Karta polja Obbskoye s grmljem na lijevoj obali. Priobskoye nm složeno je, ali obećavajuće naftno polje u khmaou

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 -ovog Memoranduma, 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 dobiven komercijalni protok ulje s protokom od 14,2 m 3 / dan pri prigušenju od 4 mm iz intervala 2885-2977 m (Tyumen suite 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 spoja Hanti-Mansijske depresije, Lyaminskog megafolda, Salym i West Lyaminsky skupina uzdizanja.

Strukture prvog reda komplicirane su nabreknutim i kupolastim uzdignućima drugog reda i odvojenim lokalnim antiklinalnim strukturama koje su predmet istražnih i istražnih 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. Kamenac je tamnosiv, siv s zelenkastom nijansom, muljevit, tinjac. Pješčenjaci i alevnjaci su sivi, glinoviti, sljučni, sitnozrnati. Među blatnjacima i pješčenjacima ima međuslojeva glinovitih vapnenaca, sideritnih čvorića.

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

Propusne stijene produktivnih naslaga imaju sjeveroistočni i submeridijalni 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, prema tome, 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 usmjereno 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 u području bušotina. 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 je 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 lučni dio u obliku široke trake sjeveroistočnog ugla, s tri strane ograničene glinenim zonama.

Glavno ležište AC 11 1 drugo je po vrijednosti 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 je 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 zasićen. 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 uvjetna 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 prigušnici (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 dubini 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 submeridijanskih udaraca.

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 AS 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 sloja 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 je otvoren na dubini od 2316-2345 m i lučno je 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

Ime

pokazatelji

Kategorija

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 12 0

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Početno nadoknadivo

rezerve, tisuće tona

Ned 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Akumulirano

plijen, tisuća tona

1006

Godišnji

plijen, tisuća tona

Pa zaliha

rudarstvo

injekcija

Shema

bušenje

3-redni

Veličina oka

500*500

Gustoća

bunari

Kratke geološke i terenske karakteristike rezervoara

Priobsko polje

Opcije				Indeks					slojevi
Produktivni rezervoar	AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0		AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AC 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Dubina vrha šava, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Apsolutna visina vrha šava, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Apsolutna oznaka OWC -a, m
Ukupna debljina šava, m												18.8
Učinkovita debljina, m		11.3				10.6
Zasićeno uljem debljina, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Neto-bruto omjer, udio, jedinice	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Petrofizičke karakteristike rezervoara

Opcije								Indeks				slojevi
Produktivni rezervoar		AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0	AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AC 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Karbonat,%	min-makov prosjek	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

S veličinom zrna 0,5-0,25 mm	min-makov prosjek	1.75
s veličinom zrna 0,25-0,1 mm	min-makov prosjek	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
s veličinom zrna 0,1-0,01 mm	min-makov prosjek	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
s veličinom zrna 0,01 mm	min-makov prosjek		11.0	10.3					15.3
Koeficijent razvrstavanja,	min-makov prosjek		1.814	1.755		1.660				1.692
Srednja veličina zrna, mm	min-makov prosjek		0.086	0.089		0.095				0.073
Sadržaj gline,%
Vrsta cementa		glinen, karbonatno-glinast, film porozan.
Coeff. Otvorena poroznost. po jezgri, jedinični ulomci	Min-mak prosjek	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
Coeff. propusnost jezgre, 10 -3 μm 2	min-makov prosjek	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
Kapacitet zadržavanja vode,%	min-makov prosjek
Coeff. Otvorite poroznost bilježenjem, dolarske jedinice
Coeff. Propusnost bušenja bušotine, 10 -3 μm 2
Coeff. Zasićenje uljem prema GIS -u, udjeli jedinica		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Početni tlak u spremniku, MPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Temperatura rezervoara, S
Zaduženje ulje prema rezultatima probnog istraživanja. dobro m3 / dan	Min-mak prosjek	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
Produktivnost, m3 / dan MPa	min-makov prosjek		2.67	2.12		4.42				1.39
Hidraulična vodljivost, 10 -11 m -3 / Pa * sek.	min-makov prosjek	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Fizičko -kemijske karakteristike ulje i plin

Opcije	Indeks	slojevi
Produktivni rezervoar	AC 12 3	AC 11 2-4	AC 10 1
Gustoća ulje u površnom Uvjeti, kg / m3	886.0	884.0
Gustoća ulje u uvjetima ležišta
Viskoznost pri površinskim uvjetima, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Viskoznost rezervoara	1.57	1.41	1.75

Smole silika gela	7.35		7.31
Asfalteni	2.70	2.44	2.48
Sumpor	1.19	1.26	1.30
Parafin	2.54	2.51	2.73
Točka ulijevanja ulje, C 0
Temperatura. zasićenje ulje parafin, C 0
Prinos frakcije,%
do 100 ° 0
do 150 S 0	66.8
do 200 S 0	15.1	17.0	17.5
do 250 S 0	24.7	25.9	26.6
do 300 ° 0		38.2	39.2
Sastav komponente ulje(kutnjak Koncentracija,%)
Ugljični plin	0.49	0.52	0.41
Dušik	0.25	0.32	0.22
Metan	22.97	23.67	18.27
Etan	4.07	4.21	5.18
Propan	6.16	6.83	7.58
Izobutan	1.10	1.08	1.13
Normalni butan	3.65	3.86	4.37
Isopentan	1.19	1.58	1.25
Normalni pentan	2.18	2.15	2.29
C6 + viši	57.94	55.78	59.30
Molekularna težina, kg / mol			161.3
Tlak zasićenja, mPa			6.01
Volumetrijski omjer	1.198	1.238	1.209
Plin faktor pri uvjetnom odvajanju m 3 / t
Gustoća plin, kg / m3	1.242	1.279	1.275
Vrsta plin
Sastav komponente naftni plin (molarna koncentracija,%)
Dušik	1.43	1.45	1.26
Ugljični plin	0.74	0.90	0.69
Metan	68.46	66.79	57.79
Etan	11.17	1.06	15.24
Propan	11.90	13.01	16.42
Izobutan	1.26	1.26	1.54
Normalni butan	3.24	3.50	4.72
Isopentan	0.49	0.67	0.65
Pentan	0.71	0.73	0.95
C6 + viši	0.60	0.63	0.74

Sastav i svojstva formacijskih voda

Kompleks vodonosnika
Produktivni rezervoar	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Gustoća površinskih uvjeta vode, t / m3
Mineralizacija, g / l
Vrsta vode		klor-ca-	lice

Klor		9217
Natrij + kalij		5667
Kalya
Magnezij
Bikarbonat		11.38
Jod		47.67
Brom
Bor
Amonij		40.0

Naftno i plinsko polje Priobskoye zemljopisno se nalazi u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu Tjumenske oblasti Ruske Federacije. Najbliži grad Priobskom polju je Nefteyugansk (nalazi se 200 km istočno od polja).

Polje Priobskoye otkriveno je 1982. godine. Polje je okarakterizirano kao višeslojno, niske produktivnosti. Područje siječe rijeka Ob, močvarno je i tijekom razdoblja poplava uglavnom je poplavljeno; postoje mrijestilišta za ribe. Kao što je navedeno u materijalima Ministarstva goriva i energije Ruske Federacije dostavljenim Državnoj Dumi, ti čimbenici kompliciraju razvoj i zahtijevaju značajna financijska sredstva za primjenu najnovijih visoko učinkovitih i ekološki prihvatljivih tehnologija.

Licenca za razvoj polja Priobskoye pripada podružnici Rosnefta, Rosneft-Yuganskneftegaz.

Prema izračunima stručnjaka, razvoj polja prema postojećem poreznom sustavu je neisplativ i nemoguć. Prema uvjetima PSA -e, proizvodnja nafte tijekom 20 godina iznosit će 274,3 milijuna tona, državni prihod - 48,7 milijardi dolara.

Nadoknadive rezerve polja Priobskoye iznose 578 milijuna tona nafte, plina - 37 milijardi kubičnih metara. Razdoblje razvoja prema uvjetima PSA -e je 58 godina. Vrhunac proizvodnje je 19,9 milijardi kuna. tona za 16. godinu razvoja. Početno financiranje bilo je 1,3 milijarde dolara prema planu. Kapitalni izdaci - 28 milijardi dolara, operativni troškovi - 27,28 milijardi dolara. Mogući smjerovi transporta nafte s polja su Ventspils, Novorossiysk, Odessa, "Druzhba".

1991. Yugansneftegaz i Amos počeli su raspravljati o mogućnosti zajedničkog razvoja sjevernog dijela polja Priobskoye. 1993. Amoso je sudjelovao na međunarodnom natječaju za pravo korištenja podzemlja na poljima Hanti-Mansijskog autonomnog okruga i proglašen je pobjednikom natječaja za ekskluzivno pravo da postane inozemni partner u razvoju Priobskoye polje zajedno s Yuganskneftegazom.

1994. Yuganskneftegaz i Amoso pripremili su i podnijeli Vladi nacrt ugovora o podjeli proizvodnje i teniko-ekonomsku i ekološku studiju izvedivosti projekta.

Početkom 1995. Vladi je dostavljena dodatna studija izvedivosti, koja je iste godine izmijenjena u svjetlu novih podataka na terenu.
Godine 1995. Središnja komisija za razvoj naftnih i naftnih i plinskih polja Ministarstva goriva i energije Ruske Federacije i Ministarstva zaštite okoliša i prirodnih resursa Ruske Federacije odobrila je revidiranu shemu razvoja polja te ekološki dio predprojektne dokumentacije.

Dana 7. ožujka 1995., tadašnji premijer Viktor Chernomyrdin izdao je naredbu o formiranju vladinog izaslanstva od predstavnika Hanti-Mansijskog autonomnog okruga i brojnih ministarstava i odjela za pregovore o PSA za razvoj sjevernog dijela Priobskog polje.

U srpnju 1996. u Moskvi je zajedničko rusko-američko povjerenstvo za gospodarsku i tehničku suradnju izdalo zajedničko priopćenje o prioritetu energetskih projekata među kojima je posebno imenovano Priobsko polje. Zajednička izjava ukazuje na to da obje vlade pozdravljaju obvezu zaključenja sporazuma o podjeli proizvodnje za ovaj projekt do sljedećeg sastanka povjerenstva u veljači 1997. godine.

Krajem 1998. godine partnera Yuganskneftegaza u projektu razvoja polja Priobskoye, američku tvrtku Amoso, preuzela je britanska tvrtka British Petroleum.

Početkom 1999. godine BP / Amoso službeno je najavio odustajanje od sudjelovanja u projektu razvoja polja Priobskoye.

Etnička povijest polja Priobskoye

Od davnina su područje ležišta naseljavali Hanti. Hanti su razvili složene društvene sustave, nazvane kneževine, a do XI-XII stoljeća. imali su velika plemenska naselja s utvrđenim prijestolnicama, kojima su vladali knezovi, a branile su ih profesionalne postrojbe.

Prvi poznati kontakti Rusije s ovim teritorijem dogodili su se u X ili XI stoljeću. U to vrijeme počeli su se razvijati trgovački odnosi između Rusa i starosjedilačkog stanovništva Zapadnog Sibira, što je donijelo kulturne promjene u život domorodaca. Pojavili su se željezni i keramički kućanski pribor i tkanine koji su postali materijalni dio života Hanti. Trgovina krznom postala je vrlo važna kao sredstvo za dobivanje ove robe.

Godine 1581. Zapadni Sibir je pripojen Rusiji. Knezove je zamijenila carska vlada, a porezi su plaćeni u rusku blagajnu. U 17. stoljeću na ovo su se područje počeli naseljavati carski dužnosnici i službeni ljudi (kozaci), a kontakti između Rusa i Hanti dalje su se razvijali. Kao rezultat bližih kontakata, Rusi i Hanti počeli su usvajati atribute međusobnog načina života. Khanty su počeli koristiti oružje i zamke, neki su, po uzoru na Ruse, počeli uzgajati stoku i konje. Rusi su posudili neke lovačke i ribolovne tehnike od Hantija. Rusi su od Hantija stekli zemlju i ribolovna područja, a do 18. stoljeća većina Hantijske zemlje prodana je ruskim doseljenicima. Ruski kulturni utjecaj povećao se početkom 18. stoljeća uvođenjem kršćanstva. Istodobno se broj Rusa nastavio povećavati i do kraja 18. stoljeća rusko je stanovništvo na ovom području pet puta nadmašilo Khanty. Većina obitelji Khanty posudila je od Rusa poljoprivredu, stočarstvo i vrtlarstvo.

Asimilacija Hantija u rusku kulturu ubrzala se uspostavom sovjetske vlasti 1920. Sovjetska politika socijalne integracije donijela je jedinstven obrazovni sustav u regiju. Hantijsku djecu obično su slali iz obitelji u internate na razdoblje od 8 do 10 godina. Mnogi od njih, nakon što su napustili školu, više se nisu mogli vratiti tradicionalnom načinu života, a da za to nisu imali potrebne vještine.

Kolektivizacija, koja je započela 1920 -ih, imala je značajan utjecaj na etnografski karakter teritorija. U 50-60-im godinama počelo je formiranje velikih kolektivnih farmi, a nekoliko malih naselja je nestalo jer se stanovništvo ujedinilo u veća naselja. Do 1950 -ih, mješoviti brakovi između Rusa i Hanti postali su rašireni, a gotovo svi Hanti rođeni nakon 1950 -ih rođeni su u mješovitim brakovima. Od 60 -ih godina, kako su Rusi, Ukrajinci, Bjelorusi, Moldavci, Čuvaši, Baškiri, Avari i predstavnici drugih nacionalnosti migrirali u regiju, postotak Hanti se još više smanjio. Trenutno Hanti čine nešto manje od 1 posto stanovništva Hanti-Mansijskog autonomnog okruga.

Uz Hanti, na području Priobskog polja žive Mansi (33%), Neneti (6%) i Selkupi (manje od 1%).

Naftno polje Priobskoye otkriveno je 1982. godine u bušotini broj 151 "Glavtyumengeologii".
Odnosi se na distribuirani fond podzemlja. Licencu su 1999. registrirali OOO Yugansknefgegaz i NK Sibneft-Yugra. Nalazi se na granici naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky i ograničena je na istoimenu lokalnu strukturu u regiji nafte i plina u Srednjoj Ob. Na reflektirajućem horizontu "B" uzdizanje je ocrtano izolinijom - 2890 m i ima površinu od 400 km2. Temelj je otvorio bunar broj 409 u intervalu dubine 3212 - 3340 m i predstavljen je metamorfizmima. pasmine zelenkaste boje. Prekrivaju je naslage donje jure s kutnom neusklađenošću i erozijom. Glavni dio platforme sastoji se od naslaga jure i krede. Paleogen je predstavljen danskom pozornicom, paleocenom, eocenom i oligocenom. Debljina kvartarnih sedimenata doseže 50 m. Dno vječnog leda uočeno je na dubini od 280 m, a vrh na dubini od 100 m. Unutar polja nalazi se 13 naftnih naslaga slojevitih, slojevito zasvođenih i litološki prosijanih identificirane su vrste koje su povezane s pijeskom. leće yuterive i bačve. Rezervoar je zrnasti pješčenjak s glinenim slojevima. Pripada klasi jedinstvenih.

Nove tehnologije i kompetentna politika Yuganskneftegaza poboljšali su stanje naftnog polja Priobskoye, čije su geološke rezerve na razini od 5 milijardi tona nafte.

Priobskoye NM je ogromno polje proizvodnje nafte u Rusiji. Ovo teško dostupno i udaljeno polje nalazi se 70 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 kilometara od grada Nefteyugansk. Uključena je u zapadno -sibirsku provinciju nafte i plina. Oko 80% NM Priobskoye nalazi se izravno u plavnom području rijeke Ob i podijeljeno je vodom na dva dijela. Osobitost Priobskog je poplava tijekom razdoblja poplava.

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja

Posebnost Priobskog je složena geološka struktura, koju karakterizira višeslojna formacija i nizak stupanj produktivnosti. Rezervoari glavnih proizvodnih formacija odlikuju se niskom propusnošću, beznačajnim neto-bruto sadržajem, visokim udjelom gline i velikom disekcijom. Ovi čimbenici podrazumijevaju korištenje tehnologija hidrauličkog loma u procesu razvoja.

Položaj ležišta nije dublji od 2,6 km. Indeksi gustoće ulja jednaki su 0,86-0,87 tona po m3. Količina parafina je umjerena i ne prelazi 2,6%, količina sumpora je oko 1,35%.

Polje je klasificirano kao sumporovito i ima ulje klase II prema GOST -u za rafinerije.

Naslage su litološki pregledane i imaju elastičnost i izoliranost prirodnog režima. Debljina slojeva kreće se od 0,02 do 0,04 km. Tlačni spremnik ima početne vrijednosti 23,5–25 MPa. Temperaturni režim rezervoara održava se u rasponu od 88-90 ° S. Rezervoarski tip ulja ima stabilne parametre viskoznosti i dinamički koeficijent od 1,6 mPa s, kao i učinak zasićenja naftom pri tlaku od 11 MPa.

Karakteristična je prisutnost parafina i niskog udjela smole u naftenskoj seriji. Početni dnevni volumen operativnih naftnih bušotina varira od 35 do 180 tona. Vrsta bušotina temelji se na lokaciji grozda, a maksimalni faktor iskorištenja iznosi 0,35 jedinica. Priobskoye NM proizvodi sirovu naftu sa značajnom količinom lakih ugljikovodika, što zahtijeva stabilizaciju ili ekstrakciju APG -a.

Početak razvoja i količina rezervi

Priobskoye NM otvoreno je 1982. Godine 1988. započeo je razvoj lijevoobalnog dijela polja, a jedanaest godina kasnije i razvoj desne obale.

Količina geoloških rezervi je 5 milijardi tona, a dokazana i nadoknadiva količina procjenjuje se na gotovo 2,5 milijardi tona.

Značajke proizvodnje na terenu

Pretpostavljeno je da trajanje razvoja prema Ugovoru o podjeli proizvodnje nije duže od 58 godina. Maksimalna razina proizvodnje nafte je gotovo 20 milijuna tona u 16 godina od datuma razvoja.

Financiranje u početnoj fazi planirano je na razini od 1,3 milijarde USD. Kapitalni izdaci iznosili su 28 milijardi USD, a operativni troškovi 27,28 milijardi USD. Novorosijsk.

Od 2005. godine polje ima 954 proizvodnih bušotina i 376 injekcijskih bušotina.

Tvrtke koje razvijaju ovo područje

1991. godine tvrtke Yuganskneftegaz i Amoso počele su raspravljati o mogućnostima zajedničkog razvoja na sjeveru obala NM Priobskoye.

1993. Amoso je pobijedio na natječaju i dobio ekskluzivno pravo na razvoj NM Priobskoye zajedno s Yuganskneftegazom. Godinu dana kasnije, tvrtke su pripremile i Vladi dostavile projektni sporazum o distribuciji proizvoda, kao i studiju zaštite okoliša i izvedivosti razvijenog projekta.

Godine 1995. vlada je pregledala dodatnu studiju izvedivosti koja je odražavala nove podatke o polju Priobskoye. Nalogom predsjednika Vlade formirano je vladino izaslanstvo, uključujući predstavnike Hanti-Mansijskog autonomnog okruga, kao i nekih ministarstava i odjela, kako bi se pregovaralo o sporazumu o podjeli proizvodnje u kontekstu razvoja sjevernog dijela polje Priobskoye.

Sredinom 1996. Moskva je čula izjavu zajedničke rusko-američke komisije o prioritetu dizajnerskih inovacija u energetskoj industriji, uključujući i na području Priobskog poluotoka.

1998. partnera Yuganskneftegaza u razvoju NM Priobskoye, američku tvrtku Amoso, apsorbirala je britanska tvrtka British Petroleum, a službena prijava zaprimljena je od BP / Amoso za prestanak sudjelovanja u projektu razvoja polja Priobskoye.

Tada se u razvoj polja uključila podružnica državne tvrtke Rosneft, koja je stekla kontrolu nad središnjom imovinom YUKOS-a, Yuganskneftegaz, LLC RN-Yuganskneftegaz.

Godine 2006. stručnjaci iz NM Priobskoye i Newco Well Service izvršili su najveći hidraulični lom naftnog ležišta u Ruskoj Federaciji, u koje je ubrizgano 864 tone proppanta. Operacija je trajala sedam sati, a izravni prijenos mogao se pratiti putem internetskog ureda Yuganskneftegaza.

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 stekla je dozvolu za provođenje geološkog istraživanja parametara povezanih s dubokim horizontima zasićenim naftom. Južni dio Priobskog N.M., uključujući formacije Bazhenov i Achimov, podložan je istraživanju.

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 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 za primjenu samo najnovijih i ekološki prihvatljivih tehnologija na području polja, što će omogućiti visoko učinkovitu provedbu mjera zaštite okoliša.

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. otvoren 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 ne većoj od 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 radionice, gdje se čisti od nečistoća i vode, normalizira količina magnezijevih iona i odvaja pridruženi plin. Ovo je veliki posao visoke preciznosti. 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.

		© web mjesto
Zemlja	Rusija
Regija	Hanti-Mansijski autonomni okrug
Mjesto	65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, poplavna ravnica rijeke Ob
Provincija nafte i plina	Zapadno -sibirska pokrajina nafte i plina
Koordinate	61 ° 20'00 ″ s. NS. 70 ° 18′50 ″ in. itd.
Mineralni resurs	Ulje
Karakteristike sirovina	Gustoća 863 - 868 kg / m 3; Sadržaj sumpora 1,2 - 1,3%; Viskoznost 1,4 - 1,6 mPa · s; Sadržaj parafina 2,4 - 2,5%
Rang	Jedinstven
Status	Razvoj
Otvor	1982 g.
Puštanje u rad	1988 godine
Tvrtka korisnika podzemlja	Sjeverni dio - LLC RN -Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Južni dio - Gazpromneft -Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Područja licence Verkhne-Shapshinsky i Sredne-Shapshinsky-OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Geološki rezervati	5 milijardi tona nafte

Naftno polje Priobskoye Ogromno je rusko naftno polje koje se nalazi u Hanti-Mansijskom autonomnom okrugu. Smatra se najvećim poljem u Rusiji s obzirom na trenutne rezerve i proizvodnju nafte.

Opće informacije

Polje Priobskoye pripada zapadno -sibirskoj pokrajini nafte i plina. Nalazi se na granici naftnih i plinskih regija Salym i Lyaminsky, 65 km od grada Khanty-Mansiysk i 200 km od grada Nefteyugansk, te je ograničen na istoimenu lokalnu strukturu u nafti Srednji Ob i plinsko područje.

Oko 80% površine ležišta nalazi se u plavnom području rijeke Ob, koja ga, prelazeći lokalitet, dijeli na 2 dijela: lijevu i desnu obalu. Službeno se dionice lijeve i desne obale Ob nazivaju Južno, odnosno Severo-Priobsko polje. Tijekom poplava poplavno područje redovito je poplavljeno, što zajedno sa složenom geološkom strukturom omogućuje okarakteriziranje polja kao teško dostupnog.

Dionice

Geološke rezerve polja procjenjuju se na 5 milijardi tona nafte. Nalazišta ugljikovodika pronađena su na dubini od 2,3-2,6 km, debljina slojeva doseže od 2 do 40 metara.

Nafta Priobskog polja nisko smolasta, sadržaj parafina je na razini od 2,4-2,5%. Karakterizira ih prosječna gustoća (863-868 kg / m³), ali visok sadržaj sumpora (1,2-1,3%), što zahtijeva dodatno pročišćavanje. Viskoznost ulja je oko 1,4-1,6 mPa * s.

Otvor

Priobsko polje otkriveno je 1982. u bušotini 151 Glavtyumengeologije.
Operativna proizvodnja nafte započela je 1988. na lijevoj obali iz bušotine br. 181-P metodom iskapanja. Razvoj desne obale započeo je kasnije, 1999. godine.

Svladavanje

Trenutno sjeverni dio naftnog polja Priobskoye (SLT) razvija LLC RN-Yuganskneftegaz, u vlasništvu Rosnefta, a južni dio (ULT) razvija LLC Gazpromneft-Khantos (podružnica Gazprom Neft PJSC).

Osim toga, na jugu polja postoje relativno mala licencna područja Verkhne-Shapshinsky i Sredne-Shapshinsky, koje je od 2008. godine razvilo OAO NAK AKI OTYR, u vlasništvu PAO NK RussNeft.

Metode razvoja

Zbog specifičnih uvjeta pojavljivanja ugljikovodika i geografskog položaja ležišta, proizvodnja na naftnom polju Priobskoye odvija se pomoću hidrauličkog loma, što značajno smanjuje operativne troškove i kapitalna ulaganja.

U studenom 2016. godine na polju je izveden najveći hidraulični lom naftnog ležišta u Rusiji - u ležište je ubrizgano 864 tone proppanta (proppanta). Operacija je izvedena zajedno sa stručnjacima iz Newco Well Service.

Trenutna razina proizvodnje

Polje Priobskoye s pravom se smatra najvećim naftnim poljem u Rusiji što se tiče rezervi i obujma proizvodnje. Do danas je na njemu izbušeno oko 1000 proizvodnih i gotovo 400 injekcijskih bušotina.

2016. polje je osiguralo 5% sve proizvodnje nafte u Rusiji, a u prvih pet mjeseci 2017. proizvelo je više od 10 milijuna tona nafte.