Karta polja Obbskoye s grmljem na lijevoj obali. Sažetak: Naftno polje Priobskoye

Sada LLC RN-Yuganskneftegaz stalno radi na razvoju sjevernog dijela naftnog polja Priobskoye, a razvoj južnog segmenta polja provodi LLC Gazpromneft-Khantos, koje je u vlasništvu Gazpromnefta. Južni segment naftnog polja Priobskoye ima beznačajna područja licenciranja. Od 2008. razvoj NDSC AKI OTYR, koji pripada OJSC Russneft, provodi razvoj segmenata Srednje-Shapshinsky i Verkhne-Shapshinsky.

Izgledi za Priobskoye NM

Prije godinu dana Gazpromneft-Khantos je dobio dozvolu za provođenje geološkog istraživanja parametara povezanih s dubokim horizontima zasićenim naftom. Studija je usmjerena na južni dio Priobskog poluotoka, uključujući formacije Bazhenov i Achimov.

Prošlu je godinu obilježila analiza zemljopisnih podataka na području kompleksa Bazheno-Abalak južne Priobske. Kombinacija specijalizirane analize jezgre i procjene ove klase rezervi uključuje postupak bušenja četiri istražne i procjenjivačke bušotine nagnutog smjera.

Horizontalne bušotine bit će izbušene 2016. godine. Za procjenu volumena nadoknadivih rezervi predviđeno je izvođenje višestepenog hidrauličkog loma.

Utjecaj naslaga na ekologiju područja

Glavni čimbenici koji utječu na stanje okoliša na terenu su prisutnost emisija u atmosferu. slojeve. Ove emisije su naftni plin, proizvodi izgaranja nafte, komponente pare iz lakih frakcija ugljikovodika. Osim toga, dolazi do izlijevanja na tlo naftnih derivata i komponenti.

Jedinstvena teritorijalna značajka ležišta posljedica je njegovog položaja na poplavnim riječnim krajolicima i unutar vodozaštitne zone. Prikaz posebnih razvojnih zahtjeva temelji se na visokoj vrijednosti. U ovoj situaciji razmatraju se poplavna područja karakteristične visoke dinamike i složenog hidrološkog režima. Ovaj su teritorij za gniježđenje odabrale ptice selice ptica blizu vode, mnoge su uključene u Crvenu knjigu. Nalazište se nalazi na području migracijskih putova i zimovališta mnogih rijetkih predstavnika ihtiofaune.

Još prije 20 godina Središnje povjerenstvo za razvoj NM i NGM pri Ministarstvu goriva i energetike Rusije, kao i Ministarstvo zaštite okoliša i prirodnih resursa Rusije odobrilo je točnu shemu razvoja NM Priobskoye i okolišni dio sve idejne projektne dokumentacije.

Priobsko polje je rijekom Ob presječeno na dva dijela. Močvarno je i tijekom poplave većina je poplavljena. Upravo su ti uvjeti olakšali stvaranje mrijestilišta na području NM. Ministarstvo goriva i energetike Rusije dostavilo je Državnoj dumi materijale na temelju kojih je zaključeno da je razvoj NM Priobskoye kompliciran zbog postojećih prirodnih čimbenika. Takvi dokumenti potvrđuju potrebu za dodatnim financijskim sredstvima kako bi se na području polja koristile samo najnovije i ekološki prihvatljive tehnologije, što će omogućiti visoko učinkovitu provedbu mjera zaštite okoliša.

Priobsko polje nalazi se u središnjem dijelu Zapadno -sibirske nizije. Administrativno se nalazi u Hanti-Mansijsku oblast, 65 km istočno od grada Hanti-Mansijsk i 100 km zapadno od grada Hanti-Mansijsk. Nefteyugansk.

U razdoblju 1978.-1979. Kao rezultat detaljnog seizmičkog istraživanja CDP -a, identificirano je uzdizanje Priobskog. Od ovog trenutka počinje detaljno proučavanje geološke strukture teritorija: rašireni razvoj seizmičkih istraživanja u kombinaciji s dubokim bušenje.

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. godine kao rezultat bušenje i ispitivanje bušotine 151, kada je postignut komercijalni protok ulje protok od 14,2 m 3 / dan pri prigušenju od 4 mm iz intervala 2885-2977 m (Tjumenska formacija YuS 2) i 2463-2467 m (formacija AS 11 1)-5,9 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1023 m.

Priobskaya struktura, prema tektonskoj karti pokrova mezo-kenozojske platforme.

Zapadno-sibirska geosinekliza, smještena u zoni spajanja Hanti-Mansijske depresije, Lyaminskog megafolda, Salym i West Lyaminsky skupina uzdizanja.

Strukture prvog reda komplicirane su nabreknutim i kupolastim uzdizanjima drugog reda i odvojenim lokalnim antiklinalnim strukturama koje su predmet istražnih i istraživačkih radova na ulje i plin.

Produktivne formacije u polju Priobskoye formacije su skupine "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafski ti slojevi pripadaju krednim naslagama gornje Vartovske svite. Litološki gledano, gornja vartovska formacija sastavljena je od čestih i neravnomjernih slojeva muljevitih stijena s pješčenjacima i muljevima. Blato kamenje je tamnosivo, sivo sa zelenkastom nijansom, muljevito, tinjavo. Pješčenjaci i alevnjaci su sivi, glinoviti, micani, sitnozrnati. Među blatnjacima i pješčenjacima ima međuslojeva glinovitih vapnenaca, čvorova siderita.

Stijene sadrže ugljenisani biljni detritus, rijetko slabo i umjereno očuvane školjke (inocerame).

Propusne stijene produktivnih naslaga imaju sjeveroistočni i ponorni udar. Gotovo sve formacije karakteriziraju povećanje ukupne neto debljine, omjera neto i bruto, uglavnom prema središnjim dijelovima zona razvoja ležišta, kako bi se povećala svojstva ležišta i, u skladu s tim, jačanje klastičnog materijala događa se na istoku ( za slojeve horizonta AS 12) i sjeveroistočni smjer (za horizont AC 11).

Horizon AC 12 je debelo pješčano tijelo izduženo od jugozapada prema sjeveroistoku u obliku široke trake s najvećim neto debljinama u središnjem dijelu do 42 m (bunar 237). Na ovom horizontu razlikuju se tri objekta: slojevi AS 12 3, AS 12 1-2, AS 12 0.

Naslage formacije AS 12 3 prikazane su u obliku lanca pješčanih lećastih tijela sa sjeveroistočnim udarcem. Učinkovite debljine variraju od 0,4 m do 12,8 m, pri čemu su veće vrijednosti ograničene na glavno ležište.

Glavno ležište AS 12 3 otkriveno je na dubinama od -2620 i -2755 m i litološki je pregledano sa svih strana. Dimenzije ležišta su 34 x 7,5 km, a visina 126 m.

Položite AS 12 3 u područje bušotine. 241 otvoren je na dubini od -2640-2707 m i ograničen je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansiysk. Rezervoar se kontrolira sa svih strana zonama zamjene rezervoara. Dimenzije ležišta su 18 x 8,5 km, visina 76 m.

Položite AS 12 3 u područje bušotine. 234 pronađen je na dubinama od 2632-2672 m i predstavlja leću pješčenjaka na zapadnom uronku strukture Priobskaya. Dimenzije ležišta su 8,5 x 4 km, a visina 40 m, tip je litološki ekraniziran.

Položite AS 12 3 u područje bušotine. 15-C je pronađen na dubinama od 2664-2689 m unutar strukturne platforme Seliyarovsky. Dimenzije litološki pregledanog ležišta su 11,5 x 5,5 km, a visina 28 m.

AS 12 1-2 ležište je glavno i najveće je na tom području. Ograničeno je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdignućima male amplitude (područje bušotina 246, 400) s prijelaznim zonama između njih. S tri strane omeđen je litološkim ekranima, a samo na jugu (do područja Vostočno-Frolovskaya) sakupljači imaju tendenciju razvoja. No, s obzirom na znatne udaljenosti, granica ležišta je i dalje uvjetno ograničena linijom koja prolazi 2 km južno od bušotine. 271 i 259. Zasićeno uljem debljine variraju u širokom rasponu od 0,8 m (bunar 407) do 40,6 m (bunar 237) pritoka ulje do 26 m 3 / dan pri prigušenju od 6 mm (bušotina 235). Dimenzije ležišta su 45 x 25 km, visina 176 m.

Položite AS 12 1-2 u područje bušotine. 4-KhM pronađen je na dubinama od 2659-2728 m i ograničen je na pješčanu leću na sjeverozapadnoj padini lokalnog uzvišenja Hanti-Mansiysk. Zasićeno uljem debljine variraju od 0,4 do 1,2 m. Dimenzije ležišta su 7,5 x 7 km, visina 71 m.

Položite AS 12 1-2 u područje bušotine. 330 pronađeno na dubinama od 2734-2753m Zasićeno uljem debljina varira od 2,2 do 2,8 m. Dimenzije ležišta su 11 x 4,5 km, visina je 9 m. Tip je litološki ekraniziran.

Naslage sloja AS 12 0 - glavnog - otvorene su na dubinama od 2421-2533 m. To je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Zasićeno uljem debljine variraju od 0,6 (bušotina 172) do 27 m (bušotina 262). Pritoke ulje do 48m 3 / dan na prigušnici od 8 mm. Dimenzije litološki pregledanog ležišta su 41 x 14 km, visina je 187 m. Nanos AS 12 0 na području bušotine br. 331 pronađen je na dubinama od 2691-2713 m i predstavlja leću pješčanih stijena. Zasićeno uljem debljina u ovom bunaru je 10 m. Dimenzije 5 x 4,2 km, visina - 21 m. ulje- 2,5 m 3 / dan pri Nd = 1932 m.

Ležište formacije AS 11 2-4 je litološki prosijanog tipa, ima ih ukupno 8, s 1-2 izbušene bušotine. Po površini se naslage nalaze u obliku 2 lanca leća u istočnom dijelu (najviše uzdignuto) i na zapadu u potopljenijem dijelu monoklinalne strukture. Zasićeno uljem debljine na istoku povećavaju se 2 ili više puta u usporedbi sa zapadnim bušotinama. Ukupni raspon promjena je od 0,4 do 11 m.

Ležište AS 11 2-4 u području bušotine 246 otkriveno je na dubini od 2513-2555 m. Dimenzije rezervoara su 7 x 4,6 km, visina 43 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 247 je pronađen na dubini od 2469-2490 m. Dimenzije ležišta su 5 x 4,2 km, visina je 21 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 251 pronađen je na dubini od 2552-2613 m. Dimenzije ležišta su 7 x 3,6 km, visina je 60 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 232 je otvoren na dubini od 2532-2673m. Dimenzije ležišta su 11,5 x 5 km, visina 140 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 262 je otvoren na dubini od 2491-2501m. Dimenzije ležišta su 4,5 x 4 km, visina 10 m.

Rezervoar AS 11 2-4 u području bušotine 271 otkriven je na dubini od 2550-2667 m. Veličina ležišta je 14 x 5 km.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 151 je otvoreno na dubini od 2464-2501m. Dimenzije ležišta su 5,1 x 3 km, visina 37 m.

Nanos sloja AS 11 2-4 u području bušotine. 293 je pronađen na dubini od 2612-2652 m. Dimenzije ležišta su 6,2 x 3,6 km, visina je 40 m.

Naslage sloja AS 11 1 uglavnom su ograničene na dio blizu luka u obliku široke trake sjeveroistočnog ugla, s tri strane ograničene glinenim zonama.

Glavno ležište AC 11 1 drugo je najveće ležište unutar polja Priobskoye, koje je otkriveno na dubinama od 2421-2533 m. 259. Debit ulje variraju od 2,46 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1195 m (bušotina 243) do 118 m 3 / dan kroz 8 mm prigušnicu (bušotina 246). Zasićeno uljem debljine variraju od 0,4 m (bušotina 172) do 41,6 (bušotina 246). Veličina ležišta je 48 x 15 km, visina do 112 m, tip je litološki ekraniziran.

Naslage formacije AS 11 0. Ležište AS 11 0 ima vrlo beznačajnu zonu razvoja ležišta u obliku lećastih tijela, ograničenih na potopljene dijelove prednjeg dijela.

Položite AS 11 0 u područje bušotine. 408 pronađen je na dubini od 2432-2501 m. Dimenzije ležišta su 10,8 x 5,5 km, visina je 59 m, tip je litološki prosijavan. Zaduženje ulje iz bunara. 252 iznosio je 14,2 m3 / dan pri Nd = 1410 m.

Položite AS 11 0 u područje bušotine. 172 probijen je jednim bunarom na dubini od 2442-2446 m i ima dimenzije 4,7 x 4,1 km, visinu od 3 m. ulje iznosio je 4,8 m 3 / dan pri Nd = 1150 m.

Položite AS 11 0 u područje bušotine. 461 ima dimenzije 16 x 6 km. Zasićeno uljem debljina varira od 1,6 do 4,8 m. Vrsta ležišta litološki je prokrčena. Zaduženje ulje iz bunara. 461 iznosio je 15,5 m 3 / dan, Nd = 1145 m.

Položite AS 11 0 u područje bušotine. 425 probio je jedan bunar. Zasićeno uljem kapacitet - 3,6 m. ulje iznosio je 6,1 m 3 / dan pri Nd = 1260 m.

Horizont AS 10 prodro je unutar središnje zone polja Priobskoye, gdje je ograničen na potopljena mjesta blizu gornjeg dijela, kao i na jugozapadno krilo građevine. Podjela horizonta na slojeve AS 10 1, AS 10 2-3 (u središnjem i istočnom dijelu) i AS 10 2-3 (u zapadnom dijelu) u određenoj je mjeri proizvoljna i određena je uvjetima pojavljivanja , formiranje ovih naslaga, uzimajući u obzir litološki sastav stijena i fizikalno -kemijske karakteristike ulja.

Glavno ležište AS 10 2-3 otvoreno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu polja. Zaduženje ulje su u rasponu od 1,5 m 3 / dan pri 8 mm gušenju (bušotina 181) do 10 m 3 / dan pri Nd = 1633 m (bušotina 421). Zasićeno uljem debljine se kreću od 0,8 m (bušotina 180) do 15,6 m (bušotina 181). Dimenzije ležišta su 31 x 11 km, visina do 292 m, ležište je litološki pregledano.

Depozit AS 10 2-3 u području bušotine. 243 su otvorena na dubinama od 2393-2433 m. Debit ulje iznosi 8,4 m 3 / dan pri Nd = 1248 m (bunar 237). Zasićeno uljem debljina - 4,2 - 5 m. Dimenzije 8 x 3,5 km, visina do 40 m. Vrsta ležišta - litološki prosijano.

Depozit AS 10 2-3 u području bušotine. 295 je otvoren na dubini od 2500-2566 m i kontroliran je zonama formacijske gline. Zasićeno uljem debljine variraju od 1,6 do 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / dan dobiveno je pri Hd = 1100 m. Dimenzije ležišta su 9,7 x 4 km, visina je 59 m.

Glavno ležište AC 10 1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Zone zamjene ležišta kontroliraju ležište s tri strane, a na jugu je njegova granica uvjetno povučena na udaljenosti od 2 km od bušotine. 259 i 271. Zasićeno uljem debljine variraju od 0,4 (bušotina 237) do 11,8 m (bušotina 265). Zaduženje ulje: od 2,9 m 3 / dan pri Nd = 1064 m (bušotina 236) do 6,4 m 3 / dan pri prigušenju od 2 mm. Dimenzije ležišta su 38 x 13 km, visina je do 120 m, vrsta ležišta je litološki prikazana.

Položite AS 10 1 u područje bušotine. 420 je pronađen na dubinama od 2480-2496 m. Dimenzije ležišta su 4,5 x 4 km, visina je 16 m.

Položite AS 10 1 u područje bušotine. 330 je pronađeno na dubinama od 2499-2528 m. Dimenzije ležišta su 6 x 4 km, visina 29 m.

Položite AS 10 1 u područje bušotine. 255 pronađeno je na dubinama od 2468-2469 m. Veličina ležišta je 4 x 3,2 km.

Presjek stratuma AS 10 upotpunjen je produktivnim slojem AS 10 0. Unutar kojih su identificirana tri naslaga, smještena u obliku lanca podmoridijanskog udara.

Položite AS 10 0 u područje bušotine. 242 je pronađen na dubinama od 2356-2427 m i litološki je prosijan. Zaduženje ulje su 4,9-9 m 3 / dan na Nd-1261-1312 m. Zasićeno uljem debljina je 2,8 - 4 m. Dimenzije ležišta su 15 x 4,5 km, visina do 58 m.

Položite AS 10 0 u područje bušotine. 239 pronađen je na dubinama od 2370-2433 m. ulje su 2,2-6,5 m 3 / dan na Nd-1244-1275 m. Zasićeno uljem debljina je 1,6-2,4 m. Dimenzije ležišta su 9 x 5 km, visina do 63 m.

Položite AS 10 0 u područje bušotine. 180 je pronađeno na dubinama od 2388-2391 m i litološki je pregledano. Zasićeno uljem debljina - 2,6m. Dotok ulje iznosio je 25,9 m 3 / dan na Nd-1070 m.

Poklopac iznad horizonta AC 10 predstavljen je članom glinenih stijena, koji varira od 10 do 60 m od istoka prema zapadu.

Pješčano-muljevite stijene formacije AS 9 ograničene su rasprostranjenosti i predstavljene su u obliku prozora facije, gravitirajući uglavnom prema sjeveroistočnim i istočnim dijelovima građevine, kao i prema jugozapadnom poniranju.

Nanos formacije AS 9 u području bušotine. 290 je pronađeno na dubinama od 2473-2548 m i ograničeno je na zapadni dio polja. Zasićeno uljem debljine se kreću od 3,2 do 7,2 m. ulje su 1,2 - 4,75 m 3 / dan s Nd - 1382-1184 m. Veličina ležišta je 16,1 x 6 km, visina do 88 m.

Na istoku polja identificirana su dva mala ležišta (6 x 3 km). Zasićeno uljem debljine variraju od 0,4 do 6,8 m. ulje 6 i 5,6 m 3 / dan pri Nd = 1300-1258 m. Naslage su litološki pregledane.

Neokomijski produktivni sedimenti upotpunjeni su formacijom AS 7 koja ima vrlo mozaičan uzorak u postavljanju. uljni i vodonosnici.

Najveći na području istočni rezervoar formacije AC 7 pronađen je na dubinama od 2291-2382 m. S tri strane je obrubljen zonama zamjene ležišta, a na jugu je njegova granica uvjetna i povučena je uz liniju koja prolazi 2 km od bušotine 271 i 259. Ležište je orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Pritoke ulje: 4,9 - 6,7 m 3 / dan pri Nd = 1359-875 m. Zasićeno uljem debljine variraju od 0,8 do 7,8 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 46 x 8,5 km, visina do 91 m.

Položite AS 7 u područje bušotine. 290 je otvoren na dubini od 2302-2328 m. Ulje debljina je 1,6 - 3 m. 290 primljeno 5,3 m 3 / dan ulje pri P = 15MPA. Veličina ležišta je 10 x 3,6 km, visina 24 m.

Položite AS 7 u područje bušotine. 331 otvorena je na dubini od 2316-2345 m i predstavlja lučno lećasto tijelo. Zasićeno uljem debljine variraju od 3 do 6 m. Primljen je 331 priljev ulje 1,5 m 3 / dan pri Nd = 1511 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 17 x 6,5 km, visina 27 m.

Položite AS 7 u područje bušotine. 243 su otvorena na dubini od 2254-2304 m. Zasićeno uljem debljina 2,2-3,6 m. Dimenzije 11,5 x 2,8 km, visina - 51 m. U dobro. Primljeno 243 ulje 1,84 m 3 / dan na Nd-1362 m.

Položite AS 7 u područje bušotine. 259, pronađena na dubini od 2300 m, leća je pješčenjaka. Zasićeno uljem debljina 5,0 m. Dimenzije 4 x 3 km.

Priobsko polje

Kratke geološke i terenske karakteristike rezervoara

Priobsko polje

Petrofizičke karakteristike rezervoara

Fizičko -kemijske karakteristike ulje i plin

Sastav i svojstva formacijskih voda

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Koristite donji obrazac

Studenti, diplomirani studenti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u studiju i radu bit će vam zahvalni.

Objavljeno na http://www.allbest.ru/

Uvod

1 Geološke značajke polja Priobskoye

1.1 Opći podaci o pologu

1.2 Litostratigrafski presjek

1.3 Tektonska struktura

1.4 Sadržaj ulja

1.5 Karakteristike proizvodnih formacija

1.6 Karakteristike vodonosnika

1.7 Fizikalno -kemijska svojstva formacijskih fluida

1.8 Procjena rezervi nafte

1.8.1 Rezerve nafte

2. Glavni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja polja Priobskoye

2.1 Dinamika glavnih pokazatelja razvoja polja Priobskoye

2.2 Analiza glavnih tehničko -ekonomskih pokazatelja razvoja

2.3 Razvojne značajke koje utječu na rad bušotine

3. Primijenjene metode poboljšanog iskorištavanja ulja

3.1 Izbor metode utjecaja na ležište ulja

3.2 Geološki i fizikalni kriteriji primjenjivosti različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

3.2.1 Poplave vode

3.3 Metode utjecaja na zonu bušotine za poticanje proizvodnje nafte

3.3.1 Tretiranje kiselinom

3.3.2 Hidraulični lom

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Zaključak

Uvod

Naftna industrija jedna je od najvažnijih sastavnica ruskog gospodarstva, koja izravno utječe na formiranje proračuna zemlje i njezin izvoz.

Stanje resursne baze naftno -plinskog kompleksa danas je najhitniji problem. Naftni resursi postupno se iscrpljuju, veliki broj polja je u završnoj fazi razvoja i ima veliki postotak prekidanja vode, stoga je najhitniji i primarni zadatak potraga i puštanje u rad mladih i perspektivnih polja, od kojih je jedno je Priobskoye polje (što se tiče rezervi, jedno je od najvećih nalazišta u Rusiji).

Bilančne rezerve nafte, koje je odobrio Državni odbor za pričuve, u kategoriji C1 su 1.827,8 milijuna tona, nadoknadivih 565,0 milijuna tona. s faktorom iskorištavanja nafte 0,309, uzimajući u obzir rezerve u tampon zoni ispod plavnih područja rijeka Ob i Boljšoj Salym.

Bilančne rezerve ulja kategorije C 2 su 524073 tisuće tona, nadoknadive - 48970 tisuća tona s faktorom iskorištenja nafte 0,093.

Priobsko polje ima niz karakterističnih značajki:

veliki, višeslojni, jedinstveni po zalihama nafte;

teško pristupačan, karakteriziran značajnom močvarnošću, u proljetno-ljetnom razdoblju veći dio teritorija poplavljen je poplavnim vodama;

rijeka Ob teče kroz područje ležišta, dijeleći ga na desni i lijevi dio obale.

Polje karakterizira složena struktura produktivnih horizonta. Formacije AC10, AC11, AC12 su od industrijskog interesa. Sakupljači horizonta AC10 i AC11 klasificirani su kao srednji i niskoproduktivni, a AC12 su nenormalno niskoproduktivni. Rad AS12 formacije treba izdvojiti kao zaseban razvojni problem, jer , rezervoar AC12 također je najznačajniji u pogledu rezervi svih rezervoara. Ova karakteristika ukazuje na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove produktivne slojeve.

Jedan od načina rješavanja ovog problema je provedba mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

1 . Geološka karakteristikaPriobskogMjesto rođenja

1.1 Opći podaci o pologu

Naftno polje Priobskoye administrativno se nalazi u Hanti-Mansijskom okrugu Hanti-Mansijskog autonomnog okruga Tjumenske regije.

Radno područje nalazi se 65 km istočno od grada Khanty-Mansiysk, 100 km zapadno od grada Nefteyugansk. Trenutno je to područje jedno od ekonomski najbrže rastućih u Autonomnom okrugu, što je postalo moguće zbog povećanja obujam geoloških istraživanja i proizvodnja nafte ...

Najveća razvijena obližnja polja: Salymskoye, smješteno 20 km istočno, Prirazlomnoye, smješteno u neposrednoj blizini, Pravdinskoye - 57 km prema jugoistoku.

Plinovod Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk i naftovod Ust-Balyk-Omsk idu prema jugoistoku polja.

Područje Priobskaya na svom sjevernom dijelu nalazi se unutar plavne ravnice Ob - mlade aluvijalne ravnice s akumulacijom kvartarnih naslaga relativno velike debljine. Apsolutne kote reljefa su 30-55 m. Južni dio područja teži ravnoj aluvijalnoj ravnici na razini druge nadplavne terase sa slabo izraženim oblicima riječne erozije i akumulacije. Ovdje su apsolutne ocjene 46-60 m.

Hidrografsku mrežu predstavlja kanal Maliy Salym, koji teče u sublatitudinalnom smjeru u sjevernom dijelu područja i na tom je području povezan malim kanalima Malaya Berezovskaya i Polaya s velikim i cijelim Obskaya kanalom Bolshoy Salym. Rijeka Ob je glavni plovni put regije Tjumenj. Na teritoriju regije postoji veliki broj jezera, od kojih su najveća jezero Olevashkina, jezero Karasye, jezero Okunevoe. Močvare su neprohodne, smrzavaju se do kraja siječnja i glavna su prepreka kretanju vozila.

Klima regije je oštro kontinentalna s dugim zimama i kratkim toplim ljetima. Zima je ledena i snježna. Najhladniji mjesec u godini je siječanj (prosječna mjesečna temperatura -19,5 stupnjeva C). Apsolutni minimum je -52 stupnja C. Najtopliji je srpanj (prosječna mjesečna temperatura je +17 stupnjeva C), apsolutni maksimum je +33 stupnja C. Prosječna godišnja količina oborina je 500-550 mm godišnje, pri čemu pada 75% u toploj sezoni. Snježni pokrivač uspostavlja se u drugoj polovici listopada i traje do početka lipnja.Debljina snježnog pokrivača je od 0,7 m do 1,5-2 m. Dubina smrzavanja tla je 1-1,5 m.

Područje koje se razmatra karakteriziraju podzolska glinasta tla na relativno povišenim područjima te tresetno-podzolično-muljevita i tresetna tla u močvarnim područjima tog područja. Unutar granica ravnica, aluvijalna tla riječnih terasa uglavnom su pjeskovita, mjestimice glinovita. Flora je raznolika. Prevladavaju crnogorične i mješovite šume.

Područje se nalazi u zoni izolirane pojave stijena u blizini površine i reliktnih permafrosta. Smrznuta tla na površini leže na slivovima ispod tresetišta. Njihova debljina kontrolirana je razinom podzemnih voda i doseže 10-15 m, temperatura je konstantna i blizu 0 stupnjeva C.

Na susjednim teritorijima (na Priobskom polju, smrznute stijene nisu proučavane), vječni mraz se javlja na dubinama od 140-180 m (Lyantorskoye polje). Debljina vječnog leda je 15-40 m, rijetko i veća. Smrznuti su češće donji, glinovitiji dio Novyikhailovske i neznatan dio atlimskih formacija.

Najveća naselja najbliža radnom području su gradovi Khanty -Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut i iz manjih naselja - sela Seliyarovo, Sytomino, Lempino i druga.

1.2 Litostratigrafskirez

Geološki odsjek polja Priobskoye sastavljen je od debelog sloja (više od 3000 m) terigenih sedimenata sedimentnog pokrova mezo-kenozojske starosti, koji se pojavljuju na stijenama predjurskog kompleksa, predstavljenim korom vremenskih prilika.

Predjura obrazovanje (Pz)

U presjeku predjurskih slojeva razlikuju se dvije strukturne razine. Donji dio, ograničen na konsolidiranu koru, predstavljen je visoko dislociranim grafit-porfiritima, šljunčanicima i metamorfoziranim vapnencima. Gornji kat, identificiran kao međukompleks, sastavljen je od manje dislociranih efuzivno-sedimentnih naslaga permsko-trijaske starosti do 650 m debljine.

Jurski sustav (J)

Jurski sustav predstavljaju sve tri podjele: donja, srednja i gornja.

Uključuje formacije Tyumen (J1 + 2), Abalak i Bazhenov (J3).

Depoziti Tyumen Formacije leže u podnožju sedimentnog pokrova na stijenama kore vremenskih prilika s kutnom i stratigrafskom neusklađenošću i predstavljene su kompleksom teritorijalnih stijena glineno-pjeskovito-muljevitog sastava.

Debljina naslaga Tyumenske formacije varira od 40 do 450 m. U granicama ležišta otvorena su na dubinama od 2806-2973m. Naslage Tjumenske formacije dosljedno se preklapaju s gornjojurskim naslagama formacija Abalak i Bazhenov. Abalakskaya Formacija je sastavljena od tamnosivih do crnih, razgranatih, glaukonitnih muljevaka sa slojevitim naslagama u gornjem dijelu presjeka. Debljina apartmana kreće se od 17 do 32 m.

Depoziti Bazhenov Formacije su predstavljene tamnosivim, gotovo crnim, bitumenskim muljevitim kamenjem s međuslojevima blago muljevitih kamenaca i organsko-glinasto-karbonatnih stijena. Tvorba je debela 26-38 m.

Kredni sustav (K)

Nalazišta krednog sustava razvijena su posvuda, predstavljena gornjim i donjim dijelovima.

U donjem dijelu odozdo prema gore razlikuju se formacije Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya i Khanty-Mansiysk, a u gornjem dijelu formacije Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya i Gankinskaya.

Donji dio ahskoy Formacija (K1g) zastupljena je uglavnom muljevitima s podređenim tankim slojevima alevnjaka i pješčenjaka, kombiniranih u Ahimov niz.

U gornjem dijelu formacije Akh nalazi se zreo član fino elutriranih, tamnosivih, približavajući se sivim pimskim glinama.

Ukupna debljina apartmana varira od zapada prema istoku od 35 do 415 m. U dijelovima koji se nalaze istočno, grupa slojeva BS1-BS12 ograničena je na ovaj sloj.

Rez Cherkashin Formacija (K1g-br) predstavljena je ritmičkim izmjenjivanjem sivih glina, mulja i muljevitih pješčenjaka. Potonji, u granicama polja, kao i pješčenjaci, industrijski su naftonosni i raspoređeni su u formacijama AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Debljina formacije varira od 290 do 600 m.

Iznad su tamnosive do crne gline alim Formacije (K1a), u gornjem dijelu s međuslojevima bitumenskih kamena, u donjem - alevnjaci i pješčenjaci. Debljina apartmana varira od 190 do 240 m. Gline su regionalni pečat za ležišta ugljikovodika u cijeloj regiji nafte i plina Sredneobskaya.

Vikulovskaya apartman (K1a-al) sastoji se od dvije podformacije.

Donja je pretežno glinovita, gornja je pjeskovito-glinovita s prevladavanjem pješčenjaka i alevnjaka. Formaciju karakterizira prisutnost biljnog detritusa. Debljina formacije kreće se od 264 m na zapadu do 296 m na sjeveroistoku.

Hanti-Mansijsk Formacija (K1a-2s) predstavljena je neravnomjernim slojevima pjeskovito-ilovastih stijena s prevladavanjem prvih u gornjem dijelu presjeka. Stijene formacije karakterizira obilje ugljikovog detritusa. Debljina formacije varira od 292 do 306 m.

Uvat Formacija (K2s) predstavljena je neravnomjernim ponovnim taljenjem pijeska, alevnjaka, pješčenjaka. Formaciju karakterizira prisutnost ugljenisanih i željeznih biljnih ostataka, ugljični detritus i jantar. Debljina apartmana je 283-301 m.

Bertsovskaya Apartman (K2k-st-km) podijeljen je u dvije podformacije. Donja, koja se sastoji od sivih montmorelonitnih glina, s opokama sličnim slojevima debljine od 45 do 94 m, a gornja, predstavljena sivim, tamnosivim, krečnjačkim, pjeskovitim glinama, debljine 87-133 m.

Gankinskaya Formacija (K2mP1d) sastoji se od sivih, zelenkasto-sivih glina koje prelaze u laporce sa zrnima glaukonita i čvorovima siderita. Debljina mu je 55-82m.

Paleogeni sustav (P2)

Paleogeni sustav uključuje stijene formacija Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya i Turtasskaya. Prva tri predstavljena su morskim sedimentima, ostala su kontinentalna.

Talitskaya Formacija je sastavljena od sloja tamnosive gline, na mjestima mulja. Postoje peritizirani biljni ostaci i ljuske ribe. Formacija je debela 125-146 m.

Lyulinvorskaya formacija je predstavljena žućkasto-zelenim glinama, u donjem dijelu presjeka često su opokoidne s međuslojevima opoka. Debljina apartmana je 200-363 m.

Tavdinskaya formacija koja dovršava presjek morskog paleogena izrađena je od sivih, plavkastosivih glina s naslagama od mulja. Debljina apartmana je 160-180 m.

Atlymskaya Formacija se sastoji od kontinentalnih aluvijalno-morskih sedimenata, koji se sastoje od sivog do bijelog pijeska, pretežno kvarca s međuslojevima mrkog ugljena, gline i mulja. Debljina apartmana je 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formacija-predstavljena neravnomjernim slojevima sivih, sitnozrnatih, kvarcno-poljskih šljunaka sa sivim i smeđe-sivim glinama i alevinama sa slojevima pijeska i smeđeg ugljena. Debljina apartmana ne prelazi 80 m.

Turtasskaya Formacija se sastoji od zelenkasto-sive gline i mulja, tankoslojno prekrivenih slojevima dijatomita i kvarc-glaukonitnog pijeska. Debljina apartmana je 40-70 m.

Kvartarni sustav (Q)

Prisutna je posvuda i zastupljena je u donjem dijelu izmjenjivim pijeskom, glinama, ilovačama i pjeskovitim ilovačama, u gornjem dijelu - močvarnom i jezerskom facijom - muljem, ilovačama i pjeskovitim ilovačama. Ukupna debljina je 70-100 m.

1.3 tektonskistruktura

Struktura Priobskaya nalazi se u zoni spoja Hanti-Mansijske depresije, Lyaminskog megafolda, grupa uzdizanja Salym i West Lempa. Strukture prvog reda komplicirane su nabreknutim i kupolastim uzdignućima drugog reda i odvojenim lokalnim antiklinalnim strukturama, koje su objekti traženja i istraživanja nafte i plina.

Suvremeni strukturni plan predjurskog temelja proučavan je uz reflektirajući horizont "A". Svi strukturni elementi prikazani su na strukturnoj karti uz reflektirajući horizont "A". U jugozapadnom dijelu regije - uzdignuća Seliyarovskoe, Zapadno -Sahalinskoe, Svetloye. U sjeverozapadnom dijelu-Istočno-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, komplicirajući istočnu padinu zone uzdizanja Zapadne Lempinske. U središnjem dijelu nalazi se Zapadnosahalinsko korito, istočno od njega Gorškovsko i Sahalinsko uzdizanje, što komplicira nabrek Srednje-Lyaminskog i strukturni luk Sahalina.

Uzdizanje u obliku kupole Priobskoye, uzdizanje niske amplitude Zapadno Priobskoye, strukture Zapadnog Sahalina, Novoobskaya praćene su uz reflektirajući horizont "DB", ograničen na vrh Bystrinskaya člana. Na zapadu trga ocrtano je uzvišenje Khanty-Maniysk. Sjeverno od uzvisine Priobskoe ističe se lokalno uzdizanje Svetloye. U južnom dijelu polja u području bušotine. 291, bezimeno uzdizanje uvjetno se razlikuje. Uzdignuta zona Istočne Seliyarovske u području istraživanja ocrtana je otvorenim seizmičkim izo-gipsom-2280 m. Izometrijska struktura niske amplitude može se pratiti u blizini bušotine 606. Područje Seliyarovskaya prekriveno je rijetkom mrežom seizmičkih linija, na temelju kojih se može predvidjeti pozitivna struktura. Uzdizanje Seliyarovskoe potvrđeno je strukturnim planom za reflektirajući horizont "B". Zbog slabog poznavanja zapadnog dijela područja, seizmičkih istraživanja, sjeverno od strukture Seliyarovskaya, uvjetno se razlikuje neimenovani uzgon u obliku kupole.

1.4 Sadržaj ulja

U Priobskom polju podnožje ulja pokriva značajne debele naslage sedimentnog pokrova od srednje jure do aptske starosti i iznosi više od 2,5 km.

Nekomercijalni dotoci nafte i jezgre sa znakovima ugljikovodika dobiveni su iz ležišta Tyumen (Yu 1 i Yu 2) i Bazhenov (Yu 0) formacija. Zbog ograničenog broja dostupnih geoloških i geofizičkih materijala, struktura ležišta do danas nije dovoljno potkrijepljena.

Komercijalni kapacitet nafte uspostavljen je u neokomskim formacijama grupe AS, gdje je koncentrirano 90% dokazanih rezervi. Glavni produktivni slojevi zatvoreni su između čopora gline Pimskaya i Bystrinskaya. Naslage su ograničene na lećasta pješčana tijela nastala u šelfnim i klinoformnim naslagama neokoma, čija produktivnost nije kontrolirana suvremenim strukturnim planom i određena je praktički samo prisutnošću produktivnih rezervoara u presjeku. Odsutnost formacijske vode tijekom brojnih ispitivanja u produktivnom dijelu presjeka dokazuje da su naftne naslage povezane sa slojevima ovih čopora zatvorena lećasta tijela potpuno napunjena uljem, a konture naslaga za svaki pješčani sloj određene su granice njegove distribucije. Izuzetak je formacija AC 7, gdje su prilivi formacijske vode dobiveni iz pješčanih leća napunjenih vodom.

U sklopu produktivnih neokomskih sedimenata identificirano je 9 proračunskih objekata: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Nalazišta formacija AS 7, AS 9 nisu od industrijskog interesa.

Geološki profil prikazan je na slici 1.1.

1.5 Značajkaproduktivnaslojevi

Glavne rezerve nafte u Priobskom polju koncentrirane su u sedimentima neokomskog doba. Značajka geološke strukture naslaga povezanih s neokomskim stijenama je ta da imaju mega-slojevitu strukturu zbog formiranja u uvjetima bočnog punjenja dovoljno dubokog morskog bazena (300-400 m) zbog uklanjanja klastičnog teritorijalnog materijala s istoka i jugoistoka. Nastanak neokomskog megakompleksa sedimentnih stijena odvijao se u čitavom nizu paleogeografskih uvjeta: koinentalna sedimentacija, obalno-morska, polica i vrlo spora sedimentacija na otvorenom dubokom moru.

Dok se krećemo od istoka prema zapadu, dolazi do nagiba (s obzirom na baženovsku formaciju, koja je regionalno mjerilo) i ostarjelih glinenih članova (zonalno mjerilo) i pješčano-muljevitih stijena koje se nalaze između njih.

Prema utvrđenjima stručnjaka ZapSibNIGNI -a o fauni i peludi spora uzetih s glina u intervalu pojavljivanja člana Pimskaya, pokazalo se da je starost ovih naslaga hauterivska. Svi slojevi koji se nalaze iznad člana Pimskaya. Indeksirani su kao skupina AS, stoga su na polju Priobskoye slojevi BS 1-5 ponovno indeksirani u AS 7-12.

Prilikom izračunavanja rezervi, 11 proizvodnih formacija identificirano je kao dio megakompleksa produktivnih neokomskih naslaga: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Rezervoarska jedinica AS 12 leži u podnožju megakompleksa i najdublji je dio u smislu formacije. Sastav uključuje tri sloja AC 12/3, AC 12/1-2, AC 12/0, koji su na većem dijelu površine odvojeni relativno zrelim glinama, čija se debljina kreće od 4 do 10 m.

Naslage formacije AS 12/3 ograničene su na monoklinalni element (strukturni nos), unutar kojega se nalaze uzdignuća i korita niske amplitude s prijelaznim zonama između njih.

Glavno ležište AC12 / 3 otkriveno je na dubinama od 2620-2755 m i litološki je pregledano sa svih strana. Po površini zauzima središnji, najizdignutiji dio strukturnog nosa nalik terasi i orijentiran je od jugozapada prema sjeveroistoku. Debljine zasićene uljem variraju od 12,8 m do 1,4 m. Protok ulja kreće se od 1,02 m3 / dan, Nd = 1239m do 7,5 m3 / dan sa Nd = 1327m. Dimenzije litološki pregledanog ležišta su 25,5 km na 7,5 km, a visina je 126 m.

Ležište AS 12/3 otkriveno je na dubini od 2640-2707 m i ograničeno je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansiysk i zonu njegova istočnog poniranja. Rezervoar se kontrolira sa svih strana zonama zamjene rezervoara. Brzine protoka nafte su male i iznose 0,4-8,5 m 3 / dan na različitim dinamičkim razinama. Najviša nadmorska visina u zasvođenom dijelu fiksirana je na -2640 m, a najniža na (-2716 m). Dimenzije ležišta su 18 x 8,5 km, visina 76 m. Tip je litološki pregledan.

Glavni rezervoar AC12 / 1-2 najveći je u polju. Iskopano je na dubinama od 2536-2728 m. Ograničeno je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdignućima male amplitude sa zonama prijelaza između njih. S tri strane, struktura je ograničena litološkim ekranima, a samo na jugu (do Vostochno-Frolovskaya area) imaju li se akumulacije u razvoju. Debljine zasićene uljem variraju u širokom rasponu od 0,8 do 40,6 m, dok zona najvećih debljina (više od 12 m) obuhvaća središnji dio ležišta, kao i istočni. Dimenzije litološki pregledanog ležišta su 45 km na 25 km, visina 176 m.

U rezervoaru AS 12 / 1-2 otkrivena su ležišta dimenzija 7,5 x 7 km, visine 7 m i 11 x 4,5 km, te visine 9 m. Oba su ležišta litološki prosijanog tipa.

Rezervoar AS 12/0 ima manju razvojnu zonu. Glavno ležište AC 12/0 lećasto je tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Njegove su dimenzije 41 x 14 km, visina je 187 m. Brzine protoka ulja variraju od prvih jedinica m 3 / dan pri dinamičkim razinama do 48 m 3 / dan.

Poklopac horizonta AS 12 formiran je od debelog (do 60 m) sloja glinovitih stijena.

Iznad odjeljka nalazi se platni sloj AS 11, koji uključuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posljednja tri povezana su u jedan brojili objekt, koji ima vrlo složenu strukturu i po presjeku i po površini. U zonama razvoja ležišta, gravitirajući prema rubnim dijelovima, uočava se najznačajnija debljina horizonta sa tendencijom povećanja prema sjeveroistoku (do 78,6 m). Na jugoistoku je ovaj horizont predstavljen samo slojem AS 11/2, u središnjem dijelu - slojem AS 11/3, na sjeveru - slojem AS 11/2-4.

Glavno ležište AC11 / 1 drugo je po veličini unutar polja Priobskoye. Sloj AS11 / 1 razvijen je u vodećem dijelu uzdizanja submeridionalnog udara nalik na bubrenje, što komplicira monoklin. S tri strane ležište je ograničeno glinenim zonama, a na jugu je granica povučena uvjetno. Veličina glavnog ležišta je 48 x 15 km, visina je 112 m. Stope proizvodnje nafte variraju od 2,46 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1195 m do 11,8 m 3 / dan.

Sloj AC 11/0 identificiran je kao izolirana lećasta tijela na sjeveroistoku i jugu. Debljina mu je od 8,6 m do 22,8 m. Prvo ležište ima dimenzije 10,8 x 5,5 km, drugo 4,7 x 4,1 km. Oba ležišta su litološki prosijanog tipa. Karakteriziraju ih dotoci ulja od 4 do 14 m 3 / dan na dinamičkoj razini. U horizont AC 10 prodiru gotovo sve bušotine i sastoji se od tri sloja AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Glavno ležište AS 10 / 2-3 otvoreno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu polja. Vrsta ležišta litološki je pregledana, dimenzija 31 x 11 km, visina do 292 m. Debljine zasićene uljem kreću se od 15,6 m do 0,8 m.

Glavno ležište AC10 / 1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Dimenzije ležišta su 38 x 13 km, visina je do 120 m. Južna granica povučena je uvjetno. Debljine zasićene uljem variraju od 0,4 do 11,8 m. Dotoci bezvodnog ulja kretali su se od 2,9 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1064 m do 6,4 m 3 / dan.

Odjeljak formacijske jedinice AC 10 upotpunjen je produktivnom formacijom AC 10/0, unutar koje su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijalnog udara.

Obzor AC 9 ima ograničenu distribuciju i predstavljen je u obliku zasebnih fascijalnih zona smještenih u sjeveroistočnim i istočnim dijelovima građevine, kao i u području jugozapadnog poniranja.

Neokomijska produktivna ležišta upotpunjuje sloj AS 7, koji ima mozaični uzorak na položaju naftnih i vodonosnih polja.

Najveće na području ležište Vostochnaya otvoreno je na dubinama od 2291-2382 m. Orijentirano je od jugozapada prema sjeveroistoku. Dotoci nafte 4,9-6,7 m 3 / dan na dinamičkim razinama od 1359-875 m. Debljine zasićene uljem variraju od 0,8 do 67,8 m. Dimenzije ležišta su 46 x 8,5 km, visina je 91 m.

Unutar polja otkrivena su ukupno 42 ležišta. Najveće područje ima glavni rezervoar u sloju AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minimalno (10 km 2) - spremnik u spremniku AS 10/1.

Zbirna tablica parametara ležišta unutar proizvodnog područja

Tablica 1.1

geološko proizvodno polje naftonosna formacija

1.6 Značajkavodonosnicikompleksa

Polje Priobskoye dio je hidrodinamičkog sustava zapadno -sibirskog artezijskog bazena. Njegovo je obilježje prisutnost vodootpornih glinovitih naslaga oligocensko-turonskog stijena, čija debljina doseže 750 m, dijeleći mezo-kenozojski dio na gornju i donju hidrogeološku razinu.

Gornji kat objedinjuje sedimente turonsko-kvartarnog doba i karakterizira ga slobodna izmjena vode. U hidrodinamičkom smislu, pod je vodonosnik čije su podzemne i međustranske vode međusobno povezane.

Gornja hidrogeološka razina uključuje tri vodonosnika:

1- vodonosnik kvartarnih naslaga;

2 - vodonosnik novih naslaga Mihajlovskog;

3- vodonosnik atlymskih naslaga.

Usporedna analiza vodonosnika pokazala je da se vodonosnik Atlym može uzeti kao glavni izvor velike centralizirane opskrbe pitkom vodom. Međutim, zbog značajnog smanjenja operativnih troškova, može se preporučiti novi horizont Mikhailovsky.

Donju hidrogeološku razinu predstavljaju sedimenti cenomansko-jurske starosti i zalijevane stijene gornjeg dijela predjurskog temelja. Na velikim dubinama u okruženju teškog, a ponegdje i gotovo ustajalog režima stvaraju se termalne visoko mineralizirane vode koje imaju visoku zasićenost plinom i povećanu koncentraciju elemenata u tragovima. Donji kat odlikuje se pouzdanom izolacijom vodonosnika od površinskih prirodnih i klimatskih čimbenika. Četiri vodonosnika razlikuju se u svom presjeku. Svi kompleksi i vodene stihije prate se na znatnoj udaljenosti, ali istodobno se u Priobskom polju opaža nastanak gline drugog kompleksa.

Za poplavljivanje naftnih ležišta u regiji Srednji Ob široko se koriste podzemne vode aptsko-cenomanskog kompleksa, sastavljene od sloja slabo cementiranog, rastresitog pijeska, pješčenjaka, mulja i glina formacija Uvat, Khanty-Mansi i Vikulovskaya, bušotine -održavaju se na području, prilično ujednačeni unutar lokacije. Vode karakterizira niska korozivnost zbog odsutnosti sumporovodika i kisika u njima.

1.7 Fizikalno -kemijskaSvojstvarezervoartekućine

Rezervoarska ulja za produktivne formacije AC10, AC11 i AC12 nemaju značajnih razlika u svojim svojstvima. Priroda promjene fizikalnih svojstava ulja tipična je za naslage koje nemaju izlaz na površinu i okružene su rubnom vodom. U ležišnim uvjetima ulja srednje zasićenja plinom, tlak zasićenja je 1,5-2 puta niži od tlaka u ležištu (visok stupanj kompresije).

Eksperimentalni podaci o promjenjivosti ulja uz dionicu proizvodnih pogona polja ukazuju na beznačajnu heterogenost nafte unutar ležišta.

Ulja formacija AS10, AS11 i AS12 međusobno su blizu, svjetlije ulje u formaciji AS11, molarni udio metana u njoj je 24,56%, ukupni sadržaj ugljikovodika S2N6-S5N12 je 19,85%. Za ulja svih rezervoara karakteristična je prevalencija normalnog butana i pentana nad izomerima.

Količina lakih CH4 - C5H12 ugljikovodika otopljenih u degaziranim uljima je 8,2-9,2%.

Uljni plin standardnog odvajanja je visokomasni (omjer masti veći od 50), molarni udio metana u njemu je 56,19 (formacija AC10) - 64,29 (formacija AC12). Količina etana mnogo je manja od količine propana, omjer C2H6 / C3H8 je 0,6, što je tipično za plinove iz naftnih naslaga. Ukupni sadržaj butana 8,1-9,6%, pentana 2,7-3,2%, teških ugljikovodika S6N14 + veći 0,95-1,28%. Količina ugljičnog dioksida i dušika je mala, oko 1%.

Degazirana ulja svih slojeva su sumporna, parafinska, blago smolasta, srednje gustoće.

Ulje formacije AC10 srednje viskoznosti, s frakcijama do 350_C više od 55%, ulja formacija AC11 i AC12 su viskozna, s frakcijama do 350_C od 45%do 54,9%.

Tehnološki kod ulja iz sloja AC10 - II T1P2, slojeva AC11 i AS12 - II T2P2.

Procjena parametara određenih individualnim karakteristikama ulja i plinova provedena je u skladu s najvjerojatnijim uvjetima za prikupljanje, obradu i transport nafte na terenu.

Uvjeti odvajanja su sljedeći:

1. stupanj - tlak 0,785 MPa, temperatura 10_C;

2. stupanj - tlak 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Faza 3 - tlak 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Faza 4 - tlak 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Usporedba prosječnih vrijednosti poroznosti i propusnosti ležištaslojevi AS10-AS12 jezgrom i sječom

Tablica 1.2

1.8 Procjena rezervi nafte

Rezerve nafte Priobskog polja općenito su procijenjene za slojeve bez diferencijacije po ležištima. Zbog odsutnosti formacijskih voda u litološki ograničenim naslagama, izračunate su rezerve za čisto naftne zone.

Bilančne rezerve nafte Priobskog polja procijenjene su volumetrijskom metodom.

Temelj za izračun modela ležišta bili su rezultati interpretacije sječe bušotine. U ovom slučaju, kao granične vrijednosti ležišta-ne-ležišta uzete su sljedeće procjene parametara ležišta: K op 0,145, propusnost 0,4 mD. Iz rezervoara i, posljedično, iz izračuna rezervi, isključene su zone rezervoara u kojima su vrijednosti ovih parametara bile manje od standardnih.

Pri izračunu rezervi korištena je metoda množenja karata tri glavna proračunska parametra: efektivne debljine zasićene uljem, otvorene poroznosti i koeficijenata zasićenja uljem. Efektivni volumen zasićen naftom izračunat je zasebno prema kategoriji rezervi.

Raspodjela kategorija pričuva provodi se u skladu s "Klasifikacijom rezervi depozita ..." (1983.). Ovisno o proučavanju ležišta Priobskoye, rezerve nafte i otopljenog plina izračunavaju se u kategorijama B, C 1, C 2. Rezerve kategorije B identificirane su u posljednjim bušotinama proizvodnih linija na lijevoobalnom području polja. Rezerve kategorije C 1 identificirane su na područjima koja su proučavali istražni bunari, u kojima su dobiveni komercijalni protoci nafte ili su postojali pozitivni podaci o sječi bušotina. Rezerve u neotkrivenim područjima ležišta svrstane su u kategoriju C 2. Granica između kategorija C1 i C2 povučena je na udaljenosti dvostrukog koraka operativne rešetke (500x500 m), kako je predviđeno "Klasifikacijom ...".

Procjena rezervi dovršena je množenjem dobivenih količina ležišta zasićenih uljem za svako ležište i unutar identificiranih kategorija s gustoćom nafte otplinjanom tijekom postupnog odvajanja i faktorom konverzije. Valja napomenuti da se donekle razlikuju od prethodno usvojenih. To je posljedica, prvo, isključenja iz proračuna bušotina koje se nalaze daleko izvan dozvoljenog područja, i drugo, promjenama u indeksiranju slojeva u pojedinim istražnim bušotinama kao rezultat nove korelacije produktivnih ležišta.

Prihvaćeni proračunski parametri i dobiveni rezultati proračuna rezervi nafte dani su u nastavku.

1.8.1 Zaliheulje

Od 01.01.98. Godine u bilanci rezervi nafte VGF navedene su:

Oporavljivih 613 380 tisuća tona

Nadoknadive 63.718 tisuća tona

Oporabljivo 677098 tisuća tona

Rezerve nafte po slojevima

Tablica 1.3

Na izbušenom dijelu lijeve obale polja Priobskoye izvršena je procjena rezervi Stranke Yuganskneftegaza.

Izbušeni dio sadrži 109.438 tisuća tona. bilance i 31,131 tisuća tona. nadoknadive rezerve nafte pri faktoru iskorištavanja nafte 0,284.

Što se tiče izbušenog dijela, rezerve se raspoređuju na sljedeći način:

Balans AC10 sloja 50%

Nadoknadivo 46%

AS11 ravnoteža rezervoara 15%

Nadoknadivo 21%

AS12 spremnik 35%

Nadoknadivo 33%

Na području koje se razmatra najveći dio rezervi koncentriran je u formacijama AC10 i AC12. Ovo područje sadrži 5,5% rezervi m / r. 19,5% rezervoara AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (lijeva obaladio)

Dioniceuljenazonaiskorištavanje

Tablica 1.4

*) Za dio područja kategorije C1 s kojeg se vrši proizvodnja nafte

2 . Metode rudarstva, upotrijebljena oprema

Razvoj svakog proizvodnog pogona AS 10, AS 11, AS 12 proveden je s postavljanjem bušotina prema linearnoj trorednoj trokutastoj shemi s gustoćom mreže od 25 hektara / bušotini, uz bušenje svih bušotina do formacije AS 12.

SibNIINP je 2007. godine pripremio "Dodatak tehnološkoj shemi pilot-razvoja lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, uključujući poplavno područje N4", u kojem su izvršene prilagodbe za razvoj lijevog dijela polja s priključkom novih jastučića N140 i 141 u poplavnom dijelu polja ... U skladu s ovim dokumentom, predviđena je implementacija trorednog blok sustava (gustoća mreže-25 hektara / bunar) s daljnjim prijelazom u kasnijoj fazi razvoja na sustav zatvoren blokom.

Dinamika glavnih tehničkih i ekonomskih pokazatelja razvoja prikazana je u tablici 2.1

2. 1 DinamikamajorpokazateljirazvojPriobskogMjesto rođenja

tablica 2.1

2. 2 Analizamajortehničke i ekonomskepokazateljirazvoj

Dinamika razvojnih pokazatelja na temelju tablice 2.1 prikazana je na Sl. 2.1.

Polje Priobskoye razvija se od 1988. Za 12 godina razvoja, što se može vidjeti iz tablice 3., proizvodnja nafte stalno raste.

Ako je 1988. godine to bilo 2300 tona nafte, onda je do 2010. godine doseglo 1485000 tona, proizvodnja tekućine povećala se s 2300 na 1608000 tona.

Tako je do 2010. kumulativna proizvodnja nafte iznosila 8583,3 tisuće tona. (tablica 3.1).

Od 1991. radi održavanja ležišnog tlaka pušteni su u rad injekcijski bunari i počinje ubrizgavanje vode. Krajem 2010. godine zaliha bušotine iznosila je 132 bušotine, a ubrizgavanje vode povećalo se sa 100 na 2362 tisuće tona. do 2010. godine. S povećanjem ubrizgavanja povećava se prosječna stopa proizvodnje nafte u radnim bušotinama. Do 2010. godine protok se povećava, što se objašnjava pravilnim odabirom količine ubrizgane vode.

Također, od puštanja u rad injekcijskog fonda, prekid proizvodnje počinje rasti i do 2010. godine dostiže razinu od 9,8%, prvih 5 godina smanjenje vode je 0%.

Zalihe bušotina za proizvodnju do 2010. godine iznosile su 414 bušotina, od čega 373 bušotine koje proizvode proizvode mehaniziranom metodom.Do 2010. godine kumulativna proizvodnja nafte iznosila je 8583,3 tisuće tona. (tablica 2.1).

Polje Priobskoye jedno je od najmlađih i najperspektivnijih u zapadnom Sibiru.

2.3 Osobitostirazvoj,utjecatinaiskorištavanjebunari

Polje karakteriziraju niske stope proizvodnje bušotina. Glavni problemi razvoja polja bili su niska produktivnost proizvodnih bušotina, niska prirodna (bez loma slojeva injektiranom vodom) injektibilnost ubrizgavajućih bušotina, kao i loša preraspodjela tlaka u ležištima tijekom održavanja ležišnog tlaka (zbog slabe hidrodinamičke veze) pojedinih presjeka slojeva). Rad formacije AS 12 treba izdvojiti kao zaseban problem razvoja polja. Zbog niskih stopa proizvodnje mnoge se bušotine u ovoj formaciji moraju zatvoriti, što može dovesti do obustave značajnih rezervi nafte na neodređeno vrijeme. Jedan od načina rješavanja ovog problema za ležište AS 12 je provedba mjera za poticanje proizvodnje nafte.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonta i na području i na presjeku. Sakupljači horizonta AS 10 i AS 11 klasificirani su kao srednje i niskoproduktivni, a AS 12 nenormalno niskoproduktivni.

Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne formacije i bez korištenja metoda intenziviranja proizvodnje.

To potvrđuje iskustvo razvoja operativnog dijela lijevog dijela obale.

3 . Primijenjene poboljšane metode oporabe ulja

3.1 Izbormetodaudaracnauljepolog

Izbor metode utjecaja na naftna ležišta određen je brojnim čimbenicima, od kojih su najznačajniji geološke i fizičke karakteristike ležišta, tehnološke mogućnosti provedbe metode u danom području i ekonomski kriteriji. Gore navedene metode poticanja stvaranja imaju brojne izmjene i, u svojoj srži, temelje se na velikom skupu upotrijebljenih radnih sredstava. Stoga, pri analizi postojećih metoda stimulacije, ima smisla, prije svega, koristiti iskustvo razvoja polja u zapadnom Sibiru, kao i polja u drugim regijama sa svojstvima rezervoara sličnim Priobskom polju (prvenstveno niska propusnost ležišta) i rezervoarom tekućine.

Od metoda za poticanje proizvodnje nafte utjecajem na zonu bušotine, najraširenije su:

hidraulički lom;

kiseli tretmani;

fizikalno -kemijske obrade raznim reagensima;

termofizičke i termokemijske obrade;

impulsni udarni, vibroakustički i akustični učinci.

3.2 Geološki i fizikalni kriteriji primjenjivosti različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja Priobskoye za procjenu primjenjivosti različitih metoda stimulacije su:

dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

naslage su litološki pregledane, prirodni režim - elastično zatvoren,

debljina šavova AC 10, AC 11 i AC 12, do 20,6, 42,6 i 40,6 m.

početni tlak u ležištu - 23,5-25 MPa,

temperatura spremnika - 88-90 0 S,

niska propusnost akumulacija, prosječne vrijednosti prema rezultatima temeljnih istraživanja - za formacije AS 10, AS 11 i AS 12, odnosno 15,4, 25,8, 2,4 mD,

visoka bočna i okomita heterogenost slojeva,

gustoća sloja ulja - 780-800 kg / m 3,

viskoznost sloja ulja - 1,4-1,6 mPa * s,

tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

naftensko ulje, parafinsko i nisko smolasto.

Uspoređujući prikazane podatke s poznatim kriterijima za učinkovitu primjenu metoda stimulacije ležišta, može se primijetiti da se, čak i bez detaljne analize, sljedeće metode za polje Priobskoye mogu isključiti iz gore navedenih metoda: toplinske metode i poplava polimera ( kao metoda istiskivanja nafte iz formacija). Toplinske se metode koriste za rezervoare s uljima visoke viskoznosti i na dubinama do 1500-1700 m. Polirne poplave poželjno se koriste u rezervoarima s propusnošću većom od 0,1 μm 2 za istiskivanje ulja viskoznosti od 10 do 100 mPa * s i na temperaturama do 90 0 S (za više temperature koriste se skupi, posebni polimeri).

3.2.1 Poplave vode

Iskustvo razvoja domaćih i stranih polja pokazuje da se plavljenje ispostavlja kao prilično učinkovita metoda utjecaja na rezervoare niske propusnosti uz strogo poštivanje potrebnih zahtjeva za tehnologiju njegove provedbe.

Među glavnim razlozima koji uzrokuju smanjenje učinkovitosti poplavljivanja niskopropusnih formacija su:

pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

oticanje glinenih dijelova stijene u dodiru s injektiranom vodom,

začepljenje rezervoara finim mehaničkim nečistoćama u ubrizganoj vodi,

taloženje soli u poroznom mediju ležišta tijekom kemijske interakcije ubrizgane i proizvedene vode,

smanjenje pokrivenosti ležišta poplavnim vodama zbog stvaranja lomova-lomova oko ubrizgavajućih bušotina i njihovog širenja u dubinu ležišta (za diskontinuirane rezervoare moguće je i blago povećanje zaleđivanja ležišta po dionici),

značajna osjetljivost na karakter vlažnosti stijena injektiranim sredstvom; značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog taloženja parafina

Manifestacija svih ovih pojava u slabo propusnim ležištima izaziva značajnije posljedice nego u visokopropusnim stijenama.

Kako bi se uklonio utjecaj ovih čimbenika na proces poplavljivanja, koriste se odgovarajuća tehnološka rješenja: optimalne rešetke bušotina i tehnološki načini rada bušotine, ubrizgavanje vode potrebnog tipa i sastava u rezervoare, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanje posebnih komponenti u vodu.

Za polje Priobskoye poplave treba smatrati glavnom metodom stimulacije.

Korištenje otopina tenzida na terenu je odbijen, prije svega, zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u uvjetima rezervoara niske propusnosti.

Za polje Priobskoye i alkalne poplave ne može se preporučiti iz sljedećih razloga:

Glavni je prevladavajući strukturni i slojeviti sadržaj gline u rezervoarima. Glineni agregati zastupljeni su kaolinitom, kloritom i hidromici. Interakcija lužine s glinenim materijalom može dovesti ne samo do bubrenja glina, već i do uništenja stijena. Alkalna otopina niske koncentracije povećava koeficijent bubrenja glina za 1,1-1,3 puta i smanjuje propusnost stijene za 1,5-2 puta u odnosu na slatku vodu, što je kritično za rezervoare niske propusnosti polja Priobskoye. Korištenje otopina visoke koncentracije (smanjuje bubrenje glina) aktivira proces uništavanja stijena. Osim toga, gline s visokom izmjenom iona mogu negativno utjecati na rub mulja zamjenom natrija vodikom.

Visoko razvijena heterogenost formacije i veliki broj međuslojeva, što dovodi do slabe pokrivenosti formacije lužinskom otopinom.

Glavna prepreka prijavi emulzijski sustavi kako bi utjecali na naslage polja Priobskoye, niske su filtracijske karakteristike rezervoara polja. Otpor filtracije koji stvaraju emulzije u rezervoarima niske propusnosti dovest će do naglog smanjenja injektibilnosti injekcijskih bušotina i smanjenja brzine proizvodnje nafte.

3.3 Metode utjecaja na zonu formiranja korita za poticanje proizvodnje

3.3.1 Tretiranje kiselinom

Kiselinska obrada formacija provodi se kako bi se povećala i vratila propusnost ležišta u zoni bušotine. Većina tih radova izvedena je tijekom prijenosa bušotina u injekciju i kasnijeg povećanja njihove injektibilnosti.

Standardno zakiseljavanje na polju Priobskoye sastoji se u pripremi otopine koja sadrži 14% HCl i 5% HF, volumena 1,2-1,7 m 3 po 1 metru debljine perforirane formacije i ispumpavanjem u perforirani interval. Vrijeme odgovora je oko 8 sati.

Prilikom razmatranja učinkovitosti djelovanja anorganskih kiselina uzete su u obzir injekcijske bušotine s dugotrajnim (više od jedne godine) ubrizgavanjem vode prije pročišćavanja. Kiselinska obrada struktura blizu bušotine u injekcijskim bušotinama pokazala se kao prilično učinkovita metoda vraćanja njihove injektivnosti. Kao primjer, tablica 3.1 prikazuje rezultate tretmana za brojne injekcijske bušotine.

Rezultati tretmana u bušotinama za injektiranje

Tablica 3.1

Analiza provedenih tretmana pokazuje da sastav klorovodične i fluorovodične kiseline poboljšava propusnost zone blizu bušotine.Injektivnost bušotina povećana je s 1,5 na 10 puta, a učinak se može pratiti od 3 mjeseca do 1 godine.

Stoga se na temelju analize kiselih obrada provedenih na terenu može zaključiti da je preporučljivo provesti kisele obrade donjih zona injekcijskih bušotina kako bi se obnovila njihova injektibilnost.

3.3.2 Hidraulički lom

Hidraulički lom (hidraulički lom) jedna je od najučinkovitijih metoda poticanja proizvodnje nafte iz ležišta niske propusnosti i povećanja proizvodnje rezervi nafte. Hidraulički lom naširoko se koristi u domaćoj i stranoj proizvodnji nafte.

Na polju Priobskoye već je akumulirano značajno iskustvo hidrauličkog loma. Analiza provedena na polju hidrauličkog loma ukazuje na visoku učinkovitost ove vrste stimulacije proizvodnje za polje, unatoč značajnoj stopi pada proizvodnje nakon hidrauličkog loma. Hidraulički lom u slučaju polja Priobskoye nije samo metoda poticanja proizvodnje, već i povećanje oporabe nafte. Prvo, hidrauličko lomljenje omogućuje povezivanje neispunjenih rezervi nafte u diskontinuirane rezervoare polja. Drugo, ova vrsta utjecaja omogućuje ekstrahiranje dodatnog volumena nafte iz formacije niske propusnosti AS 12 unutar prihvatljivog vremena rada na polju.

RazreddodatnirudarstvoizdržanjeHidraulički lomnaPriobskompolje.

Uvođenje metode hidrauličkog loma na polju Priobskoye započelo je 2006. godine kao jedna od najpreporučenijih metoda stimulacije u danim razvojnim uvjetima.

U razdoblju od 2006. do siječnja 2011. na terenu su izvedene 263 operacije hidrauličkog loma (61% sredstava). Najveći broj poslova hidrauličkog loma obavljen je 2008. - 126.

Krajem 2008. godine dodatna proizvodnja ulja zbog hidrauličkog loma već je iznosila oko 48% ukupne nafte proizvedene tijekom godine. Štoviše, većina dodatne proizvodnje bila je nafta iz ležišta AS -12 - 78,8% ukupne proizvodnje u ležištu i 32,4% proizvodnje općenito. Za rezervoar AS11 - 30,8% ukupne proizvodnje za rezervoar i 4,6% proizvodnje općenito. Za rezervoar AS10 - 40,5% ukupne proizvodnje za rezervoar i 11,3% proizvodnje općenito.

Kao što vidite, glavni cilj hidrauličkog loma bila je formacija AS-12 kao najmanje produktivna i koja sadrži većinu zaliha nafte u lijevoj obali polja.

Krajem 2010. godine dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog loma činila je više od 44% ukupne proizvodnje nafte proizvedene tijekom godine.

Dinamika proizvodnje nafte na polju u cjelini, kao i dodatne proizvodnje nafte zbog hidrauličkog loma, prikazana je u tablici 3.2.

Tablica 3.2

Evidentno je značajno povećanje proizvodnje nafte zbog hidrauličkog loma. Od 2006. godine dodatna proizvodnja iz hidrauličkog loma iznosila je 4.900 tona, a svake godine raste i povećanje proizvodnje iz hidrauličkog loma. Maksimalna vrijednost povećanja je 2009. (701.000 tona), do 2010. vrijednost dodatne proizvodnje pada na 606.000 tona, što je za 5.000 tona manje u odnosu na 2008. godinu.

Stoga se hidrauličko lomljenje treba smatrati glavnom metodom povećanja iskorištenja nafte u polju Priobskoye.

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Dodatno sredstvo za povećanje produktivnosti bušotina je poboljšanje operacija perforacije, kao i stvaranje dodatnih filtracijskih kanala tijekom perforacije.

Poboljšanje perforacije CCD -a može se postići korištenjem snažnijih naboja za perforiranje kako bi se povećala dubina kanala perforacije, povećala gustoća perforacije i koristilo fazno postupanje.

Metode stvaranja dodatnih filtracijskih kanala mogu uključivati, na primjer, tehnologiju stvaranja sustava prijeloma tijekom sekundarnog otvaranja formacije s perforatorima na cijevima - sustav lomljene perforacije formacije (FFC).

Ovu tehnologiju prvi je primijenio Marathon (Texas, SAD) 2006. godine. Njegova suština leži u perforiranju produktivne formacije snažnim perforatorima od 85,7 mm s gustoćom od oko 20 rupa po metru tijekom potiskivanja formacije, nakon čega slijedi fiksacija perforacija i pukotina sredstvom za podupiranje - boksitom frakcije od 0,42 do 1,19 mm.

Slični dokumenti

Opis trenutnog stanja razvoja Južno-Priobskog polja. Organizacijska struktura UBR -a. Tehnika bušenja ulja. Dizajn bušotine, rad kućišta i kućište bušotine. Sakupljanje polja i obrada nafte i plina.

izvješće o praksi, dodano 06.07.2013


Povijest razvoja i razvoja polja Priobskoye. Geološke karakteristike ležišta zasićenih uljem. Analiza performansi bušotine. Utjecaj na ležišta nafte hidrauličkim lomljenjem - glavna metoda stimulacije.

seminarski rad, dodan 18.05.2012


Geološko -fizičke karakteristike objekta AS10 u južnom dijelu polja Priobskoye. Karakteristike zaliha bušotine i pokazatelji njihovog rada. Razvoj istraživačke tehnologije za višeslojna naftna polja. Analiza osjetljivosti projekta na rizik.

diplomski rad, dodan 25.05.2014


Opći podaci o Priobskom polju, njegovim geološkim karakteristikama. Produktivne formacije u megakompleksu neokomskih naslaga. Svojstva rezervoarskih tekućina i plinova. Razlozi zagađenja zone formiranja korita. Vrste tretmana kiselinom.

seminarski rad dodan 06.10.2014


Kratak opis naftnog polja Priobskoye, geološka struktura područja i opis produktivnih slojeva, procjena rezervi nafte i plina. Integrirana geofizička istraživanja: odabir i obrazloženje metoda za izvođenje terenskih radova.

diplomski rad, dodan 17.12.2012


Izgradnja usmjerene bušotine za geološke uvjete polja Priobskoye. Potrošnja fluida za bušenje po intervalima bušenja. Formulacije tekućine za bušenje. Oprema u cirkulacijskom sustavu. Skupljanje i čišćenje otpada iz bušenja.

seminarski rad, dodan 13.01.2011


Geološko -fizičke značajke proizvodnih formacija i opći podaci o rezervama. Povijest razvoja ležišta. Analiza pokazatelja učinka zaliha bušotine. Glavne metode za poboljšanje oporabe nafte i uključivanje zaostalih rezervi nafte u razvoj.

seminarski rad, dodan 22.01.2015


Geološke karakteristike polja Khokhryakovskoye. Potvrda racionalne metode za podizanje fluida u bušotinama, ušću bušotine, rudarsku opremu. Stanje razvoja polja i zaliha bušotine. Kontrola nad razvojem polja.

diplomski rad, dodan 09.03.2010


Razvoj plinskih polja. Geološko -tehničke karakteristike polja. Produktivni slojevi i objekti. Sastav plina s Orenburškog polja. Opravdanje izgradnje žičara za fontane. Odabir promjera i dubine protočnih cijevi.

seminarski rad dodan 14.8.2012


Podaci o polju Amangeldy: struktura i geološki odjeljak, sadržaj plina. Sustav razvoja polja. Proračun rezervi plina i kondenzata. Procjena bušotine i rad. Tehničko -ekonomski pokazatelji razvoja plinskih polja.

Nalaze se u Saudijskoj Arabiji, zna čak i srednjoškolac. Kao i činjenica da je Rusija odmah iza nje na popisu zemalja sa značajnim zalihama nafte. Međutim, u smislu proizvodnje, inferiorni smo u odnosu na nekoliko zemalja odjednom.

Najveći u Rusiji nalaze se u gotovo svim regijama: na Kavkazu, u okruzima Ural i Zapadni Sibir, na sjeveru, u Tatarstanu. Međutim, nisu svi razvijeni, a neki, poput Tekhneftinvesta, čija se nalazišta nalaze u Yamalo-Nenetsu i susjednom Hanti-Mansijskom okrugu, su neprofitabilni.

Zato je 4. travnja 2013. godine sklopljen ugovor s Rockefeller Oil Company, koji je već započeo na tom području.

Međutim, nisu sva naftna i plinska polja u Rusiji neisplativa. Dokaz tome je uspješna proizvodnja koju nekoliko tvrtki istodobno vodi u Yamalo-Nenets Okrugu, na obje obale Ob.

Polje Priobskoye smatra se jednim od najvećih ne samo u Rusiji, već u cijelom svijetu. Otvorena je 1982. Pokazalo se da se rezerve zapadno -sibirske nafte nalaze i na lijevoj i na desnoj obali.Razvoj lijeve obale započeo je šest godina kasnije, 1988. godine, a na desnoj obali - jedanaest godina kasnije.

Danas je poznato da polje Priobskoye sadrži preko 5 milijardi tona visokokvalitetne nafte koja se nalazi na dubini koja ne prelazi 2,5 kilometra.

Ogromne zalihe nafte omogućile su izgradnju elektrane na plinsku turbinu Priobskaya u blizini polja, koja bi radila isključivo na pridruženo gorivo. Ova stanica ne samo da u potpunosti zadovoljava zahtjeve terena. Sposobna je opskrbljivati ​​proizvedenu električnu energiju okrugom Khanty-Mansiysk za potrebe stanovnika.

Nekoliko tvrtki trenutno razvija polje Priobskoye.

Neki su uvjereni da tijekom vađenja iz zemlje izlazi gotovo rafinirano ulje. Ovo je duboko zabluda. Tečnost iz rezervoara koja izlazi

površina (sirova nafta) ulazi u trgovine, gdje se čisti od nečistoća i vode, normalizira količina magnezijevih iona, te se odvaja pridruženi plin. Ovo je veliki i visoko precizan posao. Za njegovu provedbu polje Priobskoye dobilo je čitav kompleks laboratorija, radionica i transportnih mreža.

Gotovi proizvodi (nafta i plin) transportiraju se i koriste prema namjeni, ostaje samo otpad. Upravo oni danas stvaraju najveći problem na tom polju: ima ih toliko da ih je još uvijek nemoguće likvidirati.

Tvrtka, stvorena posebno za recikliranje, danas reciklira samo najsvježiji otpad. Od mulja (tako se poduzeće naziva ekspandirana glina, koja je u građevini vrlo tražena. Međutim, do sada se od dobivene ekspandirane gline grade samo pristupni putovi za ležište.

Područje ima još jedan značaj: pruža stabilne, dobro plaćene poslove za nekoliko tisuća radnika, među kojima ima visokokvalificiranih stručnjaka i radnika bez kvalifikacija.

Naftna polja u Rusiji
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Sjeverne tri četvrtine polja kontrolirao je YUKOS preko svoje tvrtke kćeri Yuganskneftegaza, a proizvodnju nafte započeo je 2000. Godine 2004. Yuganskneftegaz je kupio Rosneft, koji je sada operativna tvrtka za taj dio polja. Južnu četvrt polja kontrolirala je kompanija Sibir energy, koja je započela zajednički pothvat sa Sibneftom za razvoj polja, s količinskom proizvodnjom koja je započela 2003. Sibneft je nakon toga korporativnim manevrom stekao potpunu kontrolu nad terenom kako bi razrijedio vlasništvo Sibira. Sibneft sada većinski kontrolira Gazprom i preimenovan je u Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Priobsko polje (KhMAO)
Rezerve, milijun tona
ABC1 - 1061,5
C2 - 169,9
Proizvodnja u 2007., milijun tona - 33,6

Dugo godina polje Samotlor najveće je i po rezervama i po proizvodnji nafte. Godine 2007. prvi put je ustupilo prvo mjesto Priobskom polju, gdje je proizvodnja nafte dosegla 33,6 milijuna tona (7,1% ruskih), a istražene rezerve povećale su se u odnosu na 2006. za gotovo 100 milijuna tona (uzimajući u obzir otplatu) u proizvodnji).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geologija i razvoj najvećih i jedinstvenih naftnih i naftnih i plinskih polja u Rusiji.
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 je ogromno naftno polje u Rusiji. Smješten u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu, u blizini Hanti-Mansijska. Otvoreno 1982. Rijekom Ob podijeljena je na dva dijela - lijevu i desnu obalu. Razvoj lijeve obale započeo je 1988. godine, desne obale 1999. godine.

Geološke rezerve procjenjuju se na 5 milijardi tona. Provjerene i nadoknadive rezerve procjenjuju se na 2,4 milijarde tona.

Nalazište pripada zapadno -sibirskoj pokrajini. Otvoreno 1982. Ležišta na dubini od 2,3-2,6 km. Gustoća ulja je 863-868 kg / m3, umjeren sadržaj parafina (2,4-2,5%) i sadržaj sumpora 1,2-1,3%.

Krajem 2005. godine na terenu se nalazi 954 proizvodnih i 376 injekcijskih bušotina, od kojih je 178 izbušeno tijekom prošle godine.

Proizvodnja nafte na polju Priobskoye u 2007. iznosila je 40,2 milijuna tona, od čega Rosneft - 32,77 i Gazprom Neft - 7,43 milijuna tona.

Trenutno sjeverni dio polja razvija LLC RN -Yuganskneftegaz, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio razvija LLC Gazpromneft - Khantos, u vlasništvu Gazprom Nefta.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field

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

PRIOBSKOE: IMA 100 MILIJUNA! (Rosneft: Bilten tvrtke, rujan 2006.) -
1. svibnja 1985. na istražnom polju Priobskoye izbušena je prva istražna bušotina. U rujnu 1988., na njezinoj lijevoj obali, eksplozivna proizvodnja započela je protočnom metodom iz bušotine br. 181-P s protokom od 37 tona dnevno. Posljednjeg dana srpnja 2006. naftaši iz Priobskog su izvijestili o proizvodnji 100 -milijunte tone nafte.

Dozvola za razvoj polja pripada OJSC Yuganskneftegaz.
Najveće polje u Zapadnom Sibiru - Priobskoye - administrativno se nalazi u regiji Hanti -Mansiisk na udaljenosti od 65 km od Hanti -Mansijska i 200 km od Neftejuganska. Priobskoye je otkriveno 1982. Rijekom Ob je podijeljeno na dva dijela - lijevu i desnu obalu. Razvoj lijeve obale započeo je 1988. godine, desne obale 1999. godine.

Prema ruskoj klasifikaciji, istražene rezerve nafte su 1,5 milijardi tona, nadoknadive - više od 600 milijuna tona.
Prema analizi koju je pripremila međunarodna revizorska kuća DeGolyer & MacNaughton, na dan 31. prosinca 2005. rezerve nafte polja Priobskoye prema SPE metodologiji su: dokazanih 694 milijuna tona, vjerojatnih - 337 milijuna tona, moguće - 55 milijuna tona .

Rezerve za polje prema ruskim standardima od 01.01.2006.: NGZ (rezerve nafte i plina) - 2.476.258 milijuna tona.

Proizvodnja nafte na polju Priobskoye 2003. iznosila je 17,6 milijuna tona, 2004. - 20,42 milijuna tona, 2005. - 20,59 milijuna tona. U strateškim razvojnim planovima tvrtke, polje Priobskoye dodijeljeno je jedno od glavnih mjesta - do 2009. godine ovdje se planira proizvesti do 35 milijuna tona.
Posljednjeg dana srpnja 2006. naftaši iz Priobskog su izvijestili o proizvodnji 100 -milijunte tone nafte. 60% teritorija polja Priobskoye nalazi se u poplavljenom dijelu poplavnog područja rijeke Ob; ekološki prihvatljive tehnologije koriste se za izgradnju bušotina, tlačnih naftovoda i podvodnih prijelaza.

Povijest Priobskog polja:
Godine 1985. otkrivene su komercijalne rezerve nafte, prema ispitivanjima bušotine 181r ostvaren je dotok od 58 m3 / dan.
1989. - početak bušenja 101 grma (lijeva obala)
1999. - puštanje u rad bušotina 201 pad (desna obala)
U 2005. godini dnevna proizvodnja iznosila je 60.200 tona dnevno, s proizvodnjom od 872 bušotine, od početka razvoja proizvedeno je 87205,81 tisuća tona.

Samo posljednjih godina, pomoću usmjerenog bušenja, dovršeno je 29 podvodnih prijelaza na polju, uključujući 19 novih izgrađenih i 10 starih rekonstruiranih.

Sadržaji web stranice:
Crpne stanice za povišenje tlaka - 3
Višefazna crpna stanica Sulzer - 1
Crpne crpne stanice za ispumpavanje radnog sredstva u spremnik - 10
Plutajuće crpne stanice - 4
Radionice za pripremu i pumpanje ulja - 2
Jedinica za odvajanje ulja (USN) - 1

U svibnju 2001. jedinstvena višefazna crpna stanica Sulzer instalirana je na 201. jastučiću na desnoj obali polja Priobskoye. Svaka crpka instalacije može ispumpati 3,5 tisuća kubičnih metara tekućine na sat. Kompleks opslužuje jedan operater, svi podaci i parametri prikazuju se na monitoru računala. Ova stanica je jedina u Rusiji.

Nizozemska crpna stanica Rosscor opremljena je na polju Priobskoye 2000. godine. Dizajniran je za crpljenje višefazne tekućine na terenu bez upotrebe baklji (kako bi se izbjeglo spaljivanje pridruženog plina u poplavnom području rijeke Ob).

Postrojenje za preradu mulja na desnoj obali polja Priobskoye proizvodi silikatne cigle koje se koriste kao građevinski materijal za izgradnju cesta, temelja od grozdova itd. Kako bi se riješio problem s iskorištavanjem pripadajućeg plina proizvedenog na polju Priobskoye, prva elektrana na plinsku turbinu u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu izgrađena je na polju Prirazlomnoye, koja je opskrbljivala električnom energijom polja Priobskoye i Prirazlomnoye.

Dalekovod izgrađen preko Ob nema analoga, čiji je raspon 1020 m, a promjer žice posebno izrađene u Velikoj Britaniji je 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

U povijesti Yuganskneftegaza 5. studenog 2009. bio je još jedan značajan dan - 200 -milijuntna tona nafte proizvedena je na polju Priobskoye. Podsjetimo da je ovo ogromno naftno polje otkriveno 1982. godine. Polje se nalazi u blizini Hanti-Mansijska i rijekom Ob je podijeljeno na dva dijela. Razvoj lijeve obale započeo je 1988. godine, desne obale 1999. godine. 100 -milijunta tona nafte proizvedena je na polju u srpnju 2006. godine.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010. NK Rosneft planira proizvesti 29,6 milijuna tona nafte na polju Priobskoye u 2010. godini, što je 12,4% manje u odnosu na 2009. godinu, prema odjelu za informacije tvrtke. Rosneft je 2009. proizveo 33,8 milijuna tona nafte s polja.

Osim toga, prema izvješću, Rosneft je danas naručio prvu fazu elektrane na plinsku turbinu (GTES) na naftno -plinskom polju Priobskoye. Kapacitet prve faze GTPP -a je 135 MW, druga faza planira se pustiti u rad u svibnju 2010., treća - u prosincu. Ukupni kapacitet stanice bit će 315 MW. Izgradnja stanice zajedno s pomoćnim objektima koštat će Rosneft 18,7 milijardi rubalja. Istodobno, prema izvješću, zbog napuštanja hidrauličkih konstrukcija i postavljanja opreme za parnu energiju, kapitalni troškovi za izgradnju elektrane na plinsku turbinu smanjeni su za više od 5 milijardi rubalja.

Čelnik Rosnefta, Sergej Bogdančikov, napomenuo je da se puštanjem u rad Priobskaya GTPP -a istodobno rješavaju tri problema: korištenje pridruženog plina (APG), opskrba električnom energijom polja, kao i stabilnost energetskog sustava regije.

Rosneft je 2009. godine na polju Priobskoye proizveo više od 2 milijarde kubičnih metara. m pridruženog naftnog plina (APG), a koristilo se tek nešto više od 1 milijarde kubičnih metara. m. Do 2013. slika će se promijeniti: unatoč padu proizvodnje APG -a na 1,5 milijardi kubičnih metara. m, njegova će uporaba doseći 95%, kaže se u poruci.

Prema riječima S. Bogdanchikova, Rosneft razmatra mogućnost isporuke Gazprom Nefta cijevi za transport pripadajućeg naftnog plina s polja Priobskoye za uporabu u plinsko-prerađivačkom kompleksu SIBUR u Južno-Balyku. To prenosi RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosneft osigurava do 30% svoje potrošnje energije vlastitim pogonima. Izgrađene su elektrane na pogonski plin: na polju Priobskoye, u Vankoru, na Krasnodarskom području.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft pokrenuo je prvu fazu plinskoturbinske elektrane Južno-Priobskaya (GTES) na polju Priobskoye (KhMAO), koju je tvrtka izgradila za vlastite proizvodne potrebe, priopćila je tvrtka.
Kapacitet prve faze GTPP -a bio je 48 MW. Količina kapitalnih ulaganja za uvođenje prve faze iznosi 2,4 milijarde rubalja.
Trenutačno su potrebe Gazpromneft-Khantosa za električnom energijom oko 75 MW električne energije, a prema izračunima stručnjaka tvrtke, do 2011. potrošnja energije će se povećati na 95 MW. Osim toga, u narednim godinama tarife energetskog sustava Tyumen značajno će rasti - sa 1,59 rubalja po kWh u 2009. na 2,29 rubalja po kWh u 2011. godini.
Pokretanje druge faze elektrane dovest će do proizvodnih kapaciteta Gazpromneft-Khantosa do 96 MW i u potpunosti zadovoljiti potrebe tvrtke za električnom energijom.

Polje Priobskoye ključna je imovina Gazprom Nefta i čini gotovo 18% proizvodne strukture tvrtke.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Smanjivanje razvojnih objekata kao metoda poboljšane oporabe nafte
Na polju Priobskoye zajedno se razvijaju tri formacije - AC10, AC11, AC12, a propusnost formacije AC11 je za red veličine veća od propusnosti formacija AC10 i AC12. Za učinkovito iskorištavanje rezervi iz formacija niske propusnosti AC10 i AC12 ne postoji druga alternativa osim uvođenja ORRNEO tehnologije, prvenstveno u injekcijskim bušotinama.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metoda složene interpretacije rezultata sječe bušotine korištena u JSC ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" u proučavanju teritorijalnih presjeka
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Frolovskaya facies zona neokomskog Zapadnog Sibira u svjetlu procjene naftnog i plinskog potencijala
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Književnost

Regionalne stratigrafske sheme mezozojskih naslaga Zapadno -sibirske nizije. - Tjumenj. - 1991.
Geologija nafte i plina u Zapadnom Sibiru // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov i sur. - M .: Nedra - 1975. - 680 str.
Katalog stratigrafskih slomova // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Izdanje. 67.-313 str.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. i dr. Stratigrafija mezozojskih sedimenata platforma pokrivača Zapadno -sibirske ploče // Problemi geologije Zapadno -sibirske naftne i plinske pokrajine / Tr. ZapSibNIGNI. - 1968. - Broj 11. - 60 str.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Anomalični tipovi presjeka Baženovske i Tutleimske formacije Zapadnog Sibira // Bilten korisnika podzemlja Hanti-Mansijskog autonomnog okruga.- 2002.-11.- S. 64-69.

Učinkovitost razvoja naftnih polja
U Rusiji se i horizontalni bunari i hidraulički lom u niskopropusnim rezervoarima koriste u dovoljnim količinama, na primjer, na primjer u Priobskom polju, gdje je propusnost samo od 1 do 12 md i jednostavno je nemoguće učiniti bez hidrauličkog loma .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Novi ekološki skandal u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu. Poznata tvrtka Rosekoprompererabotka, koja se proslavila zagađenjem rijeke Vakh na imanju TNK-BP, ponovno je postala njezinim sudionikom.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Poboljšanje kvalitete cementiranja omotača na polju Južno-Priobskoje
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Utjecaj toplinskog plina i polja Sibira
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda toplinskog plina i stvaranje Bazhenova
http://energyland.info/analitic-show-50375

Provedba istovremene split injekcije na polju Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Prijenos bušotina polja Priobskoye u adaptivni sustav upravljanja za električnu centrifugalnu pumpu
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analiza kvarova ESP -a na ruskim naftnim poljima
http://neftya.ru/?p=275

Prelomi tijekom formiranja neokomskih klinoforma u Zapadnom Sibiru
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Poboljšanje tehnologije istodobno odvojenog ubrizgavanja za višeslojna polja
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Radite na nalazištima regija Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Još prije Nove godine dovršene su revizije okoliša na dva najveća polja u Ugri - Samotlorskom i Priobskom. Na temelju rezultata izvedeni su razočaravajući zaključci: naftaši ne samo da uništavaju prirodu, već i premalo plaćaju najmanje 30 milijardi rubalja godišnje u proračune različitih razina.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Siberian Oil", br. 4 (32), travanj 2006. "Postoji gdje se kretati"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP / AMOCO Povlači se iz projekta Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Fotografija
Priobsko polje
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Priobskoye polje, Khanty-Mansi Autonomous Okrug. SGK-Burenie" tvrtka.
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Južno-Priobsko polje