Partea sudică a câmpului Ob. Geologia câmpului Priobskoye (Priobka)

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 condițiile rezervoarelor 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 puț sub presiune până la 650 atm. pentru formarea fisurilor în stâncă. Fisurile sunt fixate cu nisip artificial (suport): 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 distrugere, precum și fluidele de foraj, provoacă daune semnificative formării și fracturii în sine, ceea ce reduce semnificativ conductivitatea reziduală a fracturilor și, ca rezultat, producția de ulei. Înfundarea formării și a fisurilor are o importanță deosebită în câmpurile cu o presiune de formare curentă 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 hidraulică a 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 sondă 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 a proiectului a fost executarea 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 fracturare rehidraulică. S-a 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 din spumă, 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 puțuri după fracturarea hidraulică a spumei la o presiune medie la admisia pompei de 5 MPa a depășit debitul puțurilor adiacente cu 20 și, respectiv, 50%. 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 cel nou. 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 este dezvoltată 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 unică Sulzer 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 în 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).

O instalație de prelucrare a butașilor de foraj de pe malul drept al câmpului Priobskoye produce cărămizi de silicat, care sunt utilizate ca material de construcție pentru construcția de drumuri, fundații aglomerate etc. Pentru a rezolva problema utilizării gazului asociat produs la câmpul Priobskoye, prima centrală electrică 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 puțuri 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;

Ulei de desalinizare;

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 rezultat, 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 preîncălzitorul 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 este așezată 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 nevoia de a distruge emulsiile pe care le formează apa cu uleiul. În același timp, emulsiile de origine naturală, formate în procesul de producție a petrolului, sunt distruse în câmpuri, iar la plantă - emulsii artificiale obținute prin spălarea repetată a uleiului cu apă pentru a elimina sărurile din acesta. După prelucrare, 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. l.

Pentru a accelera procesul de distrugere a emulsiilor, este necesar să supuneți uleiul la alte măsuri de influență care vizează mărirea picăturilor de apă, o creștere a diferenței de densitate și o scădere a vâscozității uleiului.

În uleiul Ob, se utilizează introducerea unei substanțe (demulsifiant) în ulei, datorită căreia se facilitează separarea emulsiei.

Iar pentru desalinizarea uleiului, uleiul este spălat cu apă proaspătă proaspătă, care nu numai că spală 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 petrolului 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 cu tuburi pentru încălzirea materiei prime. Prin urmare, instalațiile pentru rafinarea primară a petrolului se numesc AVT - tuburi de vid 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 combustibile și păcură

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

Distilarea în vid a unui amestec de păcură și gudron pentru a obține o fracțiune de ulei largă 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 de decupare laterală - 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 redusă în ulei, prelucrarea acestuia în conformitate cu o astfel de schemă de evaporare într-un singur pas 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 frigidere. 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 de benzină cu octanie ridicată, motorină ușoară - o componentă a motorinei și combustibililor pentru cuptoare 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 de regenerare a reactorului. 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 materiilor 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 pentru producerea simultană a unei componente de bază cu octanie mare de benzine cu motor, hidrocarburi aromatice și gaze 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 materiilor prime de reformare - rectificare pentru fracții separate, hidrotratare pentru îndepărtarea impurităților (azot, sulf etc.) care otrăvesc catalizatorii procesului.

Catalizatorii de platină sunt utilizați în procesul de reformare. Costul ridicat al platinei și-a predeterminat conținutul redus 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 regiunea Ob din 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

		© site-ul
O tara	Rusia
Regiune	Okrug autonom Khanty-Mansi
Locație	65 km de orașul Khanty-Mansiysk și 200 km de orașul Nefteyugansk, câmpia inundabilă a râului Ob
Provincia de petrol și gaze	Provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest
Coordonatele	61 ° 20'00 ″ s. SH. 70 ° 18′50 ″ in. etc.
Resursă minerală	Ulei
Caracteristicile materiei prime	Densitate 863 - 868 kg / m 3; Conținut de sulf 1,2 - 1,3%; Viscozitate 1,4 - 1,6 mPa · s; Conținut de parafină 2,4 - 2,5%
Rang	Unic
stare	Dezvoltare
Deschidere	Anul 1982
Punerea în funcțiune comercială	1988 an
Compania utilizatoare a subsolului	Partea de nord - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Partea de sud - LLC Gazpromneft - Khantos (PJSC Gazprom Neft); 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 gigantic câmp petrolier rusesc situat în regiunea autonomă Khanty-Mansiysk. Este considerat cel mai mare domeniu din Rusia în ceea ce privește rezervele actuale și producția de petrol.

Informatii generale

Câmpul Priobskoye aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Acesta este situat la granița regiunilor petroliere 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 cu același nume din regiunea petrolieră și gazară din Middle Ob.

Aproximativ 80% din suprafața de depozit este situată în câmpia inundabilă a râului Ob, care, traversând situl, o împarte în 2 părți: malul stâng și cel drept. Oficial, secțiunile malurilor stângi și drepte ale Ob se numesc câmpurile Sud și, respectiv, Severo-Priobskoye. În timpul inundațiilor, câmpia inundabilă este inundată în mod regulat, ceea ce, alături de o structură geologică complexă, face posibilă caracterizarea câmpului ca fiind dificil de accesat.

Stocuri

Rezervele geologice ale câmpului sunt estimate la 5 miliarde de tone de petrol. Zăcămintele de hidrocarburi au fost găsite la o adâncime de 2,3-2,6 km, grosimea straturilor ajunge de la 2 la 40 de metri.

Uleiul din câmpul Priobskoye este slab rășinos, conținutul de parafină este de 2,4-2,5%. Acestea se caracterizează printr-o densitate medie (863-868 kg / m³), \u200b\u200bdar un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3%), care necesită o purificare suplimentară. Vâscozitatea uleiului este de aproximativ 1,4-1,6 mPa * s.

Deschidere

Câmpul Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 din Glavtyumengeologiya.
Producția operațională de ulei a început în 1988 pe malul stâng de la puțul nr. 181-P, folosind metoda gushing. Dezvoltarea malului drept a început mai târziu, în 1999.

Stăpânirea

În prezent, partea de nord a câmpului petrolier Priobskoye (SLT) este dezvoltată de LLC RN-Yuganskneftegaz, deținută de Rosneft, iar partea de sud (ULT) este dezvoltată de LLC Gazpromneft-Khantos (o filială 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 NAK 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 câmpul petrolier Priobskoye se realizează utilizând fracturarea hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de exploatare și investițiile de capital.

În noiembrie 2016, cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de ulei din Rusia a fost efectuată pe teren - 864 de tone de agent de răcire (agent de răcire) au fost injectate în rezervor. Operațiunea a fost efectuată împreună cu specialiștii de la Newco Well Service.

Nivelul actual de producție

Câmpul Priobskoye este considerat pe bună dreptate cel mai mare câmp petrolier din Rusia în ceea ce privește rezervele și volumele de producție. Până în prezent, au fost forate aproximativ 1000 de producții 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 a produs peste 10 milioane de tone de petrol.

Trimite-ți munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Folosiți formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Postat pe http://www.allbest.ru/

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre depozit

1.2 Secțiunea litostratigrafică

1.3 Structura tectonică

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracteristicile formațiunilor productive

1.6 Caracteristicile acviferelor

1.7 Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

1.8.1 Rezerve de petrol

2. Principalii indicatori tehnici și economici ai dezvoltării câmpului Priobskoye

2.1 Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare a câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalilor indicatori tehnici și economici de dezvoltare

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea bine

3. Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegerea metodei de impact asupra rezervorului de petrol

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare în câmpul Priobskoye

3.2.1 Inundarea cu apă

3.3 Metode de impact asupra zonei de fund a puțului pentru a stimula producția de petrol

3.3.1 Tratamente cu acid

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

Industria petrolieră este una dintre cele mai importante componente ale economiei ruse, afectând în mod direct formarea bugetului țării și exportul acestuia.

Starea bazei de resurse a complexului petrolier și gazos este cea mai acută problemă din prezent. Resursele petroliere se epuizează treptat, un număr mare de câmpuri se află în stadiul final al dezvoltării și au un procent mare de tăiere a apei, prin urmare, cea mai urgentă și cea mai importantă sarcină este căutarea și punerea în funcțiune a câmpurilor tinere și promițătoare, dintre care unul este câmpul Priobskoye (în ceea ce privește rezervele, este unul dintre cele mai mari depozite din Rusia).

Rezervele de sold ale petrolului, aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat, în categoria С 1 sunt 1827,8 milioane tone, recuperabile 565,0 milioane tone. cu un factor de recuperare a petrolului de 0,309, luând în considerare rezervele din zona tampon de sub câmpiile inundabile ale râurilor Ob și Bolshoi Salym.

Rezervele de sold ale petrolului din categoria C 2 sunt 524073 mii tone, recuperabile - 48970 mii tone cu un factor de recuperare a uleiului de 0,093.

Câmpul Priobskoye are o serie de trăsături caracteristice:

mare, multistrat, unic în ceea ce privește rezervele de petrol;

greu accesibil, caracterizat de o mlăștinire semnificativă, în perioada primăvară-vară, cea mai mare parte a teritoriului este inundată cu ape de inundații;

râul Ob curge prin teritoriul zăcământului, împărțindu-l în părțile din malul drept și cel din stânga.

Domeniul este caracterizat de o structură complexă de orizonturi productive. Formațiile AC10, AC11, AC12 sunt de interes industrial. Colectoarele orizontului АС10 și АС11 sunt clasificate ca fiind medii și scăzute, iar АС12 sunt anormal de scăzute. Funcționarea formațiunii AS12 ar trebui să fie identificată ca o problemă separată de dezvoltare, deoarece , rezervorul AC12 este, de asemenea, cel mai semnificativ din punct de vedere al rezervelor tuturor rezervoarelor. Această caracteristică indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a afecta în mod activ straturile sale productive.

Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă este de a lua măsuri pentru a intensifica producția de petrol.

1 . Caracteristică geologicăPriobskylocul nasterii

1.1 Informații generale despre depozit

Câmpul petrolier Priobskoye este situat administrativ în districtul Khanty-Mansiysk din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Zona de lucru este situată la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk, la 100 km vest de orașul Nefteyugansk. În prezent, zona este una dintre cele mai rapide creșteri economice din regiunea autonomă Okrug, care a devenit posibilă datorită creșterii volumului de explorare geologică și producției de petrol. ...

Cele mai mari câmpuri din apropiere dezvoltate: Salymskoye, situat la 20 km la est, Prirazlomnoye, situat în imediata vecinătate, Pravdinskoye - 57 km la sud-est.

Conducta de gaz Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk și conducta de petrol Ust-Balyk-Omsk rulează spre sud-estul câmpului.

Zona Priobskaya din partea sa de nord este situată în câmpia inundabilă a Obului - o tânără câmpie aluvială cu acumulare de zăcăminte cuaternare de o grosime relativ mare. Cotele absolute ale reliefului sunt de 30-55 m. Partea sudică a zonei gravitează către o câmpie aluvială plană la nivelul celei de-a doua terase deasupra inundării, cu forme slab exprimate de eroziune și acumulare a râului. Marcajele absolute aici sunt de 46-60 m.

Rețeaua hidrografică este reprezentată de canalul Maliy Salym, care curge într-o direcție sublatitudinală în partea de nord a zonei și în această zonă este conectată prin canalele mici Malaya Berezovskaya și Polaya cu canalul mare și adânc Bolshoy Salym. Râul Ob este principala cale navigabilă a regiunii Tyumen. Districtul are un număr mare de lacuri, dintre care cele mai mari sunt Lacul Olevashkina, Lacul Karasye, Lacul Okunevoe. Mlaștinile sunt impracticabile, îngheață până la sfârșitul lunii ianuarie și reprezintă principalul obstacol în calea circulației vehiculelor.

Clima regiunii este puternic continentală, cu ierni lungi și veri calde scurte. Iarna este geroasă și înzăpezită. Cea mai rece lună a anului este ianuarie (temperatura medie lunară -19,5 grade C). Minima absolută este de -52 grade C. Cea mai caldă este luna iulie (temperatura medie lunară este de +17 grade C), maximul absolut este de +33 grade C. Precipitațiile medii anuale sunt de 500-550 mm pe an, cu 75% în sezonul cald. Stratul de zăpadă este stabilit în a doua jumătate a lunii octombrie și durează până la începutul lunii iunie. Grosimea stratului de zăpadă este de la 0,7 m la 1,5-2 m. Adâncimea înghețului solului este de 1-1,5 m.

Zona luată în considerare este caracterizată de soluri argiloase podzolice în zone relativ ridicate și soluri turbă-podzolice-de nămol și turbăre în zonele bogate din zonă. În limitele câmpiilor, solurile aluvionale ale teraselor râurilor sunt în principal nisipoase, în locuri argiloase. Flora este diversă. Pădurile de conifere și cele mixte predomină.

Zona este situată într-o zonă de așternut izolat de roci de permafrost aproape de suprafață și relicte. Solurile înghețate aproape de suprafață se află pe bazine hidrografice sub turbării. Grosimea lor este controlată de nivelul apei subterane și atinge 10-15 m, temperatura este constantă și aproape de 0 grade C.

În teritoriile adiacente (la câmpul Priobskoye, rocile înghețate nu au fost studiate), permafrost apare la adâncimi de 140-180 m (câmpul Lyantorskoye). Grosimea permafrostului este de 15-40 m, rareori mai mare. Congelatele sunt mai des cele mai joase, mai argiloase, parte a Novyikhailovskaya și o parte nesemnificativă a formațiunilor Atlym.

Cele mai mari așezări cele mai apropiate de zona de lucru sunt orașele Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut și, din așezările mai mici, satele Seliyarovo, Sytomino, Lempino și altele.

1.2 Litostratigraficincizie

Secțiunea geologică a câmpului Priobskoye este compusă dintr-un strat gros (mai mult de 3000 m) de sedimente terigene ale acoperirii sedimentare din epoca mezo-cenozoică, deasupra stâncilor complexului pre-jurasic, reprezentat de scoarța meteorică.

Prejurasic educație (Pz)

În secțiunea stratelor pre-jurasice, se disting două niveluri structurale. Cel inferior, limitat la scoarța consolidată, este reprezentat de grafit-porfirite foarte dislocați, pietrișuri și calcare metamorfozate. Etajul superior, distins ca un complex intermediar, este alcătuit din depozite efuziv-sedimentare mai puțin dislocate din epoca permian-triasică de până la 650 m grosime.

Sistem Jurassic (J)

Sistemul jurasic este reprezentat de toate cele trei diviziuni: inferioară, mijlocie și superioară.

Include formațiunile Tyumen (J1 + 2), Abalak și Bazhenov (J3).

Depozite tyumen Formațiile se află la baza învelișului sedimentar pe rocile scoarței meteorice cu neconformitate unghiulară și stratigrafică și sunt reprezentate de un complex de roci terigene cu compoziție argilo-nisip-siltstone.

Grosimea depozitelor din Formația Tyumen variază de la 40 la 450 m. În limitele zăcământului, acestea au fost descoperite la adâncimi de 2806-2973m. Zăcămintele formațiunii Tyumen sunt suprapuse în mod constant de zăcămintele jurasice superioare ale formațiunilor Abalak și Bazhenov. Abalakskaya Formația este compusă din pietre de nămol glauconit de culoare gri închis până la negru, ramificate, cu straturi intermediare de siltstone în partea superioară a secțiunii. Grosimea suitei variază de la 17 la 32 m.

Depozite bazhenov Formațiunile sunt reprezentate de pietre de noroi de culoare gri închis, aproape negre, bituminoase, cu straturi de pietre de noroi slab siloase și roci organico-argiloase-carbonatate. Formația are o grosime de 26-38 m.

Sistemul cretacic (K)

Depozitele sistemului Cretacic sunt dezvoltate peste tot reprezentate de secțiunile superioare și inferioare.

Formațiile Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya și Khanty-Mansiysk se disting în secțiunea inferioară de jos în sus, iar în secțiunea superioară, formațiunile Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya și Gankinskaya.

Partea de jos akh Formarea (K1g) este reprezentată în principal de pietre de nămol cu \u200b\u200bsubterane subordonate între pietre de nămol și gresie, combinate în secvența Achimov.

În partea superioară a formațiunii Akh, se distinge un membru matur din argile Pim fin, elutrate, gri închis, care se apropie.

Grosimea totală a suitei variază de la vest la est de la 35 la 415 m. În secțiunile situate la est, un grup de formațiuni BS1-BS12 este limitat la acest strat.

Incizie cherkashin Formarea (K1g-br) este reprezentată de alternanța ritmică a argilelor cenușii, a nămolurilor și a gresiei nămolite. Acestea din urmă, în limitele câmpului, precum și gresii, sunt petrolifere în mod industrial și sunt alocate în straturile AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Grosimea formării variază de la 290 la 600 m.

Deasupra sunt argile de culoare gri închis la negru alym formațiuni (K1a), în partea superioară cu straturi interioare de nămoluri bituminoase, în partea inferioară - nămoluri și gresii. Grosimea suitei variază de la 190 la 240 m. Argilele sunt un sigiliu regional pentru depozitele de hidrocarburi din întreaga regiune petrolieră și gazoasă Sredneobskaya.

Vikulovskaya suite (K1a-al) constă din două sub-formațiuni.

Cea inferioară este predominant argiloasă, cea superioară este nisipo-argiloasă cu predominanță de gresii și nămoluri. Formația se caracterizează prin prezența detritusului vegetal. Grosimea formațiunii variază de la 264 m în vest până la 296 m în nord-est.

Khanty-Mansiysk Formarea (K1a-2s) este reprezentată de straturile inegale ale rocilor nisipo-argiloase, cu o predominanță a primelor în partea superioară a secțiunii. Rocile formațiunii se caracterizează printr-o abundență de detritus carbonos. Grosimea formării variază de la 292 la 306 m.

Uvat Formarea (K2s) este reprezentată de topirea neuniformă a nisipurilor, a pietrelor, a gresilor. Formația se caracterizează prin prezența rămășițelor plantelor carbonizate și feruginoase, a deșeurilor carbonacei și a chihlimbarului. Formația are o grosime de 283-301 m.

Bertsovskaya Suita (K2k-st-km) este subdivizată în două subformații. Cea inferioară, formată din argile montmorellonite cenușii, cu straturi de tip opoka cu grosimea de 45 până la 94 m, iar cea superioară, reprezentată de argile cenușii, gri închis, silicioase, nisipoase, cu grosimea de 87-133 m.

Gankinskaya Formarea (K2mP1d) constă din argile cenușii, verzui-cenușii care trec în marne cu boabe de glauconit și noduli de siderit. Grosimea sa este de 55-82m.

Sistem paleogen (P2)

Sistemul paleogen include roci din formațiunile Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya și Turtasskaya. Primele trei sunt sedimente marine, restul sunt continentale.

Talitskaya Formația este compusă dintr-un strat de argile de culoare gri închis, în zone cu nămol. De asemenea, se găsesc rămășițe de plante peritizate și solzi de pești. Grosimea suitei este de 125-146 m.

Lyulinvorskaya formațiunea este reprezentată de argile verzui-gălbui, în partea inferioară a secțiunii sunt adesea opokoide cu straturi de opokas. Grosimea suitei este de 200-363 m.

Tavdinskaya formația care completează secțiunea paleogenului marin este realizată din argile cenușii, gri-albăstrui, cu straturi intermediare de siltstone. Grosimea suitei este de 160-180 m.

Atlymskaya Formația este compusă din sedimente aluviale-marine continentale, formate din nisipuri cenușii până în albe, predominant cuarț cu straturi de cărbune brun, argile și pietre de nămol. Grosimea suitei este de 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formare - reprezentată prin straturi inegale de nisipuri gri, cu granulație fină, cuarț-feldspat cu argile și argile cenușii și maronii-cenușii și cu pietre cu nămoluri cu straturi de nisip și cărbuni maronii. Grosimea suitei nu depășește 80 m.

Turtasskaya Formația este formată din argilă cenușie-verzui și pietre de nămol, cu pat subțire cu straturi de diatomiți și nisipuri de cuarț-glauconit. Grosimea suitei este de 40-70 m.

Sistem cuaternar (Q)

Este prezent peste tot și este reprezentat în partea inferioară prin alternarea nisipurilor, argilelor, luturilor și luturilor nisipoase, în partea superioară prin mlaștini și facies lacustre - mojile, luturile și luturile nisipoase. Grosimea totală este de 70-100 m.

1.3 Tectonicstructura

Structura Priobskaya este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, megafoldul Lyaminsky, grupurile de ridicări Salym și West Lempa. 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 sunt obiectele de prospectare și explorare pentru petrol și gaze.

Planul structural modern al fundației pre-jurasice a fost studiat de-a lungul orizontului reflectorizant „A”. Toate elementele structurale sunt afișate pe harta structurală de-a lungul orizontului reflectant „A”. În partea de sud-vest a regiunii - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye ridică. În partea de nord-vest - Seliyarovskoe de Est, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, complicând versantul estic al zonei de ridicare West Lempinskoe. În partea centrală se află jgheabul Sahalin de Vest, la est de ridicările sale Gorshkovskoe și Sakhalin, complicând umflarea Sredne-Lyaminsky și respectiv arcul structural Sahalin.

Ridicarea în formă de cupolă Priobskoye, ridicarea cu amplitudine redusă West Priobskoye, structurile Sahalinului de Vest și Novoobskaya sunt urmărite de-a lungul orizontului reflectant „DB”, limitat la vârful membrului Bystrinskaya. În vestul zonei, se conturează ridicarea Khanty-Maniysk. La nord de ridicarea Priobskoe, se distinge ridicarea locală Light. În partea de sud a câmpului în zona puțului. 291, ridicarea fără nume se distinge condiționat. Zona înălțată de Seliyarovskaya de Est din zona de studiu este conturată printr-un izo-gips seismic deschis - 2280 m. O structură izometrică cu amplitudine mică poate fi urmărită în apropierea puțului 606. Zona Seliyarovskaya este acoperită cu o rețea rară de profile seismice, pe baza căreia poate fi prevăzută o structură pozitivă. Ridicarea Seliyarovskoe este confirmată de planul structural pentru orizontul reflectant „B”. Datorită cunoașterii slabe a părții de vest a zonei, explorării seismice, la nord de structura Seliyarovskaya, în mod condiționat, se distinge o ridicare fără nume în formă de cupolă.

1.4 Conținutul de ulei

În câmpul Priobskoye, podeaua purtătoare de ulei acoperă învelișul sedimentar, cu grosime semnificativă, de la jurasicul mediu până la epoca aptiană și este mai mare de 2,5 km.

S-au obținut fluxuri de petrol și miezuri necomerciale cu semne de hidrocarburi din zăcămintele formațiunilor Tyumen (Yu 1 și Yu 2) și Bazhenov (Yu 0). Datorită numărului limitat de materiale geologice și geofizice disponibile, structura depozitelor nu a fost suficient justificată până în prezent.

Capacitatea portantă comercială de petrol este stabilită în formațiunile neocomiene ale grupului AS, unde sunt concentrate 90% din rezervele dovedite. Principalele straturi productive sunt închise între unitățile de lut Pimskaya și Bystrinskaya. Depozitele sunt limitate la corpuri nisipoase lenticulare formate în depozite de raft și clinoform ale Neocomianului, a căror productivitate nu este controlată de planul structural modern și este determinată practic numai de prezența rezervoarelor productive în secțiune. Absența apei de formare în timpul numeroaselor teste în partea productivă a secțiunii dovedește că depozitele de ulei asociate straturilor acestor pachete sunt corpuri lenticulare închise, complet umplute cu ulei, iar contururile depozitelor pentru fiecare strat nisipos sunt determinate de limitele distribuției sale. O excepție este formarea AC 7, unde fluxurile de apă de formare au fost obținute din lentile de nisip umplute cu apă.

Ca parte a sedimentelor neocomiene productive, au fost identificate 9 obiecte de calcul: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Zăcămintele formațiunilor АС 7, АС 9 nu prezintă niciun interes industrial.

Profilul geologic este prezentat în Figura 1.1.

1.5 Caracteristicăproductivstraturi

Principalele rezerve de petrol din câmpul Priobskoye sunt concentrate în sedimente din epoca neocomiană. O caracteristică a structurii geologice a zăcămintelor asociate rocilor neocomiene este că acestea au o structură mega-stratificată datorită formării lor în condiții de umplere laterală a unui bazin maritim suficient de adânc (300-400 m) datorită îndepărtării materialului clastic terigen din est și sud-est. Formarea megacomplexului neocomian de roci sedimentare a avut loc într-o serie întreagă de condiții paleogeografice: sedimentare coinentală, de coastă, raft și sedimentare foarte lentă în marea deschisă.

Pe măsură ce ne deplasăm de la est la vest, există o înclinare (în ceea ce privește formațiunea Bazhenov, care este un punct de reper regional) atât a membrilor argiloși în vârstă (punct de reper zonal), cât și a rocilor de nisip cu nisip conținute între ele.

Conform determinărilor făcute de specialiștii ZapSibNIGNI cu privire la polenul faunei și sporilor eșantionați din argile în intervalul de apariție a membrului Pimskaya, vârsta acestor depozite s-a dovedit a fi hauteriviană. Toate straturile care sunt deasupra membrului Pimskaya. Au fost indexați ca grup AS, prin urmare, la câmpul Priobskoye, straturile BS 1-5 au fost reindexate la AS 7-12.

La calcularea rezervelor, 11 formațiuni productive au fost identificate ca parte a megacomplexului depozitelor neocomiene productive: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2-3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Unitatea rezervorului AS 12 se află la baza megacomplexului și este cea mai adâncă parte din punct de vedere al formării. Compoziția este formată din trei straturi AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, care sunt separate de argile relativ mature pe cea mai mare parte a zonei, a căror grosime variază de la 4 la 10 m.

Depozitele formațiunii AS 12/3 sunt limitate la elementul monoclinal (nasul structural), în cadrul căruia există ascensoare de amplitudine mică și jgheaburi cu zone de tranziție între ele.

Zăcământul principal AS12 / 3 a fost deschis la adâncimi de 2620-2755 m și este ecranat litologic din toate părțile. În ceea ce privește suprafața, ocupă partea terestră centrală, cea mai ridicată a nasului structural și este orientată de la sud-vest la nord-est. Grosimile saturate cu ulei variază de la 12,8 m la 1,4 m. Debitele de ulei variază de la 1,02 m 3 / zi, Нд \u003d 1239m până la 7,5 m3 / zi cu Нд \u003d 1327m. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 25,5 km pe 7,5 km, înălțimea fiind de 126 m.

Zăcământul AS 12/3 a fost deschis la o adâncime de 2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk și zona plonjării sale estice. Rezervorul este controlat din toate părțile prin zone de înlocuire a rezervorului. Debitele de petrol sunt mici și se ridică la 0,4-8,5 m 3 / zi la diferite niveluri dinamice. Cea mai mare altitudine din partea boltită este fixată la -2640 m, iar cea mai mică la (-2716 m). Dimensiunile zăcământului sunt de 18 pe 8,5 km, înălțimea este de 76 m. Tipul este ecranat litologic.

Rezervorul principal AC12 / 1-2 este cel mai mare din câmp. A fost deschis la adâncimi de 2536-2728 m. Este limitat la o monoclină complicată de ridicări locale cu amplitudine mică, cu zone de tranziție între ele. Pe cele trei laturi, structura este limitată de ecrane litologice și numai în sud (spre zona Vostochno-Frolovskaya) rezervoarele tind să se dezvolte. Grosimile saturate cu ulei variază într-o gamă largă de la 0,8 la 40,6 m, în timp ce zona cu grosimi maxime (peste 12 m) acoperă partea centrală a rezervorului, precum și cea estică. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 45 km pe 25 km, înălțimea este de 176 m.

În rezervorul AS 12 / 1-2 s-au descoperit zăcăminte de 7,5 pe 7 km, 7 m și 11 cu 4,5 km și 9 m înălțime. Ambele zăcăminte sunt de tip ecranat litologic.

Rezervorul AS 12/0 are o zonă de dezvoltare mai mică. Zăcământul principal AC 12/0 este un corp lenticular orientat de la sud-vest la nord-est. Dimensiunile sale sunt de 41 pe 14 km, înălțimea este de 187 m. Debitele de ulei variază de la primele unități de m 3 / zi la niveluri dinamice de până la 48 m 3 / zi.

Acoperirea orizontului AS 12 este formată dintr-un strat gros (până la 60 m) de roci argiloase.

Deasupra secțiunii, există un strat de plată AS 11, care include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ultimele trei sunt conectate într-un singur obiect de numărare, care are o structură foarte complexă atât în \u200b\u200bsecțiune, cât și în zonă. În zonele de dezvoltare a zăcământului, gravitând către secțiunile laterale apropiate, se observă cea mai semnificativă grosime a orizontului cu o tendință de creștere spre nord-est (până la 78,6 m). În sud-est, acest orizont este reprezentat doar de stratul AS 11/2, în partea centrală - de stratul AS 11/3, în nord - de stratul AS 11/2-4.

Zăcământul principal AC11 / 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye. Stratul AS11 / 1 este dezvoltat în partea de margine a ridicării în formă de umflare a loviturii submeridionale, complicând monoclina. Pe trei laturi, depozitul este limitat de zone argiloase, iar în sud, granița este trasată condiționat. Dimensiunea rezervorului principal este de 48 pe 15 km, înălțimea este de 112 m. Viteza producției de petrol variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m la 11,8 m 3 / zi.

Stratul AC 11/0 a fost identificat ca fiind corpuri lenticulare izolate în nord-est și în sud. Grosimea sa este de la 8,6 m la 22,8 m. Primul zăcământ are dimensiuni 10,8 cu 5,5 km, al doilea 4,7 cu 4,1 km. Ambele zăcăminte sunt de tip ecranat litologic. Acestea se caracterizează prin fluxuri de ulei de la 4 la 14 m 3 / zi la un nivel dinamic. Orizontul AC 10 este pătruns de aproape toate godeurile și este format din trei straturi AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Zăcământul principal AS 10 / 2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Tipul de rezervor este ecranat litologic, are dimensiuni de 31 cu 11 km, înălțime de până la 292 m. Grosimile saturate cu ulei variază de la 15,6 m la 0,8 m.

Zăcământul principal AC10 / 1 a fost recuperat la adâncimi de 2374-2492 m. Dimensiunea zăcământului este de 38 pe 13 km, înălțimea este de până la 120 m. Limita sudică este trasată condiționat. Grosimile saturate cu ulei variază de la 0,4 la 11,8 m. Intrările de ulei anhidru au variat de la 2,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1064 m la 6,4 m 3 / zi.

Secțiunea unității AS 10 este completată de stratul productiv AS 10/0, în cadrul căruia au fost identificate trei depozite, situate sub forma unui lanț de grevă submeridială.

Horizon AC 9 are o distribuție limitată și este prezentat sub formă de zone fasciale separate situate în părțile de nord-est și est ale structurii, precum și în regiunea plonjării de sud-vest.

Completarea sedimentelor productive neocomiene este stratul AS 7, care are un model mozaic în amplasarea câmpurilor purtătoare de petrol și de apă.

Cel mai mare depozit Vostochnaya din zonă a fost deschis la adâncimi de 2291-2382 m. Este orientat de la sud-vest la nord-est. Debite de ulei 4,9-6,7 m 3 / zi la niveluri dinamice de 1359-875 m. Grosimile saturate cu ulei variază de la 0,8 la 67,8 m. Dimensiunile rezervorului sunt de 46 pe 8,5 km, înălțimea este de 91 m.

Un total de 42 de depozite au fost descoperite pe teren. Suprafața maximă are rezervorul principal în rezervorul AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minimul (10 km 2) - rezervorul din rezervorul AS 10/1.

Tabel rezumativ al parametrilor rezervorului din zona de producție

Tabelul 1.1

adâncime, m	Grosimea medie	Deschis Porozitate. %	Ulei saturat ..%	Coeficient pietriș	Dezmembrare

producție geologică câmp de formare a petrolului

1.6 Caracteristicăacviferecomplexe

Câmpul Priobskoye face parte din sistemul hidrodinamic al bazinului artezian din Siberia de Vest. Particularitatea sa este prezența unor depozite argiloase rezistente la apă din oligocen-turonian, grosimea cărora atinge 750 m, împărțind secțiunea meso-cenozoică în niveluri hidrogeologice superioare și inferioare.

Etajul superior combină sedimentele din epoca turonian-cuaternară și se caracterizează prin schimb liber de apă. În termeni hidrodinamici, podeaua este un acvifer, ale cărui ape solului și interstratal sunt interconectate.

Nivelul hidrogeologic superior include trei acvifere:

1- acvifer de zăcăminte cuaternare;

2- acvifer al noilor zăcăminte Mihaylovsky;

3- acvifer al zăcămintelor Atlym.

O analiză comparativă a acviferelor a arătat că acviferul Atlym poate fi luat ca sursă principală a unei surse mari de apă potabilă centralizată. Cu toate acestea, datorită unei reduceri semnificative a costurilor de operare, noul orizont Mihailovski poate fi recomandat.

Nivelul hidrogeologic inferior este reprezentat de sedimente din epoca cenoman-jurasică și roci udate din partea superioară a subsolului pre-jurasic. La adâncimi mari, într-un mediu dificil, și în unele locuri aproape stagnant, se formează ape termale foarte mineralizate, care au o saturație mare de gaze și o concentrație crescută de oligoelemente. Etajul inferior se distinge prin izolarea fiabilă a acviferelor de factorii naturali și climatici de suprafață. Patru acvifere se disting în secțiunea sa. Toate complexele și acvaliile sunt urmărite la o distanță considerabilă, dar în același timp, formarea de lut a celui de-al doilea complex este observată în câmpul Priobskoye.

Pentru inundarea rezervoarelor de petrol din regiunea Middle Ob, sunt utilizate pe scară largă apele subterane ale complexului Aptian-Cenomanian, compuse dintr-un strat de nisipuri slab cimentate, nisipuri libere, gresii, siltstone și argile ale formațiunilor Uvat, Khanty-Mansi și Vikulovskaya, bine condimentate în zonă, destul de uniforme în cadrul sitului. Apele se caracterizează prin corozivitate scăzută datorită absenței hidrogenului sulfurat și a oxigenului în ele.

1.7 Fizic și chimicproprietățirezervorlichide

Uleiurile de rezervor pentru formațiunile productive AC10, AC11 și AC12 nu au diferențe semnificative în proprietățile lor. Natura modificării proprietăților fizice ale uleiurilor este tipică pentru depozitele care nu au ieșire la suprafață și sunt înconjurate de apă de margine. În condițiile rezervorului de ulei cu saturație medie a gazului, presiunea de saturație este de 1,5-2 ori mai mică decât presiunea rezervorului (grad ridicat de compresie).

Datele experimentale privind variabilitatea uleiurilor de-a lungul secțiunii unităților de producție ale câmpului indică o eterogenitate nesemnificativă a uleiului în depozite.

Uleiurile din formațiunile АС10, АС11 și АС12 sunt apropiate unele de altele, uleiul mai ușor din formațiunea АС11, fracția molară de metan din ea este de 24,56%, conținutul total de hidrocarburi С2Н6-С5Н12 este de 19,85%. Pentru uleiurile din toate rezervoarele, prevalența butanului normal și a pentanului asupra izomerilor este caracteristică.

Cantitatea de hidrocarburi ușoare CH4 - C5H12 dizolvate în uleiuri degazate este de 8,2-9,2%.

Gazul petrolier de separare standard este bogat în grăsimi (conținut de grăsime mai mare de 50), fracția molară de metan din acesta este de 56,19 (formarea AC10) - 64,29 (formarea AC12). Cantitatea de etan este mult mai mică decât cea a propanului, raportul C2H6 / C3H8 este de 0,6, ceea ce este tipic pentru gazele din depozitele de petrol. Conținutul total de butani 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, hidrocarburi grele С6Н14 + mai mare 0,95-1,28%. Cantitatea de dioxid de carbon și azot este mică, aproximativ 1%.

Uleiurile degazate din toate straturile sunt sulfuroase, parafinice, ușor rășinoase, de densitate medie.

Uleiul din formațiunea AS10 este de viscozitate medie, cu un conținut de fracții de până la 350_C mai mare de 55%, uleiurile din formațiunile AC11 și AC12 sunt vâscoase, cu conținut de fracții de până la 350_C de la 45% la 54,9%.

Codul tehnologic al uleiurilor rezervorului AS10 - II T1P2, AS11 și AS12 - II T2P2.

Evaluarea parametrilor determinați de caracteristicile individuale ale uleiurilor și gazelor a fost efectuată în conformitate cu cele mai probabile condiții pentru colectarea, tratarea și transportul petrolului în câmp.

Condițiile de separare sunt următoarele:

Etapa 1 - presiune 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Etapa 2 - presiune 0.687 MPa, temperatura 30_C;

Etapa 3 - presiune 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Etapa 4 - presiune 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Compararea valorilor medii ale porozității și permeabilității rezervoarelorstraturile АС10-АС12 după nucleu și jurnal

Tabelul 1.2


					Mostre

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

Rezervele de petrol din câmpul Priobskoye au fost evaluate pentru întregul rezervor fără diferențiere după rezervor. Datorită absenței apelor de formare în depozite limitate litologic, rezervele au fost calculate pentru zonele pur petrolifere.

Rezervele de petrol din câmpul Priobskoye au fost estimate utilizând metoda volumetrică.

Baza pentru calcularea modelelor de rezervoare a fost rezultatele interpretării înregistrării. În acest caz, următoarele valori ale parametrilor rezervorului au fost luate ca valori limită ale rezervorului-non-rezervor: K op 0.145, permeabilitate 0,4 mD. Din rezervoare și, în consecință, din calculul rezervelor, au fost excluse zonele de straturi în care valorile acestor parametri au fost mai mici decât cele standard.

La calcularea rezervelor, a fost utilizată metoda multiplicării hărților a trei parametri principali de calcul: grosimea efectivă saturată în ulei, porozitatea deschisă și coeficienții de saturație a uleiului. Plata netă a petrolului a fost calculată separat pe categorii de rezerve.

Alocarea categoriilor de rezerve se efectuează în conformitate cu „Clasificarea rezervelor de depozite ...” (1983). În funcție de nivelul de explorare a zăcămintelor din câmpul Priobskoye, rezervele de petrol și gaze dizolvate din acestea sunt calculate în categoriile B, C 1, C 2. Rezervele de categoria B au fost identificate în ultimele puțuri ale liniilor de producție de pe zona forată pe malul stâng al câmpului. Rezervele din categoria C 1 au fost alocate în zonele studiate de puțurile de explorare, în care s-au obținut fluxuri comerciale de petrol sau au existat informații pozitive privind exploatarea sondelor. Rezervele din zonele neexplorate ale depozitelor au fost clasificate în categoria C 2. Limita dintre categoriile C1 și C2 a fost trasată la o distanță de o treaptă dublă a rețelei operaționale (500x500 m), așa cum este prevăzut în „Clasificare ...”.

Evaluarea rezervelor a fost finalizată prin înmulțirea volumelor obținute de rezervoare saturate cu ulei pentru fiecare rezervor și în cadrul categoriilor selectate cu densitatea uleiului degazat în timpul separării treptate și a factorului de conversie. Trebuie remarcat faptul că acestea sunt oarecum diferite de cele adoptate anterior. Acest lucru se datorează, în primul rând, excluderii din calculele puțurilor situate mult dincolo de zona de licență și, în al doilea rând, schimbărilor în indexarea straturilor în puțurile individuale de explorare ca urmare a unei noi corelații a depozitelor productive.

Parametrii de calcul acceptați și rezultatele obținute la calcularea rezervelor de petrol sunt prezentate mai jos.

1.8.1 Inventareulei

Începând cu 01.01.98, în bilanțul rezervelor de petrol VGF sunt enumerate în sumă:

Recuperabil 613 380 mii tone

Recuperabil 63.718 mii tone

Recuperabil 677098 mii tone

Rezervele de petrol pe straturi

Tabelul 1.3


bilanț	bilanț	Extragem.	Bilanț	Extragem.

Pe secțiunea forată din partea stângă a câmpului Priobskoye, a fost efectuată estimarea rezervelor Partidului Iuganskneftegaz.

Piesa forată conține 109.438 mii tone. bilanț și 31.131 mii tone. rezervele de petrol recuperabile la factorul de recuperare a petrolului 0,284.

În ceea ce privește partea forată, rezervele sunt distribuite după cum urmează:

Sold AC10 strat 50%

Recuperabil 46%

Soldul rezervorului AS11 15%

Recuperabil 21%

Echilibrul rezervorului AS12 35%

Recuperabil 33%

În teritoriul în cauză, cea mai mare parte a rezervelor este concentrată în formațiunile AC10 și AC12. Această zonă conține 5,5% din rezervele m / r. 19,5% din rezervele rezervorului AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (malul stângparte)

Stocuriuleidezonaexploatare

Tabelul 1.4

		Rezerve de petrol, mii de tone	Unități de acțiune CIN
		bilanț	recuperabil

*) Pentru partea de teritoriu din categoria C1, din care se extrage petrol

2 . Metode de producție, echipamente utilizate

Dezvoltarea fiecărei instalații de producție АС 10, АС 11, АС 12 a fost realizată cu plasarea puțurilor în conformitate cu o schemă triunghiulară liniară cu trei rânduri cu o densitate a rețelei de 25 hectare / puț, cu forarea tuturor puțurilor până la formația АС 12.

În 2007, SibNIINP a pregătit un addendum la schema de proces pentru dezvoltarea pilot a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye, inclusiv zona de inundație N4, în care s-au făcut ajustări pentru dezvoltarea părții de pe malul stâng al câmpului cu conexiunea noilor tampoane N140 și 141 în zona de câmpie inundabilă. ... În conformitate cu acest document, se preconizează implementarea unui sistem de blocuri pe trei rânduri (densitatea rețelei - 25 hectare / sondă) cu o tranziție ulterioară într-o etapă ulterioară a dezvoltării către un sistem blocat cu blocuri.

Dinamica principalilor indicatori tehnici și economici de dezvoltare este prezentată în tabelul 2.1

2. 1 DinamicamajorindicatoridezvoltarePriobskylocul nasterii

tabelul 2.1

2. 2 Analizămajortehnice și economiceindicatoridezvoltare

Dinamica indicatorilor de dezvoltare bazată pe Tabelul 2.1 este prezentată în Fig. 2.1.

Domeniul Priobskoye a fost dezvoltat din 1988. Timp de 12 ani de dezvoltare, după cum se poate observa din Tabelul 3., producția de petrol este în continuă creștere.

Dacă în 1988 era vorba de 2300 de tone de petrol, atunci până în 2010 a ajuns la 1485000 de tone, producția de lichid a crescut de la 2300 la 1608000 de tone.

Astfel, până în 2010, producția cumulată de petrol s-a ridicat la 8583,3 mii tone. (tabelul 3.1).

Din 1991, pentru a menține presiunea rezervorului, au fost puse în funcțiune puțuri de injecție și începe injectarea apei. La sfârșitul anului 2010, stocul puțului de injecție era de 132 puțuri, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Cu o creștere a injecției, rata medie de producție de petrol a puțurilor de operare crește. Până în 2010, debitul crește, ceea ce se explică prin alegerea corectă a cantității de apă injectată.

De asemenea, de la punerea în funcțiune a fondului de injecție, tăierea producției de apă începe să crească și până în 2010 atinge nivelul de 9,8%, în primii 5 ani tăierea apei este de 0%.

Stocul de fântâni producătoare până în 2010 se ridica la 414 fântâni, dintre care 373 fântâni producătoare de produse prin metodă mecanizată. Până în 2010, producția cumulată de petrol se ridica la 8583,3 mii tone. (tabelul 2.1).

Domeniul Priobskoye este unul dintre cele mai tinere și mai promițătoare din Siberia de Vest.

2.3 Caracteristici:dezvoltare,influențândpeexploatarefântâni

Domeniul este caracterizat de rate de producție scăzute ale sondelor. Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost productivitatea scăzută a puțurilor de producție, scăderea naturală (fără fracturarea straturilor prin apă injectată) injectivitatea puțurilor de injecție, precum și redistribuirea slabă a presiunii în rezervoare în timpul menținerii presiunii rezervorului (datorită conexiunii hidrodinamice slabe a secțiunilor individuale ale straturilor). Funcționarea formațiunii AS 12 ar trebui să fie identificată ca o problemă separată de dezvoltare a câmpului. Datorită ratelor de producție scăzute, multe puțuri din această formațiune trebuie închise, ceea ce poate duce la suspendarea unor rezerve semnificative de petrol pe o perioadă nedeterminată. Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă pentru rezervorul AS 12 este implementarea măsurilor de stimulare a producției de petrol.

Câmpul Priobskoye este caracterizat de o structură complexă de orizonturi productive atât în \u200b\u200bzonă, cât și în secțiune. Colectoarele orizontului AS 10 și AS 11 sunt clasificate ca fiind medii și slab productive, iar AS 12 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.

3 . Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

Alegerea unei metode de influențare a zăcămintelor de petrol este determinată de o serie de factori, dintre care cei mai semnificativi sunt caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor, posibilitățile tehnologice de implementare a metodei într-un domeniu dat și criteriile economice. Metodele de stimulare a rezervoarelor enumerate mai sus au numeroase modificări și, la baza lor, se bazează pe un set imens de compoziții de agenți de lucru utilizați. Prin urmare, atunci când analizăm metodele de stimulare existente, este logic, în primul rând, să se utilizeze experiența dezvoltării câmpurilor din Siberia de Vest, precum și a câmpurilor din alte regiuni cu proprietăți de rezervor similare câmpului Priobskoye (în primul rând permeabilitate redusă a rezervorului) și fluide de formare.

Dintre metodele de stimulare a producției de petrol prin influențarea zonei de fund a puțului, cele mai răspândite sunt:

fracturarea hidraulică;

tratamente acide;

tratamente fizico-chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

efecte impuls-șoc, vibroacustice și acustice.

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare în câmpul Priobskoye

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

adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt ecranate litologic, regim natural - elastic închis,

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

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

temperatura rezervorului - 88-90 0 С,

permeabilitate redusă a rezervoarelor, valori medii conform rezultatelor studiilor de bază - pentru straturile АС 10, АС 11 și АС 12 15,4, 25,8, respectiv 2,4 mD,

eterogenitate ridicată laterală și verticală a straturilor,

densitatea uleiului din rezervor - 780-800 kg / m 3,

vâscozitatea uleiului de formare - 1,4-1,6 mPa * s,

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei naftenic, parafinic și slab 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, metodele termice și inundațiile polimerice (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni) pot fi excluse. Metodele termice sunt utilizate pentru depuneri cu uleiuri cu vâscozitate ridicată și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundațiile cu polimeri sunt utilizate de preferință în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 μm 2 pentru a înlocui uleiul cu vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 0 С ( pentru temperaturi mai ridicate, se folosesc polimeri scumpi, speciali).

3.2.1 Inundarea cu apă

Experiența dezvoltării câmpurilor interne și străine 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 argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

colmatarea colectorului cu impurități mecanice fine în apa injectată,

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

reducerea acoperirii rezervorului prin inundații de apă datorită formării fracturilor-fracturi în jurul puțurilor de injecție și propagării acestora în adâncimea rezervorului (pentru rezervoare discontinue, este posibilă și o ușoară creștere a măturării rezervorului de-a lungul secțiunii),

sensibilitate semnificativă la caracterul de umezeală a rocii de către agentul injectat; scădere semnificativă a permeabilității rezervorului datorită depunerii de ceară.

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

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

Utilizarea soluțiilor de surfactant în câmp a fost respins, în principal datorită eficienței scăzute a acestor reactivi în rezervoarele cu permeabilitate redusă.

Pentru câmpul Priobskoye și inundații alcaline nu poate fi recomandat din următoarele motive:

Heterogenitate puternică a rezervorului și un număr mare de straturi intermediare, ceea ce duce la o acoperire redusă a rezervorului cu soluție alcalină.

Principalul obstacol în calea aplicării sisteme de emulsie pentru a influența depozitele câmpului Priobskoye, există caracteristici de filtrare scăzute ale rezervoarelor câmpului. Rezistența la filtrare creată de emulsii în rezervoare cu permeabilitate redusă va duce la o scădere bruscă a injectivității sondelor de injecție și la o scădere a vitezei de producție a petrolului.

3.3 Metode de impact asupra zonei de formare a găurilor inferioare pentru stimularea producției

3.3.1 Tratamente cu acid

Tratamentul cu acid al rezervoarelor se efectuează atât pentru a crește, cât și pentru a restabili permeabilitatea rezervorului din zona de gaură a puțului. Majoritatea acestor lucrări au fost efectuate în timpul transferului godeurilor în injecție și creșterea ulterioară a injectivității acestora.

Acidizarea standard la câmpul Priobskoye constă în prepararea unei soluții conținând 14% HCI și 5% HF, cu un volum de 1,2-1,7 m 3 la 1 metru grosime de formație perforată și pomparea acesteia în intervalul perforat. Timpul de răspuns este de aproximativ 8 ore.

Când s-a luat în considerare eficacitatea acțiunii acizilor anorganici, s-au luat în considerare puțurile de injectare cu injecție de apă pe termen lung (mai mult de un an) înainte de tratament.Tratarea acidă a structurilor aproape de sonda din puțurile de injectare se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de restabilire a injectivității lor. De exemplu, Tabelul 3.1 prezintă rezultatele tratamentelor pentru mai multe godeuri de injecție.

Rezultatele tratamentelor în puțurile de injectare

Tabelul 3.1

data prelucrării	Injectivitate înainte de procesare (m 3 / zi)	Injectivitate după tratament (m 3 / zi)	Presiunea de injecție (atm)	Tipul acidului

Analiza tratamentelor efectuate arată că compoziția acidului clorhidric și fluorhidric îmbunătățește permeabilitatea zonei apropiate a sondei.Injectivitatea puțurilor a crescut de la 1,5 la 10 ori, efectul poate fi urmărit de la 3 luni la 1 an.

Astfel, pe baza analizei tratamentelor acide efectuate la câmp, se poate concluziona că este recomandabil să se efectueze tratamente acide ale zonelor din fundul puțurilor de injecție pentru a restabili injectivitatea acestora.

3.3.2 Fracturare hidraulică

Fracturarea hidraulică (fracturarea hidraulică) este una dintre cele mai eficiente metode de stimulare a producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate redusă și creșterea producției de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în \u200b\u200bpractica de producere a petrolului intern, cât și în cea externă.

Experiența considerabilă în fracturarea hidraulică a fost deja acumulată pe câmpul Priobskoye. Analiza efectuată la câmpul de fracturare hidraulică indică eficiența ridicată a acestui tip de stimulare a producției pentru câmp, în ciuda ratei semnificative de declin în producție după fracturarea hidraulică. În cazul câmpului Priobskoye, fracturarea hidraulică nu este doar o metodă de stimulare a producției, ci și creșterea recuperării petrolului. În primul rând, fracturarea hidraulică permite conectarea rezervelor de petrol nedrenate în rezervoarele discontinue ale câmpului. În al doilea rând, acest tip de impact face posibilă extragerea unui volum suplimentar de ulei din formațiunea cu permeabilitate redusă AS 12 într-un timp acceptabil de funcționare pe teren.

EvaluareadiţionalmineritdindeținereFracturare hidraulicăpePriobskomcamp.

Introducerea metodei de fracturare hidraulică în câmpul Priobskoye a început în 2006 ca una dintre cele mai recomandate metode de stimulare în condițiile de dezvoltare date.

În perioada 2006 - ianuarie 2011, 263 operațiuni de fracturare hidraulică (61% din fond) au fost efectuate pe teren. Cantitatea principală de fracturare hidraulică a fost efectuată în 2008 - 126.

La sfârșitul anului 2008, producția suplimentară de petrol datorată fracturării hidraulice se ridica deja la aproximativ 48% din totalul petrolului produs în cursul anului. Mai mult, cea mai mare parte a producției suplimentare a fost petrol din rezervorul AS-12 - 78,8% din producția totală din rezervor și 32,4% din producția în general. Pentru rezervorul AS11 - 30,8% din producția totală pentru rezervor și 4,6% din producție în general. Pentru rezervorul AS10 - 40,5% din producția totală pentru rezervor și 11,3% din producție în general.

După cum puteți vedea, principala țintă pentru fracturarea hidraulică a fost formarea AS-12 ca fiind cea mai puțin productivă și care conține majoritatea rezervelor de petrol din zona stângă a câmpului.

La sfârșitul anului 2010, producția suplimentară de petrol datorată fracturării hidraulice a reprezentat mai mult de 44% din producția de petrol a întregului petrol produs în cursul anului.

Dinamica producției de petrol pe câmp în ansamblu, precum și producția suplimentară de petrol datorită fracturării hidraulice, este prezentată în Tabelul 3.2.

Tabelul 3.2

Este evidentă o creștere semnificativă a producției de petrol datorită fracturării hidraulice. Începând din 2006, producția suplimentară din fracturarea hidraulică s-a ridicat la 4.900 de tone. În fiecare an, creșterea producției din fracturarea hidraulică este în creștere. Valoarea maximă a creșterii este 2009 (701.000 tone). Până în 2010, valoarea producției suplimentare scade la 606.000 tone, ceea ce este cu 5.000 tone mai mic decât în \u200b\u200b2008.

Astfel, fracturarea hidraulică ar trebui considerată principala metodă de creștere a recuperării uleiului în câmpul Priobskoye.

3.3.3 Eficiență sporită de perforație

Un mijloc suplimentar de creștere a productivității sondelor este îmbunătățirea operațiilor de perforare, precum și formarea de canale de filtrare suplimentare în timpul perforării.

Îmbunătățirea perforației CCD poate fi realizată utilizând sarcini de perforare mai puternice pentru a crește adâncimea canalelor de perforație, pentru a crește densitatea perforației și pentru a utiliza fazarea.

Metodele de creare a unor canale de filtrare suplimentare pot include, de exemplu, tehnologia creării unui sistem de fracturi în timpul deschiderii secundare a formațiunii cu perforatoare pe țevi - un sistem de perforare fracturată a formațiunii (FFC).

Această tehnologie a fost aplicată pentru prima dată de Marathon (Texas, SUA) în 2006. Esența sa constă în perforația formațiunii productive cu perforatoare puternice de 85,7 mm cu o densitate de aproximativ 20 de găuri pe metru în timpul represiunii la formare, urmată de fixarea perforațiilor și fisurilor cu un agent de sprijinire - bauxită cu fracție de la 0,42 la 1,19 mm.

Documente similare

Descrierea stării actuale de dezvoltare a câmpului Yuzhno-Priobskoye. Structura organizatorică a UBR. Tehnica de forare a petrolului. Design bine, carcasă funcțională și carcasă bine. Colectarea în câmp și tratarea petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat 06/07/2013

Istoria dezvoltării și dezvoltării câmpului Priobskoye. Caracteristicile geologice ale rezervoarelor saturate în ulei. Analiza performanței. Impactul fracturării hidraulice asupra straturilor purtătoare de ulei - principala metodă de stimulare.

hârtie la termen, adăugată la 18.05.2012

Caracteristicile geologice și fizice ale obiectului AS10 în partea de sud a câmpului Priobskoye. Caracteristicile stocului și indicatorii de funcționare a acestora. Dezvoltarea tehnologiei de cercetare pentru câmpurile petroliere multistrat. Analiza sensibilității proiectului la risc.

teză, adăugată 25.05.2014

Informații generale despre câmpul Priobskoye, caracteristicile sale geologice. Formații productive în mega-complexul depozitelor neocomiene. Proprietățile fluidelor și gazelor de formare. Motivele contaminării zonei de formare a găurilor inferioare. Tipuri de tratamente acide.

hârtie pe termen adăugată la 10/06/2014

Scurtă descriere a câmpului petrolier Priobskoye, structura geologică a zonei și descrierea straturilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetare geofizică integrată: selectarea și fundamentarea metodelor de desfășurare a lucrărilor de teren.

teză, adăugată 17.12.2012

Construirea unui puț direcțional pentru condițiile geologice ale câmpului Priobskoye. Ratele de consum de lichide de foraj pentru intervale de foraj. Formulări de lichide de foraj. Echipament în sistemul de circulație. Colectarea și curățarea deșeurilor de foraj.

termen de hârtie adăugat 13.01.2011

Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive și informații generale despre rezerve. Istoria dezvoltării câmpului. Analiza indicatorilor de performanță a stocului de sonde. Principalele metode pentru îmbunătățirea recuperării petrolului și implicarea rezervelor reziduale de petrol în dezvoltare.

hârtie de termen, adăugată 22.01.2015

Caracteristicile geologice ale câmpului Khokhryakovskoye. Fundamentarea unei metode raționale de ridicare a fluidului în fântâni, cap de sondă, echipamente de puț. Starea de dezvoltare a câmpului și stocul de puț. Controlul asupra dezvoltării domeniului.

teză, adăugată 09/03/2010

Dezvoltarea câmpurilor de gaz. Caracteristicile geologice și tehnice ale câmpului. Straturi și obiecte productive. Compoziția gazului din câmpul Orenburg. Justificarea construcției de ascensoare pentru fântâni. Selectarea diametrului și adâncimii țevilor curgătoare.

hârtie pe termen adăugată la 14.08.2012

Informații despre câmpul Amangeldy: structură și secțiune geologică, conținut de gaze. Sistem de dezvoltare pe teren. Calculul rezervelor de gaz și condens. Evaluare bună și funcționare. Indicatori tehnici și economici ai dezvoltării unui câmp de gaz.

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 un șuvoi de petrol cu \u200b\u200bun volum de 58 de 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. Rezervoarele câmpului 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 tufele 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-Priobskoye 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 care sunt 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 multistrat 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 același timp, 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.

Tehnica de forare în grup a devenit răspândită, deoarece vă permite să păstrați stratul de sol fertil și afectează doar într-o mică măsură 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.

Zăcământul 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 „Mamutii 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 datând de la 10 la 15 mii de ani. înapoi.