Покажете на картата находището Южно Приобское. Геология на Приобското находище (Приобка). Основни геоложки и физични характеристики на находището

Приобское нефтено находище

§ 1. Приобское нефтено находище.

Приобское- най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътност на маслото 863-868 kg/m3 (среден тип масло, тъй като попада в диапазона 851-885 kg/m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3% (принадлежи към сярата клас, масло от клас 2, доставяно на рафинериите в съответствие с GOST 9965-76). По данни в края на 2005 г. има 954 минни и 376 бр инжекционни кладенци. Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на нефта е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на нефта, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища и разделяне на продуктите от съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Диапазон и средно съдържание на микроелементи в Приобско масло (mg/kg)

Първоначален дебит на съществуващия нефтени кладенциварира от 35 t/ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.

Клъстер от кладенци е място, където върховете на кладенци са разположени близо едно до друго на една и съща технологична площадка, а дъната на кладенците са разположени във възлите на решетката за развитие на резервоара.

В момента повечето производствени кладенци се пробиват по клъстерния метод. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в природни резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите на СМР на сондажни и експлоатационни съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато е необходимо да се открият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци в Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови находища на засипни острови в отдалечен, блатист и населен район. газови кладенци.

Местоположението на кладенците в клъстер зависи от условията на терена и предвидените средства за свързване на клъстера с основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на транспортни маршрути. На локалните подложки ямките обикновено се поставят във форма на ветрило във всички посоки, което ви позволява да имате максимален брой ямки на подложката.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажът се движи от един кладенец към друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на изграждане на всички (или част) от кладенците на тази площадка.

Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на лицата от главите на кладенците, дължината на стволовете се увеличава, дължината на стволовете се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща на стволове. Следователно е необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстер.

Методът за дълбоко изпомпване на нефт е метод, при който течността се издига от кладенеца до повърхността с помощта на пръчкови и безпръчкови помпени агрегати. различни видове.
В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 етапа) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, пълен с диелектрик масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Моторът се захранва от брониран кабел, спуснат заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на електродвигателя е около 3000 об/мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталацията за електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталирането на електрическа центробежна помпа в дупка (ESP) има само контролна станция на повърхността на кладенеца с силов трансформатори се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, спуснат в кладенеца заедно с тръбите. Инсталациите на електрически центробежни помпи работят с високопроизводителни кладенци с висока резервоарно налягане.

Находището е отдалечено, недостъпно, 80% от територията е разположена в заливната равнина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложен геоложки строеж - сложен строеж от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са хидродинамично слабо свързани. Резервоарите на продуктивни образувания се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като анормално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:

1) дълбочина на продуктивни образувания - 2400-2600 m,

2) находищата са литоложно екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AS 10, AS 11 и AS 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90°C,

6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтено масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на образуването, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно наводняване ( като метод за изместване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за находища с високовискозни масла и на дълбочина до 1500-1700 м. Полимерното наводняване се използва за предпочитане в образувания с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за При по-високи температури се използват скъпи полимери със специални състави).

Новите технологии и интелигентната политика на Юганскнефтегаз подобриха състоянието на нефтеното находище Приобское, чиито геоложки запаси са на ниво от 5 милиарда тона нефт.

Приобское нефтено находище е гигантско нефтено находище в Русия. Това труднодостъпно и отдалечено поле се намира на 70 км от град Ханти-Мансийск и на 200 км от град Нефтеюганск. Включен е в Западносибирската нефтена и газова провинция. Около 80% от Priobsky NM се намира директно в заливната равнина на река Об и е разделена от вода на две части. Особеност на Приобское са наводненията по време на периоди на наводнения.

Основни геоложки и физични характеристики на находището

Отличителна черта на Приобское е неговата сложна геоложка структура, характеризираща се с многослойност и ниска степен на продуктивност. Резервоарите на основните продуктивни образувания се характеризират с ниска пропускливост, ниско съдържание на пясък, високо съдържание на глина и висока разчлененост. Тези фактори изискват използването на технологии за хидравлично разбиване в процеса на разработване.

Отлаганията са разположени на дълбочина не повече от 2,6 km. Индикаторите за плътност на маслото са 0,86–0,87 тона на m³. Количеството на парафините е умерено и не надвишава 2,6%, количеството на сярата е около 1,35%.

Находището е класифицирано като сяра и има петрол клас II в съответствие с ГОСТ за рафинерии.

Отлаганията се класифицират като литоложки екранирани и притежават еластичността и затвореността на естествения режим. Дебелината на слоевете варира от 0,02 до 0,04 km. Налягането в резервоара има начални стойности от 23,5–25 MPa. Температурният режим на образуванията се поддържа в границите 88–90°C. Резервоарният тип масло има стабилни параметри на вискозитет и има динамичен коефициент от 1,6 MPa s, както и ефект на насищане с масло при налягане от 11 MPa.

Характеризира се с наличието на восъчност и ниска смолистост на нафтеновата серия. Първоначалният дневен обем на работещите нефтени кладенци варира от 35 до 180 тона. Типът кладенци се основава на групово подреждане, а максималният коефициент на възстановяване е 0,35 единици. Приобското нефтено находище произвежда суров нефт със значително количество леки въглеводороди, което води до необходимостта от стабилизиране или изолиране на ПНГ.

Начало на разработката и количество на запасите

Нефтено находище Приобское е открито през 1982 г. През 1988 г. започва разработката на лявата част на полето, а единадесет години по-късно започва разработката на десния бряг.

Броят на геоложките запаси е 5 милиарда тона, а доказаното и възстановимо количество се оценява на почти 2,5 милиарда тона.

Особености на производството на полето

Продължителността на разработката съгласно условията на Споразумението за споделяне на продукцията се приемаше за не повече от 58 години. Максималното ниво на добив на нефт е почти 20 милиона тона след 16 години от момента на разработване.

Финансирането на първоначалния етап беше планирано на $1,3 милиарда, капиталовите разходи възлизаха на $28 милиарда, а разходите за оперативна работа възлизаха на $27,28 милиарда, като беше планирано да се включат латвийския град Вентспилс, Одеса и Новоросийск.

По данни от 2005 г. находището има 954 производствени и 376 нагнетателни кладенци.

Компании, развиващи сферата

През 1991 г. компаниите Yuganskneftegaz и Amoso започнаха да обсъждат перспективите за комбинирани разработки в северната бряг на NM Priobskoe.

През 1993 г. компанията Amoso спечели конкурса и получи изключителното право да разработва нефтеното поле Priobskoye заедно с Yuganskneftegaz. Година по-късно компаниите подготвиха и представиха на правителството проектно споразумение за разпространение на продуктите, както и екологично и предпроектно проучване на разработения проект.

През 1995 г. правителството преразгледа допълнително проучване за осъществимост, което отразява нови данни за находището Priobskoye. По разпореждане на министър-председателя беше сформирана правителствена делегация, включваща представители на Ханти-Мансийския автономен окръг, както и на някои министерства и ведомства, за да се договори Споразумение за разпределяне на продукцията в контекста на развитието на северния сегмент на полето Приобское.

В средата на 1996 г. в Москва беше изслушано изявление на смесена руско-американска комисия относно приоритета на дизайнерските иновации в енергетиката, включително на територията на нефтената и газова мина Priobskoye.

През 1998 г. Юганскнефтегаз си партнира в разработването на нефтеното находище Приобское, американска компания Amoso беше погълната от британската компания British Petroleum и беше получено официално изявление от компанията BP/Amoso за прекратяване на участието в проекта за разработване на находището Priobskoye.

Тогава дъщерно дружество на държавната компания Роснефт, което получи контрол над централния актив на Юкос, Юганскнефтегаз, RN-Yuganskneftegaz LLC, участва в експлоатацията на находището.

През 2006 г. специалисти от NM Priobskoye и компанията Newco Well Service извършиха най-голямото хидравлично разбиване на нефтен резервоар в Руската федерация, в който успяха да изпомпват 864 тона пропант. Операцията продължи седем часа, предаването на живо можеше да се гледа през интернет офиса на Юганскнефтегаз.

Сега LLC RN-Yuganskneftegaz непрекъснато работи върху развитието на северната част на нефтеното находище Priobskoye, а развитието на южния сегмент на находището се извършва от Gazpromneft-Khantos LLC, което принадлежи на компанията Gazpromneft. Южният сегмент на нефтеното находище Приобское има малки лицензирани площи. От 2008 г. разработването на сегментите Средне-Шапшински и Верхне-Шапшински се извършва от NAC AKI OTYR, който принадлежи на OJSC Russneft.

Перспективи за Priobskoye NM

Преди година компанията Gazpromneft-Khantos стана собственик на лиценз за извършване на геоложки изследвания на параметри, свързани с дълбоко наситени с нефт хоризонти. Южната част на нефтеното находище Приобское, включително формациите Баженов и Ачимов, е обект на изследване.

Миналата година беше белязана от анализа на географските данни на територията на Бажено-Абалакския комплекс на Южно-Приобското нефтено поле. Наборът от специализирани анализи и оценка на керна на този клас запаси включва процедурата по пробиване на четири проучвателни и оценъчни сондажа с наклонена посока.

През 2016 г. ще бъдат направени хоризонтални сондажи. За да се оцени обемът на възстановимите запаси, се планира многоетапно хидравлично разбиване.

Влияние на находището върху екологията на района

Основните фактори, влияещи върху екологичната обстановка в района на полето, са наличието на емисии в атмосферата слоеве. Тези емисии включват петролен газ, продукти от изгаряне на нефт и компоненти на изпарение от леки въглеводородни фракции. Освен това се наблюдават разливи на нефтопродукти и компоненти върху почвата.

Уникалната териториална особеност на находището се дължи на местоположението му върху заливни речни ландшафти и във водозащитната зона. Създаването на специфични изисквания за развитие се основава на висока стойност. В тази ситуация се разглеждат заливни земи, с характерна висока динамичност и сложен хидрологичен режим. Тази територия е избрана за гнездене прелетни птициполуводни видове, много от които са включени в Червената книга. Находището се намира на територията на миграционни пътища и места за зимуване на много редки представители на ихтиофауната.

Още преди 20 години Централната комисия за развитие на ЯМ и GPS към Министерството на горивото и енергетиката на Русия, както и Министерството на защитата заобикаляща средаИ природни ресурсиРусия одобри точната схема за разработване на нефтеното находище Приобское и екологичната част на цялата предварителна проектна документация.

Приобското находище е разделено на две части от река Об. Заблатено е и при наводнение по-голямата част от него се наводнява. Именно тези условия допринесоха за формирането на места за хвърляне на хайвер на риба на територията на НМ. Министерството на горивата и енергетиката на Русия представи в Държавна думаматериали, въз основа на които е направено заключение за усложненията на развитието на нефтеното находище Приобское поради съществуващите природни фактори. Такива документи потвърждават необходимостта от допълнителни финансови ресурсиза да се използват само най-новите и екологични технологии на територията на находището, което ще позволи високоефективно прилагане на мерките за опазване на околната среда.

		©сайт
Страна	Русия
Регион	Ханти-Мансийски автономен окръг
Местоположение	65 км от град Ханти-Мансийск и 200 км от град Нефтеюганск, заливната низина на река Об
Провинция за нефт и газ	Западносибирска нефтена и газова провинция
Координати	61°20′00″ н. w. 70°18′50″ и. д. д.
Минерални ресурси	Масло
Характеристики на суровините	Плътност 863 - 868 kg/m 3 ; Съдържание на сяра 1,2 - 1,3%; Вискозитет 1.4 - 1.6 mPa s; Съдържание на парафин 2,4 - 2,5%
Ранг	Единствен по рода си
Статус	развитие
Отваряне	1982 г
Въвеждане в експлоатация	1988 г
Фирма ползвател на недра	Северна част - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Южна част - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Верхне-Шапшински и Средне-Шапшински лицензионни райони - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Геоложки резервати	5 милиарда тона нефт

Приобское нефтено находище– гигантско руско нефтено находище, разположено на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг. Счита се за най-голямото находище в Русия по отношение на текущите запаси и нивото на производство на нефт.

Главна информация

Приобското находище принадлежи към Западносибирската нефтена и газова провинция. Намира се на границата на нефтените и газови райони Салим и Лямински, на 65 км от град Ханти-Мансийск и на 200 км от град Нефтеюганск и е ограничен до местната структура на нефтения и газов район на Средна Об. същото име.

Около 80% от площта на полето се намира в заливната низина на река Об, която, пресичайки мястото, го разделя на 2 части: левия и десния бряг. Официално участъци от левия и десния бряг на Об се наричат Южно- и Северо-Приобское полесъответно. По време на периоди на наводнения заливната равнина редовно се наводнява, което заедно със сложната геоложка структура ни позволява да характеризираме находището като труднодостъпно.

Резерви

Геоложките запаси на находището се оценяват на 5 милиарда тона нефт. Въглеводородни залежи са открити на дълбочина 2,3-2,6 км, дебелината на слоевете достига от 2 до 40 метра.

Нефтът от находището Приобское е слабо смолист, със съдържание на парафин 2,4-2,5%. Те се характеризират със средна плътност (863-868 kg/m³), но високо съдържание на сяра (1,2-1,3%), което изисква допълнително пречистване. Вискозитетът на маслото е около 1,4-1,6 mPa*s.

Отваряне

Приобское находище е открито през 1982 г. от кладенец № 151 на Главтюменгеология.
Оперативният добив на нефт започва през 1988 г. на левия бряг от кладенец № 181-R по метода на потока. Десният бряг започва да се развива по-късно - през 1999 г.

развитие

IN понастоящемРазработката на северната част на нефтеното находище Приобское (SLT) се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част (YULT) от Gazpromneft-Khantos LLC (дъщерно дружество на Gazprom Neft PJSC).

Освен това в южната част на находището има сравнително малки Верхне-Шапшински и Средне-Шапшински лицензионни площи, които се разработват от 2008 г. насам от OJSC NAC AKI OTYR, собственост на PJSC NK RussNeft.

Методи за развитие

Поради специфичните условия на намиране на въглеводороди и географското местоположение на находищата, производството в Приобское нефтено находищепроизведени чрез хидравлично разбиване, което значително намалява оперативните разходи и капиталовите инвестиции.

През ноември 2016 г. на находището беше извършено най-голямото хидравлично разбиване на нефтен резервоар в Русия - в резервоара бяха изпомпани 864 тона пропант. Операцията е извършена съвместно със специалисти от Newco Well Service.

Текущо ниво на производство

Приобското поле с право се счита за най-голямото нефтено находище в Русия по отношение на запасите и обема на производство. До момента там са пробити около 1000 производствени и почти 400 нагнетателни кладенци.

През 2016 г. находището осигури 5% от целия добив на петрол в Русия, а през първите пет месеца на 2017 г. от него са добити над 10 милиона тона нефт.

Приобското находище се появява на картата на Ханти-Мансийския автономен окръг през 1985 г., когато левобрежната му част е открита с сондаж номер 181. Геолозите са получили поток от петрол с обем от 58 кубически метра на ден. Четири години по-късно започва сондажът на левия бряг, а промишлената експлоатация на първия кладенец на десния бряг на реката започва 10 години по-късно.

Характеристики на полето Приобское

Приобското находище се намира в близост до границите на нефтените и газоносни райони Салимски и Лямински.

Характеристиките на петрола от находището Priobskoye позволяват да се класифицира като нискосмолист (парафини на ниво 2,4-2,5%), но в същото време с високо съдържание на сяра (1,2-1,3%), което изисква допълнително пречистване и намалява рентабилността. Вискозитетът на резервоарния нефт е на ниво 1,4-1,6 mPa*s, а дебелината на слоевете достига от 2 до 40 метра.

Приобското поле, чиито характеристики са уникални, има геоложки обосновани запаси от пет милиарда тона. От тях 2,4 милиарда са класифицирани като доказани и възстановими. Към 2013 г. оценката на възстановимите запаси на находището Приобское е над 820 милиона тона.

До 2005 г. дневното производство достига високи стойности - 60,2 хиляди тона на ден. През 2007 г. са произведени над 40 млн.т.

Към днешна дата в находището са пробити около хиляда производствени и почти 400 инжекционни кладенци. Резервоарните находища на нефтеното находище Приобское се намират на дълбочина 2,3,2,6 километра.

През 2007 г. годишният добив на течни въглеводороди в находището Приобское достигна 33,6 милиона тона (или повече от 7% от целия добив в Русия).

Приобское нефтено находище: характеристики на развитието

Особеността на сондажите е, че храстите на Приобското поле са разположени от двете страни на река Об и повечето от тях са разположени в заливната низина на реката. На тази основа Приобското находище е разделено на Южно- и Северно-Приобское. През пролетта и есента площта на полето редовно се наводнява от наводнения.

Това разположение е причина частите му да имат различни собственици.

На северния бряг на реката разработката се извършва от Юганскнефтегаз (структура, преминала към Роснефт след ЮКОС), а на южния бряг има райони, които се разработват от компанията Khantos, структура на Газпром Нефт (в допълнение на Приобски, участва и в проекта Паляновски). В южната част на находището Priobskoye, дъщерното дружество на Russneft, компанията Aki Otyr, е разпределила малки лицензионни площи за Верхне- и Средно-Шапшински райони.

Тези фактори, заедно със сложната геоложка структура (множество слоеве и ниска производителност), позволяват да се характеризира Приобското поле като труднодостъпно.

Но модерни технологииХидравличното разбиване, чрез изпомпване на големи количества водна смес под земята, преодолява тази трудност. Следователно всички новопробити площадки на находището Priobskoye започват да се експлоатират само с хидравлично разбиване, което значително намалява оперативните разходи и капиталовите инвестиции.

В този случай три маслени пласта се разбиват едновременно. В допълнение, основната част от кладенците се полага по метода на прогресивния клъстер, когато страничните кладенци са насочени под различни ъгли. В напречно сечение прилича на храст с насочени надолу клони. Този метод спестява подреждането на местата за повърхностно пробиване.

Техниката на клъстерното сондиране е широко разпространена, тъй като позволява запазването на плодородния слой на почвата и има само незначително въздействие върху околната среда.

Приобское поле на картата

Приобское поле на картата на Ханти-Мансийски автономен окръг се определя с помощта на следните координати:

61°20′00″ северна ширина,
70°18′50″и.д.

Петролното находище Приобское се намира само на 65 км от столицата на автономния окръг - Ханти-Мансийск и на 200 км от град Нефтеюганск. В зоната за развитие на полето има райони със селища на местни малки народи:

Ханти (около половината от населението),
ненецки,
Мънси,
селкупи.

В района са формирани няколко природни резервата, включително Елизаровски (републиканско значение), Васпухолски и Шапшински кедрови гори. От 2008 г. в Ханти-Мансийския автономен окръг - Югра (историческото име на района с център в Самарово) е създаден природен паметник „Луговски мамути“ с площ от 161,2 хектара, на мястото на което са открити вкаменелости останки от мамути и инструменти за лов, датиращи от 10 до 15 хиляди години, бяха многократно открити назад.

Приобское е гигантско нефтено находище в Русия.

Намира се в Ханти-Мансийск Автономен окръг, близо до Ханти-Мансийск. Отворен през 1982г. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г.

Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона.

Находището принадлежи към Западносибирската нефтена и газова провинция. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътността на петрола е 863-868 kg/m³, умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3%.

Към края на 2005 г. в находището има 954 производствени и 376 нагнетателни кладенци, от които 178 са пробити през изминалата година.

Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона.

В момента разработването на северната част на находището (SLT) се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част (YLT) от Gazpromneft-Khantos LLC, собственост на Gazprom Neft. Също така в южната част на полето има сравнително малки Верхне-Шапшински и Средне-Шапшински лицензионни площи, които са разработени от 2008 г. насам от NAC AKI OTYR, собственост на RussNeft OJSC.

В началото на ноември 2006 г. в петролното находище Приобское, управлявано от RN-Yuganskneftegaz LLC (дъщерно дружество на държавната компания Роснефт, която получи контрол върху основния актив на ЮКОС - Юганскнефтегаз), с участието на специалисти от Newco Well Сервизна компания, най-голямата в Русия, хидравлично разбиване на нефтени резервоари. В пласта са инжектирани 864 тона пропант. Операцията продължи седем часа и беше предавана на живо по интернет в офиса на Юганскнефтегаз.