Приобское нефтено находище на картата. Приобское петролно находище е сложно, но обещаващо нефтено находище в Ханти-Мансийския автономен окръг. Характеристики на полето Приобское

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%.

По данни в края на 2005 г. има 954 минни и 376 бр инжекционни кладенци, от които през изминалата година са пробити 178 сондажа.

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 лицензионни зони Верхне-Шапшински и Средне-Шапшински, 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.

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). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 нагнетателни сондажа. 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.

Разположението 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 върху 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.
Монтажът 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. Електрическите центробежни помпени инсталации работят с високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара.

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.

Приобское полехарактеризиращ се със сложна структура на 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) начален резервоарно налягане- 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 резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от изброените по-горе 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 съвместни 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 Приобское. 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 петролното 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.

Нефтени полета на Русия
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Северните три четвърти от находището бяха контролирани от ЮКОС чрез неговата дъщерна компания Юганскнефтегаз и започнаха добив на петрол през 2000 г. През 2004 г. Юганскнефтегаз беше закупен от Роснефт, която сега е операторската компания за тази част от находището. Южната четвърт на находището беше контролирана от Sibir Energy, която започна съвместно предприятие със Sibneft за разработване на находището, като обемното производство започна през 2003 г. Впоследствие Sibneft придоби пълен контрол над находището чрез корпоративна маневра за разреждане на холдинга на Sibir. Сега мажоритарно контролиран от Газпром и преименуван на Газпром Нефт.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Приобское поле (ХМАО)
Резерви, милиона тона
ABC1 - 1061,5
С2 - 169.9
Производство през 2007 г., млн. тона - 33,6

В продължение на много години най-голямото находище, както по отношение на запасите, така и по отношение на обема на добива на нефт, беше полето Самотлор. През 2007 г. за първи път загуби първото място на находището Приобское, добивът на петрол от който достигна 33,6 милиона тона (7,1% от руското производство), а доказаните запаси се увеличиха в сравнение с 2006 г. с почти 100 милиона тона (като се вземе предвид изкупуването на производство).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработване на най-големите и уникални нефтени и нефтени и газови находища в Русия.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

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

Приобское е гигантско нефтено находище в Русия. Намира се в Ханти-Мансийски 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.

Находището принадлежи към Западносибирската 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.

В момента разработването на северната част на находището се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част от Gazpromneft-Khantos LLC, собственост на Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field

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

ПРИОБСКОЕ: ИМА 100 МИЛИОНА! (Роснефт: Фирмен бюлетин, септември 2006 г.) -
На 1 май 1985 г. е пробит първият проучвателен кладенец на находището Приобское. През септември 1988 г. започва добив на левия му бряг по метода на потока от кладенец № 181-R с дебит 37 тона на ден. В последния ден на юли 2006 г. нефтените работници в Приобски отчетоха производството на 100-милионния тон петрол.

Лицензът за разработване на находището принадлежи на OJSC Yuganskneftegaz.
Най-голямото находище в Западен Сибир - Приобское - се намира административно в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Приобское е открито през 1982 г. Разделено е от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г.

Според руската класификация доказаните петролни запаси възлизат на 1,5 милиарда тона, възстановимите запаси възлизат на повече от 600 милиона.
Според анализа, изготвен от международната одиторска компания DeGolyer & MacNaughton, към 31 декември 2005 г. нефтените запаси на находището Приобское по методологията на SPE са: доказани 694 милиона тона, вероятни - 337 милиона тона, възможни - 55 милиона тона.

Резерви по поле Руски стандартикъм 01.01.2006 г.: NGZ (Запаси от нефт и газ) - 2476,258 милиона тона.

Добивът на петрол в находището Priobskoye през 2003 г. възлиза на 17,6 милиона тона, през 2004 г. - 20,42 милиона тона, през 2005 г. - 20,59 милиона тона. IN стратегически плановеВ развитието на компанията на находището Приобское е дадено едно от основните места - до 2009 г. се планира да се произвеждат до 35 милиона тона тук.
В последния ден на юли 2006 г. нефтените работници в Приобски отчетоха производството на 100-милионния тон петрол. 60% от територията на находището Priobskoye се намира в наводнената част на заливната низина на река Об; екологично чисти технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

История на находището Приобское:
През 1985 г. са открити промишлени запаси от нефт; тестването на сондаж 181r доведе до приток от 58 m3/ден
През 1989 г. започва сондирането на 101 клъстера (левия бряг)
През 1999 г. - въвеждане в експлоатация на кладенци в 201 клъстера (десен бряг)
През 2005 г. дневният добив възлиза на 60 200 тона/ден, производственият запас от 872 сондажа, 87 205,81 хиляди тона, произведени от началото на разработката.

Само в последните години, с помощта на насочени сондажи, на находището бяха изпълнени 29 подводни прехода, включително 19 нови построени и 10 стари реконструирани.

Удобства на сайта:
Докачващи помпени станции - 3 бр
Многофазен помпена станцияСулцер - 1
Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в пласта - 10 бр
Плаващи помпени станции - 4 бр
Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2
Уред за отделяне на масло (OSN) - 1

През май 2001 г. на 201-ия клъстер на десния бряг на Приобското поле е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа от инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се извеждат на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция Rosskor е инсталирана на находището Priobskoye през 2000 г. Той е предназначен за изпомпване в полето на многофазна течност без използване на факели (за да се избегне изгарянето на свързан газ в заливната част на река Об).

Заводът за преработка на сондажни изломи на десния бряг на находището Priobskoye произвежда пясъчно-варови тухли, които се използват като строителен материалза изграждане на пътища, клъстерни основи и др. За решаване на проблема с оползотворяването на свързания газ, добит в находището Приобское, Приразломное полеПостроена е първата газотурбинна електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг, която осигурява електричество на находищата Приобское и Приразломное.

Електропроводът, изграден през река Об, няма аналози, неговият обхват е 1020 м, а диаметърът на жицата, специално произведена във Великобритания, е 50 мм.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5 ноември 2009 г. стана друг важен ден в историята на Yuganskneftegaz - 200-милионният тон петрол беше произведен в находището Priobskoye. Нека припомним, че това гигантско нефтено находище е открито през 1982 г. Находището се намира близо до Ханти-Мансийск и е разделено на две части от река Об. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. 100-милионният тон петрол беше произведен от находището през юли 2006 г.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 г. НК Роснефт планира да произведе 29,6 милиона тона петрол в находището Приобское през 2010 г., което е с 12,4% по-малко от добитите през 2009 г., според изявление на информационния отдел на компанията. През 2009 г. Роснефт е добил 33,8 милиона тона нефт от находището.

Освен това, според съобщението, днес "Роснефт" пусна в експлоатация първия етап от газотурбинна електроцентрала (GTPP) в нефтеното и газово находище "Приобское". Капацитетът на първия етап от ГТЕЦ е 135 MW, вторият етап се планира да бъде пуснат в експлоатация през май 2010 г., третият - през декември. Общата мощност на станцията ще бъде 315 MW. Изграждането на станцията заедно със спомагателните съоръжения ще струва на Роснефт 18,7 милиарда рубли. В същото време, според съобщението, поради отказа хидротехнически съоръженияи инсталиране на парно енергийно оборудване, капиталовите разходи за изграждане на газотурбинни електроцентрали бяха намалени с повече от 5 милиарда рубли.

Ръководителят на Роснефт Сергей Богданчиков отбеляза, че пускането в експлоатация на Приобската ГТЕС решава едновременно три проблема: оползотворяване на попътния газ (ПНГ), осигуряване на електроенергия на находището, както и стабилността на енергийната система на региона.

През 2009 г. Роснефт е добил повече от 2 милиарда кубически метра от находището Приобское. m свързан петролен газ (APG), но използвани само малко повече от 1 милиард кубични метра. м. До 2013 г. картината ще се промени: въпреки намаляването на производството на APG до 1,5 милиарда кубически метра. м, използването му ще достигне 95%, се отбелязва в доклада.

Според С. Богданчиков, Роснефт обмисля възможността да предостави на Газпром Нефт своята тръба за транспортиране на съпътстващ нефтен газ от находището Приобское за използване в Южно-Балическия газопреработвателен комплекс на компанията СИБУР. Това съобщава RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Роснефт осигурява до 30% от потреблението на енергия със собствени съоръжения. Изградени са електроцентрали, работещи на свързан газ: в находището Приобское, във Ванкор, в Краснодарския край.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Газпром нефт пусна първия етап от Южно-Приобската газотурбинна електроцентрала (ГТЕС) в Приобското находище (ХМАО), построена от компанията за собствени производствени нужди, се казва в изявление на компанията.
Капацитетът на първия етап от ГТЕЦ е 48 MW. Сила на звука капиталови инвестицииза въвеждането на първия етап - 2,4 милиарда рубли.
В момента нуждите от електроенергия на Газпромнефт-Хантос възлизат на около 75 MW електроенергия, а според изчисленията на специалистите на компанията до 2011 г. потреблението на енергия ще нарасне до 95 MW. Освен това през следващите години тарифите на Тюменската енергийна система ще се увеличат значително - от 1,59 рубли за kWh през 2009 г. до 2,29 рубли за kWh през 2011 г.
Пускането на втория етап на електроцентралата ще увеличи енергийния капацитет на Газпромнефт-Хантос до 96 MW и ще задоволи напълно нуждите на предприятието от електроенергия.

Приобское находище е ключов актив на Газпром Нефт, като заема почти 18% от производствената структура на компанията.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Дезагрегацията на обектите за разработване като метод за увеличаване на нефтения добив
В находището Priobskoye се разработват съвместно три пласта - AC10, AS11, AS12, като пропускливостта на пласта AC11 е с порядък по-висока от пропускливостта на пластовете AC10 и AS12. За ефективно разработване на запаси от нископроницаеми образувания AC10 и AC12 няма друга алтернатива освен въвеждането на технологията ORRNEO, предимно в инжекционни кладенци.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Методология за интегрирана интерпретация на резултатите от сондажни проучвания, използвани в OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA при изучаване на теригенни участъци
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Фроловската фациална зона на неокома на Западен Сибир в светлината на оценката на перспективите за нефтен и газов потенциал
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Литература

Регионални стратиграфски схеми на мезозойските отлагания на Западносибирската равнина. - Тюмен - 1991 г.
Геология на нефта и газа в Западен Сибир // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Сурков и др.- М.: Недра.- 1975. - 680 с.
Каталог на стратиграфските разбивки // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Бр. 67.-313 с.
Аргентовски Л.Ю., Бочкарев В.С. и др.. Стратиграфия на мезозойските отлагания на платформената покривка на Западносибирската плоча // Проблеми на геологията на Западносибирската нефтена и газова провинция / Тр. ЗапСибНИГНИ.- 1968.- Брой 11.- 60 с.
Соколовски А.П., Соколовски Р.А. Аномални типове участъци от формациите Баженов и Тутлейм на Западен Сибир // Бюлетин на потребителя на подпочвените ресурси на Ханти-Мансийския автономен окръг - 2002.-11.- С. 64-69.

Ефективност на разработването на нефтени находища
В Русия в достатъчни обемиКакто хоризонталните кладенци, така и хидравличното разбиване се използват в резервоари с ниска пропускливост, например в находището Priobskoye, където пропускливостта е само от 1 до 12 милидарси и хидравличното разбиване просто е невъзможно.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Нов екологичен скандал в Ханти-Мансийския автономен окръг. Отново негов участник беше известната компания Rosekoprompererabotka, която стана известна със замърсяването на река Вах в домейна на TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Подобряване на качеството на циментиране на обсадни колони в находището Южно-Приобское
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Въздействие на топлинен газ и находища на Сибир
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Термичен газов метод и Баженовската формация
http://energyland.info/analitic-show-50375

Въвеждане на едновременно разделно нагнетяване в находището Приобское
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Преобразуване на кладенци на находище Приобское в адаптивна система за управление на електрическа центробежна помпа
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Анализ на повреди на ESP в руски находища
http://neftya.ru/?p=275

Прекъсвания при формирането на неокомските клиноформи в Западен Сибир
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Подобряване на технологията за едновременно-отделно инжектиране за многослойни полета
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Работа в полетата на Мамонтовски, Майски, Правдински, Приобски региони
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Още преди Нова година бяха завършени екологичните инспекции в двете най-големи находища в Угра, Самотлор и Приобское. Въз основа на резултатите бяха направени разочароващи заключения: петролните работници не само унищожават природата, но и не плащат най-малко 30 милиарда рубли годишно в бюджетите на различни нива.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Siberian Oil", № 4(32), април 2006 г. "Има място за движение"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO се оттегля от проекта Priobskoye, 28 март 1999 г
http://www.russiajournal.com/node/1250

снимка
Приобское поле
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Приобское поле, Ханти-Мансийски автономен окръг. Компания SGK-Бурение."
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Южно-Приобское поле

Приобското поле се намира в централната част на Западносибирската равнина. Административно се намира в Ханти-Мансийска област, на 65 км източно от Ханти-Мансийск и на 100 км западно от града. Нефтеюганск.

През периода 1978-1979г В резултат на подробното сеизмично проучване на CDP е идентифицирано Приобското издигане. От този момент започва подробно проучване на геоложката структура на територията: широкото развитие на сеизмичните проучвания в комбинация с дълбоки пробиване.

Откриването на полето Priobskoye се състоя през 1982 г. в резултат на пробиванеи тестване на сондаж 151, когато е получен търговски приток маслодебит от 14,2 m 3 / ден при 4 mm дросел от интервалите 2885-2977 m (Тюменска формация YUS 2) и 2463-2467 m (формация AS 11 1) - 5,9 m 3 / ден при динамично ниво от 1023 м.

Приобска структура, според тектонската карта на мезо-кайнозойската платформена покривка.

Западносибирската геосинеклиза е разположена в зоната на кръстовището на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегапад, Салимската и Западно Ляминските групи издигания.

Структурите от първи ред са усложнени от издути и куполообразни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на търсене и проучвателна работа на маслоИ газ.

Продуктивните образувания в Приобското поле са образуванията от групата "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. В стратиграфско отношение тези пластове принадлежат към кредните отложения на горновартовската свита. В литоложко отношение Горновартовската свита е изградена от чести и неравномерни прослойки на аргилитове с пясъчници и алевролити. Арнитите са тъмносиви, сиви със зеленикав оттенък, тинести, слюдени. Пясъчниците и алевролитите са сиви, глинести, слюдени, дребнозърнести. Сред арнитите и пясъчниците има прослойки от глинести варовици и сидеритни конкреции.

Скалите съдържат овъглен растителен детрит, рядко двучерупчести (иноцерами) с лоша и средна запазеност.

Пропускливите скали на продуктивните образувания имат североизточно и субмеридално простирание. Почти всички образувания се характеризират с увеличаване на общите ефективни дебелини и коефициента на съдържание на пясък, главно в централните части на зоните за развитие на резервоара, за да се повишат свойствата на резервоара и съответно укрепването на кластичния материал се случва в източната част (за слоеве на хоризонт АС 12) и североизточни посоки (за хоризонт АС 11).

Хоризонт АС 12 е дебело пясъчно тяло, простиращо се от югозапад на североизток под формата на широка ивица с максимална ефективна дебелина в централната част до 42 m (сондаж 237). В този хоризонт се разграничават три обекта: пластове АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Отлаганията на формацията AC 12 3 са представени под формата на верига от пясъчни лещовидни тела със североизточно простирание. Ефективните дебелини варират от 0,4 m до 12,8 m, като по-високите стойности са ограничени до основното находище.

Основното находище AS 12 3 е открито на дълбочини -2620 и -2755 m и е литоложно екранирано от всички страни. Размерите на находището са 34 х 7,5 km, а височината е 126 m.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 241 е открит на дълбочини от -2640-2707 m и е ограничен до местното издигане на Ханти-Манси. Находището се контролира от всички страни чрез зони за заместване на резервоара. Размерите на находището са 18 х 8,5 km, височина - 76 m.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 234 е открит на дълбочина 2632-2672 m и представлява леща от пясъчници на западния пад на Приобската структура. Размерите на находището са 8,5 х 4 km, а височината – 40 m, типът е литоложки екраниран.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 15-C е открит на дълбочина 2664-2689 m в рамките на Селияровския структурен перваз. Размерите на литоложки екранираното находище са 11,5 х 5,5 km, а височината е 28 m.

Находището AS 12 1-2 е основно и най-голямото в областта. Той е ограничен до моноклинала, усложнена от локални издигания с малка амплитуда (район на кладенци 246, 400) с преходни зони между тях. Той е ограничен от три страни от литоложки екрани и само на юг (към района на Източна Фроловска) има тенденция да се развиват резервоари. Въпреки това, предвид значителните разстояния, границата на находището все още е условно ограничена от линия, минаваща на 2 km южно от сондажа. 271 и 259. Наситени с маслодебелините варират в широк диапазон от 0,8 m (кладенец 407) до 40,6 m (кладенец 237) притоци маслодо 26 m 3 / ден на 6 mm фитинг (кладенец 235). Размерите на находището са 45 х 25 km, височина - 176 m.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 4-KhM е открит на дълбочина 2659-2728 m и е ограничен до пясъчна леща на северозападния склон на местното издигане на Ханти-Мансийск. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 1,2 м. Размерите на находището са 7,5 х 7 км, височината - 71 м.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 330 открити на дълбочини 2734-2753 m Наситени с маслодебелините варират от 2,2 до 2,8 м. Размерите на находището са 11 х 4,5 км, височината - 9 м. Тип - литоложко пресечен.

Отлаганията на формацията AC 12 0 - основната - са открити на дълбочина 2421-2533 м. Това е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Наситени с маслодебелините варират от 0,6 (кладенец 172) до 27 m (кладенец 262). Притоци маслодо 48m 3 /ден на фитинг 8 mm. Размерите на литологично екранирания депозит са 41 х 14 км, височина - 187 м. AC 12 0 депозит в района на кладенеца. 331 е открит на дълбочина 2691-2713 m и представлява леща от пясъчни скали. Наситени с маслодебелината на този кладенец е 10 м. Размери 5 х 4,2 км, височина - 21 м. Дебит масло- 2,5 m 3 /ден при Hd = 1932 m.

Находището на пласта AS 11 е 2-4 литоложки скриниран тип, общо 8, открити от 1-2 сондажа. По площ находищата са разположени под формата на 2 вериги от лещи в източната част (най-издигнатата) и в западната в по-потопената част на моноклинната структура. Наситени с маслодебелините на изток се увеличават с 2 или повече пъти в сравнение със западните кладенци. Общият диапазон на промяна е от 0,4 до 11 m.

Находището AS 11 2-4 в района на сондаж 246 е открито на дълбочина 2513-2555 м. Размерите на находището са 7 х 4,6 км, височина - 43 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 247 е открито на дълбочина 2469-2490 м. Размерите на находището са 5 х 4,2 км, височина - 21 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 251 е открито на дълбочина 2552-2613 м. Размерите на находището са 7 х 3,6 км, височината - 60 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 232 е открит на дълбочина 2532-2673 m. Размерите на находището са 11,5 х 5 км, височина - 140 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 262 е открит на дълбочина 2491-2501 m. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височина - 10 м.

Депозитът AS 11 2-4 в района на сондаж 271 е открит на дълбочина 2550-2667 m. Размерите на находището са 14 х 5 км.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 151 са открити на дълбочина 2464-2501m. Размерите на находището са 5,1 х 3 км, височина - 37 м.

Депозит от формация AS 11 2-4 в района на клад. 293 е открито на дълбочина 2612-2652 м. Размерите на находището са 6,2 х 3,6 км, височина - 40 м.

Отлаганията на свитата AS 11 1 са ограничени главно в пригребенната част под формата на широка ивица на североизточно простирание, ограничена от три страни от глинести зони.

Основното находище AS 11 1 е второто по големина в рамките на Приобското находище, открито на дълбочина 2421-2533 м. От три страни находището е ограничено от глинести зони, а на юг границата е начертана условно по линия, минаваща 2 км южно от сондаж 271 и 259. Дебити масловарират от 2,46 m 3 /ден при динамично ниво от 1195 m (кладенец 243) до 118 m 3 /ден през 8 mm фитинг (кладенец 246). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 m (кладенец 172) до 41,6 m (кладенец 246). Размерите на находището са 48 х 15 km, височина до 112 m, вид - литоложки пресетен.

Отлагания на формацията AS 11 0. Формацията AS 11 0 има много малка зона на развитие на резервоари под формата на лещовидни тела, ограничени до потопените зони на пригребенната част.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 408 е открито на дълбочина 2432-2501 м. Размерите на находището са 10,8 х 5,5 км, височина - 59 м, тип литоложки екраниран. Дебит маслоот добре 252 е 14,2 m3/ден при Нд =1410 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 172 е пробит от един кладенец на дълбочина 2442-2446 м и е с размери 4,7 х 4,1 км, височина - 3 м. Дебит масловъзлиза на 4,8 m 3 /ден при Hd = 1150 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 461 е с размери 16 х 6 км. Наситени с маслодебелината варира от 1,6 до 4,8 м. Вид на находището - литоложно пресято. Дебит маслоот добре 461 беше 15,5 m 3 /ден, Nd = 1145 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 425 е пробито от един кладенец. Наситени с масломощност - 3,6 м. Дебит масловъзлиза на 6,1 m 3 /денонощие при Нд =1260 m.

Хоризонтът AS 10 е открит в централната зона на Приобското поле, където е ограничен до по-потопени зони на пригребенната част, както и до югозападното крило на структурата. Разделянето на хоризонта на слоеве AS 10 1, AS 10 2-3 (в централната и източната част) и AS 10 2-3 (в западната) е до известна степен условно и се определя от условията на възникване и образуване на тези находища, като се вземе предвид литоложкият състав на скалите и физикохимичните характеристики масла.

Основното находище AS 10 2-3 е открито на дълбочина 2427-2721 m и се намира в южната част на полето. Дебити маслоса в диапазона от 1,5 m 3 /ден при 8 mm фитинг (кладенец 181) до 10 m 3 /ден при Nd = 1633 m (кладенец 421). Наситени с маслодебелините варират от 0,8 m (кладенец 180) до 15,6 m (кладенец 181). Размерите на находището са 31 х 11 km, височината е до 292 m, находището е литоложки екранирано.

Депозит AC 10 2-3 в района на кладенеца. 243 открити на дълбочини 2393-2433 м. Скорост на производство маслое 8,4 m 3 /ден при Нд =1248 m (кладенец 237). Наситени с маслодебелина - 4,2 - 5 м. Размери 8 х 3,5 км, височина до 40 м. Вид на находището - литоложко пресено.

Депозит AC 10 2-3 в района на кладенеца. 295 е открит на дълбочина 2500-2566 m и се контролира от зони на образуване на глина. Наситени с маслодебелините варират от 1,6 до 8,4 м. В клад. 295, получени са 3,75 m 3 /ден при Hd = 1100 м. Размерите на находището са 9,7 х 4 km, височина - 59 m.

Основното находище AS 10 1 е открито на дълбочина 2374-2492 м. Зоните за заместване на резервоара контролират находището от три страни, а на юг границата му е изчертана условно на разстояние 2 км от кладенеца. 259 и 271. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 (кладенец 237) до 11,8 m (кладенец 265). Дебити масло: от 2,9 m 3 /ден при Нд =1064 m (кладенец 236) до 6,4 m 3 /ден при 2 mm фитинг. Размерите на находището са 38 х 13 km, височина до 120 m, вид на находището - литоложки екранирано.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 420 е открито на дълбочина 2480-2496 м. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината - 16 м.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 330 е открито на дълбочина 2499-2528 м. Размерите на находището са 6 х 4 км, височината - 29 м.

Депозит AC 10 1 в района на кладенеца. 255 е открито на дълбочина 2468-2469 м. Размерите на находището са 4 х 3,2 км.

Участъкът на пласта AS 10 е завършен от продуктивния пласт AS 10 0. В рамките на който бяха идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиално простирание.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 242 е открит на дълбочини 2356-2427 m и е литологично проверен. Дебити маслоса 4,9 - 9 m 3 /ден при Hd-1261-1312 m. Наситени с маслодебелините са 2,8 - 4 м. Размерите на находището са 15 х 4,5 км, височина до 58 м.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 239 открити на дълбочини 2370-2433 м. Дебит маслоса 2,2 - 6,5 m 3 /ден при Hd-1244-1275 m. Наситени с маслодебелините са 1,6 -2,4 м. Размерите на находището са 9 х 5 км, височина до 63 м.

AC 10 0 депозит в района на кладенеца. 180 е открит на дълбочини 2388-2391 m и е литологично проверен. Наситени с маслодебелина - 2,6м. Приток масловъзлиза на 25,9 m 3 /ден при Hd-1070 m.

Покритието над хоризонт АС 10 е представено от член от глинести скали, вариращи от 10 до 60 m от изток на запад.

Песъчливо-алевритовите скали от свита АС 9 имат ограничено разпространение и са представени под формата на фациесови прозорци, гравитиращи предимно към североизточния и източния участък на структурата, както и към югозападното потъване.

Резервоар АС 9 в района на кладенеца. 290 е открито на дълбочина 2473-2548 m и е ограничено до западната част на полето. Наситени с маслодебелините варират от 3,2 до 7,2 м. Дебит маслоса 1,2 - 4,75 m 3 /ден при Hd - 1382-1184 м. Размерът на находището е 16,1 х 6 km, височина - до 88 m.

В източната част на полето бяха идентифицирани две малки находища (6 х 3 km). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 6,8 м. Притоци масло 6 и 5,6 m 3 /ден при Hd = 1300-1258 м. Наслагите са литоложки екранирани.

Неокомските продуктивни находища са завършени от формация AC 7, която има много мозаечен модел на разположение маслодаени водоносни полета.

Най-голямото по площ, източното находище на формацията AS 7 е открито на дълбочина 2291-2382 м. Очертано е от три страни от резервоарни заместващи зони, а на юг границата му е условна и се провежда по линия 2 km от сондажи 271 и 259. Находището е ориентирано в посока юг-запад-североизток. Притоци масло: 4,9 - 6,7 m 3 /ден при Hd = 1359-875 m. Наситени с маслодебелините варират от 0,8 до 7,8 м. Размерите на литоложки екранираното находище са 46 х 8,5 км, височина до 91 м.

AC 7 депозит в района на клад. 290 е открит на дълбочина 2302-2328 m. Маслоноснидебелините са 1.6 - 3 м. В клад. 290 са получили 5,3 m 3 /ден маслопри P = 15 MPa. Размерът на находището е 10 х 3,6 km, височината - 24 m.

AC 7 депозит в района на клад. 331 е открит на дълбочина 2316-2345 м и представлява дъговидно тяло с форма на леща. Наситени с маслодебелините варират от 3 до 6 м. В клад. 331 получен приток масло 1,5 m 3 /ден при Hd = 1511 м. Размерите на литоложно екранираното находище са 17 х 6,5 km, височина - 27 m.

AC 7 депозит в района на клад. 243 е открит на дълбочина 2254-2304 m. Наситени с маслодебелина 2,2-3,6 м. Размери 11,5 х 2,8 км, височина - 51м. В кладенеца 243 получени масло 1,84 m 3 /ден при Nd-1362 m.

AC 7 депозит в района на клад. 259 е открит на дълбочина 2300 м и представлява леща от пясъчници. Наситени с маслодебелина 5,0 м. Размери 4 х 3 км.

Приобское поле

Име

показатели

Категория

AS 12 3

AS 12 1-2

AS 12 0

AS 11 2-4

AS 11 1

AS 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Първоначално извличане

резерви, хиляди тона

слънце 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Натрупана

производство, хиляди тона

1006

Годишен

производство, хиляди тона

Добре склад

минен

инжекция

Схема

пробиване

3-ред

Размер на мрежата

500*500

Плътност

кладенци

Кратка геоложка и полева характеристика на формациите

Приобское поле

Настроики				Индекс					образуване
Продуктивен резервоар	AS 12 3	AS 12 1-2	AS 12 0		AS 11 2-4	AS 11 1	AS 11 0	AS 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Дълбочина на покрива на формацията, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Абсолютна кота на покрива на пласта, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Абсолютна кота на OWC, m
Обща дебелина на пласта, m												18.8
Ефективна дебелина, m		11.3				10.6
Наситени с маслодебелина, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Коефициент на съдържание на пясък, фракция, единици.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Петрофизични характеристики на резервоарите

Настроики								Индекс				образуване
Продуктивен резервоар		AS 12 3	AS 12 1-2	AS 12 0	AS 11 2-4	AS 11 1	AS 11 0		AS 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Карбонатно съдържание,%	мин.-макс. средно	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

С размер на зърното 0,5-0,25 мм	мин.-макс. средно	1.75
със зърнометрия 0,25-0,1 мм	мин.-макс. средно	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
с размер на зърното, 0,1-0,01 мм	мин.-макс. средно	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
със зърнометрия 0,01 мм	мин.-макс. средно		11.0	10.3					15.3
Коефициент на сортиране,	мин.-макс. средно		1.814	1.755		1.660				1.692
Среден размер на зърното, mm	мин.-макс. средно		0.086	0.089		0.095				0.073
Съдържание на глина,%
Вид цимент		глинести, карбонатно-глинести, филмово-порести.
коеф. Отворена порьозност. според ядрото, части от едно	Мин-мак средно	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20	0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
коеф. пропускливост на ядрото, 10 -3 µm 2	мин.-макс. средно	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Капацитет за задържане на вода,%	мин.-макс. средно
коеф. Отворена порьозност според GIS, единици.
коеф. Пропускливост според GIS, 10 -3 µm 2
коеф. Наситеност с маслопо ГИС, дял бр		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Първоначално налягане в резервоара, mPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Температура на резервоара, С
Дебит маслоспоред резултатите от опознавателния тест. добре m3/ден	Мин-мак средно	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6	0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Производителност, m3/ден. mPa	мин.-макс. средно		2.67	2.12		4.42				1.39
Хидравлична проводимост, 10 -11 m -3 /Pa*sec.	мин.-макс. средно	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Физико-химични характеристики маслоИ газ

Настроики	Индекс	образуване
Продуктивен резервоар	AS 12 3	AS 11 2-4	AC 10 1
Плътност маслов повърхностни Условия, kg/m3	886.0	884.0
Плътност маслов резервоарни условия
Вискозитет при повърхностни условия, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Вискозитет в резервоарни условия	1.57	1.41	1.75

Силикагелни смоли	7.35		7.31
Асфалтен	2.70	2.44	2.48
Сяра	1.19	1.26	1.30
Парафин	2.54	2.51	2.73
Точка на течливост масло, C 0
температура насищане маслопарафин, C 0
Добив на фракции,%
до 100 С 0
до 150 С 0	66.8
до 200 С 0	15.1	17.0	17.5
до 250 С 0	24.7	25.9	26.6
до 300 С 0		38.2	39.2
Компонентен състав масло(молар Концентрация,%)
въглероден газ	0.49	0.52	0.41
Азот	0.25	0.32	0.22
Метан	22.97	23.67	18.27
Етан	4.07	4.21	5.18
Пропан	6.16	6.83	7.58
Изобутан	1.10	1.08	1.13
Нормален бутан	3.65	3.86	4.37
Изопентан	1.19	1.58	1.25
Нормален пентан	2.18	2.15	2.29
C6+високо	57.94	55.78	59.30
Молекулна маса, kg/mol			161.3
Налягане на насищане, mPa			6.01
Обемен коефициент	1.198	1.238	1.209
Газкоефициент за условна сепарация m 3 /t
Плътност газ,kg/m3	1.242	1.279	1.275
Тип газ
Компонентен състав нефтен газ (моларна концентрация,%)
Азот	1.43	1.45	1.26
въглероден газ	0.74	0.90	0.69
Метан	68.46	66.79	57.79
Етан	11.17	1.06	15.24
Пропан	11.90	13.01	16.42
Изобутан	1.26	1.26	1.54
Нормален бутан	3.24	3.50	4.72
Изопентан	0.49	0.67	0.65
Пентан	0.71	0.73	0.95
C6+високо	0.60	0.63	0.74

Състав и свойства на пластовите води

Водоносен комплекс
Продуктивен резервоар	AS 12 0	AS 11 0	AC 10 1
Плътност на водата при повърхностни условия, t/m3
Минерализация, g/l
Тип вода		хлор-ка-	лицеви

хлор		9217
Натрий+Калий		5667
калия
Магнезий
Хидрокарбонат		11.38
йод		47.67
Бром
Бор
Амоняк		40.0