Giacimento petrolifero di Priobskoye sulla mappa. Il giacimento petrolifero di Priobskoye è un giacimento petrolifero complesso ma promettente nell'Okrug autonomo dei Khanty-Mansi. Caratteristiche del campo Priobskoye
Priobskoye è un gigantesco giacimento petrolifero in Russia.
Situato a Khanty-Mansiysk Okrug autonomo, vicino a Khanty-Mansiysk. Inaugurato nel 1982. Diviso dal fiume Ob in due parti: sponda sinistra e destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, quello della riva destra nel 1999.
Le riserve geologiche sono stimate in 5 miliardi di tonnellate. Le riserve accertate e recuperabili sono stimate a 2,4 miliardi di tonnellate.
Il giacimento appartiene alla provincia del petrolio e del gas della Siberia occidentale. Inaugurato nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. La densità dell'olio è 863-868 kg/m³, il contenuto moderato di paraffina (2,4-2,5%) e il contenuto di zolfo 1,2-1,3%.
Secondo i dati alla fine del 2005, ci sono 954 miniere e 376 pozzi di iniezione, di cui 178 pozzi sono stati perforati nell'ultimo anno.
La produzione di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2007 è stata di 40,2 milioni di tonnellate, di cui Rosneft - 32,77 e Gazprom Neft - 7,43 milioni di tonnellate.
Attualmente, lo sviluppo della parte settentrionale del giacimento (SLT) è effettuato da RN-Yuganskneftegaz LLC, di proprietà di Rosneft, e la parte meridionale (YLT) da Gazpromneft-Khantos LLC, di proprietà di Gazprom Neft. Anche nel sud del campo ci sono aree di licenza relativamente piccole di Verkhne-Shapshinsky e Sredne-Shapshinsky, che sono state sviluppate dal 2008 da NAC AKI OTYR, di proprietà di RussNeft OJSC.
All'inizio di novembre 2006, nel giacimento petrolifero di Priobskoye, gestito da RN-Yuganskneftegaz LLC (una filiale della società statale Rosneft, che ha ricevuto il controllo sull'asset principale di YUKOS - Yuganskneftegaz), con la partecipazione di specialisti della Newco Well Società di servizi, la più grande in Russia, di fratturazione idraulica di giacimenti petroliferi. Nella formazione furono iniettate 864 tonnellate di materiale di sostegno. L'operazione è durata sette ore ed è stata trasmessa in diretta via Internet all'ufficio di Yuganskneftegaz.
Giacimento petrolifero di Priobskoye
§ 1. Giacimento petrolifero di Priobskoye.
Priobskoe- il giacimento più grande della Siberia occidentale si trova amministrativamente nella regione di Khanty-Mansiysk, a una distanza di 65 km da Khanty-Mansiysk e 200 km da Nefteyugansk. Diviso dal fiume Ob in due parti: sponda sinistra e destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, quello della destra nel 1999. Le riserve geologiche sono stimate in 5 miliardi di tonnellate. Le riserve accertate e recuperabili sono stimate a 2,4 miliardi di tonnellate. Inaugurato nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. Densità dell'olio 863-868 kg/m3 (tipo di olio medio, poiché rientra nell'intervallo 851-885 kg/m3), contenuto moderato di paraffina (2,4-2,5%) e contenuto di zolfo 1,2-1,3% (appartiene alla categoria zolfo classe, olio di classe 2 fornito alle raffinerie secondo GOST 9965-76). Alla fine del 2005, nel campo vi erano 954 pozzi di produzione e 376 di iniezione. La produzione di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2007 è stata di 40,2 milioni di tonnellate, di cui Rosneft - 32,77 e Gazprom Neft - 7,43 milioni di tonnellate. La composizione degli oligoelementi del petrolio è una caratteristica importante di questo tipo di materia prima e trasporta varie informazioni geochimiche sull'età del petrolio, sulle condizioni di formazione, sull'origine e sulle rotte migratorie ed è ampiamente utilizzata per identificare i giacimenti petroliferi, ottimizzando la strategia di ricerca sul campo e la separazione dei prodotti dei pozzi gestiti congiuntamente.
Tabella 1. Gamma e contenuto medio di microelementi nell'olio di Priobsk (mg/kg)
Portata iniziale dell'esistente pozzi di petrolio varia da 35 t/giorno. fino a 180 t/giorno. La posizione dei pozzi è raggruppata. Fattore di recupero olio 0,35.
Un cluster di pozzi è un luogo in cui le teste pozzo sono ubicate una accanto all'altra nello stesso sito tecnologico e i fondi dei pozzi sono posizionati in corrispondenza dei nodi della griglia di sviluppo del giacimento.
Attualmente, la maggior parte dei pozzi di produzione vengono perforati utilizzando il metodo cluster. Ciò si spiega con il fatto che la perforazione a cluster dei campi può ridurre significativamente la dimensione delle aree occupate dalla perforazione e quindi dalla produzione di pozzi, strade, linee elettriche e condutture.
Questo vantaggio è di particolare importanza durante la costruzione e l'esercizio di pozzi su terreni fertili, nelle riserve naturali, nella tundra, dove lo strato superficiale disturbato della terra viene ripristinato dopo diversi decenni, nelle zone paludose, il che complica e aumenta notevolmente i costi di lavori di costruzione e installazione di strutture di perforazione e operative. La perforazione a cluster è necessaria anche quando è necessario scoprire giacimenti petroliferi sotto strutture industriali e civili, sotto il fondo di fiumi e laghi, sotto la zona della piattaforma dalla riva e dai cavalcavia. Un posto speciale è occupato dalla costruzione di cluster di pozzi a Tyumen, Tomsk e in altre regioni della Siberia occidentale, che hanno permesso di realizzare con successo la costruzione di giacimenti di petrolio e gas su isole di riempimento in una regione remota, paludosa e popolata. pozzi di gas.
La posizione dei pozzi in un cluster dipende dalle condizioni del terreno e dai mezzi previsti per collegare il cluster alla base. I cespugli che non sono collegati da strade permanenti alla base sono considerati locali. In alcuni casi, i cespugli possono essere basilari quando si trovano sulle vie di trasporto. Sui pad locali, i pozzetti sono solitamente disposti a ventaglio in tutte le direzioni, il che consente di avere il numero massimo di pozzetti su un pad.
Le attrezzature di perforazione e ausiliarie sono montate in modo tale che quando l'impianto si sposta da un pozzo all'altro, le pompe di perforazione, i pozzi di raccolta e parte delle attrezzature per la pulizia, il trattamento chimico e la preparazione del fluido di perforazione rimangono fermi fino al completamento dell'operazione. costruzione di tutti (o parte) dei pozzi su questa piazzola.
Il numero di pozzi in un cluster può variare da 2 a 20-30 o più. Inoltre, più pozzi nel cluster, maggiore è la deviazione delle facce dalle teste dei pozzi, aumenta la lunghezza dei tronchi, aumenta la lunghezza dei tronchi, il che porta ad un aumento del costo di perforazione dei pozzi. Inoltre esiste il pericolo che i tronchi si incontrino. Pertanto, è necessario calcolare il numero richiesto di pozzi in un cluster.
Il metodo di pompaggio profondo per la produzione di petrolio è un metodo in cui il liquido viene sollevato dal pozzo alla superficie utilizzando unità di pompaggio ad asta e senza asta. vari tipi.
Nel campo di Priobskoye vengono utilizzate elettropompe centrifughe: una pompa per pozzi profondi senza stelo, costituita da una pompa centrifuga multistadio (50-600 stadi) posizionata verticalmente su un albero comune, un motore elettrico (un motore elettrico asincrono riempito con dielettrico olio) e un protettore che serve a proteggere il motore elettrico dall'ingresso di liquidi al suo interno. Il motore è alimentato tramite un cavo armato, calato insieme ai tubi di pompaggio. La velocità di rotazione dell'albero del motore elettrico è di circa 3000 giri/min. La pompa è controllata in superficie da una stazione di controllo. La produttività di un'elettropompa centrifuga varia da 10 a 1000 m3 di liquido al giorno con un rendimento del 30-50%.
L'installazione dell'elettropompa centrifuga comprende apparecchiature sotterranee e di superficie.
L'installazione di un'elettropompa centrifuga downhole (ESP) prevede solo una stazione di controllo sulla superficie del pozzo trasformatore di potenza ed è caratterizzato dalla presenza di alta tensione nel cavo di alimentazione calato nel pozzo insieme alla tubazione. Gli impianti di pompe centrifughe elettriche gestiscono pozzi altamente produttivi con elevata pressione del giacimento.
Il giacimento è remoto, inaccessibile, l'80% del territorio si trova nella pianura alluvionale del fiume Ob ed è allagato durante il periodo delle piene. Il deposito si distingue per una struttura geologica complessa: una struttura complessa di corpi di sabbia in area e sezione, gli strati sono idrodinamicamente debolmente collegati. I serbatoi delle formazioni produttive sono caratterizzati da:
Bassa permeabilità;
Basso contenuto di sabbia;
Aumento del contenuto di argilla;
Alta dissezione.
Campo Priobskoye caratterizzato da una complessa struttura degli orizzonti produttivi sia in superficie che in sezione. I serbatoi degli orizzonti AC10 e AC11 sono classificati come produttivi medi e bassi, mentre gli orizzonti AC12 sono classificati come produttivi anormalmente bassi. Le caratteristiche geologiche e fisiche degli strati produttivi del campo indicano l'impossibilità di sviluppare il campo senza un'influenza attiva sui suoi strati produttivi e senza l'uso di metodi di intensificazione della produzione. Ciò è confermato dall'esperienza di sviluppo della sezione operativa della parte della riva sinistra.
Le principali caratteristiche geologiche e fisiche del campo Priobskoye per valutare l'applicabilità di vari metodi di impatto sono:
1) profondità delle formazioni produttive - 2400-2600 m,
2) i depositi sono litologicamente schermati, il regime naturale è elastico, chiuso,
3) lo spessore degli strati AS 10, AS 11 e AS 12 rispettivamente fino a 20,6, 42,6 e 40,6 m.
4) iniziale pressione del serbatoio- 23,5-25MPa,
5) temperatura del serbatoio - 88-90°C,
6) bassa permeabilità dei serbatoi, valori medi secondo i risultati
7) elevata eterogeneità laterale e verticale degli strati,
8) viscosità dell'olio del serbatoio - 1,4-1,6 mPa*s,
9) pressione di saturazione dell'olio 9-11 MPa,
10) olio naftenico, paraffinico e a basso contenuto di resina.
Confrontando i dati presentati con i criteri noti per l'uso efficace dei metodi di stimolazione della formazione, si può notare che, anche senza un'analisi dettagliata, i seguenti metodi per il campo Priobskoye possono essere esclusi dai metodi di cui sopra: metodi termici e inondazione di polimeri ( come metodo per spostare il petrolio dalle formazioni). I metodi termici vengono utilizzati per depositi con oli ad alta viscosità e a profondità fino a 1500-1700 M. L'allagamento di polimeri è preferibilmente utilizzato in formazioni con una permeabilità superiore a 0,1 micron per spostare l'olio con una viscosità compresa tra 10 e 100 mPa * s e a temperature fino a 90 ° C (per temperature più elevate vengono utilizzati polimeri costosi con composizioni speciali).
Le nuove tecnologie e le politiche intelligenti di Yuganskneftegaz hanno migliorato le condizioni del giacimento petrolifero di Priobskoye, le cui riserve geologiche ammontano a 5 miliardi di tonnellate di petrolio.
Il giacimento petrolifero di Priobskoye è un gigantesco giacimento petrolifero in Russia. Questo campo inaccessibile e remoto si trova a 70 km dalla città di Khanty-Mansiysk e a 200 chilometri dalla città di Nefteyugansk. Fa parte della provincia del petrolio e del gas della Siberia occidentale. Circa l'80% del Priobsky NM si trova direttamente nella pianura alluvionale del fiume Ob ed è diviso dall'acqua in due parti. Una particolarità di Priobskoye sono le inondazioni durante i periodi di piena.
Principali caratteristiche geologiche e fisiche del giacimento
Una caratteristica distintiva di Priobskoe è la sua complessa struttura geologica, caratterizzata da multistrati e un basso grado di produttività. I serbatoi delle principali formazioni produttive sono caratterizzati da bassa permeabilità, basso contenuto di sabbia, elevato contenuto di argilla ed elevata dissezione. Questi fattori richiedono l’uso di tecnologie di fratturazione idraulica nel processo di sviluppo.
I depositi si trovano a una profondità non superiore a 2,6 km. Gli indicatori di densità dell'olio sono 0,86-0,87 tonnellate per m³. La quantità di paraffine è moderata e non supera il 2,6%, la quantità di zolfo è di circa 1,35%.
Il giacimento è classificato come solforoso e ha olio di classe II secondo il GOST per le raffinerie.I depositi sono classificati litologicamente schermati e presentano l'elasticità e la chiusura del regime naturale. Lo spessore degli strati varia da 0,02 a 0,04 km. La pressione del giacimento ha valori iniziali di 23,5–25 MPa. Il regime di temperatura delle formazioni rimane nell'intervallo 88–90°C. Il tipo di serbatoio dell'olio ha parametri di viscosità stabili e ha un coefficiente dinamico di 1,6 MPa s, nonché l'effetto della saturazione dell'olio ad una pressione di 11 MPa.
Caratterizzato dalla presenza di cerosità e bassa resinità della serie naftenica. Il volume giornaliero iniziale dei pozzi petroliferi operativi varia da 35 a 180 tonnellate. La tipologia dei pozzi è basata su una disposizione a cluster ed il fattore di recupero massimo è pari a 0,35 unità. Il giacimento petrolifero di Priobskoye produce petrolio greggio con una quantità significativa di idrocarburi leggeri, il che comporta la necessità di stabilizzare o isolare l'APG.
Inizio dello sviluppo e importo delle riserve
Il giacimento petrolifero di Priobskoe fu scoperto nel 1982. Nel 1988 iniziò lo sviluppo della parte della riva sinistra del campo e undici anni dopo iniziarono lo sviluppo della riva destra.
Il numero delle riserve geologiche ammonta a 5 miliardi di tonnellate e la quantità accertata e recuperabile è stimata in quasi 2,5 miliardi di tonnellate.
Peculiarità della produzione in campo
Si presumeva che la durata dello sviluppo secondo i termini dell'accordo di condivisione della produzione non fosse superiore a 58 anni. Il livello massimo di produzione di petrolio è di quasi 20 milioni di tonnellate dopo 16 anni dal momento dello sviluppo.
Nella fase iniziale era previsto un finanziamento di 1,3 miliardi di dollari, 28 miliardi di dollari per le spese in conto capitale e 27,28 miliardi di dollari per i lavori operativi, che avrebbero coinvolto le città lettoni di Ventspils, Odessa e Novorossiysk.
Secondo i dati del 2005, il giacimento conta 954 pozzi di produzione e 376 pozzi di iniezione.Aziende che sviluppano il settore
Nel 1991 le società Yuganskneftegaz e Amoso iniziarono a discutere le prospettive di uno sviluppo congiunto nel nord 
riva di NM Priobskoye.
Nel 1993, la società Amoso vinse il concorso e ricevette il diritto esclusivo di sviluppare il giacimento petrolifero di Priobskoye insieme a Yuganskneftegaz. Un anno dopo, le aziende hanno preparato e presentato al governo un accordo di progetto sulla distribuzione dei prodotti, nonché uno studio ambientale e di fattibilità del progetto sviluppato.
Nel 1995, il governo ha esaminato un ulteriore studio di fattibilità, che rifletteva nuovi dati sul giacimento di Priobskoye. Per ordine del Primo Ministro è stata formata una delegazione governativa, comprendente rappresentanti dell'Okrug autonomo dei Khanty-Mansi, nonché alcuni ministeri e dipartimenti, al fine di negoziare un accordo di condivisione della produzione nel contesto dello sviluppo del segmento settentrionale del il campo di Priobskoye.
A metà del 1996, una commissione congiunta russo-americana ha ascoltato a Mosca una dichiarazione sulla priorità delle innovazioni progettuali nel settore energetico, anche sul territorio della miniera di petrolio e gas di Priobskoye.
Nel 1998, Yuganskneftegaz ha collaborato allo sviluppo del giacimento petrolifero di Priobskoye, Compagnia americana La Amoso è stata assorbita dalla società britannica British Petroleum e la società BP/Amoso ha comunicato ufficialmente di interrompere la partecipazione al progetto di sviluppo del giacimento di Priobskoye.
Successivamente, nello sfruttamento del giacimento è stata coinvolta una filiale della società statale Rosneft, che ha ricevuto il controllo dell'asset centrale di Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC.
Nel 2006, gli specialisti di NM Priobskoye e la società Newco Well Service hanno effettuato la più grande fratturazione idraulica di un giacimento petrolifero nella Federazione Russa, nel quale sono riusciti a pompare 864 tonnellate di materiale di sostegno. L'operazione è durata sette ore; la trasmissione in diretta ha potuto essere vista tramite l'ufficio Internet di Yuganskneftegaz.Ora LLC RN-Yuganskneftegaz sta lavorando costantemente allo sviluppo della parte settentrionale del giacimento petrolifero di Priobskoye, e lo sviluppo del segmento meridionale del campo è portato avanti da Gazpromneft-Khantos LLC, che appartiene alla società Gazpromneft. Il segmento meridionale del giacimento petrolifero di Priobskoye ha piccole aree autorizzate. Dal 2008, lo sviluppo dei segmenti Sredne-Shapshinsky e Verkhne-Shapshinsky è stato effettuato da NAC AKI OTYR, che appartiene a OJSC RussNeft.
Prospettive per Priobskoye NM
Un anno fa, la società Gazpromneft-Khantos è diventata proprietaria di una licenza per condurre ricerche geologiche sui parametri relativi agli orizzonti profondi saturi di petrolio. La parte meridionale del giacimento petrolifero di Priobskoye, comprese le formazioni Bazhenov e Achimov, è oggetto di ricerca.
L'anno scorso è stato caratterizzato dall'analisi dei dati geografici sul territorio del complesso Bazheno-Abalak del giacimento petrolifero di South Priobsky. Una serie di analisi e valutazioni di base specializzate di questa classe di riserve prevede la procedura di perforazione di quattro pozzi di esplorazione e valutazione con una direzione inclinata.
I pozzi orizzontali verranno perforati nel 2016. Per stimare il volume delle riserve recuperabili, è prevista la fratturazione idraulica a più stadi.
Impatto del deposito sull'ecologia dell'area
I principali fattori che influenzano la situazione ambientale nell'area di campo sono la presenza di emissioni in atmosfera 
strati. Queste emissioni includono gas di petrolio, prodotti della combustione del petrolio e componenti dell'evaporazione da frazioni di idrocarburi leggeri. Inoltre, si osservano sversamenti di prodotti e componenti petroliferi sul suolo.
La caratteristica territoriale unica del deposito è dovuta alla sua ubicazione su paesaggi fluviali di pianura alluvionale e all'interno della zona di protezione delle acque. La formulazione di requisiti di sviluppo specifici si basa su un valore elevato. In questa situazione vengono considerati terreni golenali, caratterizzati da elevato dinamismo e complesso regime idrologico. Questo territorio è stato scelto per la nidificazione uccelli migratori specie semi-acquatiche, molte sono incluse nel Libro rosso. Il deposito si trova sul territorio delle rotte migratorie e dei luoghi di svernamento di molti rari rappresentanti dell'ittiofauna.
Anche 20 anni fa, la Commissione Centrale per lo Sviluppo di NM e GPS sotto il Ministero dei Carburanti e dell'Energia della Russia, così come il Ministero della Protezione ambiente E risorse naturali La Russia ha approvato lo schema esatto per lo sviluppo del giacimento petrolifero di Priobskoye e la parte ambientale di tutta la documentazione preliminare di progettazione.
Il giacimento Priobskoye è tagliato in due parti dal fiume Ob. È paludoso e durante un'alluvione la maggior parte viene allagata. Sono state proprio queste condizioni a contribuire alla formazione delle zone di riproduzione dei pesci sul territorio del NM. Il Ministero del Carburante e dell'Energia della Russia ha presentato Duma di Stato materiali sulla base dei quali è stata tratta una conclusione sulle complicazioni dello sviluppo del giacimento petrolifero di Priobskoye dovute a fattori naturali esistenti. Tali documenti confermano la necessità di ulteriori risorse finanziarie al fine di utilizzare sul territorio del settore solo le tecnologie più recenti e rispettose dell'ambiente, che consentiranno un'attuazione altamente efficiente delle misure di protezione ambientale.
Giacimenti petroliferi della Russia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
I tre quarti settentrionali del giacimento erano controllati da YUKOS tramite la sua società figlia Yuganskneftegaz, e iniziò la produzione di petrolio nel 2000. Nel 2004 Yuganskneftegaz fu acquistata da Rosneft, che ora è la società operativa per quella parte del giacimento. Il quartiere meridionale del giacimento era controllato da Sibir Energy, che avviò una joint venture con Sibneft per sviluppare il giacimento, con produzione in volumi a partire dal 2003. Sibneft successivamente acquisì il controllo completo del giacimento attraverso una manovra aziendale per diluire la partecipazione di Sibir. ora controllata a maggioranza da Gazprom e ribattezzata Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Campo Priobskoye (KhMAO)
Riserve, milioni di tonnellate
ABC1-1061.5
C2-169,9
Produzione nel 2007, milioni di tonnellate - 33,6
Per molti anni il giacimento più grande, sia in termini di riserve che di volumi di produzione di petrolio, è stato il giacimento di Samotlor. Nel 2007, per la prima volta ha perso il primo posto a favore del giacimento Priobskoye, la cui produzione di petrolio ha raggiunto i 33,6 milioni di tonnellate (il 7,1% della produzione russa), e le riserve accertate sono aumentate rispetto al 2006 di quasi 100 milioni di tonnellate (tenendo conto del riscatto a produzione).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Abdulmazitov R.D. Geologia e sviluppo dei più grandi e unici giacimenti di petrolio e gas in Russia.
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 è un gigantesco giacimento petrolifero in Russia. Situato nell'Okrug autonomo di Khanty-Mansiysk, vicino a Khanty-Mansiysk. Inaugurato nel 1982. Diviso dal fiume Ob in due parti: sponda sinistra e destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, quello della riva destra nel 1999.
Le riserve geologiche sono stimate in 5 miliardi di tonnellate. Le riserve accertate e recuperabili sono stimate a 2,4 miliardi di tonnellate.
Il deposito appartiene alla provincia della Siberia occidentale. Inaugurato nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. La densità dell'olio è 863-868 kg/m3, il contenuto moderato di paraffina (2,4-2,5%) e il contenuto di zolfo 1,2-1,3%.
Alla fine del 2005, ci sono 954 pozzi di produzione e 376 pozzi di iniezione nel campo, di cui 178 pozzi sono stati perforati nell'ultimo anno.
La produzione di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2007 è stata di 40,2 milioni di tonnellate, di cui Rosneft - 32,77 e Gazprom Neft - 7,43 milioni di tonnellate.
Attualmente, lo sviluppo della parte settentrionale del giacimento è effettuato dalla RN-Yuganskneftegaz LLC, di proprietà di Rosneft, e della parte meridionale da Gazpromneft-Khantos LLC, di proprietà di Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field
http://www.blackbourn.co.uk/databases/idrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
PRIOBSKOE: SONO 100 MILIONI! (Rosneft: Bollettino aziendale, settembre 2006) -
Il 1 maggio 1985 fu perforato il primo pozzo esplorativo nel campo di Priobskoye. Nel settembre 1988, sulla riva sinistra, iniziò la produzione utilizzando il metodo del flusso dal pozzo n. 181-R con una portata di 37 tonnellate al giorno. L'ultimo giorno di luglio 2006, i lavoratori petroliferi di Priobsky hanno segnalato la produzione della 100milionesima tonnellata di petrolio.
La licenza per lo sviluppo del campo appartiene a OJSC Yuganskneftegaz.
Il più grande giacimento della Siberia occidentale - Priobskoye - è situato amministrativamente nella regione di Khanty-Mansiysk a una distanza di 65 km da Khanty-Mansiysk e 200 km da Nefteyugansk. Priobskoye è stato scoperto nel 1982. È diviso dal fiume Ob in due parti: la riva sinistra e quella destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, quello della riva destra nel 1999.
Secondo la classificazione russa, le riserve accertate di petrolio ammontano a 1,5 miliardi di tonnellate, le riserve recuperabili ammontano a oltre 600 milioni.
Secondo l'analisi preparata dalla società di revisione internazionale DeGolyer & MacNaughton, al 31 dicembre 2005, le riserve petrolifere del giacimento Priobskoye secondo la metodologia SPE sono: provate 694 milioni di tonnellate, probabili - 337 milioni di tonnellate, possibili - 55 milioni tonnellate.
Riserve per settore Standard russi al 01/01/2006: NGZ (riserve di petrolio e gas) - 2476,258 milioni di tonnellate.
La produzione di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2003 è stata di 17,6 milioni di tonnellate, nel 2004 - 20,42 milioni di tonnellate, nel 2005 - 20,59 milioni di tonnellate. IN piani strategici Nello sviluppo dell'azienda, al deposito di Priobskoye è stato assegnato uno dei luoghi principali: entro il 2009 si prevede di produrre qui fino a 35 milioni di tonnellate.
L'ultimo giorno di luglio 2006, i lavoratori petroliferi di Priobsky hanno segnalato la produzione della 100milionesima tonnellata di petrolio. Il 60% del territorio del giacimento Priobskoye si trova nella parte allagata della pianura alluvionale del fiume Ob, nella costruzione di pozzi, oleodotti a pressione e attraversamenti sottomarini vengono utilizzate tecnologie rispettose dell'ambiente.
Storia del campo Priobskoye:
Nel 1985 furono scoperte riserve di petrolio industriale; l’analisi del pozzo 181r risultò in un afflusso di 58 m3/giorno
Nel 1989 è iniziata la perforazione di 101 cluster (Riva Sinistra)
Nel 1999 - messa in servizio di pozzi in 201 cluster (Riva Destra)
Nel 2005 la produzione giornaliera ammontava a 60.200 ton/giorno, lo stock produttivo di 872 pozzi, 87.205,81 mila ton prodotte dall'inizio dello sviluppo.
Solo in l'anno scorso Utilizzando la perforazione direzionale, sul campo sono stati completati 29 attraversamenti sottomarini, di cui 19 nuovi costruiti e 10 vecchi ricostruiti.
Strutture del sito:
Stazioni di pompaggio booster - 3
Multifase stazione di pompaggio Sulzer - 1
Stazioni di pompaggio a grappolo per il pompaggio dell'agente di lavoro nella formazione - 10
Stazioni di pompaggio galleggianti - 4
Laboratori di preparazione e pompaggio dell'olio - 2
Unità di separazione dell'olio (OSN) - 1
Nel maggio 2001, un'esclusiva stazione di pompaggio multifase Sulzer è stata installata nel 201esimo cluster sulla riva destra del campo Priobskoye. Ciascuna pompa dell'impianto è in grado di pompare 3,5mila metri cubi di liquidi all'ora. Il complesso è servito da un operatore, tutti i dati e i parametri vengono visualizzati sul monitor di un computer. La stazione è l'unica in Russia.
La stazione di pompaggio olandese Rosskor è stata installata nel campo Priobskoye nel 2000. È progettato per il pompaggio sul campo di liquidi multifase senza l'uso di torce (per evitare la combustione in torcia del gas associato nella parte della pianura alluvionale del fiume Ob).
L'impianto di lavorazione dei residui di trivellazione sulla riva destra del campo Priobskoye produce mattoni in arenaria calcarea, che vengono utilizzati come materiale da costruzione per la costruzione di strade, fondazioni a grappolo, ecc. Per risolvere il problema dell'utilizzo del gas associato prodotto nel giacimento di Priobskoye, Campo PrirazlomnoyeÈ stata costruita la prima centrale elettrica a turbina a gas nell'Okrug autonomo dei Khanty-Mansi, che fornisce elettricità ai campi di Priobskoye e Prirazlomnoye.
La linea di trasmissione elettrica costruita attraverso il fiume Ob non ha analoghi; la sua campata è di 1020 me il diametro del filo, fabbricato appositamente nel Regno Unito, è di 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
Il 5 novembre 2009 è diventato un altro giorno significativo nella storia di Yuganskneftegaz: la 200milionesima tonnellata di petrolio è stata prodotta nel giacimento di Priobskoye. Ricordiamo che questo gigantesco giacimento petrolifero è stato scoperto nel 1982. Il campo si trova vicino a Khanty-Mansiysk ed è diviso in due parti dal fiume Ob. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, quello della riva destra nel 1999. Nel luglio 2006 è stata prodotta nel giacimento la 100milionesima tonnellata di petrolio.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24/03/2010 NK Rosneft prevede di produrre 29,6 milioni di tonnellate di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2010, ovvero il 12,4% in meno rispetto a quanto prodotto nel 2009, secondo una dichiarazione del dipartimento informazioni della società. Nel 2009, Rosneft ha prodotto 33,8 milioni di tonnellate di petrolio dal giacimento.
Inoltre, secondo il messaggio, oggi Rosneft ha commissionato il primo stadio di una centrale elettrica a turbina a gas (GTPP) nel giacimento di petrolio e gas di Priobskoye. La capacità della prima fase del GTPP è di 135 MW, la messa in servizio della seconda fase è prevista per maggio 2010, la terza a dicembre. La capacità totale della stazione sarà di 315 MW. La costruzione della stazione e delle strutture ausiliarie costerà a Rosneft 18,7 miliardi di rubli. Allo stesso tempo, secondo il messaggio, a causa del rifiuto strutture idrauliche e l'installazione di apparecchiature per l'energia a vapore, i costi di capitale per la costruzione di centrali elettriche a turbina a gas sono stati ridotti di oltre 5 miliardi di rubli.
Il capo di Rosneft, Sergei Bogdanchikov, ha osservato che la messa in servizio della Priobskaya GTPP risolve tre problemi contemporaneamente: l’utilizzo del gas associato (APG), la fornitura di elettricità al giacimento, nonché la stabilità del sistema energetico della regione.
Nel 2009 Rosneft ha prodotto più di 2 miliardi di metri cubi dal giacimento di Priobskoye. m di gas di petrolio associato (APG), ma utilizzato solo poco più di 1 miliardo di metri cubi. M. Entro il 2013 il quadro cambierà: nonostante la riduzione della produzione SGA a 1,5 miliardi di metri cubi. m, il suo utilizzo raggiungerà il 95%, osserva il rapporto.
Secondo S. Bogdanchikov, Rosneft sta valutando la possibilità di fornire a Gazprom Neft il suo tubo per il trasporto del gas di petrolio associato dal giacimento di Priobskoye per l'utilizzo nel complesso di trattamento del gas Yuzhno-Balyksky della società SIBUR. Lo riferisce RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Rosneft copre fino al 30% del proprio consumo energetico con i propri impianti. Sono state costruite centrali elettriche funzionanti con gas associato: nel campo di Priobskoye, a Vankor, nel territorio di Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
Gazprom Neft ha lanciato il primo stadio della centrale elettrica a turbina a gas Yuzhno-Priobskaya (GTPP) nel campo Priobskoye (KhMAO), costruita dalla società per le proprie esigenze di produzione, ha affermato la società in una nota.
La capacità della prima fase del GTPP era di 48 MW. Volume investimenti di capitale per l'introduzione della prima fase: 2,4 miliardi di rubli.
Attualmente il fabbisogno elettrico di Gazpromneft-Khantos ammonta a circa 75 MW e, secondo i calcoli degli specialisti dell'azienda, entro il 2011 il consumo energetico aumenterà fino a 95 MW. Inoltre, nei prossimi anni, le tariffe del sistema energetico di Tyumen aumenteranno in modo significativo: da 1,59 rubli per kWh nel 2009 a 2,29 rubli per kWh nel 2011.
Il lancio della seconda fase della centrale aumenterà la capacità di generazione di energia di Gazpromneft-Khantos a 96 MW e soddisferà pienamente il fabbisogno elettrico dell'impresa.
Il giacimento di Priobskoye è una risorsa chiave di Gazprom Neft, poiché occupa quasi il 18% della struttura produttiva dell’azienda.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
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Disaggregazione degli oggetti di sviluppo come metodo per aumentare il recupero del petrolio
Nel campo Priobskoye si stanno sviluppando congiuntamente tre formazioni: AC10, AS11, AS12 e la permeabilità della formazione AC11 è un ordine di grandezza superiore alla permeabilità delle formazioni AC10 e AS12. Per sviluppare efficacemente le riserve provenienti da formazioni AC10 e AC12 a bassa permeabilità, non esiste altra alternativa che l'introduzione della tecnologia ORRNEO, principalmente nei pozzi di iniezione.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
Metodologia per l'interpretazione integrata dei risultati della registrazione dei pozzi utilizzata presso OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA durante lo studio delle sezioni terrigene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Zona della facies Frolovskaya del Neocomiano della Siberia occidentale alla luce della valutazione delle prospettive del potenziale di petrolio e gas
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Letteratura
Schemi stratigrafici regionali dei depositi mesozoici della pianura siberiana occidentale. - Tjumen' - 1991.
Geologia del petrolio e del gas nella Siberia occidentale // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov e altri - M.: Nedra. - 1975. - 680 p.
Catalogo delle ripartizioni stratigrafiche // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Edizione. 67.-313 pag.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. e altri Stratigrafia dei depositi mesozoici della copertura della piattaforma della placca siberiana occidentale // Problemi di geologia della provincia di petrolio e gas della Siberia occidentale / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Numero 11.- 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipi anomali di sezioni delle formazioni Bazhenov e Tutleim della Siberia occidentale // Bollettino dell'utilizzatore del sottosuolo dell'Okrug autonomo dei Khanty-Mansi - 2002.-11.- P. 64-69.
Efficienza dello sviluppo dei giacimenti petroliferi
In Russia nel volumi sufficienti Sia i pozzi orizzontali che la fratturazione idraulica vengono utilizzati in serbatoi a bassa permeabilità, ad esempio nel campo di Priobskoye, dove la permeabilità è solo compresa tra 1 e 12 millidarcy e la fratturazione idraulica semplicemente non è possibile.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Un nuovo scandalo ambientale nell'Okrug autonomo di Khanty-Mansiysk. Anche questa volta il partecipante è stata la nota società Rosekoprompererabotka, divenuta famosa per l'inquinamento del fiume Vakh nel dominio della TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Miglioramento della qualità della cementazione delle stringhe di rivestimento nel campo Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Impatto del gas termico e depositi della Siberia
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metodo del gas termico e formazione di Bazhenov
http://energyland.info/analitic-show-50375
Introduzione dell'iniezione separata simultanea nel campo di Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Conversione dei pozzi di campo Priobskoe in un sistema di controllo adattivo di pompe centrifughe elettriche
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Analisi dei fallimenti dell'ESP nei giacimenti russi
http://neftya.ru/?p=275
Interruzioni durante la formazione dei clinoformi neocomiani nella Siberia occidentale
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Miglioramento della tecnologia di iniezione separata e simultanea per campi multistrato
http://www.rogtecmagzine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html
LLC "Mamontovsky KRS"
Lavora nei campi delle regioni Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Anche prima del nuovo anno sono state completate le ispezioni ambientali nei due giacimenti più grandi di Ugra, Samotlor e Priobskoye. Sulla base dei risultati, sono state tratte conclusioni deludenti: i lavoratori petroliferi non solo distruggono la natura, ma pagano anche meno di 30 miliardi di rubli all’anno ai bilanci a vari livelli.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Siberian Oil", n. 4(32), aprile 2006. "C'è spazio per muoversi"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP/AMOCO si ritira dal progetto Priobskoye, 28-03-1999
http://www.russiajournal.com/node/1250
Foto
Campo Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Campo di Priobskoye, Okrug autonomo dei Khanty-Mansi. Compagnia SGK-Burenie."
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Campo Yuzhno-Priobskoye
Il campo Priobskoye si trova nella parte centrale della pianura della Siberia occidentale. Amministrativamente si trova nella regione di Khanty-Mansiysk, 65 km a est di Khanty-Mansiysk e 100 km a ovest della città. Neftejugansk.
Nel periodo 1978-1979 Come risultato di un'esplorazione sismica dettagliata del CDP, è stato identificato il sollevamento di Priobskoe. Da questo momento inizia uno studio approfondito della struttura geologica del territorio: il diffuso sviluppo dell'esplorazione sismica in combinazione con indagini sismiche profonde perforazione.
La scoperta del giacimento Priobskoye ebbe luogo nel 1982 a seguito di perforazione e test del pozzo 151, quando è stato ottenuto l'afflusso commerciale olio portata di 14,2 m 3 /giorno con una strozzatura di 4 mm dagli intervalli di 2885-2977 m (formazione Tyumen YUS 2) e 2463-2467 m (formazione AS 11 1) - 5,9 m 3 /giorno con un livello dinamico di 1023 M.
Struttura di Priob, secondo la mappa tettonica della copertura della piattaforma meso-cenozoica.
La geosineclisi della Siberia occidentale si trova nella zona di giunzione della depressione Khanty-Mansi, del megatrogolo Lyaminsky, dei gruppi di sollevamento Salym e West Lyaminsky.
Le strutture del primo ordine sono complicate da sollevamenti a forma di rigonfiamento e a cupola del secondo ordine e da singole strutture anticlinali locali, che sono oggetto di lavori di prospezione ed esplorazione su olio E gas.
Le formazioni produttive in campo Priobskoye sono le formazioni del gruppo "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. In termini stratigrafici, questi strati appartengono ai depositi cretacei della Formazione Vartov Superiore. Dal punto di vista litologico, la formazione dell'Alta Vartovskaya è composta da frequenti e irregolari intercalazioni di argilliti con arenarie e siltiti. I mudstones sono di colore grigio scuro, grigio con una sfumatura verdastra, limosi, micacei. Le arenarie e i siltiti sono grigie, argillose, micacee, a grana fine. Tra le mudstones e le arenarie sono presenti intercalati di calcari argillosi e concrezioni di siderite.
Le rocce contengono detriti vegetali carbonizzati, raramente bivalvi (inocerami) di scarsa e moderata conservazione.
Le rocce permeabili delle formazioni produttive hanno uno sciopero nord-orientale e submeridiale. Quasi tutte le formazioni sono caratterizzate da un aumento degli spessori effettivi totali e del coefficiente di contenuto di sabbia, principalmente nelle parti centrali delle zone di sviluppo del giacimento, per aumentare le proprietà del giacimento e, di conseguenza, il rafforzamento del materiale clastico avviene nella parte orientale (per gli strati del orizzonte AC 12) e direzioni nord-orientali (per l'orizzonte AC 11).
L'Orizzonte AC 12 è un corpo sabbioso spesso, allungato da sud-ovest a nord-est sotto forma di un'ampia fascia con uno spessore massimo effettivo nella parte centrale fino a 42 m (ben 237). In questo orizzonte si distinguono tre oggetti: strati AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.
I depositi della formazione AC 12 3 si presentano sotto forma di una catena di corpi sabbiosi a forma di lente con scissione nord-orientale. Gli spessori effettivi variano da 0,4 m a 12,8 m, con valori più elevati confinati al deposito principale.
Il deposito principale AS 12 3 è stato scoperto alle profondità di -2620 e -2755 m ed è litologicamente schermato su tutti i lati. Le dimensioni del deposito sono 34 x 7,5 km, e l'altezza è 126 m.
Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 241 è stato scoperto a una profondità di -2640-2707 m ed è confinato nel sollevamento locale di Khanty-Mansi. Il deposito è controllato da tutti i lati da zone di sostituzione del serbatoio. Le dimensioni del deposito sono 18 x 8,5 km, altezza - 76 m.
Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 234 è stato scoperto a una profondità di 2632-2672 me rappresenta una lente di arenarie sulla depressione occidentale della struttura di Priob. Le dimensioni del deposito sono 8,5 x 4 km, l'altezza è 40 m, la tipologia è vagliata litologicamente.
Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 15-C è stato scoperto a una profondità di 2664-2689 m all'interno della sporgenza strutturale Seliyarovsky. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 11,5 x 5,5 km, e l'altezza è di 28 m.
Il deposito AS 12 1-2 è il principale ed è il più grande del settore. È confinato in una monoclinale, complicata da sollevamenti locali di piccola ampiezza (regione dei pozzi 246, 400) con zone di transizione tra di loro. È delimitato su tre lati da schermi litologici e solo a sud (verso la zona est della Frolovskaya) tendono a svilupparsi i serbatoi. Tuttavia, date le notevoli distanze, il confine del giacimento è ancora condizionatamente delimitato da una linea che corre 2 km a sud del pozzo. 271 e 259. Saturo d'olio gli spessori variano in un ampio intervallo da 0,8 m (pozzo 407) a 40,6 m (pozzo 237) affluenti olio fino a 26 m 3 /giorno su raccordo da 6 mm (pozzo 235). Le dimensioni del deposito sono 45 x 25 km, altezza - 176 m.
Deposito AS 12 1-2 nella zona del pozzo. 4-KhM è stato scoperto a una profondità di 2659-2728 m ed è confinato in una lente di sabbia sul versante nord-occidentale del sollevamento locale di Khanty-Mansiysk. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 1,2 m Le dimensioni del deposito sono 7,5 x 7 km, altezza - 71 m.
Deposito AS 12 1-2 nella zona del pozzo. 330 scoperti a una profondità di 2734-2753 m Saturo d'olio gli spessori variano da 2,2 a 2,8 m Le dimensioni del deposito sono 11 x 4,5 km, altezza - 9 m Tipologia - vagliato litologicamente.
Alla profondità di 2421-2533 m sono stati scoperti i depositi della formazione AC 12 0, la principale, che è un corpo a forma di lente orientato da sud-ovest a nord-est. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,6 (pozzo 172) a 27 m (pozzo 262). Affluenti olio fino a 48 m 3 /giorno su un raccordo da 8 mm. Le dimensioni del deposito litologicamente vagliato sono 41 x 14 Km, altezza - 187 m Deposito AC 12 0 nella zona del pozzo. 331 è stato scoperto alla profondità di 2691-2713 me rappresenta una lente di rocce sabbiose. Saturo d'olio lo spessore di questo pozzo è di 10 m Dimensioni 5 x 4,2 km, altezza - 21 m Portata olio- 2,5 m 3 /giorno a Hd = 1932 m.
Il deposito di formazione AS 11 è del tipo vagliato litologicamente 2-4, sono 8 in totale, aperto da 1-2 pozzi. In termini di superficie, i depositi sono localizzati sotto forma di 2 catene di lenti nella parte orientale (quella più elevata) e ad ovest nella parte più sommersa della struttura monoclinale. Saturo d'olio gli spessori nella parte orientale aumentano di 2 o più volte rispetto ai pozzi occidentali. La gamma totale di cambiamento va da 0,4 a 11 m.
Il deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo 246 è stato scoperto ad una profondità di 2513-2555 m, le dimensioni del deposito sono 7 x 4,6 km, altezza - 43 m.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 247 è stato scoperto ad una profondità di 2469-2490 m Le dimensioni del deposito sono 5 x 4,2 km, altezza - 21 m.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 251 è stato scoperto ad una profondità di 2552-2613 m Le dimensioni del deposito sono 7 x 3,6 km, altezza - 60 m.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 232 è stato aperto ad una profondità di 2532-2673 m. Le dimensioni del deposito sono 11,5 x 5 km, altezza - 140 m.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 262 è stato aperto ad una profondità di 2491-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, altezza - 10 m.
Il deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo 271 è stato scoperto alla profondità di 2550-2667 m. Le dimensioni del deposito sono 14 x 5 km.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. Ne furono aperti 151 ad una profondità di 2464-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 5,1 x 3 km, altezza - 37 m.
Deposito della formazione AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 293 è stato scoperto ad una profondità di 2612-2652 m Le dimensioni del deposito sono 6,2 x 3,6 km, altezza - 40 m.
I depositi della formazione AS 11 1 sono confinati principalmente nella parte prossima alla cresta sotto forma di un'ampia fascia di sciopero nord-orientale, limitata su tre lati da zone argillose.
Il deposito principale AS 11 1 è il secondo più grande all'interno del giacimento Priobskoye, scoperto a una profondità di 2421-2533 m Su tre lati il deposito è limitato da zone argillose, e a sud il confine è tracciato condizionatamente, lungo la linea che corre 2 km a sud dei pozzi 271 e 259. Debiti olio variano da 2,46 m 3 /giorno a livello dinamico di 1195 m (pozzo 243) a 118 m 3 /giorno attraverso un raccordo da 8 mm (pozzo 246). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 m (pozzo 172) a 41,6 (pozzo 246). Le dimensioni del deposito sono 48 x 15 km, altezza fino a 112 m, tipologia - vagliato litologicamente.
Depositi della formazione AS 11 0. La formazione AS 11 0 presenta una piccolissima zona di sviluppo di serbatoi in forma di corpi lenticolari, confinati nelle aree sommerse della parte prossima alla cresta.
Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 408 è stato aperto ad una profondità di 2432-2501 m, le dimensioni del deposito sono 10,8 x 5,5 km, altezza - 59 m, tipo litologicamente schermato. Addebito olio da bene 252 era 14,2 m3/giorno a Нд =1410 m.
Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 172 è stato penetrato da un pozzo ad una profondità di 2442-2446 me ha dimensioni di 4,7 x 4,1 km, altezza - 3 m. olio ammontavano a 4,8 m 3 /giorno a Hd = 1150 m.
Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 461 misura 16 x 6 km. Saturo d'olio lo spessore varia da 1,6 a 4,8 M. Tipologia di deposito - Litologicamente schermato. Addebito olio da bene 461 era 15,5 m 3 /giorno, Nd = 1145 m.
Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 425 è stato penetrato da un pozzo. Saturo d'olio potenza - 3,6 m Portata olio ammontava a 6,1 m 3 /giorno a Нд =1260 m.
L'orizzonte AS 10 è stato scoperto nella zona centrale del campo Priobskoye, dove è confinato nelle aree più sommerse della parte vicina alla cresta, nonché nell'ala sud-occidentale della struttura. La divisione dell'orizzonte negli strati AS 10 1, AS 10 2-3 (nella parte centrale e orientale) e AS 10 2-3 (nella parte occidentale) è in una certa misura arbitraria ed è determinata dalle condizioni di occorrenza e formazione di tali depositi, tenendo conto della composizione litologica delle rocce e delle caratteristiche chimico-fisiche oli.
Il deposito principale AS 10 2-3 è stato scoperto a una profondità di 2427-2721 m ed è situato nella parte meridionale del giacimento. Debiti olio sono compresi tra 1,5 m 3 /giorno con un raccordo da 8 mm (pozzo 181) e 10 m 3 /giorno con Nd = 1633 m (pozzo 421). Saturo d'olio gli spessori vanno da 0,8 m (pozzo 180) a 15,6 m (pozzo 181). Le dimensioni del deposito sono 31 x 11 km, l'altezza arriva fino a 292 m, il deposito è schermato litologicamente.
Deposita AC 10 2-3 nella zona del pozzo. 243 scoperti a una profondità di 2393-2433 m Tasso di produzione olioè 8,4 m 3 /giorno a Нд =1248 m (ben 237). Saturo d'olio spessore - 4,2 - 5 m Dimensioni 8 x 3,5 km, altezza fino a 40 m Tipo di deposito - schermato litologicamente.
Deposita AC 10 2-3 nella zona del pozzo. 295 è stato aperto a una profondità di 2500-2566 me è controllato da zone di formazione di argilla. Saturo d'olio gli spessori variano da 1,6 a 8,4 M. Nel pozzo. 295, 3,75 m 3 /giorno è stato ottenuto a Hd = 1100 m Le dimensioni del deposito sono 9,7 x 4 km, altezza - 59 m.
Il deposito principale AS 10 1 è stato scoperto a una profondità di 2374-2492 m, le zone di sostituzione del serbatoio controllano il deposito su tre lati e a sud il suo confine è tracciato condizionatamente a una distanza di 2 km dal pozzo. 259 e 271. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 (pozzo 237) a 11,8 m (pozzo 265). Debiti olio: da 2,9 m 3 /giorno a Нд =1064 m (pozzo 236) a 6,4 m 3 /giorno con raccordo da 2 mm. Le dimensioni del deposito sono 38 x 13 km, altezza fino a 120 m, tipologia del deposito - vagliato litologicamente.
Depositare AC 10 1 nella zona del pozzo. 420 è stato scoperto a una profondità di 2480-2496 m, le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, altezza - 16 m.
Depositare AC 10 1 nella zona del pozzo. 330 è stato scoperto a una profondità di 2499-2528 m Le dimensioni del deposito sono 6 x 4 km, altezza - 29 m.
Depositare AC 10 1 nella zona del pozzo. 255 è stato scoperto a una profondità di 2468-2469 m, le dimensioni del deposito sono 4 x 3,2 km.
La sezione della formazione AS 10 è completata dalla formazione produttiva AS 10 0. All'interno dei quali sono stati individuati tre depositi, disposti sotto forma di catena di sciopero submeridiano.
Deposito AC 10,0 nella zona del pozzo. 242 è stato scoperto a una profondità di 2356-2427 m ed è litologicamente selezionato. Debiti olio sono 4,9 - 9 m 3 /giorno a Hd-1261-1312 m. Saturo d'olio gli spessori sono 2,8 - 4 m, le dimensioni del deposito sono 15 x 4,5 km, altezza fino a 58 m.
Deposito AC 10,0 nella zona del pozzo. 239 scoperti a una profondità di 2370-2433 m Tassi di produzione olio sono 2,2 - 6,5 m 3 /giorno a Hd-1244-1275 m. Saturo d'olio gli spessori sono 1,6 -2,4 m Le dimensioni del deposito sono 9 x 5 km, altezza fino a 63 m.
Deposito AC 10,0 nella zona del pozzo. 180 è stato scoperto a una profondità di 2388-2391 m ed è litologicamente selezionato. Saturo d'olio spessore - 2,6 m. Afflusso olio ammontavano a 25,9 m 3 /giorno a Hd-1070 m.
La copertura sopra l'orizzonte AC 10 è rappresentata da un insieme di rocce argillose, variabili da 10 a 60 m da est a ovest.
Le rocce sabbiose-siltitiche della formazione AC 9 hanno una distribuzione limitata e si presentano sotto forma di finestre di facies, gravitanti principalmente nelle sezioni nord-orientali ed orientali della struttura, nonché nel tuffo sud-occidentale.
Serbatoio AC 9 nella zona del pozzo. 290 è stato scoperto a una profondità di 2473-2548 me è confinato nella parte occidentale del campo. Saturo d'olio gli spessori vanno da 3,2 a 7,2 M. Portate olio sono 1,2 - 4,75 m 3 /giorno a Hd - 1382-1184 m La dimensione del deposito è 16,1 x 6 km, altezza - fino a 88 m.
Nella parte orientale del campo sono stati identificati due piccoli depositi (6 x 3 km). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 6,8 m Affluenti olio 6 e 5,6 m 3 /giorno a Hd = 1300-1258 m I depositi sono setacciati litologicamente.
I depositi produttivi neocomiani sono completati dalla formazione AC 7, che presenta uno schema di collocazione molto mosaico portante di petrolio e campi acquiferi.
Il deposito orientale della formazione AS 7, il più grande per estensione, è stato scoperto a una profondità di 2291-2382 m, è delimitato su tre lati da zone di sostituzione dei serbatoi, mentre a sud il suo confine è condizionato e tracciato lungo la linea 2 km dai pozzi 271 e 259. Il giacimento è orientato da sud-ovest a nord-est. Affluenti olio: 4,9 - 6,7 m 3 /giorno a Hd = 1359-875 m. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,8 a 7,8 m Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 46 x 8,5 km, altezza fino a 91 m.
Deposito AC 7 in zona pozzo. 290 è stato aperto ad una profondità di 2302-2328 m. Cuscinetto di petrolio gli spessori sono 1,6 - 3 M. Nel pozzo. 290 hanno ricevuto 5,3 m 3 /giorno olio a P = 15 MPa. La dimensione del deposito è di 10 x 3,6 km, altezza - 24 m.
Deposito AC 7 in zona pozzo. 331 è stato scoperto ad una profondità di 2316-2345 m ed è un corpo arcuato a forma di lente. Saturo d'olio gli spessori variano da 3 a 6 M. Nel pozzo. 331 afflussi ricevuti olio 1,5 m 3 /giorno a Hd = 1511 m Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 17 x 6,5 km, altezza - 27 m.
Deposito AC 7 in zona pozzo. 243 è stato scoperto ad una profondità di 2254-2304 m. Saturo d'olio spessore 2,2-3,6 m Dimensioni 11,5 x 2,8 km, altezza - 51 m. Nel pozzo 243 ricevuti olio 1,84 m 3 /giorno a Nd-1362 m.
Deposito AC 7 in zona pozzo. 259 è stato scoperto ad una profondità di 2300 m e rappresenta una lente di arenarie. Saturo d'olio spessore 5,0 mt Dimensioni 4 x 3 km.
Campo Priobskoye
|
Nome indicatori |
Categoria |
AS123 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AS 111 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 101 |
AC 100 |
AC 9 |
AC 7 |
|
Recuperabile iniziale riserve, migliaia di tonnellate |
Sole 1 C2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Accumulato produzione,migliaia di tonnellate |
1006 |
|||||||||||
|
Annuale produzione,migliaia di tonnellate |
||||||||||||
|
Bene, scorta estrazione iniezione |
||||||||||||
|
schema perforazione |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
3 file |
|||
|
Dimensione della maglia |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Densità pozzi |
Brevi caratteristiche geologiche e di campo delle formazioni
Campo Priobskoye
|
Opzioni |
Indice |
formazione |
|||||||||||||
|
Serbatoio produttivo |
AS123 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AS 111 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 101 |
AC 100 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Profondità del tetto della formazione, m |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Quota assoluta del tetto della formazione, m |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Altitudine assoluta di OWC, m |
|||||||||||||||
|
Spessore totale della formazione, m |
18.8 |
||||||||||||||
|
Spessore effettivo, m |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
Saturo d'olio spessore, mt |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Coefficiente del contenuto di sabbia, frazione, unità. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Caratteristiche petrofisiche dei giacimenti
|
Opzioni |
Indice |
formazione |
|||||||||||||
|
Serbatoio produttivo |
AS123 |
AS 12 1-2 |
AS 12 0 |
AS 11 2-4 |
AS 111 |
AS 11 0 |
AS 10 2-3 |
AC 101 |
AC 100 |
AC 9 |
AC 7 |
||||
|
Contenuto di carbonato,% |
media min-max |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
Con granulometria 0,5-0,25 mm |
media min-max |
1.75 |
|||||||||||||
|
con granulometria 0,25-0,1 mm |
media min-max |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
con granulometria 0,1-0,01 mm |
media min-max |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
con granulometria 0,01 mm |
media min-max |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
coefficiente di ordinamento, |
media min-max |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Granulometria media, mm |
media min-max |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Contenuto di argilla,% |
|||||||||||||||
|
Tipo di cemento |
argilloso, carbonato-argilloso, film poroso. |
||||||||||||||
|
Coeff. Porosità aperta. secondo il nucleo, frazioni di uno |
Media min-mak |
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. permeabilità per nucleo, 10 -3 µm 2 |
media min-max |
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 |
||||||||
|
Capacità di ritenzione idrica,% |
media min-max |
||||||||||||||
|
Coeff. Porosità aperta secondo GIS, unità. |
|||||||||||||||
|
Coeff. Permeabilità secondo GIS, 10 -3 µm 2 |
|||||||||||||||
|
Coeff. Saturazione dell'olio secondo GIS, quota di unità |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Pressione iniziale del serbatoio, mPa |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Temperatura del serbatoio, C |
|||||||||||||||
|
Addebito olio secondo i risultati del test di ricognizione. BENE m3/giorno |
Media min-mak |
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 |
|||
|
Produttività, m3/giorno. MPa |
media min-max |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Conducibilità idraulica, 10 -11 m -3 /Pa*sec. |
media min-max |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Caratteristiche fisico-chimiche olio E gas
|
Opzioni |
Indice |
formazione |
|
|
Serbatoio produttivo |
AS123 |
AS 11 2-4 |
AC 101 |
|
Densità olio in superficiale Condizioni, kg/m3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Densità olio in condizioni di serbatoio |
|||
|
Viscosità alle condizioni superficiali, mPa.sec |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Viscosità in condizioni di giacimento |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Resine al gel di silice |
7.35 |
7.31 |
|
|
Asfaltene |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Zolfo |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Paraffina |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Punto di scorrimento olio, C0 |
|||
|
Temperatura saturazione olio paraffina, C0 |
|||
|
Resa delle frazioni,% |
|||
|
fino a 100 C 0 |
|||
|
fino a 150 C 0 |
66.8 |
||
|
fino a 200 C 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
fino a 250 C 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
fino a 300 C 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Composizione dei componenti olio(molare Concentrazione,%) |
|||
|
Carbonico gas |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Azoto |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Metano |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
Etano |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Propano |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
Isobutano |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
Butano normale |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
Isopentano |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
Pentano normale |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
C6+superiore |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Massa molecolare, kg/mol |
161.3 |
||
|
Pressione di saturazione, mPa |
6.01 |
||
|
Coefficiente di volume |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Gas fattore di separazione condizionale m 3 /t |
|||
|
Densità gas,kg/m3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Tipo gas |
|||
|
Composizione dei componenti gasolio (concentrazione molare,%) |
|||
|
Azoto |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Carbonico gas |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Metano |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
Etano |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Propano |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
Isobutano |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
Butano normale |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
Isopentano |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Pentano |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
C6+superiore |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Composizione e proprietà delle acque di formazione
|
Complesso acquifero |
|||
|
Serbatoio produttivo |
AS 12 0 |
AS 11 0 |
AC 101 |
|
Densità dell'acqua in condizioni superficiali, t/m3 |
|||
|
Mineralizzazione, g/l |
|||
|
Tipo di acqua |
cloro-ka- |
facciale |
|
|
Cloro |
9217 |
||
|
Sodio+Potassio |
5667 |
||
|
Kaliya |
|||
|
Magnesio |
|||
|
Idrocarbonato |
11.38 |
||
|
Iodio |
47.67 |
||
|
Bromo |
|||
|
Bor |
|||
|
Amonia |
40.0 |
||
