă în acest sens este exploatarea de succes realizată de mai multe companii din districtul Yamalo-Nenets, pe ambele maluri ale Ob.

Câmpul Priobskoye este considerat unul dintre cele mai mari nu numai din Rusia, ci și din întreaga lume. A fost deschis în 1982. S-a dovedit că rezervele de petrol din Siberia de Vest sunt situate atât pe malul stâng, cât și pe malul drept.Dezvoltarea pe malul stâng a început șase ani mai târziu, în 1988, iar pe malul drept unsprezece ani mai târziu.

Astăzi se știe că câmpul Priobskoye conține peste 5 miliarde de tone de petrol de înaltă calitate, care este situat la o adâncime care nu depășește 2,5 kilometri.

Rezervele uriașe de petrol au făcut posibilă construirea unei centrale electrice cu turbine cu gaz Priobskaya în apropierea câmpului, funcționând exclusiv cu combustibilul asociat. Această stație nu numai că îndeplinește pe deplin cerințele domeniului. Este capabil să furnizeze energie electrică produsă Okrug Khanty-Mansiysk pentru nevoile rezidenților.

Astăzi, mai multe companii dezvoltă câmpul Priobskoye.

Unii cred că în timpul producției, uleiul finit, purificat iese din pământ. Aceasta este o concepție greșită profundă. Lichidul din rezervor care iese în

suprafața (țițeiul) intră în ateliere, unde este curățată de impurități și apă, se normalizează cantitatea de ioni de magneziu, iar gazul asociat este separat. Aceasta este o lucrare mare și foarte precisă. Pentru a-l realiza, câmpul Priobskoye a fost dotat cu un întreg complex de laboratoare, ateliere și rețele de transport.

Produsele finite (petrol și gaze) sunt transportate și utilizate în scopul pentru care sunt destinate, lăsând doar deșeuri. Ei sunt cei care creează cea mai mare problemă pentru teren astăzi: atât de mulți dintre ei s-au acumulat încât nu este încă posibil să le elimine.

Întreprinderea, creată special pentru reciclare, procesează astăzi doar cele mai „proaspete” deșeuri. Argila expandată, care este la mare căutare în construcții, este făcută din nămol (cum îl numesc ei la întreprindere), dar până acum doar căile de acces pentru câmp sunt construite din argila expandată rezultată.

Depozitul are o altă semnificație: asigură muncă stabilă, bine plătită pentru câteva mii de muncitori, printre care se numără atât specialiști de înaltă calificare, cât și muncitori necalificați.

©site-ul
O tara Rusia
Regiune Regiunea autonomă Khanty-Mansiysk
Locație 65 km de orașul Khanty-Mansiysk și 200 km de orașul Nefteyugansk, câmpia inundabilă a râului Ob
Provincie de petrol și gaze provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest
Coordonatele 61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. d.
Resursă minerală Ulei
Caracteristicile materiilor prime Densitate 863 - 868 kg/m 3 ;
Conținut de sulf 1,2 - 1,3%;
Vâscozitate 1,4 - 1,6 mPa s;
Conținut de parafină 2,4 - 2,5%
Rang Unic
stare Dezvoltare
Deschidere 1982
Punere in functiune 1988
Firma utilizator de subsol Partea de nord - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft);
Partea de sud - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC);
Zonele de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Rezervații geologice 5 miliarde de tone de petrol

Câmpul petrolier Priobskoye– un câmp petrolier uriaș rusesc situat pe teritoriul Okrugului autonom Khanty-Mansiysk. Este considerat cel mai mare câmp din Rusia în ceea ce privește rezervele actuale și nivelul producției de petrol.

Informații generale

Câmpul Priobskoye aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Este situat la granița regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky, la 65 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 km de orașul Nefteyugansk și se limitează la structura locală a regiunii de petrol și gaze Middle Ob din acelasi nume.

Aproximativ 80% din suprafața câmpului este situată în lunca râului Ob, care, traversând amplasamentul, îl împarte în 2 părți: malul stâng și cel drept. Oficial, secțiunile din stânga și din dreapta Ob sunt numite câmpuri Yuzhno- și, respectiv, North-Priobskoye. În perioadele de inundație, lunca inundabilă este inundată în mod regulat, ceea ce, alături de structura geologică complexă, ne permite să caracterizăm zăcământul ca fiind dificil de accesat.

Rezerve

Rezervele geologice ale câmpului sunt estimate la 5 miliarde de tone de petrol. Depozitele de hidrocarburi au fost descoperite la o adancime de 2,3-2,6 km, grosimea straturilor ajungand de la 2 la 40 de metri.

Uleiul din câmpul Priobskoye este slab rășinos, cu un conținut de parafină de 2,4-2,5%. Se caracterizează printr-o densitate medie (863-868 kg/m³), dar un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3%), ceea ce necesită o purificare suplimentară. Vâscozitatea uleiului este de aproximativ 1,4-1,6 mPa*s.

Deschidere

Zăcământul Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 al Glavtyumengeologiya.
Producția operațională de petrol a început în 1988 pe malul stâng din sonda nr. 181-R folosind metoda curgerii. Malul drept a început să fie dezvoltat mai târziu – în 1999.

Dezvoltare

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YULT) de Gazpromneft-Khantos LLC (o subsidiară a Gazprom Neft PJSC).

În plus, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de OJSC NAC AKI OTYR, deținută de PJSC NK RussNeft.

Metode de dezvoltare

Datorită condițiilor specifice de apariție a hidrocarburilor și a amplasării geografice a zăcămintelor, producția la zăcământul petrolier Priobskoye se realizează prin fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de exploatare și investițiile de capital.

În noiembrie 2016, pe câmp a fost efectuată cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Rusia - 864 de tone de agent de susținere au fost pompate în rezervor. Operațiunea a fost realizată în comun cu specialiștii de la Newco Well Service.

Nivelul actual de producție

Câmpul Priobskoye este considerat pe drept cel mai mare zăcământ de petrol din Rusia în ceea ce privește rezervele și volumele de producție. Până în prezent, acolo au fost forate aproximativ 1.000 de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție.

În 2016, câmpul a furnizat 5% din toată producția de petrol din Rusia, iar în primele cinci luni ale anului 2017, din acesta au fost produse peste 10 milioane de tone de petrol.