Afișați câmpul South Priobskoye pe hartă. Geologia zăcământului Priobskoe (Priobka). Principalele caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

Câmpul petrolier Priobskoye

§ 1. Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- cel mai mare câmp din Siberia de Vest este situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk la o distanță de 65 km de Khanty-Mansiysk și 200 km de Nefteyugansk. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului 863-868 kg/m3 (tip ulei mediu, deoarece se încadrează în intervalul 851-885 kg/m3), conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3% (aparține sulfului). ulei de clasa, clasa 2 furnizat rafinăriilor în conformitate cu GOST 9965-76). Conform datelor de la sfârșitul anului 2005, există 954 de minerit și 376 puţuri de injecţie. Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone. Compoziția oligoelementelor a petrolului este o caracteristică importantă a acestui tip de materie primă și poartă diverse informații geochimice despre vârsta petrolului, condițiile de formare, originea și rutele de migrare și este utilizată pe scară largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiei de căutare pe teren. , și separarea produselor din sondele operate în comun.

Tabelul 1. Intervalul și conținutul mediu de microelemente în uleiul de Priobsk (mg/kg)

Debitul inițial al existente puțuri de petrol variază de la 35 t/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de sonde este o locație în care capurile de sondă sunt situate aproape una de alta pe același amplasament tehnologic, iar fundurile puțurilor sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate folosind metoda clusterului. Acest lucru se explică prin faptul că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de foraj și apoi de producție de puțuri, drumuri, linii electrice și conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervațiile naturale, în tundră, unde stratul de suprafață perturbat al pământului este restabilit după câteva decenii, în zonele mlăștinoase, ceea ce complică și mărește foarte mult costul. a lucrărilor de construcţie şi instalare a facilităţilor de foraj şi operare. Forarea în cluster este necesară și atunci când este necesară descoperirea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la țărm și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri în Tyumen, Tomsk și alte regiuni ale Siberiei de Vest, ceea ce a făcut posibilă realizarea cu succes a construcției de zăcăminte de petrol și gaze pe insulele de ramble într-o regiune îndepărtată, mlaștină și populată. puţuri de gaze.

Locația puțurilor într-un cluster depinde de condițiile terenului și de mijloacele prevăzute de conectare a clusterului la bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe rutele de transport. Pe plăcuțele locale, puțurile sunt de obicei plasate în formă de evantai în toate direcțiile, ceea ce vă permite să aveți numărul maxim de puțuri pe un tampon.

Echipamentele de foraj și auxiliare sunt montate astfel încât atunci când instalația se deplasează de la o sondă la alta, pompele de foraj, gropile de recepție și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de foraj să rămână staționare până la finalizarea lucrărilor de foraj. construcția tuturor (sau a unei părți) a puțurilor de pe această platformă.

Numărul de puțuri dintr-un grup poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe puțuri în cluster, cu atât este mai mare abaterea fețelor de la capete de sondă, lungimea trunchiurilor crește, lungimea trunchiurilor crește, ceea ce duce la creșterea costului forajului puțurilor. În plus, există pericolul de întâlnire a trunchiurilor. Prin urmare, este necesar să se calculeze numărul necesar de puțuri într-un cluster.

Metoda de pompare în adâncime a producției de petrol este o metodă în care lichidul este ridicat de la puț la suprafață folosind tije și unități de pompare fără tije. tipuri variate.
La câmpul Priobskoye se folosesc pompe centrifuge electrice - o pompă de puț adânc fără tije, constând dintr-o pompă centrifugă cu mai multe trepte (50-600 de trepte), situată vertical pe un arbore comun, un motor electric (un motor electric asincron umplut cu dielectric ulei) și un protector care servește la protejarea motorului electric de pătrunderea lichidului în el. Motorul este alimentat printr-un cablu blindat, coborât împreună cu țevile de pompare. Viteza de rotație a arborelui motorului electric este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată la suprafață de o stație de control. Productivitatea unei pompe centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi cu o eficiență de 30-50%.

Instalația pompei centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice de fund (ESP) are doar o stație de control pe suprafața puțului cu transformator de putereși se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare coborât în puț împreună cu tubulatura. Instalațiile de electropompe centrifuge operează puțuri de mare productivitate cu înaltă presiunea rezervorului.

Depozitul este îndepărtat, inaccesibil, 80% din teritoriu este situat în lunca râului Ob și este inundat în perioada de inundație. Depozitul se distinge printr-o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri de nisip în zonă și secțiune, straturile sunt slab conectate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în zonă, cât și în secțiune. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AC12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute. Caracteristicile geologice şi fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influenţă activă asupra straturilor sale productive şi fără utilizarea metodelor de intensificare a producţiei. Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții malului stâng.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diferitelor metode de impact sunt:

1) adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este elastic, închis,

3) grosimea straturilor AS 10, AS 11 și, respectiv, AS 12, până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

4) presiunea inițială a rezervorului - 23,5-25 MPa,

5) temperatura rezervorului - 88-90°C,

6) permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii în funcție de rezultate

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

8) vâscozitatea uleiului din rezervor - 1,4-1,6 mPa*s,

9) presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

10) ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele enumerate mai sus: metode termice și inundare cu polimeri. (ca metodă de deplasare a uleiului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru depozitele cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundarea polimerului este utilizată de preferință în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 microni pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 ° C (pentru La temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri scumpi cu compoziții speciale).

Noile tehnologii și politicile inteligente ale lui Yuganskneftegaz au îmbunătățit starea câmpului petrolier Priobskoye, ale cărui rezerve geologice sunt la nivelul de 5 miliarde de tone de petrol.

Câmpul petrolier Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia. Acest câmp inaccesibil și îndepărtat este situat la 70 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. Este inclusă în provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. Aproximativ 80% din Priobsky NM este situat direct în câmpia inundabilă a râului Ob și este împărțit de apă în două părți. O caracteristică specială a Priobskoye este inundațiile în perioadele de inundații.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

O trăsătură distinctivă a Priobskoe este structura sa geologică complicată, caracterizată prin mai multe straturi și un grad scăzut de productivitate. Rezervoarele principalelor formațiuni productive se caracterizează prin permeabilitate scăzută, conținut scăzut de nisip, niveluri ridicate de conținut de argilă și disecție ridicată. Acești factori necesită utilizarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în procesul de dezvoltare.

Depozitele nu sunt situate la o adâncime mai mare de 2,6 km. Indicatorii de densitate a uleiului sunt 0,86–0,87 tone pe m³. Cantitatea de parafine este moderată și nu depășește 2,6%, cantitatea de sulf este de aproximativ 1,35%.

Câmpul este clasificat drept sulfuros și are clasa II de petrol în conformitate cu GOST pentru rafinării.

Depozitele sunt clasificate ca cernute litologic si au elasticitatea si inchiderea regimului natural. Grosimea straturilor variază de la 0,02 la 0,04 km. Presiunea rezervorului are valori inițiale de 23,5-25 MPa. Regimul de temperatură al formațiunilor rămâne în intervalul 88–90°C. Tipul de ulei de rezervor are parametri stabili de vâscozitate și are un coeficient dinamic de 1,6 MPa s, precum și efectul saturației cu ulei la o presiune de 11 MPa.

Caracterizat prin prezența ceară și rășinitatea scăzută a seriei naftenice. Volumul zilnic inițial al puțurilor de petrol în funcțiune variază de la 35 la 180 de tone. Tipul de sonde se bazează pe un aranjament cluster, iar factorul maxim de recuperare este de 0,35 unități. Câmpul petrolier Priobskoye produce țiței cu o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare, ceea ce implică necesitatea stabilizării sau izolării APG.

Începutul dezvoltării și valoarea rezervelor

Zăcământul de petrol Priobskoe a fost descoperit în 1982. În 1988, a început dezvoltarea părții malului stâng a câmpului, iar unsprezece ani mai târziu au început dezvoltarea malului drept.

Numărul rezervelor geologice este de 5 miliarde de tone, iar cantitatea dovedită și recuperabilă este estimată la aproape 2,5 miliarde de tone.

Particularități ale producției pe teren

Durata dezvoltării în conformitate cu termenii Acordului de partajare a producției a fost presupusă a fi de cel mult 58 de ani. Nivelul maxim al producției de petrol este de aproape 20 de milioane de tone după 16 ani de la momentul dezvoltării.

Finanțarea în etapa inițială a fost planificată la 1,3 miliarde de dolari. Elementul de cheltuieli de capital a reprezentat 28 de miliarde de dolari, iar costul lucrărilor operaționale s-a ridicat la 27,28 miliarde de dolari. Era planificat să implice orașul leton Ventspils, Odesa și Novorossiysk.

Conform datelor din 2005, câmpul are 954 puțuri de producție și 376 puțuri de injecție.

Companii care dezvoltă domeniul

În 1991, companiile Yuganskneftegaz și Amoso au început să discute despre perspectivele dezvoltării comune în nordul malul NM Priobskoye.

În 1993, compania Amoso a câștigat competiția și a primit drept exclusiv pentru dezvoltarea zăcământului petrolier Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz. Un an mai târziu, companiile au pregătit și au înaintat guvernului un acord de proiect privind distribuția produselor, precum și un studiu de mediu și de fezabilitate al proiectului dezvoltat.

În 1995, guvernul a revizuit un studiu suplimentar de fezabilitate, care a reflectat noi date despre câmpul Priobskoye. Prin ordinul prim-ministrului, s-a format o delegație guvernamentală, cuprinzând reprezentanți ai Okrugului autonom Khanty-Mansi, precum și unele ministere și departamente, în vederea negocierii unui acord de partajare a producției în contextul dezvoltării segmentului de nord al câmpul Priobskoye.

La mijlocul anului 1996, o declarație a fost audiată la Moscova de către o comisie mixtă ruso-americană cu privire la prioritatea inovațiilor de proiectare în industria energetică, inclusiv pe teritoriul minei de petrol și gaze Priobskoye.

În 1998, Yuganskneftegaz a colaborat în dezvoltarea câmpului petrolier Priobskoye, companie americană Amoso a fost absorbit de compania britanică British Petroleum, iar compania BP/Amoso a primit o declarație oficială pentru a înceta participarea la proiectul de dezvoltare a zăcământului Priobskoye.

Apoi, o filială a companiei de stat Rosneft, care a primit controlul asupra activului central al Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC, a fost implicată în exploatarea câmpului.

În 2006, specialiștii de la NM Priobskoye și compania Newco Well Service au efectuat cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Federația Rusă, în care au reușit să pompeze 864 de tone de agent de susținere. Operațiunea a durat șapte ore; transmisia în direct putea fi urmărită prin intermediul biroului de internet Yuganskneftegaz.

Acum LLC RN-Yuganskneftegaz lucrează în mod constant la dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye, iar dezvoltarea segmentului sudic al câmpului este realizată de Gazpromneft-Khantos LLC, care aparține companiei Gazpromneft. Segmentul sudic al câmpului petrolier Priobskoye are zone licențiate mici. Din 2008, dezvoltarea segmentelor Sredne-Shapshinsky și Verkhne-Shapshinsky a fost realizată de NAC AKI OTYR, care aparține OJSC RussNeft.

Perspective pentru Priobskoye NM

În urmă cu un an, compania Gazpromneft-Khantos a devenit proprietara unei licențe pentru a efectua cercetări geologice a parametrilor legați de orizonturile adânci saturate de petrol. Partea de sud a zăcământului de petrol Priobskoye, inclusiv formațiunile Bazhenov și Achimov, face obiectul cercetării.

Anul trecut a fost marcat de analiza datelor geografice de pe teritoriul complexului Bazheno-Abalak al câmpului petrolier Priobsky de Sud. Un set de analize specializate de bază și evaluare a acestei clase de rezerve implică procedura de forare a patru sonde de explorare și evaluare cu o direcție înclinată.

Sondele orizontale vor fi forate în 2016. Pentru estimarea volumului rezervelor recuperabile este planificată fracturarea hidraulică în mai multe etape.

Impactul zăcământului asupra ecologiei zonei

Principalii factori care influențează situația mediului în zona câmpului sunt prezența emisiilor în atmosferă straturi. Aceste emisii includ gaze petroliere, produse de ardere a petrolului și componente ale evaporării din fracțiunile de hidrocarburi ușoare. În plus, se observă deversări de produse petroliere și componente pe sol.

Caracteristica teritorială unică a zăcământului se datorează amplasării acestuia pe peisajele fluviale de luncă inundabilă și în zona de protecție a apei. Efectuarea cerințelor specifice de dezvoltare se bazează pe valoare ridicată. În această situație se au în vedere terenuri de luncă, cu dinamism ridicat caracteristic și regim hidrologic complex. Acest teritoriu a fost ales pentru cuibărit pasari calatoare specii semi-acvatice, multe sunt incluse în Cartea Roșie. Zăcământul este situat pe teritoriul rutelor de migrație și al zonelor de iernare pentru mulți reprezentanți rari ai ihtiofaunei.

Chiar și în urmă cu 20 de ani, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea NM și GPS din subordinea Ministerului Combustibilului și Energiei al Rusiei, precum și Ministerul Protecției mediu inconjuratorȘi resurse naturale Rusia a aprobat schema exactă pentru dezvoltarea câmpului petrolier Priobskoye și partea de mediu a tuturor documentației preliminare de proiectare.

Depozitul Priobskoye este tăiat în două părți de râul Ob. Este mlastina si in timpul unei inundatii, cea mai mare parte este inundata. Tocmai aceste condiții au contribuit la formarea zonelor de reproducere a peștilor pe teritoriul NM. Ministerul Combustibilului și Energiei din Rusia a prezentat în Duma de Stat materiale pe baza cărora s-a făcut o concluzie despre complicațiile dezvoltării câmpului petrolier Priobskoye din cauza factorilor naturali existenți. Astfel de documente confirmă nevoia de suplimentare resurse financiare pentru a utiliza doar tehnologiile de ultimă oră și ecologice pe teritoriul domeniului, care să permită implementarea foarte eficientă a măsurilor de protecție a mediului.

		©site-ul
O tara	Rusia
Regiune	Regiunea autonomă Khanty-Mansiysk
Locație	65 km de orașul Khanty-Mansiysk și 200 km de orașul Nefteyugansk, câmpia inundabilă a râului Ob
Provincie de petrol și gaze	provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest
Coordonatele	61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. d.
Resursă minerală	Ulei
Caracteristicile materiilor prime	Densitate 863 - 868 kg/m 3 ; Conținut de sulf 1,2 - 1,3%; Vâscozitate 1,4 - 1,6 mPa s; Conținut de parafină 2,4 - 2,5%
Rang	Unic
stare	Dezvoltare
Deschidere	1982
Punere in functiune	1988
Firma utilizator de subsol	Partea de nord - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Partea de sud - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Zonele de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Rezervații geologice	5 miliarde de tone de petrol

Câmpul petrolier Priobskoye– un câmp petrolier uriaș rusesc situat pe teritoriul Okrugului autonom Khanty-Mansiysk. Este considerat cel mai mare câmp din Rusia în ceea ce privește rezervele actuale și nivelul producției de petrol.

Informații generale

Câmpul Priobskoye aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Este situat la granița regiunilor de petrol și gaze Salym și Lyaminsky, la 65 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 km de orașul Nefteyugansk și se limitează la structura locală a regiunii de petrol și gaze Middle Ob din acelasi nume.

Aproximativ 80% din suprafața câmpului este situată în lunca râului Ob, care, traversând amplasamentul, îl împarte în 2 părți: malul stâng și cel drept. Oficial, secțiunile din stânga și din dreapta Ob se numesc Yuzhno- și Câmpul Severo-Priobskoye respectiv. În perioadele de inundație, zona inundabilă este inundată în mod regulat, ceea ce, împreună cu structura geologică complexă, ne permite să caracterizăm zăcământul ca fiind dificil de accesat.

Rezerve

Rezervele geologice ale câmpului sunt estimate la 5 miliarde de tone de petrol. Depozitele de hidrocarburi au fost descoperite la o adancime de 2,3-2,6 km, grosimea straturilor ajungand de la 2 la 40 de metri.

Uleiul din câmpul Priobskoye este slab rășinos, cu un conținut de parafină de 2,4-2,5%. Se caracterizează printr-o densitate medie (863-868 kg/m³), dar un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3%), ceea ce necesită o purificare suplimentară. Vâscozitatea uleiului este de aproximativ 1,4-1,6 mPa*s.

Deschidere

Zăcământul Priobskoye a fost descoperit în 1982 de puțul nr. 151 al Glavtyumengeologiya.
Producția operațională de petrol a început în 1988 pe malul stâng din sonda nr. 181-R folosind metoda curgerii. Malul drept a început să fie dezvoltat mai târziu – în 1999.

Dezvoltare

ÎN în prezent Dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YULT) de Gazpromneft-Khantos LLC (o subsidiară a Gazprom Neft PJSC).

În plus, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de OJSC NAC AKI OTYR, deținută de PJSC NK RussNeft.

Metode de dezvoltare

Datorită condițiilor specifice de apariție a hidrocarburilor și a locației geografice a zăcămintelor, producția la Priobskoye câmp petrolier produs prin fracturare hidraulică, care reduce semnificativ costurile de exploatare și investițiile de capital.

În noiembrie 2016, cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Rusia a fost efectuată pe câmp - 864 de tone de agent de susținere au fost pompate în rezervor. Operațiunea a fost realizată în comun cu specialiștii de la Newco Well Service.

Nivelul actual de producție

Câmpul Priobskoye este considerat pe drept cel mai mare zăcământ de petrol din Rusia în ceea ce privește rezervele și volumele de producție. Până în prezent, acolo au fost forate aproximativ 1.000 de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție.

În 2016, câmpul a furnizat 5% din toată producția de petrol din Rusia, iar în primele cinci luni ale anului 2017, din acesta au fost produse peste 10 milioane de tone de petrol.

Câmpul Priobskoye a apărut pe harta regiunii autonome Khanty-Mansi în 1985, când partea sa din stânga a fost descoperită cu puțul numărul 181. Geologii au primit un jet de petrol cu un volum de 58 de metri cubi pe zi. Patru ani mai târziu, a început forajul pe malul stâng, iar 10 ani mai târziu a început exploatarea comercială a primei sonde de pe malul drept al râului.

Caracteristicile câmpului Priobskoye

Câmpul Priobskoye se află aproape de granițele regiunilor purtătoare de petrol și gaze Salymsky și Lyaminsky.

Caracteristicile petrolului din zăcământul Priobskoye fac posibilă clasificarea acestuia drept cu conținut scăzut de rășină (parafine la nivelul de 2,4-2,5 la sută), dar în același timp cu un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3 la sută), ceea ce necesită purificare suplimentară și reduce rentabilitatea. Vâscozitatea uleiului de rezervor este la nivelul de 1,4-1,6 mPa*s, iar grosimea straturilor ajunge de la 2 la 40 de metri.

Câmpul Priobskoye, ale cărui caracteristici sunt unice, are rezerve justificate geologic de cinci miliarde de tone. Dintre acestea, 2,4 miliarde sunt clasificate drept dovedite și recuperabile. Începând cu 2013, estimarea rezervelor recuperabile la câmpul Priobskoye a fost de peste 820 de milioane de tone.

Până în 2005, producția zilnică a atins cifre ridicate - 60,2 mii tone pe zi. În 2007, au fost produse peste 40 de milioane de tone.

Până în prezent, în câmp au fost forate aproximativ o mie de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție. Depozitele de rezervor ale câmpului petrolier Priobskoye sunt situate la o adâncime de 2,3,2,6 kilometri.

În 2007, producția anuală de hidrocarburi lichide la zăcământul Priobskoye a ajuns la 33,6 milioane de tone (sau mai mult de 7% din toată producția din Rusia).

Câmpul petrolier Priobskoye: caracteristici de dezvoltare

Particularitatea forajului este că tufișurile câmpului Priobskoye sunt situate de ambele maluri ale râului Ob și majoritatea dintre ele sunt situate în lunca inundabilă a râului. Pe această bază, zăcământul Priobskoye este împărțit în Priobskoye de Sud și de Nord. Primăvara și toamna, zona câmpului este inundată în mod regulat cu ape de inundații.

Acest aranjament este motivul pentru care piesele sale au proprietari diferiți.

Pe malul de nord al râului, dezvoltarea este realizată de Yuganskneftegaz (o structură care a trecut la Rosneft după YUKOS), iar pe malul sudic sunt zone care sunt dezvoltate de compania Khantos, o structură a Gazprom Neft (în plus lui Priobsky, este implicat și în proiectul Palyanovsky). În partea de sud a câmpului Priobskoye, filiala lui Russneft, compania Aki Otyr, i-au fost alocate mici suprafețe de licență pentru zonele Verkhne- și Sredne-Shapshinsky.

Acești factori, împreună cu structura geologică complexă (straturi multiple și productivitate scăzută), fac posibilă caracterizarea câmpului Priobskoye ca fiind dificil de accesat.

Dar tehnologii moderne Fracturarea hidraulică, prin pomparea unor cantități mari de amestec de apă în subteran, depășește această dificultate. Prin urmare, toate plăcuțele nou forate ale câmpului Priobskoye încep să fie exploatate numai cu fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de operare și investițiile de capital.

În acest caz, trei straturi de ulei se fracturează simultan. În plus, partea principală a puțurilor este așezată folosind metoda grupării progresive, atunci când puțurile laterale sunt direcționate în unghiuri diferite. În secțiune transversală, seamănă cu un tufiș cu ramurile îndreptate în jos. Această metodă economisește amenajarea locurilor de foraj de suprafață.

Tehnica de foraj în cluster a devenit larg răspândită deoarece permite conservarea stratului fertil de sol și are doar un impact minor asupra mediului.

Câmpul Priobskoye pe hartă

Câmpul Priobskoye de pe harta districtului autonom Khanty-Mansi este determinat folosind următoarele coordonate:

61°20′00″ latitudine nordică,
70°18′50″ E.

Câmpul petrolier Priobskoye este situat la doar 65 km de capitala Okrugului Autonom - Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. În zona de dezvoltare a câmpului există zone cu așezări ale națiunilor mici indigene:

Khanty (aproximativ jumătate din populație),
Nenets,
Muncie,
Selkup-uri.

În zonă s-au format mai multe rezervații naturale, inclusiv Elizarovsky (semnificație republicană), Vaspukholsky și pădurea de cedri Shapshinsky. Din 2008, în districtul autonom Khanty-Mansi - Yugra (denumirea istorică a zonei cu centrul său în Samarovo), a fost înființat un monument natural „Lugovskie Mamuts” cu o suprafață de 161,2 hectare, pe locul căruia au fost fosile. rămășițele de mamuți și unelte de vânătoare datând de la 10 la 15 mii de ani au fost găsite în mod repetat.

Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia.

Situat în Khanty-Mansiysk Okrug autonom, lângă Khanty-Mansiysk. Deschis în 1982. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999.

Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone.

Câmpul aparține provinciei de petrol și gaze din Siberia de Vest. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului este de 863-868 kg/m³, conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3%.

La sfârşitul anului 2005, există 954 de puţuri de producţie şi 376 de puţuri de injecţie în câmp, dintre care 178 de puţuri au fost forate în ultimul an.

Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone.

În prezent, dezvoltarea părții de nord a câmpului (SLT) este realizată de RN-Yuganskneftegaz LLC, deținută de Rosneft, iar partea de sud (YLT) de Gazpromneft-Khantos LLC, deținută de Gazprom Neft. De asemenea, în sudul câmpului există zone de licență Verkhne-Shapshinsky și Sredne-Shapshinsky relativ mici, care au fost dezvoltate din 2008 de către NAC AKI OTYR, deținută de RussNeft OJSC.

La începutul lunii noiembrie 2006, la câmpul petrolier Priobskoye, operat de RN-Yuganskneftegaz LLC (o subsidiară a companiei de stat Rosneft, care a primit controlul asupra activului principal al YUKOS - Yuganskneftegaz), cu participarea specialiștilor din Newco Well Companie de service, cea mai mare din Rusia, fracturarea hidraulică a rezervoarelor de petrol. 864 de tone de agent de susținere au fost injectate în formațiune. Operațiunea a durat șapte ore și a fost transmisă în direct prin internet către biroul Yuganskneftegaz.