Priobskoye-Ölfeld auf der Karte. Priobskoye nm ist ein komplexes, aber vielversprechendes Ölfeld in Khmao. Eigenschaften des Priobskoje-Feldes
Priobskoje ist ein riesiges Ölfeld in Russland.
Das Hotel liegt im Autonomen Kreis Chanty-Mansiysk, in der Nähe von Chanty-Mansiysk. 1982 eröffnet. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, das rechte - 1999.
Geologische Reserven werden auf 5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die nachgewiesenen und förderbaren Reserven werden auf 2,4 Milliarden Tonnen geschätzt.
Das Feld gehört zur westsibirischen Öl- und Gasprovinz. 1982 eröffnet. Ablagerungen in einer Tiefe von 2,3-2,6 km. Öldichte 863-868 kg/m³, mäßiger Paraffingehalt (2,4-2,5%) und Schwefelgehalt 1,2-1,3%.
Ende 2005 gab es 954 produzierende und 376 Injektionsbrunnen, von denen im letzten Jahr 178 Brunnen gebohrt wurden.
Die Ölförderung im Priobskoje-Feld belief sich 2007 auf 40,2 Millionen Tonnen, davon Rosneft - 32,77 und Gazprom Neft - 7,43 Millionen Tonnen.
Derzeit wird der nördliche Teil des Feldes (SLT) von RN-Yuganskneftegaz LLC, im Besitz von Rosneft, und der südliche Teil (YULT) von Gazpromneft-Khantos LLC, im Besitz von Gazprom Neft, entwickelt. Außerdem gibt es im Süden des Feldes relativ kleine Verkhne-Shapshinskiy- und Sredne-Shapshinskiy-Lizenzblöcke, die seit 2008 von NAK AKI OTYR entwickelt wurden, das JSC Russneft gehört.
Anfang November 2006 wurde auf dem Ölfeld Priobskoje, das von OOO RN-Yuganskneftegaz (einer Tochtergesellschaft des staatlichen Unternehmens Rosneft, das die Kontrolle über das Hauptvermögen von Yukos, Yuganskneftegaz, erlangte) unter Beteiligung von Spezialisten von Newco Well Service das größte betrieben in Russland Hydraulic Fracturing einer Öllagerstätte. 864 Tonnen Stützmittel wurden in das Reservoir gepumpt. Die Operation dauerte sieben Stunden und wurde live über das Internet in das Büro von Yuganskneftegaz übertragen.
Priobskoje-Ölfeld
§1.Ölfeld Priobskoje.
Priobskoje- Das größte Feld in Westsibirien befindet sich administrativ in der Region Chanty-Mansiysk, 65 km von Chanty-Mansiysk und 200 km von Neftejugansk entfernt. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers - 1999. Die geologischen Reserven werden auf 5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die nachgewiesenen und förderbaren Reserven werden auf 2,4 Milliarden Tonnen geschätzt. 1982 eröffnet. Ablagerungen in einer Tiefe von 2,3-2,6 km. Die Dichte des Öls beträgt 863-868 kg/m3 (die Ölsorte ist mittel, da sie in den Bereich von 851-885 kg/m 3 fällt), der Gehalt an Paraffinen ist mäßig (2,4-2,5 %). Der Schwefelgehalt beträgt 1,2-1,3% (gehört zur Klasse der schwefelhaltigen Öle der Klasse 2, die der Raffinerie gemäß GOST 9965-76 zugeführt werden). Ende 2005 gab es im Feld 954 produzierende und 376 Injektionsbohrungen. Die Ölförderung im Priobskoje-Feld belief sich 2007 auf 40,2 Millionen Tonnen, davon Rosneft - 32,77 und Gazprom Neft - 7,43 Millionen Tonnen. Die Mikroelementzusammensetzung von Öl ist ein wichtiges Merkmal dieser Art von Rohstoffen und enthält verschiedene geochemische Informationen über das Alter des Öls, Entstehungsbedingungen, Herkunft und Migrationsrouten und wird häufig zur Identifizierung von Ölfeldern, zur Optimierung der Suchstrategie für Lagerstätten, Trennung der Produktion von gemeinsam betriebenen Brunnen.
Tabelle 1. Bereich und Durchschnittswert des Mikroelementgehalts von Priobskaja-Öl (mg/kg)
Anfangsflussrate des Betriebs Ölquellen liegt bei 35 t/Tag. bis zu 180 t/Tag. Die Lage der Brunnen ist gruppiert. Ölrückgewinnungsfaktor 0,35.
Ein Cluster von Brunnen ist eine solche Anordnung, wenn die Mündungen auf derselben technologischen Plattform nahe beieinander liegen und sich die Böden der Brunnen in den Knoten des Reservoirentwicklungsgitters befinden.
Derzeit werden die meisten Produktionsbohrungen in Clustern gebohrt. Dies erklärt sich aus der Tatsache, dass das Cluster-Bohren von Lagerstätten die Größe der Gebiete, die von Bohr- und dann Produktionsbohrungen, Straßen, Stromleitungen und Pipelines belegt werden, erheblich reduzieren kann.
Dieser Vorteil ist besonders wichtig beim Bau und Betrieb von Brunnen auf fruchtbaren Böden, in Reserven, in der Tundra, wo die gestörte Oberflächenschicht der Erde nach mehreren Jahrzehnten wiederhergestellt wird, in sumpfigen Gebieten, was die Kosten erschwert und stark erhöht Bau- und Installationsarbeiten von Bohr- und Betriebsanlagen. Pad-Bohrungen sind auch erforderlich, wenn es erforderlich ist, Ölvorkommen unter Industrie- und Zivilstrukturen, unter dem Grund von Flüssen und Seen, unter der Schelfzone von der Küste und Überführungen zu öffnen. Einen besonderen Platz nimmt der Clusterbau von Brunnen auf dem Territorium von Tjumen, Tomsk und anderen Regionen Westsibiriens ein, der es ermöglichte, den Bau von Öl erfolgreich durchzuführen und Gasbrunnen.
Die Lage der Brunnen im Brunnenfeld hängt von den Geländebedingungen und den vorgeschlagenen Kommunikationsmitteln zwischen dem Brunnenfeld und der Basis ab. Büsche, die nicht durch feste Straßen mit der Basis verbunden sind, gelten als lokal. In einigen Fällen können Büsche einfach sein, wenn sie sich auf Autobahnen befinden. Auf lokalen Brunnenpads sind sie in der Regel in alle Richtungen fächerförmig angeordnet, was eine maximale Anzahl von Brunnen auf einem Brunnenpad ermöglicht.
Die Bohr- und Hilfsausrüstung ist so montiert, dass beim Transport der Bohranlage von einem Bohrloch zum anderen die Bohrpumpen, die Schachtgruben und ein Teil der Ausrüstung für die Reinigung, chemische Behandlung und Aufbereitung von Spülflüssigkeit bis zur Fertigstellung stationär bleiben den Bau aller (oder eines Teils) der Brunnen auf diesem Brunnenfeld.
Die Anzahl der Wells in einem Cluster kann von 2 bis 20–30 oder mehr variieren. Je mehr Bohrlöcher in der Platte vorhanden sind, desto größer ist die Abweichung der Böden von den Bohrlochköpfen, die Länge des Bohrlochs nimmt zu, die Länge des Bohrlochs nimmt zu, was zu einer Erhöhung der Bohrkosten führt. Außerdem besteht die Gefahr, auf Stämme zu treffen. Daher wird es notwendig, die erforderliche Anzahl von Vertiefungen in einem Cluster zu berechnen.
Ein Tiefpumpverfahren zur Ölförderung ist ein Verfahren, bei dem das Aufsteigen von Flüssigkeit aus einem Bohrloch an die Oberfläche unter Verwendung von stangen- und stangenlosen Pumpeinheiten durchgeführt wird. verschiedene Arten.
Auf dem Feld Priobskoye werden elektrische Kreiselpumpen verwendet - eine stangenlose Tiefbrunnenpumpe, bestehend aus einer mehrstufigen (50-600 Stufen) Kreiselpumpe, die vertikal auf einer gemeinsamen Welle angeordnet ist, einem Elektromotor (einem mit Dielektrikum gefüllten Asynchron-Elektromotor). Öl) und einen Protektor, der dazu dient, den Elektromotor vor dem Eindringen von Flüssigkeiten zu schützen. Der Motor wird von einem Panzerkabel angetrieben, das zusammen mit den Pumpenrohren abgesenkt wird. Die Rotationsfrequenz der Motorwelle beträgt etwa 3000 U/min. Die Steuerung der Pumpe erfolgt an der Oberfläche mittels einer Kontrollstation. Die Leistung der elektrischen Kreiselpumpe variiert von 10 bis 1000 m3 Flüssigkeit pro Tag bei einem Wirkungsgrad von 30-50 %.
Die Installation einer elektrischen Kreiselpumpe umfasst unterirdische und oberirdische Geräte.
Die Installation einer im Bohrloch befindlichen elektrischen Zentrifugalpumpe (ESP) weist nur eine Kontrollstation an der Oberfläche des Bohrlochs auf Leistungstransformator und ist durch das Vorhandensein von Hochspannung in dem Stromkabel gekennzeichnet, das zusammen mit dem Rohr in das Bohrloch abgesenkt wird. Hochproduktive Bohrungen mit hohem Lagerstättendruck werden durch elektrische Kreiselpumpenaggregate betrieben.
Das Feld ist abgelegen, schwer zugänglich, 80 % des Territoriums befinden sich in der Überschwemmungsebene des Flusses Ob und werden während der Hochwasserperiode überflutet. Das Feld zeichnet sich durch eine komplexe geologische Struktur aus - eine komplexe Struktur von Sandkörpern in Bezug auf Fläche und Abschnitt, die Schichten sind hydrodynamisch schwach verbunden. Reservoire produktiver Formationen sind gekennzeichnet durch:
Geringe Durchlässigkeit;
Niedrige Körnung;
Erhöhter Tongehalt;
Hohe Dissektion.
Priobskoje-Feld Es zeichnet sich durch eine komplexe Struktur von Produktionshorizonten sowohl in der Fläche als auch im Schnitt aus. Die Lagerstätten der Horizonte AC10 und AC11 sind mittel- und niedrigproduktiv, und AC12 ist ungewöhnlich niedrigproduktiv. Die geologischen und physikalischen Eigenschaften der produktiven Schichten des Feldes weisen auf die Unmöglichkeit hin, das Feld zu entwickeln, ohne seine produktiven Schichten aktiv zu beeinflussen und ohne Methoden der Produktionsstimulierung anzuwenden. Dies bestätigt die Erfahrungen bei der Entwicklung des Betriebsteils des linksrheinischen Teils.
Die wichtigsten geologischen und physikalischen Eigenschaften des Priobskoje-Feldes zur Bewertung der Anwendbarkeit verschiedener Impaktmethoden sind:
1) Tiefe der produktiven Schichten - 2400-2600 m,
2) Ablagerungen sind lithologisch abgeschirmt, das natürliche Regime ist elastisch, geschlossen,
3) die Dicke der Schichten AC 10, AC 11 bzw. AC 12 bis zu 20,6, 42,6 und 40,6 m.
4) Anfänglich Vorratsdruck- 23,5-25 MPa,
5) Formationstemperatur - 88-90°С,
6) geringe Durchlässigkeit von Stauseen, Durchschnittswerte gemäß den Ergebnissen
7) hohe laterale und vertikale Heterogenität der Formationen,
8) Reservoirölviskosität – 1,4–1,6 mPa*s,
9) Sättigungsdruck des Öls 9-11 MPa,
10) Öl der naphthenischen Reihe, paraffinisch und harzarm.
Vergleicht man die präsentierten Daten mit den bekannten Kriterien für den effektiven Einsatz von Reservoir-Stimulationsverfahren, so lässt sich feststellen, dass auch ohne detaillierte Analyse thermische Verfahren und das Polymerfluten (als Verfahren zur Ölverdrängung aus Reservoirs) davon ausgeschlossen werden können Methoden für das Feld Priobskoje. Thermische Verfahren werden für Ablagerungen mit hochviskosen Ölen und in Tiefen von bis zu 1500-1700 m verwendet (höhere Temperaturen, teure Spezialpolymere).
Neue Technologien und eine kompetente Politik von Yuganskneftegaz haben den Zustand des Ölfeldes Priobskoye verbessert, dessen geologische Reserven sich auf das Niveau von 5 Milliarden Tonnen Öl belaufen.
Priobskoye NM ist ein riesiges Ölfeld in Russland. Dieses schwer zugängliche und abgelegene Feld liegt 70 km von der Stadt Chanty-Mansijsk und 200 km von der Stadt Neftejugansk entfernt. Es gehört zur westsibirischen Öl- und Gasprovinz. Etwa 80% des Priobsky NM befinden sich direkt in der Aue des Flusses Ob und sind durch Wasser in zwei Teile geteilt. Ein Merkmal von Priobskoje sind Überschwemmungen während Hochwasserperioden.
Wichtigste geologische und physikalische Eigenschaften der Lagerstätte
Eine Besonderheit der Priobskoje ist eine komplizierte geologische Struktur, die durch mehrere Schichten und einen geringen Produktivitätsgrad gekennzeichnet ist. Die Lagerstätten der wichtigsten produktiven Formationen zeichnen sich durch eine geringe Durchlässigkeit, ein niedriges Netto-Brutto-Verhältnis, einen hohen Tongehalt und eine starke Dissektion aus. Diese Faktoren legen den Einsatz von Hydrofracturing-Technologien im Entwicklungsprozess nahe.
Die Lage der Lagerstätten ist nicht tiefer als 2,6 km. Öldichteindikatoren sind 0,86–0,87 Tonnen pro m³. Der Anteil an Paraffinen ist moderat und übersteigt 2,6 % nicht, der Schwefelanteil liegt bei etwa 1,35 %.
Das Feld ist als sauer eingestuft und verfügt über Öl der Klasse II gemäß GOST für Raffinerien.Die Ablagerungen sind lithologisch abgeschirmt und haben die Elastizität und Isolation des natürlichen Regimes. Die Reservoirdickenindikatoren reichen von 0,02 bis 0,04 km. Der Formationsdruck hat Anfangswerte von 23,5–25 MPa. Das Temperaturregime der Stauseen bleibt im Bereich von 88–90 °C. Das Reservoiröl hat stabile Viskositätsparameter und einen dynamischen Koeffizienten von 1,6 MPa s sowie den Effekt der Ölsättigung bei einem Druck von 11 MPa.
Charakteristisch sind der Paraffingehalt und der niedrige Harzgehalt der naphthenischen Reihe. Das anfängliche tägliche Volumen des Betriebs von Ölquellen variiert zwischen 35 und 180 Tonnen. Die Art der Brunnen richtet sich nach der Lage des Clusters, und der maximale Gewinnungsfaktor beträgt 0,35 Einheiten. Das Ölfeld Priobskoye produziert Rohöl mit einer erheblichen Menge an leichten Kohlenwasserstoffen, was die Notwendigkeit zur Stabilisierung oder Abtrennung von APG mit sich bringt.
Beginn der Entwicklung und Bestände
Priobskoe NM wurde 1982 eröffnet. 1988 begann die Erschließung des linksufrigen Teils des Platzes und elf Jahre später begann die Erschließung des rechten Ufers.
Die Menge der geologischen Reserven beträgt 5 Milliarden Tonnen, und die nachgewiesene und abbaubare Menge wird auf fast 2,5 Milliarden Tonnen geschätzt.
Merkmale der Produktion auf dem Feld
Die Entwicklungsdauer im Sinne des Production Sharing Agreements wurde mit maximal 58 Jahren angenommen. Das maximale Niveau der Ölproduktion beträgt fast 20 Millionen Tonnen in 16 Jahren ab dem Zeitpunkt der Entwicklung.
Die Finanzierung in der Anfangsphase war in Höhe von 1,3 Mrd. USD geplant, die Investitionsausgaben beliefen sich auf 28 Mrd. USD und die Betriebskosten auf 27,28 Mrd. USD. Es war geplant, die lettische Stadt Ventspils, Odessa, Novorossiysk anzuziehen.
Laut Daten aus dem Jahr 2005 verfügt das Feld über 954 Produktionsbohrungen und 376 Injektionsbohrungen.Unternehmen, die das Feld entwickeln
1991 begannen Yuganskneftegaz und Amoso , die Aussichten gemeinsamer Entwicklungen im Norden zu erörtern 
die Bank des NM Priobskoye.
1993 gewann das Unternehmen Amoso den Wettbewerb und erhielt das exklusive Recht, das Ölfeld Priobskoye zusammen mit Yuganskneftegaz zu entwickeln. Ein Jahr später haben die Unternehmen eine Projektvereinbarung über den Vertrieb der Produkte sowie eine Umwelt- und Machbarkeitsstudie des entwickelten Projekts vorbereitet und der Regierung vorgelegt.
1995 lernte die Regierung eine zusätzliche Machbarkeitsstudie kennen, die neue Daten über das Feld Priobskoye widerspiegelte. Auf Anordnung des Ministerpräsidenten wurde eine Regierungsdelegation gebildet, der Vertreter des Autonomen Okrugs der Chanten und Mansen sowie einiger Ministerien und Ämter angehörten, um im Zusammenhang mit der Entwicklung des nördlichen Segments ein Production Sharing Agreement auszuhandeln das Priobskoje-Feld.
Mitte 1996 wurde in Moskau von einer gemeinsamen russisch-amerikanischen Kommission eine Erklärung über die Priorität von Designinnovationen in der Energiewirtschaft gehört, auch auf dem Territorium des Ölfeldes Priobskoje.
1998 Partner von Yuganskneftegaz bei der Entwicklung des Ölfeldes Priobskoye, Amerikanisches Unternehmen Amoso wurde von der britischen Firma British Petroleum übernommen, und von BP / Amoso wurde eine offizielle Erklärung über die Beendigung der Teilnahme am Projekt zur Erschließung des Priobskoye-Feldes abgegeben.
Dann war eine Tochtergesellschaft des staatlichen Unternehmens Rosneft, die die Kontrolle über das zentrale Vermögen von Yukos, Yuganskneftegaz, LLC RN-Yuganskneftegaz, erhielt, an der Entwicklung des Feldes beteiligt.
Im Jahr 2006 führten Spezialisten von NM Priobskoye und Newco Well Service das größte hydraulische Brechen eines Ölreservoirs in der Russischen Föderation durch, in das 864 Tonnen Stützmittel gepumpt wurden. Die Operation dauerte sieben Stunden, die Live-Übertragung konnte über das Internetbüro von Yuganskneftegaz verfolgt werden.Jetzt arbeitet RN-Yuganskneftegaz LLC kontinuierlich an der Entwicklung des nördlichen Teils des Ölfeldes Priobskoye, und Gazpromneft-Khantos LLC, das zu Gazpromneft gehört, entwickelt den südlichen Abschnitt des Feldes. Der südliche Abschnitt des NM Priobskoje weist flächenmäßig unbedeutende Lizenzgebiete auf. Die Entwicklung der Segmente Sredne-Shapshinskiy und Verkhne-Shapshinskiy wird seit 2008 von der zur OAO Russneft gehörenden NAK AKI OTYR durchgeführt.
Aussichten für das Priobsky NM
Vor einem Jahr wurde Gazpromneft-Khantos Eigentümer einer Lizenz zur Durchführung einer geologischen Untersuchung von Parametern im Zusammenhang mit tiefen ölgesättigten Horizonten. Der südliche Teil der NM Priobskoe, einschließlich der Formationen Bazhenov und Achimov, wird untersucht.
Das letzte Jahr war von der Analyse der geografischen Daten auf dem Territorium des Bazheno-Abalaksky-Komplexes des Yuzhno-Priobsky-Ölfelds geprägt. Die Kombination aus spezialisierter Kernanalyse und Bewertung dieser Reservenklasse beinhaltet das Bohren von vier abweichenden Schürf- und Bewertungsbohrungen.
2016 werden Horizontalbohrungen durchgeführt. Zur Abschätzung des Volumens der förderbaren Reserven ist ein mehrstufiges Hydraulic Fracturing vorgesehen.
Die Auswirkungen der Lagerstätte auf die Ökologie des Gebiets
Die Hauptfaktoren, die die Umweltsituation im Bereich der Lagerstätte beeinflussen, sind das Vorhandensein von Emissionen in die Atmosphäre. 
Schichten. Diese Emissionen sind Erdölgas, Verbrennungsprodukte von Erdöl, Verdampfungsbestandteile aus leichten Kohlenwasserstofffraktionen. Außerdem werden Verschmutzungen von Ölprodukten und -bestandteilen auf dem Boden beobachtet.
Die territoriale Besonderheit der Lagerstätte ergibt sich aus ihrer Lage in Flussauenlandschaften und innerhalb der Wasserschutzzone. Besondere Anforderungen an die Entwicklung zu stellen, basiert auf hoher Wertigkeit. In dieser Situation werden Überschwemmungsgebiete mit einer charakteristischen hohen Dynamik und einem komplexen hydrologischen Regime betrachtet. Dieser Bereich wurde zum Nisten ausgewählt. Zugvögel semiaquatische Arten, viele sind im Roten Buch enthalten. Die Lagerstätte befindet sich auf dem Territorium von Wanderrouten und Überwinterungsgebieten für viele seltene Vertreter der Ichthyofauna.
Noch vor 20 Jahren unterstand die Zentralkommission für die Entwicklung von NM und NGM dem Ministerium für Brennstoffe und Energie Russlands sowie dem Ministerium für Umweltschutz und natürliche Ressourcen Russland hat das genaue Schema für die Entwicklung des NM Priobskoye und den Umweltteil aller vorläufigen Designdokumentationen genehmigt.
Die Lagerstätte Priobskoje wird vom Fluss Ob in zwei Teile geteilt. Es ist sumpfig und während der Flut wird das meiste davon überflutet. Diese Bedingungen trugen zur Bildung von Fischlaichgebieten auf dem Territorium der NM bei. Das russische Ministerium für Brennstoffe und Energie präsentierte sich in Staatsduma Materialien, auf deren Grundlage eine Schlussfolgerung über die Komplikation der Entwicklung des Ölfeldes Priobskoye aufgrund der vorhandenen natürlichen Faktoren gezogen wurde. Solche Dokumente bestätigen die Notwendigkeit zusätzlicher finanzielle Resourcen um auf dem Gebiet des Feldes nur die neuesten und umweltfreundlichen Technologien einzusetzen, die eine hocheffiziente Umsetzung von Umweltschutzmaßnahmen ermöglichen.
Ölfelder Russlands
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
Die nördlichen drei Viertel des Feldes wurden von YUKOS über seine Tochtergesellschaft Yuganskneftegaz kontrolliert und begannen im Jahr 2000 mit der Ölförderung. Im Jahr 2004 wurde Yuganskneftegaz von Rosneft gekauft, die heute die Betriebsgesellschaft für diesen Teil des Feldes ist. Das südliche Viertel des Feldes wurde von Sibir Energy kontrolliert, die ein Joint Venture mit Sibneft zur Erschließung des Feldes gründeten, dessen Volumenproduktion 2003 begann jetzt mehrheitlich von Gazprom kontrolliert und in Gazprom Neft umbenannt.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Priobskoje-Feld (KhMAO)
Reserven, mt
АВС1 - 1061,5
C2 - 169,9
Produktion im Jahr 2007, Millionen Tonnen - 33,6
Das Samotlor-Feld war viele Jahre lang das größte Feld, sowohl hinsichtlich der Reserven als auch der Ölförderung. Im Jahr 2007 verlor es zum ersten Mal den ersten Platz an das Priobskoje-Feld, wo die Ölproduktion 33,6 Millionen Tonnen (7,1 % der russischen) erreichte und die erkundeten Reserven im Vergleich zu 2006 um fast 100 Millionen Tonnen zunahmen (unter Berücksichtigung der Rückzahlung beim Bergbau). ).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Abdulmazitow R.D. Geologie und Entwicklung der größten und einzigartigen Öl- und Öl- und Gasfelder in Russland.
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
Priobskoje ist ein riesiges Ölfeld in Russland. Das Hotel liegt im Autonomen Kreis Chanty-Mansiysk, in der Nähe von Chanty-Mansiysk. 1982 eröffnet. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers - 1999.
Geologische Reserven werden auf 5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die nachgewiesenen und förderbaren Reserven werden auf 2,4 Milliarden Tonnen geschätzt.
Die Lagerstätte gehört zur westsibirischen Provinz. 1982 eröffnet. Ablagerungen in einer Tiefe von 2,3-2,6 km. Öldichte 863-868 kg/m3, mäßiger Paraffingehalt (2,4-2,5%) und Schwefelgehalt 1,2-1,3%.
Ende 2005 verfügte das Feld über 954 Produktions- und 376 Injektionsbohrungen, von denen 178 im letzten Jahr gebohrt wurden.
Die Ölförderung im Priobskoje-Feld belief sich 2007 auf 40,2 Millionen Tonnen, davon Rosneft - 32,77 und Gazprom Neft - 7,43 Millionen Tonnen.
Derzeit wird die Entwicklung des nördlichen Teils des Feldes von LLC RN-Yuganskneftegaz, im Besitz von Rosneft, und des südlichen Teils von LLC Gazpromneft-Khantos, im Besitz von Gazprom Neft, durchgeführt.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field
http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
PRIOBSKOYE: ES GIBT 100 MILLIONEN! (Rosneft: Company Bulletin, September 2006) -
Am 1. Mai 1985 wurde die erste Explorationsbohrung im Feld Priobskoye gelegt. Im September 1988 begann am linken Ufer die fließende Produktion von Bohrloch Nr. 181-P mit einer Durchflussrate von 37 Tonnen pro Tag. Am letzten Julitag 2006 meldeten die Ölmänner von Priobsky die Förderung der 100-millionsten Tonne Öl.
Die Lizenz für die Erschließung der Lagerstätte gehört OAO Yuganskneftegaz.
Das größte Lager in Westsibirien - Priobskoje - liegt administrativ in der Region Chanty-Mansiysk, 65 km von Chanty-Mansiysk und 200 km von Neftejugansk entfernt. Priobskoje wurde 1982 entdeckt. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers - 1999.
Nach der russischen Klassifizierung sind die erkundeten Ölreserven 1,5 Milliarden Tonnen, förderbar - mehr als 600 Millionen Tonnen.
Laut der von der internationalen Wirtschaftsprüfungsgesellschaft DeGolyer & MacNaughton erstellten Analyse zum 31. Dezember 2005 betragen die Ölreserven des Priobskoje-Feldes nach der SPE-Methodik: nachgewiesen 694 Millionen Tonnen, wahrscheinlich - 337 Millionen Tonnen, möglich - 55 Millionen Tonnen.
Reserviert nach Feld von Russische Maßstäbe Stand 01.01.2006: NGZ (Öl- und Gasreserven) - 2476,258 Millionen Tonnen.
Die Ölförderung auf dem Priobskoje-Feld belief sich 2003 auf 17,6 Millionen Tonnen, 2004 auf 20,42 Millionen Tonnen und 2005 auf 20,59 Millionen Tonnen. In den strategischen Entwicklungsplänen des Unternehmens wird dem Feld Priobskoye einer der Hauptplätze zugewiesen - bis 2009 sollen hier bis zu 35 Millionen Tonnen produziert werden.
Am letzten Julitag 2006 meldeten die Ölmänner von Priobsky die Förderung der 100-millionsten Tonne Öl. 60 % des Territoriums des Priobskoje-Feldes befinden sich in der Überschwemmungsebene des Flusses Ob, beim Bau von Bohrinseln, Druckölpipelines und Unterwasserübergängen werden umweltfreundliche Technologien eingesetzt.
Geschichte des Feldes Priobskoje:
1985 wurden kommerzielle Ölreserven entdeckt, nach den Tests von Bohrloch 181r wurde ein Zufluss von 58 m3 / Tag erzielt
1989 - Beginn der Bohrung von 101 Pads (linkes Ufer)
1999 - Inbetriebnahme der Bohrlöcher 201 Pad (Right Bank)
Im Jahr 2005 belief sich die Tagesproduktion auf 60.200 Tonnen pro Tag, der Produktionsfonds von 872 Bohrlöchern, 87.205,81 Tausend Tonnen wurden seit Beginn der Entwicklung produziert.
Nur im letzten Jahren, unter Verwendung von Richtungsbohrungen, wurden 29 Unterwasserkreuzungen auf dem Feld fertiggestellt, darunter 19 neue gebaut und 10 alte rekonstruiert.
Site-Objekte:
Druckerhöhungspumpstationen - 3
Mehrphasig Pumpstation Sulzer-1
Cluster-Pumpstationen zum Pumpen des Arbeitsmittels in das Reservoir - 10
Schwimmende Pumpstationen - 4
Ölvorbereitungs- und Pumpworkshops - 2
Ölabscheideeinheit (USN) - 1
Im Mai 2001 wurde Sulzers einzigartige Mehrphasen-Pumpstation auf Pad 201 am rechten Ufer des Priobskoye-Feldes installiert. Jede Pumpe der Anlage kann 3,5 Tausend Kubikmeter Flüssigkeit pro Stunde pumpen. Der Komplex wird von einem Bediener bedient, alle Daten und Parameter werden auf einem Computermonitor angezeigt. Die Station ist die einzige in Russland.
Die niederländische Pumpstation „Rosskor“ wurde im Jahr 2000 auf dem Priobskoje-Feld ausgerüstet. Es ist für das Pumpen von mehrphasigen Flüssigkeiten innerhalb des Feldes ohne Verwendung von Fackeln ausgelegt (um ein damit verbundenes Abfackeln von Gas in der Überschwemmungsebene des Ob-Flusses zu vermeiden).
Die Verarbeitungsanlage für Bohrklein am rechten Ufer des Priobskoje-Feldes produziert Silikatziegel, die als Baumaterial für den Bau von Straßen, Fundamenten usw. verwendet werden. Um das Problem der Nutzung des im Priobskoye-Feld produzierten Begleitgases zu lösen, Prirazlomnoye-Feld Das erste Gasturbinenkraftwerk im Autonomen Kreis Khanty-Mansiysk wurde gebaut, um die Felder Priobskoye und Prirazlomnoye mit Strom zu versorgen.
Die über den Ob gebaute Stromübertragungsleitung hat keine Analoga, deren Spannweite 1020 m beträgt, und der Durchmesser des speziell in Großbritannien hergestellten Drahtes beträgt 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
Der 5. November 2009 war ein weiterer bedeutender Tag in der Geschichte von Yuganskneftegaz – die 200-millionste Tonne Öl wurde auf dem Priobskoye-Feld gefördert. Denken Sie daran, dass dieses riesige Ölfeld 1982 entdeckt wurde. Das Feld liegt in der Nähe von Chanty-Mansijsk und wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers - 1999. Die 100-millionste Tonne Öl wurde im Juli 2006 auf dem Feld gefördert.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24.03.2010 Rosneft Oil Company plant, im Jahr 2010 29,6 Millionen Tonnen Öl auf dem Priobskoye-Feld zu fördern, was 12,4 % weniger als im Jahr 2009 ist, teilt die Informationsabteilung des Unternehmens mit. Im Jahr 2009 förderte Rosneft 33,8 Millionen Tonnen Öl aus dem Feld.
Darüber hinaus hat Rosneft dem Bericht zufolge heute die erste Stufe eines Gasturbinenkraftwerks (GTPP) auf dem Öl- und Gasfeld Priobskoje in Betrieb genommen. Die Kapazität der ersten Stufe des GTPP beträgt 135 MW, die zweite Stufe soll im Mai 2010 in Betrieb genommen werden, die dritte - im Dezember. Die Gesamtleistung der Station beträgt 315 MW. Der Bau der Station zusammen mit Hilfseinrichtungen wird Rosneft 18,7 Milliarden Rubel kosten. Gleichzeitig, so die Mitteilung, wegen der Absage hydraulische Bauwerke und Installation von Dampfkraftanlagen wurden die Investitionsausgaben für den Bau des GTPP um mehr als 5 Milliarden Rubel reduziert.
Der Leiter von Rosneft, Sergey Bogdanchikov, stellte fest, dass die Inbetriebnahme des GTPP Priobskaya gleichzeitig drei Probleme löst: die Nutzung von Begleitgas (APG), die Versorgung des Feldes mit Strom und die Stabilität des Energiesystems der Region.
Im Jahr 2009 förderte Rosneft im Priobskoje-Feld mehr als 2 Milliarden Kubikmeter. m Erdölbegleitgas (APG) und verbrauchte nur etwas mehr als 1 Milliarde Kubikmeter. m. Bis 2013 wird sich das Bild ändern: trotz Rückgang der APG-Produktion auf 1,5 Milliarden Kubikmeter. m, seine Nutzung wird 95% erreichen, heißt es in dem Bericht.
Laut S. Bogdanchikov erwägt Rosneft die Möglichkeit, Gazprom Neft sein Rohr für den Transport von Erdölbegleitgas aus dem Priobskoje-Feld zur Entsorgung im Juschno-Balyksky-Gasverarbeitungskomplex von SIBUR zur Verfügung zu stellen. Das berichtet RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Rosneft deckt bis zu 30 % seines Energieverbrauchs mit eigenen Anlagen. Kraftwerke, die mit Begleitgas betrieben werden, wurden gebaut: auf dem Priobskoje-Feld, in Vankor, in der Region Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
Gazprom Neft hat die erste Phase des Gasturbinenkraftwerks Yuzhno-Priobskaya (GTPP) auf dem Feld Priobskoye (KhMAO) in Betrieb genommen, das vom Unternehmen für den eigenen Produktionsbedarf gebaut wurde, teilte das Unternehmen in einer Erklärung mit.
Die Kapazität der ersten Stufe des GTPP betrug 48 MW. Volumen Kapital Investitionen für die Einführung der ersten Stufe - 2,4 Milliarden Rubel.
Derzeit beträgt der Strombedarf von Gazpromneft-Khantos etwa 75 MW Strom, und nach Berechnungen der Spezialisten des Unternehmens wird der Energieverbrauch bis 2011 auf 95 MW anwachsen. Darüber hinaus werden die Tarife des Tjumener Energiesystems in den kommenden Jahren erheblich steigen - von 1,59 Rubel pro kWh im Jahr 2009 auf 2,29 Rubel pro kWh im Jahr 2011.
Der Start der zweiten Stufe des Kraftwerks wird es ermöglichen, die Energieerzeugungskapazität von Gazpromneft-Khantos auf 96 MW zu erhöhen und den Strombedarf des Unternehmens vollständig zu decken.
Das Priobskoje-Feld ist der wichtigste Aktivposten von Gazprom Neft und macht fast 18 % der Produktionsstruktur des Unternehmens aus.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
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Downscaling von Entwicklungsobjekten als Methode zur verbesserten Ölförderung
Auf dem Priobskoye-Feld werden drei Reservoirs gemeinsam entwickelt - AC10, AC11, AC12, und die Permeabilität des AC11-Reservoirs ist um eine Größenordnung höher als die Permeabilität der AC10- und AC12-Reservoire. Für die effiziente Entwicklung von Reserven aus den gering durchlässigen Formationen AC10 und AC12 gibt es keine andere Alternative als die Implementierung der ORRNEO-Technologie, hauptsächlich in Injektionsbohrungen.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
Die Methode der komplexen Interpretation von Bohrlochprotokollierungsergebnissen, die in OAO ZSK "TYUMENPROMGEOPHYSICS" bei der Untersuchung von terrigenen Abschnitten verwendet wird
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Frolovskaya-Fazieszone des Neocomian von Westsibirien im Lichte einer Bewertung der Aussichten für das Öl- und Gaspotenzial
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatur
Regionale stratigraphische Schemata der mesozoischen Ablagerungen der Westsibirischen Tiefebene. - Tjumen - 1991.
Geologie von Öl und Gas in Westsibirien // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov und andere - M .: Nedra - 1975. - 680 p.
Katalog stratigraphischer Gliederungen // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Ausgabe. 67.-313 S.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. Stratigraphie der mesozoischen Ablagerungen der Plattformabdeckung der Westsibirischen Platte // Probleme der Geologie der Westsibirischen Erdöl- und Erdgasprovinz /Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Heft 11.- 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Anomaltypen von Abschnitten der Formationen Bazhenov und Tutleym in Westsibirien // Bulletin des Untergrundbenutzers KhMAO.- 2002.-11.- S. 64-69.
Effizienz der Ölfeldentwicklung
In Russland werden sowohl Horizontalbohrungen als auch Hydraulic Fracturing in ausreichenden Mengen in Lagerstätten mit geringer Permeabilität eingesetzt, beispielsweise im Feld Priobskoye, wo die Permeabilität nur 1 bis 12 Millidarcy beträgt und Hydraulic Fracturing einfach unverzichtbar ist.
http://energyland.info/analytic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Ein neuer Umweltskandal im Autonomen Kreis Chanty-Mansijsk. Wieder einmal wurde das bekannte Unternehmen Rosekoprompererabotka, das durch die Verschmutzung des Vakh-Flusses im Erbe von TNK-BP berühmt wurde, sein Teilnehmer.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Verbesserung der Qualität der Gehäusezementierung im Juschno-Priobskoje-Feld
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Thermischer Gaseinschlag und Felder Sibiriens
http://www.energyland.info/analytic-show-52541
Thermogas-Methode und Bazhenov-Formation
http://energyland.info/analytic-show-50375
Umsetzung der gleichzeitigen Injektion im Priobskoje-Feld
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Übertragung von Brunnen des Feldes Priobskoye auf ein adaptives Steuerungssystem für eine elektrische Tauchpumpe
http://www.elektron.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Analyse von ESP-Ausfällen in russischen Feldern
http://neftya.ru/?p=275
Unterbrechungen während der Bildung neokomischer Klinoformen in Westsibirien
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Verbesserung der Technologie der simultan-getrennten Injektion für Mehrschichtfelder
http://www.rogtecmagazine.com/eng/2009/09/blog-post_1963.html
GmbH "Mamontovsky KRS"
Arbeit auf den Feldern Mamontovsky, Maisky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Noch vor dem Jahreswechsel wurden die Umweltkontrollen an den beiden größten Feldern in Jugra, Samotlor und Priobskoye, abgeschlossen. Auf der Grundlage der Ergebnisse wurden enttäuschende Schlussfolgerungen gezogen: Ölarbeiter zerstören nicht nur die Natur, sondern zahlen auch mindestens 30 Milliarden Rubel pro Jahr zu wenig an die Budgets verschiedener Ebenen.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Siberian Oil", Nr. 4(32), April 2006. "Es gibt Raum zum Bewegen"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP/AMOCO zieht sich aus Priobskoje-Projekt zurück, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250
Ein Foto
Priobskoje-Feld
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Priobskoje-Feld, Chanty-Mansi Autonomer Kreis. SGK-Burenie-Unternehmen".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Juschno-Priobskoje-Feld
Das Priobskoje-Feld befindet sich im zentralen Teil der Westsibirischen Tiefebene. Administrativ liegt es in der Region Chanty-Mansiysk, 65 km östlich der Stadt Chanty-Mansiysk und 100 km westlich der Stadt Chanty-Mansiysk. Neftejugansk.
Im Zeitraum 1978-1979. Als Ergebnis detaillierter seismischer Untersuchungen von CDP MOV wurde die Erhebung von Priobskoe identifiziert. Ab diesem Moment beginnt eine detaillierte Untersuchung der geologischen Struktur des Territoriums: die weit verbreitete Entwicklung seismischer Untersuchungen in Kombination mit tiefen Bohren.
Die Entdeckung des Priobskoje-Feldes erfolgte 1982 als Folge Bohren und Testen von Bohrloch 151, als ein kommerzieller Zufluss erhalten wurde Öl mit einer Durchflussrate von 14,2 m 3 /Tag auf einer 4-mm-Drossel aus den Intervallen von 2885-2977 m (Tjumen-Suite YUS 2) und 2463-2467 m (Formation AS 11 1) - 5,9 m 3 /Tag auf einem dynamischen Niveau von 1023 m.
Die Ob-Struktur, nach der tektonischen Karte der meso-känozoischen Plattformabdeckung.
Die westsibirische Geosyneklise befindet sich in der Verbindungszone der Chanty-Mansiysk-Senke, des Lyaminsky-Megatrogs, der Salym- und West-Lyaminsky-Hebungsgruppen.
Die Strukturen erster Ordnung werden durch schwellartige und kuppelförmige Erhebungen zweiter Ordnung und separate lokale antiklinale Strukturen kompliziert, die Gegenstand von Schürf- und Explorationsarbeiten sind Öl und Gas.
Produktionsformationen im Priobskoje-Feld sind Formationen der "AS" -Gruppe: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigraphisch gehören diese Schichten zu den kreidezeitlichen Ablagerungen der oberen Vartovskaya-Suite. Lithologisch besteht die obere Vartovskaya-Formation aus häufigen und ungleichmäßigen Interkalationen von Tonsteinen mit Sandsteinen und Schluffsteinen. Tonsteine sind dunkelgrau, grau mit grünlicher Tönung, schlammig, glimmerig. Sand- und Schluffsteine sind grau, tonig, glimmerig, feinkörnig. Unter Tonsteinen und Sandsteinen gibt es Zwischenschichten aus tonigen Kalksteinen und Sideritkonkretionen.
Die Felsen enthalten verkohlte Pflanzenreste, selten Muscheln (Inocerams) von schlechter und mäßiger Erhaltung.
Durchlässige Gesteine produktiver Formationen haben einen nordöstlichen und submeridialen Streich. Nahezu alle Lagerstätten sind durch eine Zunahme der gesamten effektiven Dicke, des Netto-Brutto-Verhältnisses, hauptsächlich in Richtung der zentralen Teile der Lagerstättenentwicklungszonen gekennzeichnet, da die Lagerstätteneigenschaften zunehmen und dementsprechend das klastische Material im Osten verstärkt wird (für Schichten der AC 12 Horizont) und nordöstliche Richtungen (für Horizont AC 11).
Horizon AS 12 ist ein mächtiger Sandkörper, der sich von Südwesten nach Nordosten in Form eines breiten Bandes mit maximalen effektiven Mächtigkeiten von bis zu 42 m im zentralen Teil erstreckt (Bohrung 237). In diesem Horizont werden drei Objekte unterschieden: die Schichten AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .
Die Ablagerungen der Formation AC 12 3 werden als eine Kette sandiger linsenförmiger Körper mit nordöstlicher Streichrichtung präsentiert. Die effektiven Mächtigkeiten variieren von 0,4 m bis 12,8 m, wobei höhere Werte mit der Hauptlagerstätte verbunden sind.
Die Hauptlagerstätte AS 12 3 wurde in Tiefen von -2620 und -2755 m entdeckt und ist von allen Seiten lithologisch abgeschirmt. Die Abmessungen der Lagerstätte betragen 34 x 7,5 km und die Höhe 126 m.
AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 241 wurde in Tiefen von -2640-2707 m entdeckt und ist auf die lokale Hebung von Khanty-Mansiysk beschränkt. Der Stausee wird von allen Seiten durch Stauraumwechselzonen kontrolliert. Die Größe der Lagerstätte beträgt 18 x 8,5 km, Höhe - 76 m.
AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 234 wurde in Tiefen von 2632–2672 m freigelegt und stellt eine Sandsteinlinse an der westlichen Senkung der Priobskaya-Struktur dar. Die Größe der Lagerstätte beträgt 8,5 x 4 km, die Höhe 40 m, der Typ ist lithologisch abgeschirmt.
AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 15-C wurde in Tiefen von 2664 bis 2689 m innerhalb des strukturellen Felsvorsprungs von Selyarovsky entdeckt. Die Abmessungen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 11,5 x 5,5 km und die Höhe 28 m.
Die Lagerstätte AS 12 1-2 ist die wichtigste, sie ist die größte auf dem Gebiet. Es ist auf eine Monokline beschränkt, die durch lokale Hebungen kleiner Amplitude (Bohrlöcher 246, 400) mit Übergangszonen dazwischen kompliziert ist. Auf drei Seiten wird es durch lithologische Abschirmungen begrenzt, und nur im Süden (in Richtung Vostochno-Frolovskaya-Gebiet) entwickeln sich Stauseen. Angesichts der beträchtlichen Entfernungen ist die Grenze der Lagerstätte jedoch immer noch bedingt auf eine Linie begrenzt, die 2 km südlich des Bohrlochs verläuft. 271 und 259. Ölgesättigt Die Dicke variiert in einem weiten Bereich von 0,8 m (Bohrung 407) bis 40,6 m (Bohrung 237) Nebenflüsse Öl bis zu 26 m 3 /Tag an einer 6-mm-Drossel (gut 235). Die Größe der Lagerstätte beträgt 45 x 25 km, Höhe - 176 m.
AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens ablegen. 4-KhM wurde in Tiefen von 2659-2728 m entdeckt und ist mit einer Sandlinse am nordwestlichen Hang der lokalen Hebung Chanty-Mansiysk verbunden. Ölgesättigt Die Dicke variiert zwischen 0,4 und 1,2 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 7,5 x 7 km, die Höhe - 71 m.
AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens ablegen. 330 wurde in Tiefen von 2734-2753 m eröffnet Ölgesättigt Die Dicke variiert von 2,2 bis 2,8 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 11 x 4,5 km, Höhe - 9 m. Typ - lithologisch abgeschirmt.
Die Ablagerungen der AC 12 0-Formation - der Hauptform - wurden in Tiefen von 2421 bis 2533 m entdeckt, es handelt sich um einen linsenförmigen Körper, der von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet ist. Ölgesättigt Mächtigkeiten variieren von 0,6 (Bohrung 172) bis 27 m (Bohrung 262). Nebenflüsse Öl bis zu 48 m 3 / Tag bei 8 mm Armatur. Die Abmessungen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 41 x 14 km, die Höhe 187 m. 331 wurde in Tiefen von 2691-2713 m entdeckt und ist eine Linse aus sandigen Felsen. ölgesättigt Die Dicke in diesem Brunnen beträgt 10 m. Abmessungen 5 x 4,2 km, Höhe - 21 m. Lastschrift Öl- 2,5 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1932 m.
Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 ist lithologisch abgeschirmt, es gibt insgesamt 8, die von 1-2 Bohrlöchern entdeckt wurden. Flächenmäßig befinden sich die Ablagerungen in Form von 2 Linsenketten im östlichen Teil (am höchsten) und im Westen im stärker untergetauchten Teil der monoklinalen Struktur. Ölgesättigt Die Mächtigkeiten im Osten nehmen im Vergleich zu westlichen Bohrlöchern um das Doppelte oder mehr zu. Der Gesamtänderungsbereich beträgt 0,4 bis 11 m.
Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 im Bereich der Bohrung 246 wurde in einer Tiefe von 2513-2555 m entdeckt, die Abmessungen der Lagerstätte betragen 7 x 4,6 km, die Höhe 43 m.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 247 wurde in einer Tiefe von 2469-2490 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 5 x 4,2 km und eine Höhe von 21 m.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 251 wurde in einer Tiefe von 2552-2613 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 7 x 3,6 km und eine Höhe von 60 m.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 232 wurde in einer Tiefe von 2532-2673 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 11,5 x 5 km, die Höhe 140 m.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 262 wurde in einer Tiefe von 2491-2501 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 4,5 x 4 km, Höhe - 10 m.
Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 im Bereich von Bohrloch 271 wurde in einer Tiefe von 2550-2667 m entdeckt. Die Lagerstätte hat eine Größe von 14 x 5 km.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 151 wurde in einer Tiefe von 2464-2501 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 5,1 x 3 km, Höhe - 37 m.
Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 293 wurde in einer Tiefe von 2612-2652 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 6,2 x 3,6 km und eine Höhe von 40 m.
Die Lagerstätten der Formation AC 11 1 sind hauptsächlich auf den Kammteil in Form eines breiten nordöstlichen Streichstreifens beschränkt, der an drei Seiten von Tonzonen begrenzt ist.
Die Hauptlagerstätte AS 11 1 ist die zweitwichtigste innerhalb des Feldes Priobskoje, sie wurde in Tiefen von 2421-2533 m entdeckt Öl variieren von 2,46 m 3 /Tag bei einem dynamischen Niveau von 1195 m (Bohrung 243) bis zu 118 m 3 /Tag durch eine 8-mm-Drossel (Bohrung 246). Ölgesättigt die Mächtigkeiten variieren von 0,4 m (Bohrloch 172) bis 41,6 m (Bohrloch 246). Die Größe der Lagerstätte beträgt 48 x 15 km, die Höhe bis zu 112 m, der Typ ist lithologisch durchsiebt.
Ablagerungen der AC 11 0-Formation. Die Formation AS 11 0 hat eine sehr kleine Zone der Reservoirentwicklung in Form von linsenförmigen Körpern, die auf die untergetauchten Abschnitte des Kamms beschränkt sind.
AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 408 wurde in einer Tiefe von 2432-2501 m entdeckt, die Größe der Lagerstätte beträgt 10,8 x 5,5 km, die Höhe 59 m, der Typ ist lithologisch abgeschirmt. Lastschrift Öl von gut 252 betrug 14,2 m3/Tag für Hd = 1410 m.
AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 172 wurde von einem Brunnen in einer Tiefe von 2442-2446 m geöffnet und hat Abmessungen von 4,7 x 4,1 km, Höhe - 3 m. Lastschrift Öl betrug 4,8 m 3 / Tag für Hd \u003d 1150 m.
AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 461 misst 16 x 6 km. ölgesättigt Die Mächtigkeit variiert zwischen 1,6 und 4,8 m. Art der Lagerstätte – lithologisch abgeschirmt. Lastschrift Öl von gut 461 betrug 15,5 m 3 /Tag, Nd = 1145 m.
AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 425 von einem Brunnen geöffnet. ölgesättigt Leistung - 3,6 M. Lastschrift Öl betrug 6,1 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1260 m.
Der AC 10-Horizont wurde innerhalb der zentralen Zone des Priobskoye-Feldes freigelegt, wo er auf mehr untergetauchte Stellen in der Nähe des Kamms sowie auf die südwestliche Flanke der Struktur beschränkt ist. Die Einteilung des Horizonts in die Schichten AS 10 1, AS 10 2-3 (im mittleren und östlichen Teil) und AS 10 2-3 (im westlichen Teil) ist gewissermaßen bedingt und wird durch die Vorkommensbedingungen bestimmt , Entstehung dieser Lagerstätten unter Berücksichtigung der lithologischen Zusammensetzung der Gesteine und der physikalisch-chemischen Charakterisierung Öle.
Die Hauptlagerstätte AS 10 2-3 wurde in Tiefen von 2427-2721 m entdeckt und befindet sich im südlichen Teil der Lagerstätte. Belastungen Öl liegen im Bereich von 1,5 m 3 /Tag auf einer 8 mm Drossel (Bohrung 181) bis 10 m 3 /Tag auf Hd = 1633 m (Bohrung 421). Ölgesättigt Mächtigkeiten reichen von 0,8 m (Bohrloch 180) bis 15,6 m (Bohrloch 181). Die Größe der Lagerstätte beträgt 31 x 11 km, die Höhe beträgt bis zu 292 m, die Lagerstätte ist lithologisch abgeschirmt.
AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens ablegen. 243 wurde in Tiefen von 2393-2433 m entdeckt Öl beträgt 8,4 m 3 /Tag bei Hd = 1248 m (Brunnen 237). Ölgesättigt Dicke - 4,2 - 5 m. Abmessungen 8 x 3,5 km, Höhe bis zu 40 m. Art der Ablagerung - lithologisch abgeschirmt.
AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens ablegen. 295 wurde in Tiefen von 2500 bis 2566 m eröffnet und wird von Tonformationszonen kontrolliert. Ölgesättigt Dicken variieren von 1,6 bis 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /Tag wurden gewonnen bei Hd = 1100 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 9,7 x 4 km, die Höhe 59 m.
Die Hauptlagerstätte AS 10 1 wurde in Tiefen von 2374-2492 m entdeckt. 259 und 271. Ölgesättigt die Mächtigkeiten variieren von 0,4 (Bohrung 237) bis 11,8 m (Bohrung 265). Belastungen Öl: von 2,9 m 3 / Tag bei Hd = 1064 m (Brunnen 236) bis 6,4 m 3 / Tag bei einer 2-mm-Drossel. Die Größe der Lagerstätte beträgt 38 x 13 km, die Höhe bis zu 120 m, der Lagerstättentyp ist lithologisch abgeschirmt.
Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 420 wurde in Tiefen von 2480-2496 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 4,5 x 4 km und eine Höhe von 16 m.
Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 330 wurde in Tiefen von 2499-2528 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 6 x 4 km und eine Höhe von 29 m.
Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 255 wurde in Tiefen von 2468-2469 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 4 x 3,2 km.
Der Abschnitt der Formation AS 10 wird durch die produktive Formation AS 10 0 vervollständigt. Darin wurden drei Lagerstätten identifiziert, die sich in Form einer submeridischen Streikkette befinden.
Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 242 wurde in Tiefen von 2356 bis 2427 m freigelegt und ist lithologisch abgeschirmt. Belastungen Öl sind 4,9 - 9 m 3 /Tag bei Hd-1261-1312 m. Ölgesättigt die Mächtigkeit beträgt 2,8 - 4 m. Die Lagerstättenabmessungen betragen 15 x 4,5 km, die Höhe bis zu 58 m.
Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 239 wurde in Tiefen von 2370-2433 m entdeckt, Durchflussraten Öl sind 2,2 - 6,5 m 3 /Tag bei Hd-1244-1275 m. Ölgesättigt Die Mächtigkeit beträgt 1,6 - 2,4 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 9 x 5 km, die Höhe bis zu 63 m.
Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 180 wurde in Tiefen von 2388 bis 2391 m freigelegt und ist lithologisch abgeschirmt. ölgesättigt Dicke - 2,6 m. Nebenfluss Öl betrug 25,9 m 3 / Tag bei Hd-1070 m.
Die Kappe über dem AC 10-Horizont wird durch eine Packung toniger Felsen dargestellt, die von Ost nach West zwischen 10 und 60 m variieren.
Sandig-schluffige Gesteine der Formation AS 9 haben eine begrenzte Verbreitung und präsentieren sich in Form von Faziesfenstern, die hauptsächlich zu den nordöstlichen und östlichen Teilen der Struktur sowie zur südwestlichen Senkung neigen.
Die Ablagerung der Formation AS 9 im Bereich des Brunnens. 290 wurde in Tiefen von 2473-2548 m entdeckt und ist auf den westlichen Teil der Lagerstätte beschränkt. Ölgesättigt Mächtigkeiten reichen von 3,2 bis 7,2 m. Öl sind 1,2 - 4,75 m 3 / Tag mit Hd - 1382-1184 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 16,1 x 6 km, die Höhe beträgt bis zu 88 m.
Östlich der Lagerstätte wurden zwei kleine Lagerstätten (6 x 3 km) entdeckt. Ölgesättigt Dicke variiert von 0,4 bis 6,8 m. Nebenflüsse Öl 6 und 5,6 m 3 /Tag bei Hd = 1300–1258 m. Die Lagerstätten sind lithologisch abgeschirmt.
Die produktiven Ablagerungen des Neocomian werden durch die Schicht AC 7 vervollständigt, die ein sehr mosaikartiges Muster in der Platzierung aufweist. ölhaltig und Grundwasserleiter.
Die im Gebiet größte östliche Lagerstätte der Formation AS 7 wurde in Tiefen von 2291 bis 2382 m entdeckt. Sie ist an drei Seiten von Reservoirersatzzonen konturiert, und im Süden ist ihre Grenze bedingt und entlang einer Linie gezogen, die 2 km von den Bohrlöchern 271 entfernt verläuft und 259. Die Lagerstätte ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Nebenflüsse Öl: 4,9 - 6,7 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1359-875 m. Ölgesättigt Mächtigkeit variiert von 0,8 bis 7,8 m. Die Dimensionen der lithologisch abgeschirmten Lagerstätte betragen 46 x 8,5 km, Höhe bis zu 91 m.
AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 290 wurde in einer Tiefe von 2302-2328 m entdeckt. Ölhaltig Dicken sind 1,6 - 3 m. Im Brunnen. 290 erhielt 5,3 m 3 / Tag Öl bei P = 15 MPA. Die Größe der Lagerstätte beträgt 10 x 3,6 km, die Höhe 24 m.
AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 331 wurde in einer Tiefe von 2316-2345 m freigelegt und ist ein linsenförmiger Körper mit bogenförmiger Form. Ölgesättigt Dicken variieren von 3 bis 6 m. 331 Zufluss erhalten Öl 1,5 m 3 /Tag bei Hd = 1511 m. Die Abmessungen der lithologisch abgeschirmten Lagerstätte betragen 17 x 6,5 km, Höhe - 27 m.
AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 243 wurde in einer Tiefe von 2254-2304 m entdeckt. Ölgesättigt Dicke 2,2-3,6 m. Abmessungen 11,5 x 2,8 km, Höhe - 51 m. Im Brunnen 243 erhalten Öl 1,84 m 3 / Tag auf Nd-1362 m.
AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 259 wurde in 2300 m Tiefe freigelegt, es handelt sich um eine Linse aus Sandsteinen. ölgesättigt Dicke 5,0 m. Abmessungen 4 x 3 km.
Priobskoje-Feld
|
Name Indikatoren |
Kategorie |
AC 12 3 |
AC 12 1-2 |
AC 12 0 |
AC 11 2-4 |
AC11 1 |
AC 11 0 |
AC 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
|
Anfänglich wiederherstellbar Reserven, tausend Tonnen |
Sonne 1 Ab 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Angesammelt Beute, Tausend Tonnen |
1006 |
|||||||||||
|
Jährlich Beute, Tausend Tonnen |
||||||||||||
|
Gut finanzieren Bergbau Injektion |
||||||||||||
|
Planen ausbohren |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
3-reihig |
|||
|
Rastergröße |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Dichte Brunnen |
Kurze geologische und Feldeigenschaften der Stauseen
Priobskoje-Feld
|
Optionen |
Index |
Reservoir |
|||||||||||||
|
Produktive Schicht |
AC 12 3 |
AC 12 1-2 |
AC 12 0 |
AC 11 2-4 |
AC11 1 |
AC 11 0 |
AC 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Nahtdachtiefe, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Absolute Höhe der Nahtoberkante, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Absolute Marke von VNK, m |
|||||||||||||||
|
Gesamtnahtdicke, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Effektive Dicke, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
ölgesättigt Dicke, m |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Netto-Brutto-Verhältnis, Aktien, Einheiten |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Petrophysikalische Charakterisierung von Lagerstätten
|
Optionen |
Index |
Reservoir |
|||||||||||||
|
Produktive Schicht |
AC 12 3 |
AC 12 1-2 |
AC 12 0 |
AC 11 2-4 |
AC11 1 |
AC 11 0 |
AC 10 2-3 |
AC 10 1 |
AC 10 0 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Karbonat,% |
Min-Mac-Durchschnitt |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
Mit Körnung 0,5-0,25 mm |
Min-Mac-Durchschnitt |
1.75 |
|||||||||||||
|
mit einer Körnung von 0,25-0,1 mm |
Min-Mac-Durchschnitt |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
mit einer Körnung von 0,1-0,01 mm |
Min-Mac-Durchschnitt |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
mit einer Korngröße von 0,01 mm |
Min-Mac-Durchschnitt |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
Sortierfaktor, |
Min-Mac-Durchschnitt |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Mittlere Korngröße, mm |
Min-Mac-Durchschnitt |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Tongehalt, % |
|||||||||||||||
|
Art von Zement |
tonig, karbonat-tonig, filmporös. |
||||||||||||||
|
Koeff. Offene Porosität. nach Kern, Bruchteile einer Einheit |
Ming-mak-Durchschnitt |
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 |
||||||
|
Koeff. Kernpermeabilität, 10 -3 µm 2 |
Min-Mac-Durchschnitt |
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 |
||||||||
|
Wasserhaltekapazität, % |
Min-Mac-Durchschnitt |
||||||||||||||
|
Koeff. Offene Porosität gemäß Protokollierung, USD |
|||||||||||||||
|
Koeff. Permeabilität der Bohrlochmessung, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
Koeff. Ölsättigung nach GIS, Anteile von Einheiten |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Anfänglicher Reservoirdruck, MPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Reservoirtemperatur, С |
|||||||||||||||
|
Lastschrift Öl nach den Ergebnissen des Aufklärungstests. Gut m3/Tag |
Ming-mak-Durchschnitt |
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 |
|||
|
Produktivität, m3/Tag MPa |
Min-Mac-Durchschnitt |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Hydraulische Leitfähigkeit, 10 -11 m -3 / Pa * sek. |
Min-Mac-Durchschnitt |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Physikalisch-chemische Eigenschaften Öl und Gas
|
Optionen |
Index |
Reservoir |
|
|
Produktive Schicht |
AC 12 3 |
AC 11 2-4 |
AC 10 1 |
|
Dichte Öl in der Oberfläche Bedingungen, kg/m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Dichte Öl unter Reservoirbedingungen |
|||
|
Viskosität unter Oberflächenbedingungen, mPa.s |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Viskosität unter Lagerstättenbedingungen |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Kieselgelharze |
7.35 |
7.31 |
|
|
Asphaltene |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Schwefel |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Paraffin |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Stockpunkt Öl, С 0 |
|||
|
Temperatur Sättigung Öl Paraffin, С 0 |
|||
|
Fraktionsausbeute, % |
|||
|
bis 100 С 0 |
|||
|
bis 150 С 0 |
66.8 |
||
|
bis 200 С 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
bis 250 С 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
bis 300 С 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Komponentenzusammensetzung Öl(molar Konzentration,%) |
|||
|
Kohlensäure Gas |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Stickstoff |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Methan |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
Ethan |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Propan |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
Isobutan |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
normales Butan |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
Isopentan |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
normales Pentan |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+höher |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Molekulargewicht, kg/mol |
161.3 |
||
|
Sättigungsdruck, mPa |
6.01 |
||
|
Volumenverhältnis |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Gas Faktor unter bedingter Trennung m 3 / t |
|||
|
Dichte Gas,kg/m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Art der Gas |
|||
|
Komponentenzusammensetzung Erdölgas (Molare Konzentration,%) |
|||
|
Stickstoff |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Kohlensäure Gas |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Methan |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
Ethan |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Propan |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
Isobutan |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
normales Butan |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
Isopentan |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Pentan |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+höher |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Zusammensetzung und Eigenschaften von Formationswässern
|
Aquifer-Komplex |
|||
|
Produktive Schicht |
AC 12 0 |
AC 11 0 |
AC 10 1 |
|
Dichte des Wassers unter Oberflächenbedingungen, t/m3 |
|||
|
Mineralisierung, g/l |
|||
|
Wassertyp |
chlor-ka- |
schräg |
|
|
Chlor |
9217 |
||
|
Natrium+Kalium |
5667 |
||
|
Callie |
|||
|
Magnesium |
|||
|
Bikarbonat |
11.38 |
||
|
Jod |
47.67 |
||
|
Brom |
|||
|
Bor |
|||
|
Amonius |
40.0 |
||
