Приобско депозит, ляв бряг. Приобско поле

Изпратете вашата добра работа в базата знания е проста. Използвайте формата по -долу

Студенти, аспиранти, млади учени, които използват базата знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Публикувано на http://www.allbest.ru/

Въведение

1 Геоложка характеристика на Приобското поле

1.1 Обща информация за депозита

1.2 Литостратиграфски разрез

1.3 Тектонска структура

1.4 Съдържание на масло

1.5 Характеристики на продуктивните формации

1.6 Характеристики на водоносните хоризонти

1.7 Физико -химични свойства на пластовите течности

1.8 Оценка на нефтените запаси

1.8.1 Запаси от нефт

2. Основните технико -икономически показатели за развитието на Приобското находище

2.1 Динамика на основните показатели за развитие на Приобското поле

2.2 Анализ на основните технико -икономически показатели за развитие

2.3 Характеристики на развитие, влияещи върху работата на кладенеца

3. Приложени методи за подобрено извличане на масло

3.1 Избор на метод на въздействие върху нефтения резервоар

3.2 Геоложки и физически критерии за приложимост на различни методи за стимулиране в Приобското поле

3.2.1 Наводняване

3.3 Методи на въздействие върху дънната зона на кладенеца за стимулиране на добива на петрол

3.3.1 Обработка с киселини

3.3.2 Хидравлично разбиване

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорацията

Заключение

Въведение

Нефтената индустрия е един от най -важните компоненти на руската икономика, пряко влияещ върху формирането на бюджета на страната и нейния износ.

Състоянието на ресурсната база на нефтения и газовия комплекс е най -острият проблем днес. Нефтените ресурси постепенно се изчерпват, голям брой находища са в последна фаза на разработване и имат голям процент прекъсване на водата, поради което най -спешната и основна задача е търсенето и въвеждането в експлоатация на млади и перспективни находища, едно от които е Приобското поле (от гледна точка на резервите, това е едно от най -големите находища в Русия).

Балансовите запаси от нефт, одобрени от Държавния комитет по резервите, в категория С 1 са 1827,8 милиона тона, възстановими 565,0 милиона тона. с коефициент на добив на нефт 0,309, като се вземат предвид запасите в буферната зона под заливните заливи на реките Об и Болшой Салим.

Балансовите резерви на петрол от категория C 2 са 524073 хил. Тона, възстановими - 48970 хил. Тона с коефициент на извличане на нефт 0,093.

Приобското поле има редица характерни черти:

големи, многопластови, уникални по отношение на запасите от нефт;

труднодостъпни, характеризиращи се със значително заблатяване, през пролетно-летния период по-голямата част от територията е наводнена с наводнени води;

река Об тече през територията на находището, разделяйки я на дяснобережна и лявобережна част.

Полето се характеризира със сложна структура от производствени хоризонти. Пластовете AC10, AC11, AC12 са от промишлен интерес. Колекторите на хоризонтите AC10 и AC11 са класифицирани като средни и нископродуктивни, а AC12 са необичайно нископродуктивни. Експлоатацията на формацията AS12 трябва да бъде отделена като отделен проблем за развитието, защото , резервоарът AC12 е и най -значимият по отношение на запасите от всички резервоари. Тази характеристика показва невъзможността за развитие на полето, без да се засягат активно неговите продуктивни слоеве.

Едно от направленията за решаване на този проблем е прилагането на мерки за интензифициране на добива на петрол.

1 . Геоложка характеристикаПриобскиМясто на раждане

1.1 Обща информация за депозита

Нефтното находище „Приобское“ се намира административно в Ханти-Мансийския район на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област.

Работната зона се намира на 65 км източно от град Ханти-Мансийск, на 100 км западно от град Нефтеюганск. Понастоящем районът е един от най-бързо развиващите се икономически в Автономния окръг, което стана възможно поради увеличаването на обем на геоложките проучвания и добива на нефт ...

Най -големите развити близки полета: Салимско, разположено на 20 км на изток, Приразломное, разположено в непосредствена близост, Правдинское - на 57 км на югоизток.

На югоизток от находището преминават газопроводът Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтопроводът Уст-Балик-Омск.

Районът Приобская в северната си част се намира в обската заливна равнина - млада алувиална равнина с натрупване на четвъртични отлагания с относително голяма дебелина. Абсолютните височини на релефа са 30-55 м. Южната част на района се стреми към плоска алувиална равнина на нивото на втората надзаплавна тераса със слабо изразени форми на речна ерозия и натрупване. Абсолютните оценки тук са 46-60 m.

Хидрографската мрежа е представена от канала Малий Салим, който тече в подширочна посока в северната част на района и в тази област е свързан чрез малки канали Малая Березовская и Полая с големия и дълбок Обски канал Болшой Салым. Река Об е основният воден път на Тюменска област. Областта има голям брой езера, най -големите от които са езерото Олевашкина, езерото Карасие, езерото Окуневое. Блатата са непроходими, замръзват до края на януари и са основната пречка за движението на превозни средства.

Климатът в региона е рязко континентален с дълги зими и къси топли лета. Зимата е мразовита и снежна. Най -студеният месец в годината е януари (средна месечна температура -19,5 градуса C). Абсолютният минимум е -52 градуса С. Най -топъл е юли (средната месечна температура е +17 градуса C), абсолютният максимум е +33 градуса C. Средногодишните валежи са 500-550 мм годишно, като 75% падат в топлия сезон. Снежната покривка се установява през втората половина на октомври и продължава до началото на юни Дебелината на снежната покривка е от 0,7 м до 1,5-2 м. Дълбочината на замръзване на почвата е 1-1,5 м.

Разглежданата територия се характеризира с подзолисти глинести почви в относително издигнати райони и торфено-подзолисто-тинести и торфени почви в блатисти зони на района. В границите на равнините алувиалните почви на речните тераси са предимно пясъчни, на места глинести. Флората е разнообразна. Преобладават иглолистни и смесени гори.

Районът е разположен в зона на изолирана поява на приземни и реликтови вечно замръзнали скали. Почти повърхностно замръзналите почви лежат на водосборите под торфените блата. Дебелината им се контролира от нивото на подземните води и достига 10-15 м, температурата е постоянна и близка до 0 градуса С.

В съседни територии (в Приобското поле замръзналите скали не са проучени) вечната замръзналост се среща на дълбочини 140-180 м (Лянторско поле). Дебелината на вечната замръзналост е 15-40 m, рядко повече. Замразени са по -често долните, по -глинести, част от Новихайловская и незначителна част от атлимските формации.

Най -големите населени места, най -близо до работната зона, са градовете Ханти -Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и от по -малки населени места - селата Селиярово, Ситомино, Лемпино и др.

1.2 Литостратиграфскиразрез

Геоложкият участък на Приобското поле е съставен от дебел пласт (повече от 3000 м) от теригенни утайки от седиментната покривка от мезо-кайнозойската епоха, срещащи се върху скалите на преджурския комплекс, представен от кората на изветрянето.

Пред-юрски образование (Pz)

В разреза на пред-юрските слоеве се разграничават две структурни нива. Долната, ограничена до консолидираната кора, е представена от силно дислокирани графит-порфирити, чакъли и метаморфозирани варовици. Горният етаж, идентифициран като междинен комплекс, е съставен от по-малко дислокирани ефузивно-седиментни отлагания от пермско-триасовата епоха с дебелина до 650 м.

Юрска система (J)

Юрската система е представена от трите разделения: долна, средна и горна.

Включва Тюменската (J1 + 2), Абалакската и Баженовската формации (J3).

Депозити ТюменОбразованията лежат в основата на седиментната покривка върху скалите на кората на изветрянето с ъглова и стратиграфска несъответствие и са представени от комплекс от теригенни скали от глинесто-пясъчно-алевролитен състав.

Дебелината на залежите на Тюменската формация варира от 40 до 450 m. В границите на находището те са открити на дълбочини 2806-2973м. Отложенията на Тюменската свита последователно се припокриват от горно -юрските находища на Абалакската и Баженовската формации. АбалакскаяОбразуването е съставено от тъмносиви до черни, разклонени глауконитни кални камъни с алевролитни прослойки в горната част на разреза. Дебелината на апартамента варира от 17 до 32 m.

Депозити БаженовОбразованията са представени от тъмносиви, почти черни, битумни кални камъни с прослойки от леко заилени кални камъни и органогенно-глинесто-карбонатни скали. Дебелината на формацията е 26-38 м.

Кредова система (K)

Депозитите от кредовата система са разработени навсякъде, представени от горната и долната част.

Ахската, Черкашинская, Алимская, Викуловская и Ханти-Мансийска формации се отличават в долния участък отдолу нагоре, а в горния участък-Ханти-Мансийската, Уватская, Кузнецовская, Березовская и Ганкинска.

Долна част ahskoyПласт (K1g) е представен главно от кални камъни с подчинени тънки слоеве алевролити и пясъчници, обединени в ахимовската последователност.

В горната част на формацията Akh има зрял член от фино елутрирани, тъмносиви, приближаващи се сиви пимски глини.

Общата дебелина на апартамента варира от запад на изток от 35 до 415 m. В участъците, разположени на изток, група от пластове BS1-BS12 са ограничени до този слой.

Разрез ЧеркашинОбразуването (K1g-br) е представено чрез ритмично редуване на сиви глини, алевролити и тинести пясъчници. Последните, в границите на полето, както и пясъчниците, са индустриално петролни и са разпределени в формациите АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Дебелината на пласта варира от 290 до 600 m.

Отгоре са тъмносиви до черни глини алимОбразувания (К1а), в горната част с прослойки от битумни кални камъни, в долната - алевролити и пясъчници. Дебелината на апартамента варира от 190 до 240 м. Глините са регионален уплътнител за находища на въглеводороди в целия регион на нефтените и газови гори в Среднеобска.

Викуловскаяапартамент (K1a-al) се състои от две подформации.

Долната е предимно глинеста, горната е пясъчно-глинеста с преобладаване на пясъчници и алевролити. Формацията се характеризира с наличието на растителен детрит. Дебелината на пласта варира от 264 м на запад до 296 м на североизток.

Ханти-МансийскОбразуването (K1a-2s) е представено от неравномерно наслояване на пясъчно-глинести скали с преобладаване на първите в горната част на разреза. Скалите на формацията се характеризират с изобилие от въглероден детрит. Дебелината на пласта варира от 292 до 306 m.

УватОбразуването (K2s) е представено от неравномерно претопяване на пясъци, алевролити, пясъчници. Формацията се характеризира с наличието на овъглени и железни растителни остатъци, въглероден детрит и кехлибар. Дебелината на апартамента е 283-301 m.

БерцовскаяАпартаментът (K2k-st-km) е разделен на две подформации. Долната, състояща се от сиви монтморелонитови глини, с опока-подобни междинни слоеве с дебелина от 45 до 94 м, и горната, представена от сиви, тъмносиви, силициеви, песъчливи глини, с дебелина 87-133 м.

ГанкинскаяОбразуването (K2mP1d) се състои от сиви, зеленикаво-сиви глини, преминаващи в мергели с глауконитови зърна и сидеритни възли. Дебелината му е 55-82 м.

Палеогенна система (P2)

Палеогеновата система включва скали от Талицката, Люлинворская, Атлимская, Новихайловская и Туртасска формации. Първите три са представени от морски седименти, останалите са континентални.

ТалицкаяОбразуването е съставено от пласт тъмносиви глини, в области на тиня. Има перитизирани растителни остатъци и рибени люспи. Дебелината на апартамента е 125-146 м.

Люлинворскаяформацията е представена от жълтеникаво-зелени глини, в долната част на разреза те често са опокоидни с прослойки от опоки. Дебелината на апартамента е 200-363 м.

Тавдинскаяформацията, завършваща участъка на морския палеоген, е изградена от сиви, синкаво-сиви глини с алевролитични прослойки. Дебелината на апартамента е 160-180 м.

АтлимскаяПластът е съставен от континентални алувиално-морски седименти, състоящи се от сиви до бели пясъци, предимно кварцови с прослойки от кафяви въглища, глини и алевролити. Дебелината на апартамента е 50-60 m.

НовомихайловскаяОбразуване-представено от неравномерно наслояване на сиви, финозърнести, кварцово-фелдшпатови пясъци със сиви и кафеникаво-сиви глини и алевролити с прослойки от пясъци и кафяви въглища. Дебелината на апартамента не надвишава 80 м.

ТуртасскаяФормацията се състои от зеленикаво-сива глина и алевролити, тънкослойни с прослойки от диатомити и кварц-глауконитови пясъци. Дебелината на апартамента е 40-70 m.

Четвъртична система (Q)

Той присъства навсякъде и е представен в долната част с редуващи се пясъци, глини, глини и пясъчни глини, в горната част - от блатни и езерни фации - тини, глини и пясъчни глини. Общата дебелина е 70-100 m.

1.3 Тектонскиструктура

Структурата Приобская е разположена в зоната на кръстовище на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегафолд, Салимската и Западно-лемпанската групи издигания. Структурите от първи ред са усложнени от набъбващи и куполообразни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на търсене и проучване на нефт и газ.

Съвременният структурен план на преджурската основа е проучен по отразяващия хоризонт "А". Всички структурни елементи се показват на структурната карта по отражателния хоризонт "А". В югозападната част на района - Селияровско, Западно -Сахалинское, Светлое възвишения. В северозападната част-Източно-Селияровское, Крестово, Западно-Горшковско, Южно-Горшковское, усложняващо източния склон на Западно-Лемпинската издигната зона. В централната част има Западно-Сахалинското корито, на изток от неговите Горшковско и Сахалинско издигане, което усложнява съответно Средно-Ляминския набъб и Сахалинския структурен нос.

Приобското възвишение с куполообразна форма, Западноприобското издигане с ниска амплитуда, западносахалинските, новообските структури се проследяват по отразяващия хоризонт "DB", ограничен до върха на Bystrinskaya член. На запад от площада се очертава издигането на Ханти-Манийск. На север от Приобското издигане се откроява местното издигане Светлое. В южната част на полето в района на кладенеца. 291, Безименното издигане е условно разграничено. Източно издигнатата зона на Източна Селияровска в района на изследване е очертана от открит сеизмичен изо-гипс-2280 м. Изометрична структура с ниска амплитуда може да бъде проследена близо до кладенец 606. Районът Селияровская е покрит с рядка мрежа от сеизмични профили, въз основа на които може да се предвиди положителна структура. Издигането на Селияровско се потвърждава от структурния план за отразяващия хоризонт "В". Поради слабото познаване на западната част на района, сеизмичните проучвания, северно от структурата на Селияровска, условно се отличава куполообразно неназовано издигане.

1.4 Съдържание на масло

В Приобското поле маслодайният под покрива значителни дебели седиментни покривни отлагания от средната юра до аптската епоха и е повече от 2,5 км.

Некомерсиални нефтени притоци и ядра със следи от въглеводороди са получени от находищата на Тюменските (Ю 1 и Ю 2) и Баженов (Ю 0) формации. Поради ограничения брой налични геоложки и геофизични материали, структурата на находищата до момента не е достатъчно обоснована.

Търговска нефтоносна способност е установена в неокомските формации от групата AS, където са концентрирани 90% от доказаните запаси. Основните продуктивни пластове са затворени между глинените опаковки Пимская и Бистринская. Отлаганията са ограничени до лещовидни пясъчни тела, образувани в шелфовите и клиноформни отлагания на неокома, чиято производителност не се контролира от съвременния структурен план и се определя практически само от наличието на продуктивни резервоари в разреза. Отсъствието на пластова вода по време на многобройни изпитвания в продуктивната част на участъка доказва, че нефтените находища, свързани със слоевете на тези опаковки, са затворени лещовидни тела, напълно напълнени с масло, а контурите на отлаганията за всеки пясъчен слой се определят от границите на разпространението му. Изключение е пластът AC 7, където притоците на формационна вода са получени от пясъчни лещи, пълни с вода.

Като част от продуктивните неокомски седименти са идентифицирани 9 изчислителни обекта: 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. Депозитите на формации АС 7, АС 9 нямат промишлен интерес.

Геоложкият профил е показан на фигура 1.1.

1.5 Характеристикапродуктивнислоеве

Основните запаси от нефт в Приобското находище са концентрирани в седименти от неокомската епоха. Характерна особеност на геоложката структура на находищата, свързани с неокомските скали, е, че те имат мегаслойна структура, поради образуването им при условия на странично запълване на достатъчно дълбок морски басейн (300-400 м) поради отстраняване на кластиците теригенен материал от изток и югоизток. Образуването на неокомския мегакомплекс от седиментни скали се осъществява в цяла поредица от палеогеографски условия: континентална седиментация, крайбрежна, шелф и много бавно утаяване в открито дълбоко море.

Докато се движим от изток на запад, има наклон (по отношение на Баженовската свита, която е регионален ориентир) както на състарени глинени членове (зонален ориентир), така и на пясъчно-алевролитни скали, съдържащи се между тях.

Според определенията, направени от специалистите на ZapSibNIGNI за фауната и споровия прашец, взети от глини в интервала на поява на члена на Пимска, възрастта на тези находища се оказа хаутеривска. Всички слоеве, които са разположени над члена Pimskaya. Те бяха индексирани като AS група, следователно, в полето Priobskoye, слоевете BS 1-5 бяха преиндексирани до AS 7-12.

При изчисляване на резервите, 11 продуктивни формации бяха идентифицирани като част от мегакомплекса от продуктивни неокомски находища: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Резервоарът AS 12 се намира в основата на мегакомплекса и е най-дълбоководната част по отношение на образуването. Съставът включва три слоя AC 12/3, AC 12/1-2, AC 12/0, които са разделени от относително зрели глини върху по-голямата част от площта, чиято дебелина варира от 4 до 10 m.

Отлаганията на формацията AS 12/3 са ограничени до моноклиналния елемент (структурен нос), в рамките на който има нискоамплитудни повдигания и корита с преходни зони между тях.

Основното находище AC12 / 3 е извлечено на дълбочини 2620-2755 m и е литологично скринирано от всички страни. По площ той заема централната терасовидна, най-повдигната част на структурния нос и е ориентиран от югозапад на североизток. Дебелините, наситени с масло, варират от 12,8 м до 1,4 м. Дебитите на маслото варират от 1,02 м3 / ден, Нд = 1239 м до 7,5 м3 / ден с Нд = 1327 м. Размерите на литологично екранираното находище са 25,5 км на 7,5 км, а височината е 126 м.

Депозитът AS 12/3 е открит на дълбочина 2640-2707 м и е ограничен до местното издигане на Ханти-Мансийск и зоната на източното му потапяне. Резервоарът се контролира от всички страни чрез зони за подмяна на резервоара. Дебитът на петрола е малък и възлиза на 0,4-8,5 m 3 / ден при различни динамични нива. Най -високата кота в сводестата част е фиксирана на -2640 м, а най -ниската на (-2716 м). Размерите на находището са 18 на 8,5 км, височината е 76 м. Типът е литологично екраниран.

Основният резервоар AC12 / 1-2 е най-големият в областта. Той е открит на дълбочини 2536-2728 м. Ограничен е до моноклина, усложнена от локални издигания с малка амплитуда със зони на преход между тях. От три страни структурата е ограничена от литологични екрани и само на юг (до Восточно-Фроловска област) има ли тенденция резервоарите да се развиват. Дебелините, наситени с масло, варират в широк диапазон от 0,8 до 40,6 m, докато зоната с максимални дебелини (повече от 12 m) обхваща централната част на находището, както и източната. Размерите на литологично екранираното находище са 45 км на 25 км, височината е 176 м.

В резервоара AS 12 / 1-2 бяха открити находища от 7,5 на 7 км, височина 7 м и 11 на 4,5 км и височина 9 м. И двете находища са от литологично скриниран тип.

Резервоарът AS 12/0 има по -малка зона за развитие. Основното находище AC 12/0 е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Размерите му са 41 на 14 км, височината е 187 м. Дебитите на петрола варират от първите единици м 3 / ден при динамични нива до 48 м 3 / ден.

Покритието на хоризонта AS 12 е образувано от дебел (до 60 м) слой от глинести скали.

Над секцията има заплата за AS 11, която включва AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Последните три са свързани в един обект за броене, който има много сложна структура както по сечение, така и по площ. В зоните на развитие на резервоара, гравитиращи към близките странични участъци, се наблюдава най-значителната дебелина на хоризонта с тенденция към увеличаване на североизток (до 78,6 m). На югоизток този хоризонт е представен само от слоя AS 11/2, в централната част - от слоя AS 11/3, на север - от слоя AS 11/2-4.

Основното находище AC11 / 1 е второто по големина в Приобското находище. Слоят AS11 / 1 е разработен във водещата част на подобно на набъбване издигане на субмеридионалния удар, което усложнява моноклината. От трите страни находището е ограничено от глинени зони, а на юг границата се очертава условно. Размерът на основния резервоар е 48 на 15 км, височината е 112 м. Дебитите на петрол варират от 2,46 м 3 / ден при динамично ниво от 1195 м до 11,8 м 3 / ден.

Слой AC 11/0 е идентифициран като изолирани лещовидни тела на североизток и на юг. Дебелината му е от 8,6 м до 22,8 м. Първото находище има размери 10,8 на 5,5 км, второто 4,7 на 4,1 км. И двете находища са от литологично скриниран тип. Характеризират се с притоци на петрол от 4 до 14 м 3 / ден на динамично ниво. Хоризонтът AC 10 е проникнат от почти всички кладенци и се състои от три слоя AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Основното находище AS 10 / 2-3 е открито на дълбочини 2427-2721 м и се намира в южната част на полето. Видът на резервоара е литологично скриниран, размери 31 на 11 км, височина до 292 м. Дебелините наситени с масло варират от 15,6 м до 0,8 м.

Основното находище AC10 / 1 е извлечено на дълбочини 2374-2492 м. Размерите на находището са 38 на 13 км, височината е до 120 м. Южната граница е изтеглена условно. Дебелините наситени с масло варират от 0,4 до 11,8 м. Притоците на безводно масло варират от 2,9 м 3 / ден при динамично ниво от 1064 м до 6,4 м 3 / ден.

Секцията на звено за формиране AS 10 е завършена от продуктивна формация AS 10/0, в рамките на която са идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиален удар.

Хоризонт AC 9 има ограничено разпространение и е представен под формата на отделни фасциални зони, разположени в североизточната и източната част на конструкцията, както и в района на югозападното потапяне.

Завършването на неокомските продуктивни седименти е слой AS 7, който има мозаечен модел в местоположението на нефтоносни и водоносни полета.

Най-голямото в района находище Восточная е открито на дълбочини 2291-2382 м. Ориентирано е от югозапад на североизток. Притоци на нефт 4,9-6,7 м 3 / ден при динамични нива от 1359-875 м. Дебелините наситени с нефт варират от 0,8 до 67,8 м. Размерите на резервоара са 46 на 8,5 км, височината е 91 м.

В рамките на находището са открити общо 42 находища. Максималната площ има основния резервоар в слоя AS 12 / 1-2 (1018 km 2), минималната (10 km 2) - резервоара в резервоара AS 10/1.

Обобщена таблица на параметрите на резервоара в производствената зона

Таблица 1.1

геоложко поле производство нефтоносна формация

1.6 Характеристикаводоносни хоризонтикомплекси

Приобското поле е част от хидродинамичната система на западносибирския артезиански басейн. Характеристиката му е наличието на водоустойчиви глинести залежи от олигоцен-турон, чиято дебелина достига 750 м, разделяйки мезо-кайнозойския участък на горно и долно хидрогеоложки нива.

Горният етаж обединява утайки от туронско-кватернерната епоха и се характеризира със свободен водообмен. В хидродинамичен план подът е водоносен хоризонт, чиито подземни и междупластови води са свързани помежду си.

Горното хидрогеологично ниво включва три водоносни хоризонта:

1- водоносен хоризонт на кватернерни отлагания;

2 - водоносен хоризонт на новите Михайловски находища;

3- водоносен хоризонт на находищата Atlym.

Сравнителен анализ на водоносни хоризонти показа, че водоносният хоризонт Atlym може да се приеме като основен източник на голямо централизирано водоснабдяване с питейна вода. Въпреки това, поради значително намаляване на експлоатационните разходи, може да се препоръча новият хоризонт Михайловски.

Долното хидрогеоложно ниво е представено от седименти от сеноманско-юрската епоха и напоени скали от горната част на преджурската основа. На големи дълбочини в среда на труден, а на места почти застоял режим се образуват термални силно минерализирани води, които имат високо газонасищане и повишена концентрация на микроелементи. Долният етаж се отличава с надеждна изолация на водоносни хоризонти от повърхностните природни и климатични фактори. В раздела му са разграничени четири водоносни хоризонта. Всички комплекси и аквилюдии се проследяват на значително разстояние, но в същото време се наблюдава глинообразуване на втория комплекс в Приобското поле.

За наводняване на нефтени резервоари в района на Средна Об, широко се използват подземни води от Аптийско-Сеноманския комплекс, съставен от пласт от слабо циментирани, рохкави пясъци, пясъчници, алевролити и глини от формациите Уват, Ханти-Манси и Викуловская, кладенец -устойчиви в района, по -скоро еднакви в рамките на обекта. Водите се характеризират с ниска корозивност поради липсата на сероводород и кислород в тях.

1.7 Физико -химичниИмотирезервоартечности

Резервоарните масла за продуктивните пластове AC10, AC11 и AC12 нямат значителни разлики в свойствата си. Характерът на промяната във физическите свойства на маслата е типичен за находища, които нямат изход към повърхността и са заобиколени от ръбова вода. В резервоарни условия на масло със средна газова наситеност, налягането на насищане е 1,5-2 пъти по-ниско от налягането в резервоара (висока степен на компресия).

Експерименталните данни за променливостта на маслата по участъка от производствените мощности на находището показват незначителна хетерогенност на петрола в находищата.

Маслата от формациите АС10, АС11 и АС12 са близки едно до друго, по-светлото масло в пласта АС11, моларната фракция на метан в него е 24,56%, общото съдържание на въглеводороди С2Н6-С5Н12 е 19,85%. За маслата от всички резервоари е характерно преобладаването на нормален бутан и пентан над изомерите.

Количеството леки въглеводороди CH4 - C5H12, разтворени в дегазирани масла, е 8.2-9.2%.

Петролният газ със стандартно разделяне е с високо съдържание на мазнини (съдържание на мазнини повече от 50), моларната фракция на метана в него е 56,19 (пласт AC10) - 64,29 (пласт AC12). Количеството етан е много по -малко от това на пропан, съотношението C2H6 / C3H8 е 0.6, което е характерно за газовете от нефтени находища. Общото съдържание на бутани 8,1-9,6%, пентани 2,7-3,2%, тежки въглеводороди С6Н14 + по-високо 0,95-1,28%. Количеството въглероден диоксид и азот е малко, около 1%.

Дегазираните масла от всички слоеве са серни, парафинови, леко смолисти, със средна плътност.

Масло от формация AC10 със среден вискозитет, с фракции до 350_C повече от 55%, масла от формации AC11 и AC12 са вискозни, с фракции до 350_C от 45%до 54,9%.

Технологичен код на масла от резервоара AS10 - II T1P2, AS11 и AS12 - II T2P2.

Оценката на параметрите, определени от индивидуалните характеристики на маслата и газовете, беше извършена в съответствие с най -вероятните условия за събиране, третиране и транспортиране на нефт на полето.

Условията за разделяне са следните:

Етап 1 - налягане 0,785 МРа, температура 10_C;

Етап 2 - налягане 0,687 МРа, температура 30_C;

Етап 3 - налягане 0.491 MPa, температура 40_C;

Етап 4 - налягане 0,103 MPa, температура 40_C.

Сравнение на средните стойности на порьозност и пропускливост на резервоаритеслоеве АС10-АС12 чрез ядро ​​и дърводобив

Таблица 1.2

1.8 Оценка на нефтените запаси

Запасите от нефт на Приобското месторождение бяха оценени като цяло за пластове без диференциация по залежи. Поради липсата на пластови води в литологично ограничени находища бяха изчислени запасите за чисто нефтени зони.

Балансовите запаси от нефт на Приобското месторождение бяха оценени с помощта на обемния метод.

Основата за изчисляване на моделите на резервоара бяха резултатите от интерпретацията на каросерията. В този случай следните оценки на параметрите на резервоара са взети като гранични стойности на резервоара-резервоар: K op 0.145, пропускливост 0.4 mD. От резервоарите и съответно от изчисляването на резервите бяха изключени зони на резервоари, в които стойностите на тези параметри бяха по -малки от стандартните.

При изчисляване на резервите се използва методът за умножаване на карти на три основни изчислителни параметъра: ефективна дебелина, наситена с масло, открита порьозност и коефициенти на насищане с масло. Ефективният наситен с нефт обем се изчислява отделно по категория резерви.

Разпределението на категории резерви се извършва в съответствие с "Класификацията на резервите на депозити ..." (1983). В зависимост от изследването на находищата на Приобско, запасите от нефт и разтворен газ се изчисляват в категории B, C 1, C 2. Запасите от категория В са идентифицирани в последните кладенци на производствените линии в левобережната пробита зона на полето. Запасите от категория С 1 бяха идентифицирани в районите, проучени от проучвателни кладенци, в които бяха получени търговски потоци от нефт или имаше положителна информация за изсичането на кладенеца. Резервите в неоткрити зони на находища бяха класифицирани в категория C 2. Границата между категории C1 и C2 е начертана на разстояние от двойно стъпало на оперативната решетка (500x500 m), както е предвидено в "Класификация ...".

Оценката на запасите беше завършена чрез умножаване на получените обеми наситени с нефт резервоари за всеки резервоар и в рамките на избраните категории по плътността на дегазирания нефт при поетапно разделяне и коефициента на конверсия. Трябва да се отбележи, че те са малко по -различни от приетите по -рано. Това се дължи, първо, на изключването от изчисленията на кладенци, разположени далеч извън лицензионната зона, и второ, на промени в индексирането на слоевете в отделни проучвателни кладенци в резултат на нова корелация на продуктивните находища.

Приетите параметри за изчисление и получените резултати от изчисляването на петролните запаси са дадени по -долу.

1.8.1 Запасимасло

Към 01.01.98 г. в баланса на запасите от нефт VGF са посочени в размер на:

Възстановими 613 380 хиляди тона

Възстановими 63,718 хиляди тона

Възстановими 677098 хиляди тона

Запаси от нефт по пласт

Таблица 1.3

На пробития участък от лявобережната част на Приобското находище беше извършена оценка на резервите на Партията на Юганскнефтегаз.

Пробитата част съдържа 109 438 хил. Тона. баланс и 31,131 хиляди тона. възстановими петролни запаси при коефициент на добив на нефт 0,284.

По отношение на пробитата част резервите се разпределят, както следва:

Баланс на AC10 слой 50%

Възстановими 46%

AS11 резервоарен баланс 15%

Възстановими 21%

AS12 резервоарен баланс 35%

Възстановими 33%

В разглежданата зона по -голямата част от резервите е концентрирана в формациите AC10 и AC12. Тази зона съдържа 5,5% от запасите на m / r. 19,5% от резервоарите за резервоар AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Приобскоеm / r (ляв брягчаст)

ЗапасимаслоНазонаексплоатация

Таблица 1.4

*) За частта от територията от категория С1, от която се извършва добив на нефт

2 . Методи за добив, използвано оборудване

Развитието на всяко производствено съоръжение АС 10, АС 11, АС 12 се извършва с поставяне на кладенци по линейна триредова триъгълна схема с плътност на решетката 25 хектара / кладенец, с пробиване на всички кладенци до образуването АС 12.

През 2007 г. СибНИИНП изготви „Допълнение към технологичната схема на пилотно разработване на левобережната част на Приобското поле, включително заливна зона N4“, в което бяха направени корекции за разработване на левобережната част на находището с връзката на нови подложки N140 и 141 в заливната част на полето ... В съответствие с този документ се предвижда внедряване на триредова блокова система (плътност на мрежата-25 хектара / кладенец) с по-нататъшен преход на по-късен етап от развитието към система, затворена от блокове.

Динамиката на основните технико -икономически показатели за развитие е представена в таблица 2.1

2. 1 ДинамикаспециалностпоказателиразвитиеПриобскиМясто на раждане

таблица 2.1

2. 2 Анализспециалносттехнически и икономическипоказателиразвитие

Динамиката на показателите за развитие въз основа на таблица 2.1 е показана на фиг. 2.1.

Приобското находище се разработва от 1988 г. За 12 години развитие, както се вижда от таблица 3., производството на петрол непрекъснато расте.

Ако през 1988 г. е било 2300 тона нефт, то до 2010 г. е достигнало 1485000 тона, производството на течности се е увеличило от 2300 на 1608000 тона.

Така до 2010 г. кумулативното производство на петрол възлиза на 8583,3 хил. Тона. (таблица 3.1).

От 1991 г., за да се поддържа резервоарното налягане, са пуснати в експлоатация нагнетателни кладенци и започва инжектиране на вода. В края на 2010 г. имаше 132 инжекционни кладенци, а нагнетяването на вода се увеличи от 100 на 2362 хиляди тона. до 2010 г. С увеличаване на впръскването, средният дебит на петрол от работещите кладенци се увеличава. До 2010 г. дебитът се увеличава, което се обяснява с правилния избор на количеството инжектирана вода.

Също така, от въвеждането в експлоатация на фонда за инжектиране, намаляването на производството на вода започва да нараства и до 2010 г. достига ниво от 9,8%, първите 5 години намалението на водата е 0%.

Запасът от добив на кладенци до 2010 г. възлиза на 414 кладенци, от които 373 кладенци, произвеждащи продукти по механизиран метод. (таблица 2.1).

Приобското поле е едно от най -младите и перспективни в Западен Сибир.

2.3 Особеностиразвитие,влияещНаексплоатациякладенци

Полето се характеризира с ниски нива на производство на кладенец. Основните проблеми на разработването на находищата бяха ниската производителност на добивните кладенци, ниската естествена (без разрушаване на пластовете чрез инжектирана вода) нагнетателност на нагнетателните кладенци, както и лошото преразпределение на налягането през депозитите по време на поддържане на пластовото налягане (поради слаба хидродинамична връзка на отделни участъци от формациите). Експлоатацията на резервоара AS 12 трябва да бъде отделена като отделен проблем при разработването на полето. Поради ниските нива на добив, много кладенци в тази формация трябва да бъдат затворени, което може да доведе до спиране на значителни запаси от нефт за неопределен период. Един от начините за решаване на този проблем за резервоара AS 12 е прилагането на мерки за стимулиране на добива на петрол.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от производствени хоризонти както по площ, така и по разрез. Колекторите на хоризонтите AS 10 и AS 11 са класифицирани като средни и нископродуктивни, а AS 12 са необичайно нископродуктивни.

Геоложките и физическите характеристики на продуктивните формации на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно влияние върху неговите производствени формации и без използване на методи за интензификация на производството.

Това се потвърждава от опита за разработване на оперативната част на лявобережната част.

3 . Приложени методи за подобрено извличане на масло

3.1 ИзборметодвъздействиеНамаслодепозит

Изборът на метод за въздействие върху нефтените находища се определя от редица фактори, най -значимите от които са геоложките и физическите характеристики на находищата, технологичните възможности за внедряване на метода в дадена област и икономическите критерии. Горните методи за стимулиране на образуването имат многобройни модификации и в основата си се основават на огромен набор от използвани състави на работни средства. Следователно, когато се анализират съществуващите методи за стимулиране, има смисъл на първо място да се използва опитът от разработването на находища в Западен Сибир, както и полета в други региони с резервоарни свойства, подобни на Приобското поле (предимно ниска водопропускливост) и резервоара течности.

От методите за стимулиране на добива на нефт чрез въздействие върху дънната зона на кладенеца, най -разпространени са:

хидравлично разбиване;

киселинни обработки;

физични и химични обработки с различни реактиви;

термофизични и термохимични обработки;

импулсно-шокови, виброакустични и акустични ефекти.

3.2 Геоложки и физически критерии за приложимост на различни методи за стимулиране в Приобското поле

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

дълбочина на продуктивните пластове - 2400-2600 м,

находищата са литологично скринирани, естествен режим - еластично затворен,

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

начално резервоарно налягане - 23,5-25 МРа,

температура на резервоара - 88-90 0 С,

ниска пропускливост на резервоарите, средни стойности според резултатите от ядрени проучвания - за формации АС 10, АС 11 и АС 12, съответно 15,4, 25,8, 2,4 mD,

висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

плътност на пластовото масло - 780-800 кг / м 3,

вискозитет на пластовото масло - 1,4-1,6 mPa * s,

налягане на насищане с масло 9-11 МРа,

нафтеново масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно прилагане на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за Приобското поле могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно заливане ( като метод за изтласкване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за резервоари с масла с висок вискозитет и на дълбочини до 1500-1700 м. Полимерното заливане за предпочитане се използва в резервоари с пропускливост повече от 0,1 μm 2 за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 0 С (за по -високи температури се използват скъпи, специални полимери).

3.2.1 Наводняване

Опитът от разработването на местни и чуждестранни находища показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху резервоари с ниска пропускливост при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото внедряване.

Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на наводняването на нископропускливи образувания, са:

влошаване на филтрационните свойства на скалата поради:

подуване на глинени компоненти на скалата при контакт с инжектираната вода,

запушване на резервоара с фини механични примеси в инжектираната вода,

утаяване на соли в порестата среда на колектора по време на химичното взаимодействие на инжектирана и произведена вода,

намаляване на покритието на резервоара чрез наводняване поради образуването на пукнатини-фрактури около нагнетателни кладенци и тяхното разпространение в дълбочината на резервоара (за прекъснатите резервоари е възможно и леко увеличаване на размахването на резервоара по участъка),

значителна чувствителност към характера на омокряемостта на скалата от инжектирания агент; значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради отлагане на парафин

Проявлението на всички тези явления в резервоари с ниска пропускливост причинява по-значителни последици, отколкото при силно пропускливи скали.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на заливане на вода, се използват подходящи технологични решения: оптимални решетки на кладенеца и технологични режими на работа на кладенеца, инжектиране на вода от необходимия тип и състав в резервоарите, съответното й механично, химическо и биологично пречистване, както и добавянето на специални компоненти към водата.

За полето Приобское водното наводнение трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Използването на разтвори на повърхностноактивни веществана полето беше отхвърлен, на първо място, поради ниската ефективност на тези реактиви в условията на резервоари с ниска пропускливост.

За Приобското поле и алкални наводненияне може да се препоръча поради следните причини:

Основното е преобладаващото структурно и слоесто глинено съдържание в резервоарите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюка. Взаимодействието на алкал с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалите. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е от решаващо значение за резервоарите с ниска пропускливост на Приобското поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на подуването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите. В допълнение, глинообменните глини могат да повлияят неблагоприятно на ръба на алкалния разтвор чрез заместване на натрия с водород.

Силно развита хетерогенност на формацията и голям брой междинни слоеве, което води до ниско покритие на пласта с алкален разтвор.

Основната пречка пред приложението емулсионни системиза да се повлияе на находищата на Приобското поле, има ниски филтрационни характеристики на резервоарите на полето. Съпротивлението на филтрация, създадено от емулсии в резервоари с ниска пропускливост, ще доведе до рязко намаляване на инжекционността на инжекционните кладенци и намаляване на скоростта на добива на петрол.

3.3 Методи за въздействие върху зоната на образуване на дънната пластина за стимулиране на производството

3.3.1 Обработка с киселини

Киселинното третиране на формации се извършва както за увеличаване, така и за възстановяване на водопропускливостта на резервоара в дънната зона на кладенеца. Повечето от тези работи са извършени по време на прехвърлянето на кладенци към инжектиране и последващото увеличаване на тяхната инжекционност.

Стандартното подкисляване в Приобското поле се състои в приготвяне на разтвор, съдържащ 14% HCI и 5% HF, с обем 1,2-1,7 m 3 на 1 метър дебелина на перфорираната формация и изпомпването му в перфорирания интервал. Времето за реакция е около 8 часа.

При отчитане на ефективността на действието на неорганични киселини се вземат предвид инжекционните кладенци с продължително (повече от една година) впръскване на вода преди обработката. възстановяване на тяхната инжективност. Като пример, таблица 3.1 показва резултатите от третирането на редица инжекционни кладенци.

Резултати от третирането в инжекционни кладенци

Таблица 3.1

Анализът на извършените обработки показва, че съставът на солна и флуороводородна киселина подобрява пропускливостта на близката зона на сондажа.

По този начин, въз основа на анализа на киселинните обработки, извършени на полето, може да се заключи, че е препоръчително да се извършат киселинни обработки на дънните зони на инжекционни кладенци, за да се възстанови тяхната инжекционност.

3.3.2 Хидравлично разбиване

Хидравличното разбиване (хидравлично разбиване) е един от най-ефективните методи за стимулиране на добива на нефт от резервоари с ниска пропускливост и увеличаване на добива на нефт. Хидравличното разбиване се използва широко както в местната, така и в чуждестранната производствена практика.

Значителен опит в хидравличното разбиване вече е натрупан на находището Приобское. Анализът, извършен на полето за хидравлично разбиване, показва високата ефективност на този вид стимулиране на производството за полето, въпреки значителния темп на спад в производството след хидравлично разбиване. Хидравличното разбиване в случая с Приобското поле е не само метод за стимулиране на добива, но и за увеличаване на добива на нефт. Първо, хидравличното разбиване дава възможност за свързване на неотцедени запаси от нефт в прекъснати резервоари на находището. Второ, този вид въздействие дава възможност да се извлече допълнителен обем нефт от нископропускливата формация AS 12 в рамките на приемливо време на експлоатация на полето.

ОценкадопълнителенминенотзадържанеХидравлично разбиванеНаПриобскомполе.

Въвеждането на метода на хидравлично разбиване на находището Приобско започва през 2006 г. като един от най -препоръчителните методи за стимулиране в дадените условия на разработка.

През периода от 2006 г. до януари 2011 г. на полето са извършени 263 операции по хидравлично разбиване (61% от фонда). Основният брой операции по хидравлично разбиване са извършени през 2008 г. - 126.

В края на 2008 г. допълнителното производство на петрол поради хидравлично разбиване вече възлиза на около 48% от общия добив на нефт през годината. Освен това по -голямата част от допълнителното производство е петрол от резервоара AS -12 - 78,8% от общото производство в резервоара и 32,4% от производството като цяло. За резервоара AS11 - 30,8% от общото производство в резервоара и 4,6% от производството като цяло. За резервоара AS10 - 40,5% от общото производство за резервоара и 11,3% от производството като цяло.

Както можете да видите, основната цел за хидравлично разкъсване беше формацията AS-12 като най-малко продуктивна и съдържаща повечето запаси от нефт в лявата брегова зона на находището.

В края на 2010 г. допълнителното производство на нефт, дължащо се на хидравлично разбиване, представлява повече от 44% от добива на нефт от цялото масло, произведено през годината.

Динамиката на добива на петрол от находището като цяло, както и допълнителното производство на нефт, дължащо се на хидравлично разбиване, е представена в Таблица 3.2.

Таблица 3.2

Очевидно е значително увеличение на производството на нефт поради хидравлично разбиване. От 2006 г. допълнителното производство от хидравлично разбиване възлиза на 4900 т. Всяка година нарастването на производството от хидравлично разбиване нараства. Максималната стойност на увеличението е 2009 г. (701 000 тона), до 2010 г. стойността на допълнителното производство пада до 606 000 тона, което е с 5 000 тона по -ниско от 2008 г.

По този начин хидравличното разбиване трябва да се счита за основен метод за увеличаване на добива на нефт в Приобското поле.

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорацията

Допълнително средство за увеличаване на производителността на кладенците е подобряването на перфорационните операции, както и образуването на допълнителни филтрационни канали по време на перфорацията.

Подобряване на перфорацията на CCD може да се постигне чрез използването на по -мощни перфориращи заряди за увеличаване на дълбочината на перфорационните канали, увеличаване на плътността на перфорацията и използване на фази.

Методите за създаване на допълнителни филтрационни канали могат да включват например технологията за създаване на система от фрактури по време на вторичното отваряне на пласта с перфоратори върху тръби - система от фрактурирана перфорация на пласта (FFC).

Тази технология е приложена за първи път от Marathon (Тексас, САЩ) през 2006 г. Същността му се крие в перфорацията на продуктивната формация с мощни 85,7 мм перфоратори с плътност около 20 дупки на метър по време на потискане на пласта, последвано от фиксиране на перфорации и пукнатини с подпиращ агент - боксит от фракция от 0,42 до 1,19 mm

Подобни документи

Описание на текущото състояние на развитие на Южно-Приобското находище. Организационна структура на UBR. Техника за сондаж с масло. Дизайн на кладенеца, работа на корпуса и корпус на кладенец. Събиране и преработка на нефт и газ.

практически доклад, добавен на 06.07.2013 г.


Историята на развитието и развитието на Приобското поле. Геоложка характеристика на наситените с нефт резервоари. Анализ на производителността на кладенеца. Влияние върху нефтоносните резервоари чрез хидравлично разбиване - основният метод за стимулиране.

курсова работа, добавена на 18.05.2012 г.


Геоложки и физически характеристики на обекта AS10 в южната част на Приобското поле. Характеристики на кладенеца и показатели за тяхната работа. Развитие на изследователска технология за многослойни нефтени находища. Анализ на чувствителността на проекта към риска.

дипломна работа, добавена на 25.05.2014 г.


Обща информация за Приобското поле, неговите геоложки характеристики. Продуктивни формации в мегакомплекса от неокомски находища. Свойства на резервоарните течности и газове. Причини за замърсяване на зоната на образуване на дънни ями. Видове киселинни лечения.

курсова работа, добавена на 10.06.2014 г.


Кратко описание на нефтеното находище Приобское, геоложката структура на района и описанието на продуктивните пластове, оценката на запасите от нефт и газ. Интегрирани геофизични изследвания: избор и обосновка на методи за провеждане на теренна работа.

дипломна работа, добавена на 17.12.2012 г.


Изграждане на насочен кладенец за геоложките условия на Приобското поле. Норми на потребление на сондажни течности по интервали на пробиване. Формулировки за сондажни течности. Оборудване в циркулационната система. Събиране и почистване на сондажни отпадъци.

курсова работа, добавена на 13.01.2011 г.


Геоложки и физически характеристики на продуктивните формации и обща информация за резерватите. Историята на развитието на находището. Анализ на показателите за производителността на кладенеца. Основните методи за засилване на добива на нефт и включване на остатъчните петролни запаси в разработката.

курсова работа, добавена на 22.01.2015 г.


Геоложки характеристики на Хохряковското поле. Обосновка на рационален метод за повдигане на флуид в кладенци, устие на сондажи, сондажно оборудване. Състоянието на развитието на находището и кладенеца. Контрол върху развитието на полето.

дипломна работа, добавена на 09.03.2010 г.


Разработване на газови находища. Геолого -технически характеристики на находището. Продуктивни слоеве и обекти. Състав на газ от Оренбургското находище. Обосновка на изграждането на лифтове за чешми. Избор на диаметър и дълбочина на течащите тръби.

курсова работа, добавена на 14.08.2012 г.


Информация за полето Амангелди: структура и геоложки разрез, съдържание на газ. Система за развитие на полето. Изчисляване на запасите от газ и кондензат. Оценка и експлоатация на кладенеца. Технико -икономически показатели за развитие на газовите находища.

Приобско петролно находище

§1 Приобско нефтено находище.

Приобское-най-голямото поле в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и 200 км от Нефтеюганск. Тя е разделена от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния бряг - през 1999 г. Геологическите запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворено през 1982 г. Депозити на дълбочина 2,3-2,6 км. Плътността на петрола е 863-868 кг / м3 (типът на маслото е среден, тъй като попада в диапазона 851-885 кг / м3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1, 3% (принадлежи към класа на сяра, 2 клас масло, доставено в рафинерията в съответствие с ГОСТ 9965-76). Към края на 2005 г. в полето има 954 добивни и 376 инжекционни кладенци. Добивът на петрол в Приобското находище през 2007 г. възлиза на 40,2 млн. Тона, от които Роснефт - 32,77 и Газпром нефт - 7,43 милиона тона. Съставът на микроелементите на петрола е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на петрола, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на полета, и разделяне на производството на съвместно експлоатирани кладенци.

Маса 1.Обхват и средна стойност на съдържанието на микроелементи в маслото Ob (mg / kg)

Първоначалният дебит на работещите нефтени кладенци варира от 35 тона / ден. до 180 т / ден Местоположението на кладенците е клъстер. Коефициентът на извличане на масло е 0,35.

Група от кладенци е такова подреждане, когато устията са близо един до друг на една и съща технологична площадка, а кладенците са разположени във възлите на мрежата за разработване на резервоара.

Понастоящем повечето от добивните кладенци се пробиват по клъстер. Това се дължи на факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажи, които се пробиват, а след това от производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение по време на строителството и експлоатацията на кладенци върху плодородни земи, в резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават цената на строителството и монтажни работи на сондажни и производствени съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато се налага откриването на нефтени находища под промишлени и граждански структури, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлезите. Специално място заема клъстерното строителство на кладенци на територията на Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което дава възможност за успешно изграждане на нефтени и газови кладенци на пълнещи острови в труднодостъпен, блатист и населен район .

Разположението на кладенците в подложката зависи от условията на терена и от предвидените средства за комуникация между подложката и основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища с основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени по транспортни маршрути. На локалните клъстери кладенците обикновено са подредени под формата на вентилатор във всички посоки, което прави възможно да има максимален брой кладенци на клъстера.

Пробивното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажната платформа се движи от един кладенец в друг, помпените помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и приготвяне на сондажна течност остават неподвижни до завършване на строителството от всички (или част) от кладенците на тази подложка.

Броят кладенци 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 дънната яма от устията на кладенеца, дължината на сондажите се увеличава, дължината на сондажите се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това съществува опасност от срещане на бъчви. Поради това става необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстера.

Методът за дълбоко изпомпване на добива на петрол се нарича такъв метод, при който повдигането на течност от кладенец на повърхността се извършва с помощта на смукателни пръчки и помпени помпи от различни типове.
На полето Приобско се използват електрически центробежни помпи - потопяема помпа без щанги, състояща се от многостепенна (50-600 степени) центробежна помпа, разположена вертикално върху общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, напълнен с диелектрично масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Двигателят се захранва от брониран кабел, който се спуска надолу заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на двигателя е около 3000 об / мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 м3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталирането на електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталацията на сондажна електрическа центробежна помпа (ESP) има само контролна станция със силов трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбите . Високопроизводителните кладенци с високо резервоарно налягане се експлоатират с електрически центробежни помпени инсталации.

Полето е отдалечено, недостъпно, 80% от територията се намира в заливната равнина на река Об и е наводнена през периода на наводнения. Депозитът се отличава със сложна геоложка структура - сложна структура от пясъчни тела по площ и разрез, слоевете са слабо хидродинамично свързани. Резервоарите на продуктивните формации се характеризират със:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от производствени хоризонти както по площ, така и по разрез. Колекторите на хоризонтите АС10 и АС11 са класифицирани като средни и нископродуктивни, а АС12 са необичайно нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните формации на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно влияние върху неговите производствени формации и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита за разработване на оперативната част на лявобережната част.

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

1) дълбочината на продуктивните пластове - 2400-2600 м,

2) находищата са литологично скринирани, естествен режим - еластичен, затворен,

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

4) начално резервоарно налягане - 23,5-25 МРа,

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

6) ниска пропускливост на резервоара, средни стойности въз основа на резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

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

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

10) нафтеново масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно прилагане на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за Приобското поле могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно заливане ( като метод за изтласкване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за резервоари с масла с висок вискозитет и на дълбочини до 1500-1700 м. Полимерното заливане за предпочитане се използва в резервоари с пропускливост повече от 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (тъй като при по -високи температури се използват скъпи, специални полимери).

Приобското поле се появява на картата на Ханти-Мансийския автономен окръг през 1985 г., когато левобережната му част е открита от кладенец номер 181. Геолозите получават струя от нефт с обем 58 кубически метра на ден. Четири години по -късно започва сондаж на левия бряг, а търговската експлоатация на първия кладенец на десния бряг на реката започва 10 години по -късно.

Характеристики на полето Приобское

Приобското поле се намира близо до границите на Салимския и Ляминския нефтени и газови райони.

Характеристиките на нефтеното поле Приобское позволяват да се класифицират като ниско смолисти (парафини на ниво 2,4-2,5 процента), но в същото време с повишено съдържание на сяра (1,2-1,3 процента), което изисква допълнително пречистване и намалява рентабилността му. Вискозитетът на пластовото масло е на ниво 1,4-1,6 mPa * s, а дебелината на пластовете достига от 2 до 40 метра.

Приобското поле, чиито характеристики са уникални, има геоложки доказани запаси от 5 милиарда тона. От тях 2,4 милиарда са класифицирани като доказани и възстановими. Към 2013 г. прогнозата за възстановими запаси в Приобското находище е над 820 милиона тона.

До 2005 г. дневното производство достигна високи цифри - 60,2 хиляди тона на ден. През 2007 г. са произведени повече от 40 милиона тона.

Към днешна дата на полето са пробити около хиляда производствени и почти 400 инжекционни кладенци. Резервоарните находища на нефтеното находище Приобское са разположени на дълбочина 2.3.2.6 километра.

През 2007 г. годишното производство на течни въглеводороди в Приобското находище достигна 33,6 милиона тона (или повече от 7% от общото производство в Русия).

Нефтното поле Приобское: характеристики на развитието

Особеността на сондажа е, че храстовите полета Приобское са разположени от двете страни на река Об и повечето от тях са разположени в речната заливна низина. На тази основа Приобското поле е разделено на Южно- и Северо-Приобское. През пролетно-есенния период територията на находището редовно се залива с наводнени води.

Това подреждане доведе до факта, че неговите части имат различни собственици.

На северния бряг на реката се развива Юганскнефтегаз (структура, която е превзета от Роснефт след ЮКОС), а на южния бряг има области, които се разработват от компанията Хантос, структурата на Газпромнефт (освен Приобское, това е също участва в проекта Паляновски). В южната част на Приобското поле, за дъщерното дружество на Русснефт, Аки Отир, са разпределени незначителни лицензирани територии за блоковете Верхне и Средне Шапшински.

Тези фактори, заедно със сложната геоложка структура (многослойно образуване и ниска производителност), правят възможно характеризирането на Приобското поле като труднодостъпно.

Но съвременните технологии за хидравлично разбиване, чрез изпомпване на голямо количество водна смес под земята, позволяват да се преодолее тази трудност. Следователно всички новопробити накладки на полето Приобское започват да работят само с хидравлично разбиване, което значително намалява експлоатационните разходи и капиталовите инвестиции.

В същото време се извършва разрушаване на три нефтени слоя едновременно. В допълнение, повечето от кладенците са пробити с помощта на прогресивен клъстер метод, когато страничните кладенци са насочени под различни ъгли. В разрез прилича на храст с клони, насочени надолу. Този метод спестява подреждането на сондажни площадки на сушата.

Техниката на клъстерно пробиване стана широко разпространена, тъй като ви позволява да запазите плодородния почвен слой и само леко засяга околната среда.

Приобско поле на картата

Полето Приобское на картата на автономния окръг на Ханти-Манси се определя, като се използват следните координати:

• 61 ° 20'00 ″ северна ширина,
• 70 ° 18'50 ″ източна дължина.

Нефтното находище Приобское се намира само на 65 км от столицата на Автономния окръг - Ханти -Мансийск и на 200 километра от град Нефтеюганск. В района на разработване на находището има райони със селища на коренни малки народи:

• Ханти (около половината от населението),
• Ненец,
• Мънси,
• Разтоварвания.

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

ИСТОРИЧЕСКИ И ГЕНЕТИЧЕН МОДЕЛ НА ФОРМИРАНЕ НА НЕФТНИТЕ ДЕПОЗИТИ НА ПРИОБСКИТЕ ПОЛЕ НА ЗАПАДНА СИБИРИЯ

Т.Н. Немченко (NK YUKOS)

Нефтното находище „Приобское“ е уникално по отношение на запасите и е въведено в разработка през 1989 г. Полето се намира в Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област, на 65 км източно от Ханти-Мансийск и на 100 км западно от Нефтеюганск. Той е част от района на нефт и газ Фроловская - западната част на западносибирската петролна и газова провинция.

Петролното находище Приобское заема специално място в системата от нефтени и газови комплекси в Западен Сибир. Откриването на Приобското поле е важно събитие през последните години. Търговската нефтоносност се установява в горната част на Тюменската и Баженовската формации и в неокомските седименти. Основните резерви са неокомските AS 10-12 формации. Повече от 20 находища са ограничени до хаутеривските пластове, разположени на дълбочина 2300-2700 м, повечето от които са класифицирани като големи. Според сеизмостратиграфския анализ е установена клиноформената структура на неокомските продуктивни слоеве. Приобското поле е единственото в тази област, където клиноформената структура на неокомските формации се потвърждава чрез дълбоко сондиране ().

Производителността на неокомските находища на Приобското поле се контролира практически само от един фактор - наличието на пропускливи резервоари в участъка. Липсата на пластова вода по време на многобройни тестове (AS 10-12 пластове) предполага, че нефтените находища, свързани с тези единици, са затворени лещовидни тела, напълно пълни с масло (няма контакти масло-вода), и контурите на находищата за всеки пясъчният слой се определя от границите му. spread ().

Изчерпателният анализ на палеогеографските условия на седиментация и сеизмични данни позволи да се очертае голяма зона на развитие на неокомските клиноформи на юг и север от Приобското поле. С него е свързана независима зона на натрупване на нефт и газ, чието съдържание на нефт и газ не се определя от регионалния структурен фон, а се контролира от района на развитие на неокомските клиноформи (Карогодин Ю.Н., 1998 ).

Редица важни въпроси, свързани с условията за формиране на петролни находища, остават слабо разбрани. В тази връзка създаването на фундаментален исторически и генетичен модел на формиране на залежи от нефт в сложни резервоари на Приобското находище е от особено значение.

Полето е включено в голяма нефтогазоносна зона на меридионален удар, ограничена до сложна група от локални издигания на моноклина в зоната на свързване на Ханти-Мансийската депресия и Салимската арка.

Куполообразното издигане на Приобско е в непосредствена близост до земите на Болшой Салим, където Баженовата свита служи като основен хоризонт. По този хоризонт се разграничава група нефтени находища- Салим, Северен и Западен Салим, Верхне- и Средне-Шапшински, Правдинское и др.

През кредната история на Западен Сибир Ханти-Мансийската депресия остава най-потопената част от утайковия басейн, поради което участъкът тук е по-глинест в сравнение с околните територии. През Волгийското време районът на Приобското поле се оказа в дълбоко потопена (до 500 м) аксиална зона на палеобасейна с характерните черти на недокомпенсиран басейн. Това доведе до натрупването на богат на ОМ интервал от кални камъни на Баженовската свита. В района на Приобското поле от ранния бериазиан на фона на обща голяма регресия има редуване на регионални и зонални трансгресии и регресии. Клиноформите и стратиграфските пакети, удължени по оста на палео на басейна, започнаха да се образуват от изток-югоизток и постепенно запълниха целия басейн. В трансгресивни фази се натрупват предимно глинести слоеве, като Пимская, Бистринская, а в регресивни фази -пясъчно -алевролитни камъни (AS 7 -AS 12) (Карогодин Ю. Н., 1998).

Баженовската свита има високо съдържание на обща органична материя и генериращ потенциал. Смята се, че този хоризонт е изходната прослойка за повечето нефтени находища, идентифицирани в долната креда в Западносибирския басейн. Въпреки това, в светлината на спокойната тектонична история на Приобското поле, предположението за образуването на находища в неокомските резервоари в резултат на мащабна вертикална миграция на въглеводороди изглежда много проблематично.

За да се създаде исторически и генетичен модел на формиране на нефтени находища на неокомските залежи на Приобското находище, беше използван софтуерният пакет за моделиране на басейни. Комплексът ви позволява бързо и с минимален набор от геоложки данни да създадете модел за оценка на въглеводородния потенциал. Фрагменти от програмната база данни, съдържащи информация за кладенеца. 151 и 254 от полето Приобское са дадени съответно в. За да се визуализират моделните данни, беше използвано изображение на кривите на историята на залягане на седимента заедно с други данни: етапи на зрялост, изотерми и др. ().

Както се вижда от, нефтените находища на неокомските формации принадлежат към основната фаза на нефтоносност, по -точно към горната й част - зоната на ранния етап на генериране. За разлика от неокомските масла, маслата от формацията Баженов принадлежат към зоната на късния етап на генериране (). Това заключение е в пълно съгласие с вертикалното фазово-генетично зониране на HC системите, установено в западносибирския басейн. В раздела на мезозойските находища се разграничават пет зони, всяка от които се характеризира със собствено фазово състояние на въглеводороди, състав, степен на зрялост на ОМ, условия на температура и налягане и др. Неокомските хоризонти (валангинско-хаутеривски в района на Средния Об) са част от третата, предимно нефтена, зона-основната зона на генериране на петрол и натрупване на нефт в мезозойския участък на западносибирския басейн (температура на резервоара 80-100 ° C ), залежи, идентифицирани в горната и средната юра, - до четвъртата петролна и газова кондензатна зона, където се отбелязват натрупвания на лек нефт (Салим, Красноленински райони, температура на резервоара 100-120 ° C).

Анализът на геохимични, включително генетични, параметри (група, изотопен състав на въглерода и др.) На масла от неокомските находища на Приобското поле и Баженовската формация на Салимското поле показа, че тези масла са различни и принадлежат към различни генетични зони () .

По геохимични и термобарични показатели Приобското поле се различава по:

· значително недонасищане на масла в долномеловите находища с въглеводородни газове (ниски стойности на P sat / P pl и газов фактор);

· скок в растежа на Ppl по време на прехода от креда към юрски отлагания (наличието на анормално формационно налягане в юрския комплекс). Има две практически изолирани нива на насищане с масло - долната креда и юра. Образуването на нефтени находища на неокомските формации на Приобското поле се извършва независимо и не е свързано с вертикална миграция от формацията Баженов.

Фундаменталният исторически и генетичен модел на образуване на залежи от нефт в сложни неокомски резервоари на Приобското находище е представен, както следва. Механизмът, който най-вероятно е довел до образуването на неокомските находища, е страничната (възходяща възходяща) миграция на нефт от същите на възраст глинени находища към по-пясъчните части на клиноформите. Нефт и газ мигрираха нагоре въстанието, запълвайки пропускливи пясъчно-алеврити и лещи. Тази идея за механизма на миграцията на нефт се подкрепя от: доминиращия литологичен тип находища; липса на формационна вода в хоризонтите на AS групата; разликата между баженовските и неокомските масла.

Трябва да се отбележи, че пълненето на капаните с масло, очевидно, е станало според принципа на диференциалното улавяне, когато най-потопените капани са пълни със сравнително леко масло (формация AC 12, плътност 0,86-0,87 g / cm 3), докато горният - относително тежък (слой AC 10, плътност 0,88-0,89 g / cm 3), а най -горните капани - вода (слой AC 6).

Създаването на исторически и генетичен модел за формиране на нефтени находища в Приобското поле е от основно значение. Пясъчни тела от този тип се намират в непосредствена близост до Приобското поле в рамките на Ханти-Мансийска, Фроловская и други области. Най -вероятно нефтени находища с подобен генезис ще бъдат открити в други региони на Западен Сибир в рамките на неокомските находища.

Изчерпателният анализ на палеогеографските условия на седиментация и сеизмични данни позволи да се очертае голяма зона на развитие на неокомските клиноформи на юг и север от Приобското поле, която се простира в ивица с ширина 25-50 км от Шапшинское и Ергинское полета на юг до Туманное и Студено на север и с които независима зона е свързана с нефтени и газови натрупвания, където основните скални източници на петрол ще бъдат дебели глинени пластове от същата възраст на неокомските клиноформи.

Литература

1) Геология и развитие на най -големите и уникални находища на нефт и нефт и газ в Русия. // Западносибирска петролна и газова провинция / Под ред. V.E. Гавура. - М. ВНИИОЕНГ, 1996. - Т.2.

2) Геология на нефт и газ в Западен Сибир / А.Е. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.

3) Максимов С.П. Модели на местоположение и условия за образуване на залежи от нефт и газ в палеозойските седименти. - М.: Недра, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Вертикално зониране в разпределението на течни и газообразни въглеводороди в мезозоя на Западен Сибир / Tr. ЗапСибВНИГНИ. - Проблем. 147. -Тюмен, 1979.

5) Leonard C, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Денвър, САЩ. - 1993 г.

Нефтното поле Приоб в системата от нефтени и газови комплекси на Западен Сибир заема определено място. Неокомските легла AC10-12 с клиноформена структура се считат за основни от запасите от нефт. Комплексният анализ на палеогеографските условия на утаяване и данните от сеизмичните проучвания позволи да се разпознае голяма зона от неокомски клиноформи, развита на юг и север от полето Приоб. С тази зона се свързва независима зона за натрупване на нефт и газ, чийто нефтен и газов потенциал не се управлява от регионална структура, а се контролира от зона на развитие на неокомски клиноформи.

За целите на създаването на историко-генетичен модел на образуване на нефтени басейни на неокомски находища в Приобско поле е използван програмен комплекс за моделиране на басейни.

Ориз. 1. ФРАГМЕНТИРАНЕ НА ГЕОЛОГИЧЕСКИ РАЗДЕЛ ПО КРАЙНОТО ДОКАЗАНИЕ (по Ф.З. Хафизов, Т. Н. Онищук, С. Ф. Панов)

Депозити: 1 - пясъчни, 2 - глинести; 3 - битумни кални камъни; 4 - кора за изветряне; 5 - петролни находища; 6 - кладенци

Ориз. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИ РАЗДЕЛ (Приобско поле)

1 - пясъчно -глинести отлагания; 2 - интервал на изпитване. Други реал. виж обозначението на фиг. 1

Ориз. 3. ПРИМЕРИ НА ВИЗУАЛИЗАЦИЯ НА ИЗХОДНИТЕ ДАННИ И РЕЗУЛТАТИ ОТ ТЕХНИТЕ ОБРАБОТКИ ОТ SCR. 151 (А) и 245 (Б)

Етапи на зрялост (R 0,%): 1 - ранен (0.5-0.7), 2 - среден (0.7-1.0), 3 - късен (1.0-1.3); 4 - основната фаза на генериране (1.3-2.6); линии: I - история на гмуркане, начални (II) и приближаващи (III) температури

Ориз. 4. МОДЕЛИРАНЕ НА ИСТОРИЯТА НА РАЗВИВАНЕТО НА ПРИОБСКИЯ ДЕПОЗИТ

Етапи на зрялост (R 0,%): 1 - ранен (10-25), 2 - среден (25-65), 3 - късен (65-90)

Географското разположение на нефтеното и газовото находище „Приобское“ е в Ханти-Мансийския автономен район на Тюменска област на Руската федерация. Най -близкият град до Приобското поле е Нефтеюганск (намира се на 200 км източно от полето).

Приобското поле е открито през 1982 г. Полето се характеризира като многопластово, с ниска производителност. Територията е изсечена от река Об, заблатена е и през периода на наводнение е предимно наводнена; има места за хвърляне на хайвера за риба. Както е отбелязано в материалите на Министерството на горивата и енергетиката на Руската федерация, представени на Държавната дума, тези фактори усложняват развитието и изискват значителни финансови средства за прилагане на най -новите високоефективни и екологични технологии.

Лицензът за разработване на находището Приобско принадлежи на дъщерното дружество на Роснефт-Роснефт-Юганскнефтегаз.

Според изчисленията на специалисти, развитието на полето при съществуващата данъчна система е нерентабилно и невъзможно. Съгласно условията на PSA, производството на петрол за 20 години ще възлиза на 274,3 милиона тона, държавните приходи - 48,7 милиарда долара.

Възстановимите запаси на Приобското находище са 578 милиона тона нефт, газ - 37 милиарда кубически метра. Периодът на развитие съгласно условията на PSA е 58 години. Пиковото ниво на производство е 19,9 милиарда. тона за 16 -та година от развитието. Първоначалното финансиране беше 1,3 милиарда долара според плана. Капиталови разходи - 28 млрд. Долара, оперативни разходи - 27,28 млрд. Долара. Възможни посоки за транспортиране на петрол от находището са Вентспилс, Новоросийск, Одеса, "Дружба".

През 1991 г. Yugansneftegaz и Amos започнаха да обсъждат възможността за съвместно развитие на северната част на Приобското поле. През 1993 г. Amoso ​​участва в международен търг за право на използване на недра в находищата на Ханти-Мансийския автономен окръг и е обявен за победител в търга за изключителното право да стане чуждестранен партньор в разработването на Приобско поле заедно с Юганскнефтегаз.

През 1994 г. Yuganskneftegaz и Amoso ​​подготвиха и представиха на правителството проект на споразумение за споделяне на производството и тенико-икономическо и екологично проучване за проекта.

В началото на 1995 г. на правителството беше представено допълнително проучване за осъществимост, което беше изменено през същата година в светлината на новите данни за тази област.
През 1995 г. Централната комисия за развитие на нефтените и нефтените и газовите находища на Министерството на горивата и енергетиката на Руската федерация и Министерството на опазването на околната среда и природните ресурси на Руската федерация одобри преработена схема за развитие на находището и екологичната част на предпроектната документация.

На 7 март 1995 г. тогавашният министър-председател Виктор Черномирдин издаде заповед за формиране на правителствена делегация от представители на Ханти-Мансийския автономен окръг и редица министерства и ведомства, които да преговарят за СИП за развитието на северната част на Приобско поле.

През юли 1996 г. в Москва съвместна руско-американска комисия по икономическо и техническо сътрудничество публикува съвместно изявление за приоритета на енергийните проекти, сред които конкретно е посочено Приобското находище. В съвместното изявление се посочва, че и двете правителства приветстват ангажимента да сключат споразумение за споделяне на производството за този проект до следващото заседание на комисията през февруари 1997 г.

В края на 1998 г. партньорът на "Юганскнефтегаз" по проекта за развитие на находището в Приобско, американската компания Amoso, бе поета от британската компания British Petroleum.

В началото на 1999 г. BP / Amoso ​​официално обяви оттеглянето си от участие в проекта за разработване на находище Priobskoye.

Етническа история на Приобското поле

От древни времена районът на находището е бил обитаван от ханти. Хантите развиват сложни обществени системи, наречени княжества, и до XI-XII век. те имаха големи племенни селища с укрепени столици, които бяха управлявани от князе и защитени от професионални войски.

Първите известни контакти на Русия с тази територия се осъществяват през 10 или 11 век. По това време започнаха да се развиват търговски отношения между руснаците и коренното население на Западен Сибир, което внесе културни промени в живота на аборигените. Появиха се железни и керамични домакински съдове и тъкани, които станаха материална част от живота на хантите. Търговията с кожи стана много важна като средство за получаване на тези стоки.

През 1581 г. Западен Сибир е присъединен към Русия. Князовете бяха заменени от царското правителство, а данъците бяха платени в руската хазна. През 17 -ти век на тази територия започват да се заселват царски чиновници и служители (казаци) и контактите между руснаците и хантите се развиват допълнително. В резултат на по -тесни контакти руснаците и ханти започнаха да възприемат атрибутите на начина на живот на другия. Хантите започнали да използват оръжия и капани, някои, следвайки примера на руснаците, започнали да развъждат говеда и коне. Руснаците взаимстват някои ловни и риболовни техники от ханти. Руснаците придобиват земя и риболовни площи от ханти, а до 18 век по -голямата част от хантийската земя е продадена на руски заселници. Руското културно влияние се разширява в началото на 18 век с въвеждането на християнството. В същото време броят на руснаците продължава да се увеличава и до края на 18 век руското население в тази област превъзхожда хантите пет пъти. Повечето семейства ханти заемат земеделие, скотовъдство и градинарство от руснаците.

Асимилацията на хантите в руската култура се ускори с установяването на съветската власт през 1920 г. Съветската политика на социална интеграция донесе единна образователна система в региона. Децата от ханти обикновено са изпращани от семейства в интернати за период от 8 до 10 години. Много от тях, след като напуснаха училище, вече не можеха да се върнат към традиционния начин на живот, без да имат необходимите умения за това.

Колективизацията, започнала през 20 -те години на миналия век, оказа значително влияние върху етнографския характер на територията. През 50-60-те години започва формирането на големи колективни стопанства и няколко малки селища изчезват, тъй като населението се обединява в по-големи селища. До 50 -те години смесените бракове между руснаци и ханти стават широко разпространени и почти всички ханти, родени след 50 -те години, са родени в смесени бракове. След 60 -те години, когато руснаци, украинци, белоруси, молдовци, чуваши, башкири, авари и представители на други националности мигрираха в региона, процентът на ханти намалява още повече. Понастоящем хантите съставляват малко по-малко от 1 процент от населението на Ханти-Мансийския автономен окръг.

В допълнение към ханти, манси (33%), ненец (6%) и селкупи (по -малко от 1%) живеят на територията на Приобското поле.