Campo petrolífero de Priobskoye en el mapa. El campo petrolero de Priobskoye es un campo petrolero complejo pero prometedor en el Okrug autónomo de Khanty-Mansi. Características del campo Priobskoye
Priobskoye es un yacimiento petrolífero gigante en Rusia.
Ubicado en Khanty-Mansiysk Distrito autónomo, cerca de Khanty-Mansiysk. Inaugurado en 1982. Dividido por el río Ob en dos partes: orilla izquierda y derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la derecha, en 1999.
Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas.
El yacimiento pertenece a la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. La densidad del aceite es de 863-868 kg/m³, el contenido de parafina es moderado (2,4-2,5%) y el contenido de azufre es de 1,2-1,3%.
Según datos de finales de 2005, existen 954 mineras y 376 pozos de inyección, de los cuales 178 pozos fueron perforados durante el año pasado.
La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas.
Actualmente, el desarrollo de la parte norte del campo (SLT) está a cargo de RN-Yuganskneftegaz LLC, propiedad de Rosneft, y de la parte sur (YLT) de Gazpromneft-Khantos LLC, propiedad de Gazprom Neft. También en el sur del campo se encuentran áreas de licencia relativamente pequeñas de Verkhne-Shapshinsky y Sredne-Shapshinsky, que han sido desarrolladas desde 2008 por NAC AKI OTYR, propiedad de RussNeft OJSC.
A principios de noviembre de 2006, en el campo petrolífero de Priobskoye, operado por RN-Yuganskneftegaz LLC (una filial de la empresa estatal Rosneft, que recibió el control del principal activo de YUKOS, Yuganskneftegaz), con la participación de especialistas del pozo Newco. Empresa de servicios de fracturación hidráulica de yacimientos de petróleo, la más grande de Rusia. Se inyectaron 864 toneladas de apuntalante en la formación. La operación duró siete horas y fue retransmitida en directo por Internet a la oficina de Yuganskneftegaz.
Campo petrolífero de Priobskoye
§1. Campo petrolífero de Priobskoye.
Priobskoye- el yacimiento más grande de Siberia occidental está ubicado administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk, a una distancia de 65 km de Khanty-Mansiysk y 200 km de Nefteyugansk. Dividido por el río Ob en dos partes: orilla izquierda y derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la derecha, en 1999. Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. Densidad del aceite 863-868 kg/m3 (tipo de aceite medio, ya que se encuentra en el rango 851-885 kg/m3), contenido moderado de parafina (2,4-2,5%) y contenido de azufre 1,2-1,3% (pertenece al grupo de azufre). aceite de clase, clase 2 suministrado a refinerías de acuerdo con GOST 9965-76). A finales de 2005, había 954 pozos de producción y 376 de inyección en el campo. La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas. La composición de oligoelementos del petróleo es una característica importante de este tipo de materia prima y contiene información geoquímica diversa sobre la edad del petróleo, las condiciones de formación, el origen y las rutas de migración y se usa ampliamente para identificar yacimientos petrolíferos, optimizar las estrategias de búsqueda de campos y separar productos de pozos operados conjuntamente.
Tabla 1. Rango y contenido medio de microelementos en el aceite de Priobsk (mg/kg)
Caudal inicial de existente pozos de petróleo oscila entre 35 t/día. hasta 180 t/día. La ubicación de los pozos está agrupada. Factor de recuperación de petróleo 0,35.
Un grupo de pozos es un lugar donde las bocas de pozo están ubicadas cerca unas de otras en el mismo sitio tecnológico, y los fondos de los pozos están ubicados en los nodos de la red de desarrollo del yacimiento.
Actualmente, la mayoría de los pozos de producción se perforan mediante el método de cluster. Esto se explica por el hecho de que la perforación en grupo de campos puede reducir significativamente el tamaño de las áreas ocupadas por la perforación y luego los pozos de producción, las carreteras, las líneas eléctricas y las tuberías.
Esta ventaja es de particular importancia durante la construcción y operación de pozos en tierras fértiles, en reservas naturales, en la tundra, donde la capa superficial de la tierra perturbada se recupera después de varias décadas, en áreas pantanosas, lo que complica y aumenta considerablemente el costo. de trabajos de construcción e instalación de instalaciones de perforación y operación. La perforación en racimo también es necesaria cuando es necesario descubrir depósitos de petróleo debajo de estructuras industriales y civiles, debajo del fondo de ríos y lagos, debajo de la zona de la plataforma continental desde la costa y pasos elevados. Un lugar especial lo ocupa la construcción en grupo de pozos en Tiumén, Tomsk y otras regiones de Siberia occidental, que permitieron llevar a cabo con éxito la construcción de yacimientos de petróleo y gas en islas de relleno en una región remota, pantanosa y poblada. pozos de gas.
La ubicación de los pozos en un grupo depende de las condiciones del terreno y de los medios previstos para conectar el grupo a la base. Los arbustos que no están conectados por caminos permanentes a la base se consideran locales. En algunos casos, los arbustos pueden ser básicos cuando se encuentran en rutas de transporte. En las plataformas locales, los pozos generalmente se colocan en forma de abanico en todas las direcciones, lo que le permite tener el número máximo de pozos en una plataforma.
Los equipos de perforación y auxiliares se montan de tal manera que cuando el equipo se desplaza de un pozo a otro, las bombas de perforación, los pozos receptores y parte de los equipos de limpieza, tratamiento químico y preparación del fluido de perforación permanecen estacionarios hasta la finalización de la operación. construcción de la totalidad (o parte) de los pozos de esta plataforma.
La cantidad de pozos en un grupo puede variar de 2 a 20-30 o más. Además, cuantos más pozos hay en el grupo, mayor es la desviación de las caras de las bocas de los pozos, aumenta la longitud de los troncos, lo que conduce a un aumento en el costo de perforación de los pozos. Además existe el peligro de que los troncos se crucen. Por lo tanto, es necesario calcular el número requerido de pozos en un grupo.
El método de bombeo profundo para la producción de petróleo es un método en el que el líquido se eleva desde el pozo a la superficie mediante unidades de bombeo con varilla y sin varilla. varios tipos.
En el campo Priobskoye se utilizan bombas centrífugas eléctricas: una bomba sin vástago para pozos profundos, que consta de una bomba centrífuga de múltiples etapas (50-600 etapas) ubicada verticalmente en un eje común, un motor eléctrico (un motor eléctrico asíncrono lleno de dieléctrico aceite) y un protector que sirve para proteger el motor eléctrico de la entrada de líquido. El motor se alimenta mediante un cable blindado que desciende junto con los tubos de bombeo. La velocidad de rotación del eje del motor eléctrico es de aproximadamente 3000 rpm. La bomba es controlada en la superficie por una estación de control. La productividad de una bomba centrífuga eléctrica varía de 10 a 1000 m3 de líquido por día con una eficiencia del 30-50%.
La instalación de bombas centrífugas eléctricas incluye equipos subterráneos y de superficie.
La instalación de una bomba centrífuga eléctrica de fondo de pozo (ESP) cuenta únicamente con una estación de control en la superficie del pozo con transformador y se caracteriza por la presencia de alto voltaje en el cable de alimentación que se baja al pozo junto con la tubería. Las instalaciones de bombas centrífugas eléctricas operan pozos altamente productivos con alta presión de yacimiento.
El depósito es remoto, inaccesible, el 80% del territorio está ubicado en la llanura aluvial del río Ob y se inunda durante el período de inundaciones. El depósito se distingue por una estructura geológica compleja: una estructura compleja de cuerpos de arena en área y sección, las capas están hidrodinámicamente débilmente conectadas. Los reservorios de formaciones productivas se caracterizan por:
Baja permeabilidad;
Arena baja;
Mayor contenido de arcilla;
Alta disección.
campo priobskoye caracterizado por una compleja estructura de horizontes productivos tanto en superficie como en sección. Los reservorios de los horizontes AC10 y AC11 se clasifican como de productividad media y baja, y AC12 se clasifican como de productividad anormalmente baja. Las características geológicas y físicas de los estratos productivos del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influencia activa sobre sus estratos productivos y sin el uso de métodos de intensificación de la producción. Así lo confirma la experiencia en el desarrollo de la sección operativa de la margen izquierda.
Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de impacto son:
1) profundidad de las formaciones productivas - 2400-2600 m,
2) los depósitos están litológicamente tamizados, el régimen natural es elástico, cerrado,
3) el espesor de las capas AS 10, AS 11 y AS 12, respectivamente, hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m.
4) inicial presión del yacimiento- 23,5-25 MPa,
5) temperatura del depósito - 88-90°C,
6) baja permeabilidad de los embalses, valores medios según los resultados
7) alta heterogeneidad lateral y vertical de capas,
8) viscosidad del aceite del yacimiento - 1,4-1,6 mPa*s,
9) presión de saturación de aceite 9-11 MPa,
10) aceite nafténico, parafínico y bajo en resina.
Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para el uso efectivo de los métodos de estimulación de formaciones, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los siguientes métodos para el campo Priobskoye pueden excluirse de los métodos anteriores: métodos térmicos e inundación con polímeros ( como método para desplazar el petróleo de las formaciones). Los métodos térmicos se utilizan para depósitos con petróleo de alta viscosidad y a profundidades de hasta 1500-1700 m. La inundación con polímeros se utiliza preferiblemente en formaciones con una permeabilidad de más de 0,1 micrones para desplazar petróleo con una viscosidad de 10 a 100 mPa * s. y a temperaturas de hasta 90°C (para temperaturas más altas se utilizan polímeros costosos con composiciones especiales).
Las nuevas tecnologías y las políticas inteligentes de Yuganskneftegaz han mejorado el estado del yacimiento petrolífero de Priobskoye, cuyas reservas geológicas ascienden a 5 mil millones de toneladas de petróleo.
El campo petrolífero de Priobskoye es un campo petrolífero gigante en Rusia. Este campo remoto e inaccesible se encuentra a 70 km de la ciudad de Khanty-Mansiysk y a 200 kilómetros de la ciudad de Nefteyugansk. Está incluido en la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental. Aproximadamente el 80% del NM Priobsky se encuentra directamente en la llanura aluvial del río Ob y está dividido por el agua en dos partes. Una característica especial de Priobskoye son las inundaciones durante los períodos de inundaciones.
Principales características geológicas y físicas del yacimiento
Una característica distintiva de Priobskoe es su complicada estructura geológica, caracterizada por múltiples capas y un bajo grado de productividad. Los yacimientos de las principales formaciones productivas se caracterizan por baja permeabilidad, bajo contenido de arena, altos niveles de contenido de arcilla y alta disección. Estos factores requieren el uso de tecnologías de fracturación hidráulica en el proceso de desarrollo.
Los depósitos se encuentran a no más de 2,6 km de profundidad. Los indicadores de densidad del petróleo son de 0,86 a 0,87 toneladas por m³. La cantidad de parafinas es moderada y no supera el 2,6%, la cantidad de azufre es aproximadamente el 1,35%.
El yacimiento está clasificado como sulfuroso y tiene petróleo de clase II según GOST para refinerías.Los depósitos se clasifican como litológicamente blindados y tienen la elasticidad y cierre del régimen natural. El espesor de las capas oscila entre 0,02 y 0,04 km. La presión del yacimiento tiene valores iniciales de 23,5 a 25 MPa. El régimen de temperatura de las formaciones se mantiene en el rango de 88 a 90°C. El tipo de petróleo de yacimiento tiene parámetros de viscosidad estables y tiene un coeficiente dinámico de 1,6 MPa s, así como el efecto de saturación de petróleo a una presión de 11 MPa.
Caracterizado por la presencia de cera y baja resinidad de la serie nafténica. El volumen diario inicial de los pozos petroleros en funcionamiento varía de 35 a 180 toneladas. El tipo de pozos se basa en una disposición en cluster y el factor de recuperación máximo es de 0,35 unidades. El yacimiento petrolífero de Priobskoye produce petróleo crudo con una cantidad importante de hidrocarburos ligeros, lo que conlleva la necesidad de estabilizar o aislar el APG.
Inicio del desarrollo y cantidad de reservas.
El yacimiento de petróleo de Priobskoe fue descubierto en 1982. En 1988 se inició el desarrollo de la parte de la margen izquierda del campo y once años después se inició el desarrollo de la margen derecha.
El número de reservas geológicas es de 5 mil millones de toneladas y la cantidad probada y recuperable se estima en casi 2,5 mil millones de toneladas.
Peculiaridades de la producción en el campo.
Se supuso que la duración del desarrollo según los términos del Acuerdo de Producción Compartida no excedería los 58 años. El nivel máximo de producción de petróleo es de casi 20 millones de toneladas después de 16 años desde el momento de su desarrollo.
La financiación en la etapa inicial estaba prevista en 1,3 mil millones de dólares, los gastos de capital ascendieron a 28 mil millones de dólares y el costo de los trabajos operativos ascendió a 27,28 mil millones de dólares. Se planeó involucrar a las ciudades letonas de Ventspils, Odessa y Novorossiysk.
Según datos de 2005, el campo cuenta con 954 pozos productores y 376 pozos inyectores.Empresas que desarrollan el campo.
En 1991, las empresas Yuganskneftegaz y Amoso comenzaron a discutir las perspectivas de desarrollo combinado en el norte. 
costa de NM Priobskoe.
En 1993, la empresa Amoso ganó el concurso y recibió derecho exclusivo para el desarrollo del yacimiento petrolífero de Priobskoye junto con Yuganskneftegaz. Un año después, las empresas prepararon y presentaron al gobierno un acuerdo de proyecto sobre la distribución de productos, así como un estudio ambiental y de viabilidad del proyecto desarrollado.
En 1995, el gobierno revisó un estudio de viabilidad adicional que reflejaba nuevos datos sobre el campo Priobskoye. Por orden del Primer Ministro, se formó una delegación gubernamental, integrada por representantes del Okrug autónomo de Khanty-Mansi, así como de algunos ministerios y departamentos, con el fin de negociar un Acuerdo de Reparto de la Producción en el contexto del desarrollo del segmento norte de el campo Priobskoye.
A mediados de 1996, una comisión conjunta ruso-estadounidense escuchó en Moscú una declaración sobre la prioridad de las innovaciones de diseño en la industria energética, incluso en el territorio de la mina de petróleo y gas Priobskoye.
En 1998, Yuganskneftegaz participó en el desarrollo del yacimiento petrolífero de Priobskoye, empresa americana Amoso fue absorbida por la empresa británica British Petroleum y se recibió un comunicado oficial de la empresa BP/Amoso para poner fin a su participación en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye.
Luego, una filial de la empresa estatal Rosneft, que recibió el control sobre el activo central de Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC, participó en la explotación del yacimiento.
En 2006, los especialistas de NM Priobskoye y la empresa Newco Well Service realizaron la fracturación hidráulica más grande de un yacimiento de petróleo en la Federación Rusa, en la que lograron bombear 864 toneladas de apuntalante. La operación duró siete horas y la transmisión en vivo se pudo seguir a través de la oficina de Internet de Yuganskneftegaz.Ahora LLC RN-Yuganskneftegaz está trabajando constantemente en el desarrollo de la parte norte del campo petrolífero Priobskoye, y el desarrollo del segmento sur del campo lo lleva a cabo Gazpromneft-Khantos LLC, que pertenece a la compañía Gazpromneft. El segmento sur del yacimiento petrolífero de Priobskoye tiene pequeñas áreas autorizadas. Desde 2008, el desarrollo de los segmentos Sredne-Shapshinsky y Verkhne-Shapshinsky lo lleva a cabo NAC AKI OTYR, que pertenece a OJSC RussNeft.
Perspectivas para Priobsky NM
Hace un año, la empresa Gazpromneft-Khantos obtuvo una licencia para realizar investigaciones geológicas de parámetros relacionados con horizontes profundos saturados de petróleo. La parte sur del yacimiento de petróleo de Priobskoye, incluidas las formaciones Bazhenov y Achimov, está sujeta a investigación.
El año pasado estuvo marcado por el análisis de datos geográficos sobre el territorio del complejo Bazheno-Abalak del yacimiento petrolífero del Sur de Priobsky. Un conjunto de análisis y evaluación de núcleos especializados de este tipo de reservas implica el procedimiento de perforación de cuatro pozos de exploración y evaluación con dirección inclinada.
Los pozos horizontales se perforarán en 2016. Para estimar el volumen de reservas recuperables, está prevista la fracturación hidráulica de múltiples etapas.
Impacto del depósito en la ecología de la zona
Los principales factores que influyen en la situación ambiental en la zona del campo son la presencia de emisiones a la atmósfera. 
capas. Estas emisiones incluyen gas de petróleo, productos de la combustión del petróleo y componentes de la evaporación de fracciones ligeras de hidrocarburos. Además, se observan derrames de productos y componentes del petróleo al suelo.
La característica territorial única del depósito se debe a su ubicación en paisajes fluviales de llanura aluvial y dentro de la zona de protección del agua. Hacer requisitos de desarrollo específicos se basa en un alto valor. En esta situación se consideran terrenos de llanura inundable, con alto dinamismo característico y régimen hidrológico complejo. Este territorio fue elegido para anidar. pajaros migratorios Especies semiacuáticas, muchas de ellas están incluidas en el Libro Rojo. El depósito se encuentra en el territorio de las rutas migratorias y zonas de invernada de muchos representantes raros de la ictiofauna.
Incluso hace 20 años, la Comisión Central para el Desarrollo de NM y GPS dependiente del Ministerio de Combustible y Energía de Rusia, así como el Ministerio de Protección ambiente Y recursos naturales Rusia aprobó el plan exacto para el desarrollo del yacimiento petrolífero de Priobskoye y la parte medioambiental de toda la documentación preliminar del diseño.
El yacimiento de Priobskoye está dividido en dos partes por el río Ob. Es pantanoso y durante una inundación la mayor parte se inunda. Fueron precisamente estas condiciones las que contribuyeron a la formación de zonas de desove de peces en el territorio del Nuevo México. El Ministerio de Combustible y Energía de Rusia presentó en Duma Estatal materiales sobre cuya base se llegó a una conclusión sobre las complicaciones del desarrollo del campo petrolífero de Priobskoye debido a factores naturales existentes. Dichos documentos confirman la necesidad de más recursos financieros con el fin de utilizar únicamente las últimas tecnologías respetuosas con el medio ambiente en el territorio del campo, lo que permitirá una implementación altamente eficiente de las medidas de protección ambiental.
Campos petroleros de Rusia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
Las tres cuartas partes del norte del campo estaban controladas por YUKOS a través de su empresa filial Yuganskneftegaz, y comenzó la producción de petróleo en 2000. En 2004, Yuganskneftegaz fue comprada por Rosneft, que ahora es la empresa operativa de esa parte del campo. El cuarto sur del campo estaba controlado por Sibir Energy, que inició una empresa conjunta con Sibneft para desarrollar el campo, cuya producción en volumen comenzó en 2003. Posteriormente, Sibneft adquirió el control total del campo mediante una maniobra corporativa para diluir la participación de Sibir. ahora controlada mayoritariamente por Gazprom y rebautizada como Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Campo Priobskoye (KhMAO)
Reservas, millones de toneladas
ABC1 - 1061.5
C2 - 169,9
Producción en 2007, millones de toneladas - 33,6
Durante muchos años, el campo más grande, tanto en términos de reservas como de volumen de producción de petróleo, fue el campo Samotlor. En 2007, por primera vez perdió el primer lugar frente al campo Priobskoye, cuya producción de petróleo alcanzó los 33,6 millones de toneladas (el 7,1% de la producción rusa), y las reservas probadas aumentaron en comparación con 2006 en casi 100 millones de toneladas (teniendo en cuenta el rescate en extracción).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Abdulmazitov R.D. Geología y desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas más grandes y únicos de Rusia.
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
Priobskoye es un yacimiento petrolífero gigante en Rusia. Ubicado en el Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk, cerca de Khanty-Mansiysk. Inaugurado en 1982. Dividido por el río Ob en dos partes: orilla izquierda y derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la derecha, en 1999.
Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas.
El yacimiento pertenece a la provincia de Siberia Occidental. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. La densidad del aceite es de 863-868 kg/m3, el contenido de parafina es moderado (2,4-2,5%) y el contenido de azufre es de 1,2-1,3%.
A finales de 2005, había 954 pozos de producción y 376 pozos de inyección en el campo, de los cuales 178 fueron perforados durante el año pasado.
La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas.
Actualmente, el desarrollo de la parte norte del campo lo lleva a cabo RN-Yuganskneftegaz LLC, propiedad de Rosneft, y la parte sur, Gazpromneft-Khantos LLC, propiedad de Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field
http://www.blackbourn.co.uk/databases/hidrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
PRIOBSKOE: ¡HAY 100 MILLONES! (Rosneft: Boletín de la empresa, septiembre de 2006) -
El 1 de mayo de 1985 se perforó el primer pozo exploratorio en el campo Priobskoye. En septiembre de 1988 se inició la producción en su margen izquierda mediante el método de flujo desde el pozo No. 181-R con un caudal de 37 toneladas por día. El último día de julio de 2006, los trabajadores petroleros de Priobsky informaron de la producción de 100 millones de toneladas de petróleo.
La licencia para el desarrollo del yacimiento pertenece a OJSC Yuganskneftegaz.
El campo más grande de Siberia occidental, Priobskoye, está ubicado administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk, a una distancia de 65 km de Khanty-Mansiysk y 200 km de Nefteyugansk. Priobskoye fue descubierta en 1982. Está dividida por el río Ob en dos partes: la orilla izquierda y la derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la derecha, en 1999.
Según la clasificación rusa, las reservas probadas de petróleo ascienden a 1.500 millones de toneladas y las reservas recuperables a más de 600 millones.
Según el análisis elaborado por la empresa auditora internacional DeGolyer & MacNaughton, al 31 de diciembre de 2005, las reservas de petróleo del campo Priobskoye según la metodología SPE son: probadas 694 millones de toneladas, probables - 337 millones de toneladas, posibles - 55 millones montones.
Reservas por campo estándares rusos al 01/01/2006: NGZ (Reservas de petróleo y gas) - 2476,258 millones de toneladas.
La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2003 ascendió a 17,6 millones de toneladas, en 2004 a 20,42 millones de toneladas y en 2005 a 20,59 millones de toneladas. EN planes estrategicos En el desarrollo de la empresa, el yacimiento Priobskoye ocupa uno de los lugares principales: hasta 2009 se prevé producir aquí hasta 35 millones de toneladas.
El último día de julio de 2006, los trabajadores petroleros de Priobsky informaron de la producción de 100 millones de toneladas de petróleo. El 60% del territorio del campo Priobskoye se encuentra en la parte inundada de la llanura aluvial del río Ob; se utilizan tecnologías respetuosas con el medio ambiente en la construcción de plataformas de pozos, oleoductos a presión y cruces submarinos.
Historia del campo Priobskoye:
En 1985, se descubrieron reservas de petróleo industrial; las pruebas del pozo 181r dieron como resultado un influjo de 58 m3/día.
En 1989 se inició la perforación de 101 clusters (Ribera Izquierda)
En 1999: puesta en servicio de pozos en 201 grupos (margen derecha)
En 2005, la producción diaria ascendió a 60.200 toneladas/día, el stock de producción de 872 pozos, 87.205,81 mil toneladas producidas desde el inicio del desarrollo.
Solo en últimos años Mediante perforación direccional se completaron 29 cruces submarinos en el campo, incluidos 19 nuevos y 10 antiguos reconstruidos.
Instalaciones:
Estaciones de bombeo de refuerzo - 3
Multifásico gasolinera Sulzer - 1
Estaciones de bombeo en grupo para bombear agente de trabajo a la formación - 10
Estaciones de bombeo flotantes - 4
Talleres de preparación y bombeo de aceite - 2
Unidad de separación de aceite (OSN) - 1
En mayo de 2001, se instaló una estación de bombeo multifásica Sulzer única en el grupo 201 en la margen derecha del campo Priobskoye. Cada bomba de la instalación es capaz de bombear 3,5 mil metros cúbicos de líquido por hora. El complejo es atendido por un operador, todos los datos y parámetros se muestran en un monitor de computadora. La estación es la única en Rusia.
La estación de bombeo holandesa Rosskor se instaló en el campo Priobskoye en 2000. Está diseñado para bombear líquido multifásico en el campo sin el uso de antorchas (para evitar la quema de gas asociado en la parte de llanura aluvial del río Ob).
La planta de procesamiento de recortes de perforación en la margen derecha del campo Priobskoye produce ladrillos silicocalcáreos, que se utilizan como material de construcción para la construcción de carreteras, cimentaciones de clusters, etc. Para resolver el problema de la utilización del gas asociado producido en el campo Priobskoye, campo prirazlomnoye Se construyó la primera central eléctrica con turbinas de gas en el distrito autónomo de Khanty-Mansi, que suministra electricidad a los yacimientos de Priobskoye y Prirazlomnoye.
La línea de transmisión de energía construida a través del río Ob no tiene análogos, su luz es de 1020 my el diámetro del cable, fabricado especialmente en el Reino Unido, es de 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
El 5 de noviembre de 2009 se convirtió en otro día importante en la historia de Yuganskneftegaz: en el campo Priobskoye se produjeron 200 millones de toneladas de petróleo. Recordemos que este gigantesco yacimiento petrolífero fue descubierto en el año 1982. El campo está situado cerca de Khanty-Mansiysk y está dividido en dos partes por el río Ob. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la derecha, en 1999. En julio de 2006 se produjo en este yacimiento la tonelada de petróleo número 100 millones.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24/03/2010 Rosneft planea producir 29,6 millones de toneladas de petróleo en el campo Priobskoye en 2010, un 12,4% menos que lo producido en 2009, según un comunicado del departamento de información de la compañía. En 2009, Rosneft produjo 33,8 millones de toneladas de petróleo en este yacimiento.
Además, según el mensaje, hoy Rosneft puso en funcionamiento la primera etapa de una central eléctrica de turbina de gas (GTPP) en el yacimiento de petróleo y gas de Priobskoye. La capacidad de la primera etapa del GTPP es de 135 MW, está previsto que la segunda etapa entre en servicio en mayo de 2010 y la tercera en diciembre. La capacidad total de la estación será de 315 MW. La construcción de la estación junto con las instalaciones auxiliares le costará a Rosneft 18,7 mil millones de rublos. Al mismo tiempo, según el mensaje, debido a la negativa estructuras hidráulicas e instalación de equipos de energía a vapor. los gastos de capital para la construcción de centrales eléctricas de turbinas de gas se redujeron en más de 5 mil millones de rublos.
El director de Rosneft, Serguéi Bogdanchikov, señaló que la puesta en servicio de la GTPP de Priobskaya resuelve tres problemas al mismo tiempo: la utilización del gas asociado (APG), el suministro de electricidad al yacimiento, así como la estabilidad del sistema energético de la región.
En 2009, Rosneft produjo más de 2 mil millones de metros cúbicos en el campo Priobskoye. m de gas asociado de petróleo (APG), pero sólo utilizó un poco más de mil millones de metros cúbicos. m Para 2013, el panorama cambiará: a pesar de la reducción de la producción de APG a 1,5 mil millones de metros cúbicos. m, su utilización alcanzará el 95%, señala el informe.
Según S. Bogdanchikov, Rosneft está considerando la posibilidad de entregar a Gazprom Neft su tubería para transportar el gas de petróleo asociado desde el yacimiento de Priobskoye para su utilización en el complejo de procesamiento de gas Yuzhno-Balyksky de la empresa SIBUR. RBC informa esto.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Rosneft cubre hasta el 30% de su consumo energético con sus propias instalaciones. Se han construido centrales eléctricas que funcionan con gas asociado: en el campo Priobskoye, en Vankor, en el territorio de Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
Gazprom Neft ha puesto en marcha la primera etapa de la central eléctrica de turbina de gas Yuzhno-Priobskaya (GTPP) en el campo Priobskoye (KhMAO), construida por la compañía para sus propias necesidades de producción, dijo la compañía en un comunicado.
La capacidad de la primera etapa del GTPP fue de 48 MW. Volumen inversiones de capital para la introducción de la primera etapa: 2,4 mil millones de rublos.
Actualmente, las necesidades eléctricas de Gazpromneft-Khantos ascienden a unos 75 MW de electricidad y, según cálculos de los especialistas de la empresa, en 2011 el consumo de energía aumentará a 95 MW. Además, en los próximos años, las tarifas del sistema energético de Tyumen aumentarán significativamente: de 1,59 rublos por kWh en 2009 a 2,29 rublos por kWh en 2011.
La puesta en marcha de la segunda etapa de la central eléctrica aumentará la capacidad de generación de energía de Gazpromneft-Khantos a 96 MW y satisfará plenamente las necesidades eléctricas de la empresa.
El campo Priobskoye es un activo clave de Gazprom Neft y ocupa casi el 18% de la estructura productiva de la empresa.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
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Desagregación de objetos de desarrollo como método para incrementar la recuperación de petróleo.
En el campo Priobskoye, se están desarrollando conjuntamente tres formaciones: AC10, AS11, AS12, y la permeabilidad de la formación AC11 es un orden de magnitud mayor que la permeabilidad de las formaciones AC10 y AS12. Para desarrollar eficazmente las reservas de las formaciones AC10 y AC12 de baja permeabilidad, no existe otra alternativa que la introducción de la tecnología ORRNEO, principalmente en los pozos de inyección.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
Metodología para la interpretación integrada de los resultados del registro de pozos utilizada en OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA al estudiar secciones terrígenas
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Zona de facies de Frolovskaya del Neocomiano de Siberia occidental a la luz de la evaluación de las perspectivas de potencial de petróleo y gas
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatura
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Geología del petróleo y el gas en Siberia occidental // A.E. Kontorovich, I.I Nesterov, V.S. Surkov y otros - M.: Nedra - 1975. - 680 p.
Catálogo de desgloses estratigráficos // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Edición. 67.-313 p.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. y otros Estratigrafía de depósitos mesozoicos de la cubierta de la plataforma de la placa de Siberia Occidental // Problemas de geología de la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Número 11.- 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipos anómalos de secciones de las formaciones Bazhenov y Tutleim de Siberia occidental // Boletín del usuario del subsuelo del Okrug autónomo de Khanty-Mansi - 2002.-11.- P. 64-69.
Eficiencia del desarrollo de campos petroleros.
En Rusia en volúmenes suficientes Tanto los pozos horizontales como la fracturación hidráulica se utilizan en yacimientos de baja permeabilidad, por ejemplo, en el campo Priobskoye, donde la permeabilidad es sólo de 1 a 12 milidarcas y la fracturación hidráulica simplemente no es posible.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Un nuevo escándalo medioambiental en el distrito autónomo de Khanty-Mansiysk. Una vez más participó la conocida empresa Rosekoprompererabotka, que se hizo famosa por contaminar el río Vakh en el dominio de TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Mejora de la calidad de la cementación de las sartas de revestimiento en el campo Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Impacto del gas térmico y depósitos de Siberia.
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Método del gas térmico y formación Bazhenov.
http://energyland.info/analitic-show-50375
Introducción de inyección separada simultánea en el campo Priobskoye
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Conversión de los pozos del campo Priobskoe a un sistema de control de bomba centrífuga eléctrica adaptativa
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Análisis de fallas de ESP en campos rusos
http://neftya.ru/?p=275
Interrupciones durante la formación de clinoformas neocomianas en Siberia occidental
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Mejora de la tecnología de inyección simultánea-separada para campos multicapa
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html
LLC "Mamontovsky KRS"
Trabajar en los campos de las regiones de Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky y Priobsky.
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Incluso antes del Año Nuevo, se completaron las inspecciones medioambientales en los dos campos más grandes de Ugra, Samotlor y Priobskoye. De los resultados se sacaron conclusiones decepcionantes: los trabajadores petroleros no sólo destruyen la naturaleza, sino que también pagan menos de 30 mil millones de rublos al año a los presupuestos de distintos niveles.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Siberian Oil", núm. 4(32), abril de 2006. "Hay margen para avanzar"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP/AMOCO se retira del proyecto Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250
Foto
campo priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Campo Priobskoye, Okrug autónomo de Khanty-Mansi. Compañía SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Campo Yuzhno-Priobskoye
El campo Priobskoye está situado en la parte central de la llanura de Siberia Occidental. Administrativamente, se encuentra en la región de Khanty-Mansiysk, a 65 km al este de Khanty-Mansiysk y a 100 km al oeste de la ciudad. Nefteyugansk.
Durante el período 1978-1979 Como resultado de una exploración sísmica detallada del CDP, se identificó el levantamiento de Priobskoe. A partir de este momento comienza un estudio detallado de la estructura geológica del territorio: el desarrollo generalizado de la exploración sísmica en combinación con la exploración profunda. perforación.
El descubrimiento del campo Priobskoye tuvo lugar en 1982 como resultado de perforación y pruebas del pozo 151, cuando se obtuvo aporte comercial aceite caudal de 14,2 m 3 /día con un estrangulador de 4 mm de los intervalos de 2885-2977 m (formación Tyumen YUS 2) y 2463-2467 m (formación AS 11 1) - 5,9 m 3 /día a un nivel dinámico de 1023 metro.
Estructura Priob, según el mapa tectónico de la cubierta de plataforma Meso-Cenozoica.
El geosinéclise de Siberia Occidental se encuentra en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansi, la megavalle de Lyaminsky y los grupos de levantamientos de Salym y West Lyaminsky.
Las estructuras de primer orden se complican por levantamientos de segundo orden en forma de oleaje y cúpula y estructuras anticlinales locales individuales, que son objeto de trabajos de prospección y exploración en aceite Y gas.
Las formaciones productivas en el campo Priobskoye son las formaciones del grupo "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. En términos estratigráficos, estas capas pertenecen a los depósitos del Cretácico de la Formación Vartov Superior. Litológicamente, la formación Upper Vartovskaya se compone de intercalaciones frecuentes y desiguales de lutitas con areniscas y limolitas. Las lutitas son de color gris oscuro, gris con un tinte verdoso, limosas, micáceas. Las areniscas y limolitas son grises, arcillosas, micáceas y de grano fino. Entre las lutitas y areniscas se encuentran intercalaciones de calizas arcillosas y concreciones de siderita.
Las rocas contienen detritos vegetales carbonizados, rara vez bivalvos (inoceramos) de mala y moderada conservación.
Las rocas permeables de formaciones productivas tienen un rumbo nororiental y sumergido. Casi todas las formaciones se caracterizan por un aumento en el espesor efectivo total y el coeficiente de contenido de arena, principalmente en las partes centrales de las zonas de desarrollo del yacimiento, para aumentar las propiedades del yacimiento y, en consecuencia, el fortalecimiento del material clástico ocurre en el este (para las capas del horizonte AC 12) y direcciones noreste (para el horizonte AC 11).
Horizonte AC 12 es un cuerpo arenoso espeso, que se extiende de suroeste a noreste en forma de una amplia franja con un espesor efectivo máximo en la parte central de hasta 42 m (pozo 237). En este horizonte se distinguen tres objetos: capas AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.
Los depósitos de la formación AC 12 3 se presentan en forma de una cadena de cuerpos arenosos en forma de lentes con rumbo noreste. Los espesores efectivos varían de 0,4 ma 12,8 m, con valores más altos confinados al depósito principal.
El depósito principal AS 12 3 fue descubierto a profundidades de -2620 y -2755 my está litológicamente protegido por todos lados. Las dimensiones del depósito son 34 x 7,5 km y la altura es 126 m.
Depositar AS 12 3 en la zona del pozo. 241 fue descubierto a profundidades de -2640-2707 my se limita al levantamiento local de Khanty-Mansi. El depósito está controlado desde todos los lados por zonas de sustitución de embalses. Las dimensiones del depósito son 18 x 8,5 km, altura - 76 m.
Depositar AS 12 3 en la zona del pozo. 234 fue descubierto a profundidades de 2632-2672 my representa una lente de areniscas en la pendiente occidental de la estructura Priob. Las dimensiones del depósito son 8,5 x 4 km y la altura es de 40 m, el tipo está litológicamente protegido.
Depositar AS 12 3 en la zona del pozo. 15-C fue descubierto a profundidades de 2664-2689 m dentro de la cornisa estructural de Seliyarovsky. Las dimensiones del depósito litológicamente protegido son de 11,5 x 5,5 km y la altura es de 28 m.
El depósito AS 12 1-2 es el principal y es el más grande del campo. Está confinado a una monoclinal, complicada por levantamientos locales de pequeña amplitud (región de pozos 246, 400) con zonas de transición entre ellos. Está limitado por tres lados por pantallas litológicas y sólo en el sur (hacia la zona oriental de Frolovskaya) tienden a desarrollarse embalses. Sin embargo, dadas las importantes distancias, el límite del depósito todavía está limitado condicionalmente por una línea que corre 2 km al sur del pozo. 271 y 259. saturado de petróleo los espesores varían en un amplio rango desde 0,8 m (pozo 407) hasta 40,6 m (pozo 237) afluentes aceite hasta 26 m 3 /día con racor de 6 mm (pozo 235). Las dimensiones del depósito son 45 x 25 km, altura - 176 m.
Depositar AS 12 1-2 en la zona del pozo. 4-KhM fue descubierto a profundidades de 2659-2728 m y está confinado a una lente de arena en la ladera noroeste del levantamiento local de Khanty-Mansiysk. saturado de petróleo los espesores varían de 0,4 a 1,2 m. Las dimensiones del depósito son 7,5 x 7 km, altura - 71 m.
Depositar AS 12 1-2 en la zona del pozo. 330 descubiertos a profundidades de 2734-2753 m saturado de petróleo los espesores varían de 2,2 a 2,8 m. Las dimensiones del depósito son 11 x 4,5 km, altura - 9 m Tipo - litológicamente protegido.
Los depósitos de la formación AC 12 0, la principal, fueron descubiertos a profundidades de 2421-2533 m. Es un cuerpo en forma de lente orientado de suroeste a noreste. saturado de petróleo los espesores varían desde 0,6 (pozo 172) hasta 27 m (pozo 262). Afluentes aceite hasta 48 m 3 /día con un racor de 8 mm. Las dimensiones del depósito litológicamente protegido son 41 x 14 km, altura - 187 m depósito AC 12 0 en la zona del pozo. 331 fue descubierto a profundidades de 2691-2713 my representa una lente de rocas arenosas. saturado de petróleo el espesor de este pozo es de 10 m. Dimensiones 5 x 4,2 km, altura - 21 m. aceite- 2,5 m 3 /día a Hd = 1932 m.
El depósito de la formación AS 11 es del tipo 2-4 litológicamente cribado, hay 8 en total, abiertos por 1-2 pozos. En términos de superficie, los depósitos se ubican en forma de 2 cadenas de lentes en la parte oriental (la más elevada) y en el oeste en la parte más sumergida de la estructura monoclinal. saturado de petróleo Los espesores en el este aumentan 2 o más veces en comparación con los pozos occidentales. El rango total de cambio es de 0,4 a 11 m.
El depósito de formación AS 11 2-4 en el área del pozo 246 fue descubierto a una profundidad de 2513-2555 m. Las dimensiones del depósito son 7 x 4,6 km, altura - 43 m.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 247 fue descubierto a una profundidad de 2469-2490 m. Las dimensiones del depósito son 5 x 4,2 km, altura - 21 m.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 251 fue descubierto a una profundidad de 2552-2613 m. Las dimensiones del depósito son 7 x 3,6 km, altura - 60 m.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 232 se abrió a una profundidad de 2532-2673 m. Las dimensiones del depósito son 11,5 x 5 km, altura - 140 m.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 262 se abrió a una profundidad de 2491-2501 m. Las dimensiones del depósito son 4,5 x 4 km, altura - 10 m.
El depósito de formación AS 11 2-4 en el área del pozo 271 fue descubierto a una profundidad de 2550-2667 m. Las dimensiones del depósito son 14 x 5 km.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 151 fueron descubiertos a una profundidad de 2464-2501 m. Las dimensiones del depósito son 5,1 x 3 km, altura - 37 m.
Depósito de formación AS 11 2-4 en la zona del pozo. 293 fue descubierto a una profundidad de 2612-2652 m. Las dimensiones del depósito son 6,2 x 3,6 km, altura - 40 m.
Los depósitos de la formación AS 11 1 se limitan principalmente a la parte cercana a la cresta en forma de una amplia franja de rumbo nororiental, limitada en tres lados por zonas arcillosas.
El depósito principal AS 11 1 es el segundo más grande dentro del yacimiento Priobskoye, descubierto a profundidades de 2421-2533 m. En tres de sus lados el depósito está limitado por zonas arcillosas, y en el sur el límite está trazado de forma condicional, a lo largo de una línea que pasa por 2. km al sur de los pozos 271 y 259. Débitos aceite varían desde 2.46 m 3 /día a un nivel dinámico de 1195 m (pozo 243) hasta 118 m 3 /día a través de un accesorio de 8 mm (pozo 246). saturado de petróleo los espesores varían desde 0,4 m (pozo 172) hasta 41,6 m (pozo 246). Las dimensiones del depósito son 48 x 15 km, altura hasta 112 m, tipo - litológicamente protegido.
Depósitos de la formación AS 11 0. La formación AS 11 0 tiene una zona muy pequeña de desarrollo de reservorios en forma de cuerpos lenticulares, confinados a las áreas sumergidas de la parte cercana a la cresta.
Depositar AC 11 0 en la zona del pozo. 408 fue descubierto a una profundidad de 2432-2501 m. Las dimensiones del depósito son 10,8 x 5,5 km, altura - 59 m, tipo litológicamente protegido. Débito aceite de bien 252 era 14,2 m3/día a Нд = 1410 m.
Depositar AC 11 0 en la zona del pozo. 172 fue perforado por un pozo a una profundidad de 2442-2446 my tiene unas dimensiones de 4,7 x 4,1 km, una altura de 3 m. aceite ascendió a 4,8 m 3 /día a Hd = 1150 m.
Depositar AC 11 0 en la zona del pozo. 461 mide 16 x 6 km. saturado de petróleo el espesor varía de 1,6 a 4,8 m. Tipo de depósito - litológicamente cribado. Débito aceite de bien 461 fue 15,5 m 3 /día, Nd = 1145 m.
Depositar AC 11 0 en la zona del pozo. 425 fue penetrado por un pozo. saturado de petróleo potencia - 3,6 m. aceite ascendió a 6,1 m 3 /día a Нд =1260 m.
El horizonte AS 10 fue descubierto dentro de la zona central del campo Priobskoye, donde está confinado a áreas más sumergidas de la parte cercana a la cresta, así como al ala suroeste de la estructura. La división del horizonte en capas AS 10 1, AS 10 2-3 (en las partes central y oriental) y AS 10 2-3 (en el oeste) es hasta cierto punto arbitraria y está determinada por las condiciones de ocurrencia y formación de estos depósitos, teniendo en cuenta la composición litológica de las rocas y las características físico químicas aceites.
El depósito principal AS 10 2-3 fue descubierto a profundidades de 2427-2721 my está ubicado en la parte sur del campo. Débitos aceite están en el rango de 1,5 m 3 /día en un accesorio de 8 mm (pozo 181) a 10 m 3 /día en Nd = 1633 m (pozo 421). saturado de petróleo los espesores varían desde 0,8 m (pozo 180) hasta 15,6 m (pozo 181). Las dimensiones del depósito son 31 x 11 km, la altura es de hasta 292 m, el depósito está protegido litológicamente.
Depositar AC 10 2-3 en la zona del pozo. 243 descubiertos a profundidades de 2393-2433 m Tasa de producción. aceite es 8,4 m 3 /día a Нд =1248 m (pozo 237). saturado de petróleo espesor - 4,2 - 5 m Dimensiones 8 x 3,5 km, altura hasta 40 m Tipo de depósito - litológicamente protegido.
Depositar AC 10 2-3 en la zona del pozo. 295 se descubrió a profundidades de 2500-2566 my está controlado por zonas de formación de arcilla. saturado de petróleo Los espesores varían de 1,6 a 8,4 m en el pozo. 295, 3,75 m 3 /día se obtuvo en Hd = 1100 m Las dimensiones del depósito son 9,7 x 4 km, altura - 59 m.
El yacimiento principal AS 10 1 fue descubierto a profundidades de 2374-2492 m. Las zonas de reemplazo del yacimiento controlan el yacimiento en tres lados, y en el sur su límite está trazado condicionalmente a una distancia de 2 km del pozo. 259 y 271. saturado de petróleo los espesores varían de 0,4 (pozo 237) a 11,8 m (pozo 265). Débitos aceite: de 2,9 m 3 /día a Нд =1064 m (pozo 236) a 6,4 m 3 /día con un accesorio de 2 mm. Las dimensiones del depósito son 38 x 13 km, altura hasta 120 m, tipo de depósito - litológicamente protegido.
Deposito AC 10 1 en zona de pozo. 420 fue descubierto a profundidades de 2480-2496 m. Las dimensiones del depósito son 4,5 x 4 km, altura - 16 m.
Deposito AC 10 1 en zona de pozo. 330 fue descubierto a profundidades de 2499-2528 m. Las dimensiones del depósito son 6 x 4 km, altura - 29 m.
Deposito AC 10 1 en zona de pozo. 255 fue descubierto a profundidades de 2468-2469 m. Las dimensiones del depósito son 4 x 3,2 km.
El tramo de la formación AS 10 lo completa la formación productiva AS 10 0. Dentro del cual se identificaron tres depósitos, ubicados en forma de cadena de impacto sumergido.
Depositar AC 10 0 en la zona del pozo. 242 se abrió a profundidades de 2356-2427 my está litológicamente protegido. Débitos aceite son 4,9 - 9 m 3 /día en Hd-1261-1312 m. saturado de petróleo Los espesores son de 2,8 - 4 m. Las dimensiones del depósito son 15 x 4,5 km, altura hasta 58 m.
Depositar AC 10 0 en la zona del pozo. 239 descubiertos a profundidades de 2370-2433 m Tasas de producción. aceite son 2,2 - 6,5 m 3 /día a Hd-1244-1275 m. saturado de petróleo Los espesores son de 1,6 -2,4 m. Las dimensiones del depósito son 9 x 5 km, altura hasta 63 m.
Depositar AC 10 0 en la zona del pozo. 180 se abrió a profundidades de 2388-2391 my está protegido litológicamente. saturado de petróleo espesor - 2,6 m. Afluencia aceite ascendió a 25,9 m 3 /día a Hd-1070 m.
La cobertura sobre el horizonte AC 10 está representada por un grupo de rocas arcillosas, que varían de 10 a 60 m de este a oeste.
Las rocas arenosas y limolitas de la formación AC 9 tienen una distribución limitada y se presentan en forma de ventanas de facies, gravitando principalmente hacia las secciones noreste y este de la estructura, así como hacia la inmersión suroeste.
Yacimiento AC 9 en la zona del pozo. 290 fue descubierto a profundidades de 2473-2548 my está confinado a la parte occidental del campo. saturado de petróleo Los espesores varían de 3,2 a 7,2 m. aceite son 1,2 - 4,75 m 3 /día en Hd - 1382-1184 m El tamaño del depósito es 16,1 x 6 km, altura - hasta 88 m.
Al este del campo se identificaron dos pequeños depósitos (6 x 3 km). saturado de petróleo Los espesores varían de 0,4 a 6,8 m. aceite 6 y 5,6 m 3 /día a Hd = 1300-1258 m Los depósitos están litológicamente protegidos.
Los depósitos productivos del Neocomiano se completan con la formación AC 7, que tiene un patrón muy mosaico en su ubicación. petrolífero y campos acuíferos.
El depósito oriental de la capa AS 7, el más grande en área, se descubrió a profundidades de 2291-2382 m. Está delimitado por tres lados por zonas de reemplazo de reservorios, y en el sur su límite es condicional y se traza a lo largo de una línea que va por 2. km de los pozos 271 y 259. El depósito está orientado de suroeste a noreste. Afluentes aceite: 4,9 - 6,7 m 3 /día a Hd = 1359-875 m. saturado de petróleo los espesores varían de 0,8 a 7,8 m. Las dimensiones del depósito litológicamente protegido son 46 x 8,5 km, altura hasta 91 m.
Depósito AC 7 en zona de pozo. 290 se abrió a una profundidad de 2302-2328 m. petrolero Los espesores son de 1,6 - 3 m. En el pozo. 290 recibieron 5,3 m 3 /día aceite a P = 15 MPa. El tamaño del depósito es de 10 x 3,6 km, la altura es de 24 m.
Depósito AC 7 en zona de pozo. 331 fue descubierto a una profundidad de 2316-2345 my es un cuerpo arqueado en forma de lente. saturado de petróleo Los espesores varían de 3 a 6 m. En el pozo. 331 afluencias recibidas aceite 1,5 m 3 /día en Hd = 1511 m Las dimensiones del depósito litológicamente protegido son 17 x 6,5 km, altura - 27 m.
Depósito AC 7 en zona de pozo. 243 fue descubierto a una profundidad de 2254-2304 m. saturado de petróleo espesor 2,2-3,6 m Dimensiones 11,5 x 2,8 km, altura - 51 m. En el pozo 243 recibidos aceite 1,84 m 3 /día en Nd-1362 m.
Depósito AC 7 en zona de pozo. 259 fue descubierto a una profundidad de 2300 my representa una lente de areniscas. saturado de petróleo espesor 5,0 m. Dimensiones 4 x 3 km.
campo priobskoye
|
Nombre indicadores |
Categoría |
COMO 12 3 |
COMO 12 1-2 |
COMO 12 0 |
AS 11 2-4 |
COMO 11 1 |
CA 11 0 |
AS 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
|
Recuperable inicial reservas, miles de toneladas |
sol 1 C 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Acumulado producción,miles de toneladas |
1006 |
|||||||||||
|
Anual producción,miles de toneladas |
||||||||||||
|
Bien stock minería inyección |
||||||||||||
|
Esquema perforación |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
3 filas |
|||
|
Tamaño de malla |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Densidad pozos |
Breves características geológicas y de campo de las formaciones.
campo priobskoye
|
Opciones |
Índice |
formación |
|||||||||||||
|
Formación productiva |
COMO 12 3 |
COMO 12 1-2 |
COMO 12 0 |
AS 11 2-4 |
COMO 11 1 |
CA 11 0 |
AS 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
||||
|
Profundidad del techo de la formación, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Elevación absoluta del techo de la formación, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Elevación absoluta de OWC, m |
|||||||||||||||
|
Espesor total de la formación, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Espesor efectivo, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
saturado de petróleo espesor, metros |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Coeficiente de contenido de arena, fracción, unidades. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Características petrofísicas de los yacimientos.
|
Opciones |
Índice |
formación |
|||||||||||||
|
Formación productiva |
COMO 12 3 |
COMO 12 1-2 |
COMO 12 0 |
AS 11 2-4 |
COMO 11 1 |
CA 11 0 |
AS 10 2-3 |
CA 10 1 |
CA 10 0 |
CA 9 |
CA 7 |
||||
|
Contenido de carbonato,% |
promedio mínimo-máximo |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
Con tamaño de grano 0,5-0,25 mm |
promedio mínimo-máximo |
1.75 |
|||||||||||||
|
con tamaño de grano 0,25-0,1 mm |
promedio mínimo-máximo |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
con tamaño de grano 0,1-0,01 mm |
promedio mínimo-máximo |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
con tamaño de grano, 0,01 mm |
promedio mínimo-máximo |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
coeficiente de clasificación, |
promedio mínimo-máximo |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Tamaño de grano medio, mm |
promedio mínimo-máximo |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Contenido de arcilla,% |
|||||||||||||||
|
tipo de cemento |
arcilloso, carbonato-arcilloso, film-poroso. |
||||||||||||||
|
Coef. Porosidad abierta. según núcleo, fracciones de uno |
Promedio mínimo |
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 |
||||||
|
Coef. permeabilidad por núcleo, 10 -3 µm 2 |
promedio mínimo-máximo |
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 |
||||||||
|
Capacidad de retención de agua,% |
promedio mínimo-máximo |
||||||||||||||
|
Coef. Porosidad abierta según GIS, unidades. |
|||||||||||||||
|
Coef. Permeabilidad según GIS, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
Coef. Saturación de petróleo según GIS, proporción de unidades |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Presión inicial del yacimiento, mPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Temperatura del depósito, C |
|||||||||||||||
|
Débito aceite según los resultados de la prueba de reconocimiento. Bueno m3/día |
Promedio mínimo |
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 |
|||
|
Productividad, m3/día. MPa |
promedio mínimo-máximo |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Conductividad hidráulica, 10 -11 m -3 /Pa*seg. |
promedio mínimo-máximo |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Características físico-químicas aceite Y gas
|
Opciones |
Índice |
formación |
|
|
Formación productiva |
COMO 12 3 |
AS 11 2-4 |
CA 10 1 |
|
Densidad aceite en superficial Condiciones, kg/m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Densidad aceite en condiciones de yacimiento |
|||
|
Viscosidad en condiciones superficiales, mPa.sec |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Viscosidad en condiciones de yacimiento. |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
resinas de gel de sílice |
7.35 |
7.31 |
|
|
asfalteno |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Azufre |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Parafina |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Punto de fluidez aceite, C 0 |
|||
|
Temperatura saturación aceite parafina, C 0 |
|||
|
Rendimiento de fracciones,% |
|||
|
hasta 100 C 0 |
|||
|
hasta 150 C 0 |
66.8 |
||
|
hasta 200 C 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
hasta 250 C 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
hasta 300 C 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Composición de los componentes aceite(molar Concentración,%) |
|||
|
Carbónico gas |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Nitrógeno |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Metano |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
etano |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Propano |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
isobutano |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
butano normal |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
isopentano |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
pentano normal |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+superior |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Masa molecular, kg/mol |
161.3 |
||
|
Presión de saturación, mPa |
6.01 |
||
|
Coeficiente de volumen |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Gas factor de separación condicional m 3 /t |
|||
|
Densidad gas,kg/m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Tipo gas |
|||
|
Composición de los componentes gas de petróleo (concentración molar,%) |
|||
|
Nitrógeno |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Carbónico gas |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Metano |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
etano |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Propano |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
isobutano |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
butano normal |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
isopentano |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
pentano |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+superior |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Composición y propiedades de las aguas de formación.
|
Complejo acuífero |
|||
|
Formación productiva |
COMO 12 0 |
CA 11 0 |
CA 10 1 |
|
Densidad del agua en condiciones superficiales, t/m3 |
|||
|
Mineralización, g/l |
|||
|
Tipo de agua |
cloro-ka- |
facial |
|
|
Cloro |
9217 |
||
|
Sodio+Potasio |
5667 |
||
|
Kalia |
|||
|
Magnesio |
|||
|
hidrocarbonato |
11.38 |
||
|
Yodo |
47.67 |
||
|
Bromo |
|||
|
Bor |
|||
|
Amoníaco |
40.0 |
||
