Harta e fushës Ob me shkurre në bregun e majtë. Abstrakt: Fusha e naftës Priobskoye

Tani RN-Yuganskneftegaz LLC po punon në mënyrë të qëndrueshme në zhvillimin e pjesës veriore të fushës së naftës Priobskoye, dhe zhvillimi i segmentit jugor të fushës po kryhet nga Gazpromneft-Khantos LLC, e cila i përket kompanisë Gazpromneft. Segmenti jugor i fushës së naftës Priobskoye ka zona të parëndësishme licence. Që nga viti 2008, zhvillimi i segmenteve Sredne-Shapshinsky dhe Verkhne-Shapshinsky është kryer nga NJSC AKI OTYR, e cila i përket OJSC Russneft.

Perspektivat për Priobskoye NM

Një vit më parë, Gazpromneft-Khantos mori një licencë për të kryer studime gjeologjike të parametrave që lidhen me horizonte të thella të ngopura me naftë. Studimi është fokusuar në pjesën jugore të NM Priobskoye, duke përfshirë formacionet Bazhenov dhe Achimov.

Viti i kaluar u shënua nga analiza e të dhënave gjeografike në territorin e kompleksit Bazheno-Abalak të NM Jugor Priobskoye. Kombinimi i analizave të specializuara të bërthamës dhe vlerësimi i kësaj klase rezervash presupozon procedurën e shpimit të katër puseve kërkimore dhe vlerësuese me një drejtim të prirur.

Puset horizontale do të shpohen në vitin 2016. Për të vlerësuar vëllimin e rezervave të rikuperueshme, parashikohet kryerja e thyerjes hidraulike me shumë faza.

Ndikimi i depozitimit në ekologjinë e zonës

Faktorët kryesorë që ndikojnë në situatën mjedisore në zonën e fushës janë prania e emetimeve në atmosferë. shtresat. Këto emetime janë gazi i naftës, produktet e djegies së naftës, komponentët e avullit nga fraksionet e lehta të hidrokarbureve. Përveç kësaj, ka derdhje në tokë të produkteve dhe përbërësve të naftës.

Tipari unik territorial i depozitimit është për shkak të vendndodhjes së tij në peizazhet e lumenjve të përmbytjeve dhe brenda zonës së mbrojtjes së ujit. Paraqitja e kërkesave të veçanta zhvillimore bazohet në vlerë të lartë. Në këtë situatë, konsiderohen zona përmbytëse me një dinamizëm të lartë karakteristik dhe një regjim kompleks hidrologjik. Ky territor u zgjodh për folezim nga zogjtë shtegtarë të specieve afër ujit, shumë prej të cilëve janë përfshirë në Librin e Kuq. Depozita ndodhet në territorin e rrugëve të migrimit dhe dimërimit për shumë përfaqësues të rrallë të ichthyofaunës.

Qysh 20 vjet më parë, Komisioni Qendror për zhvillimin e NM dhe NGM nën Ministrinë e Karburantit dhe Energjisë së Rusisë, si dhe Ministria për Mbrojtjen e Mjedisit dhe Burimeve Natyrore të Rusisë miratuan skemën e saktë për zhvillimin e NM Priobskoye dhe pjesa mjedisore e të gjithë dokumentacionit të projektimit paraprak.

Fusha Priobskoye është e ndarë në dy pjesë nga lumi Ob. Është moçal dhe gjatë përmbytjeve pjesa më e madhe përmbytet. Ishin këto kushte që lehtësuan formimin e bazave të vezëve të peshkut në territorin e NM. Ministria e Karburantit dhe Energjisë e Rusisë dorëzoi materiale në Dumën e Shtetit, në bazë të të cilave u konkludua se zhvillimi i NM Priobskoye ishte i ndërlikuar për shkak të faktorëve ekzistues natyrorë. Dokumentet e tilla konfirmojnë nevojën për burime financiare shtesë për të përdorur vetëm teknologjitë më të fundit dhe miqësore me mjedisin në territorin e fushës, të cilat do të lejojnë zbatimin me efikasitet të lartë të masave për mbrojtjen e mjedisit.

Fusha Priobskoye ndodhet në pjesën qendrore të Rrafshit të Siberisë Perëndimore. Administrativisht, ndodhet në rajonin Khanty-Mansiysk, 65 km në lindje të qytetit të Khanty-Mansiysk dhe 100 km në perëndim të qytetit të Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

Në periudhën 1978-1979. Si rezultat i studimit të detajuar sizmik të Memorandumit të Mirëkuptimit të CDP, u identifikua ngritja e Priobskoe. Nga ky moment, fillon një studim i hollësishëm i strukturës gjeologjike të territorit: zhvillimi i gjerë i kërkimit sizmik në kombinim me të thellë. shpimi.

Fusha Priobskoye u zbulua në 1982 si rezultat i shpimi dhe testimi i pusit 151, kur u arrit rrjedha komerciale vaj me një shpejtësi rrjedhjeje prej 14,2 m 3 / ditë në një mbytje 4 mm nga intervalet 2885-2977 m (suite Tyumen YUS 2) dhe 2463-2467 m (formimi AS 11 1) - 5,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik të 1023 m.

Struktura Priobskaya, sipas hartës tektonike të mbulesës së platformës Meso-Cenozoike.

Gjeosinekliza e Siberisë Perëndimore, e vendosur në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansi, megafold Lyaminsky, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lyaminsky.

Strukturat e rendit të parë janë të ndërlikuara nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura të veçanta antiklinale lokale, të cilat janë objekt i punës kërkimore dhe eksploruese. vaj dhe gazit.

Formacionet prodhuese në fushën Priobskoye janë formacione të grupit "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigrafikisht, këto shtresa i përkasin depozitimeve të Kretakut të suitës Vartovskaya të Epërme. Litologjikisht, Formacioni Vartovskaya i Sipërm përbëhet nga ndërthurja e shpeshtë dhe e pabarabartë e baltës me gurë ranorë dhe aromatikë. Gurët e baltës janë gri të errët, gri me një nuancë të gjelbër, baltë, mike. Gurët ranorë dhe alumini janë gri, argjilore, mike, me kokërr të imët. Midis baltës dhe ranoreve dallohen ndërshtresa gëlqerorë argjilorë, nyje siderite.

Shkembinjte permbajne detrite bimore te shkrumbuara, rralle bivalves te ruajtura keq dhe mesatarisht (inocerama).

Shkëmbinjtë e përshkueshëm të shtresave prodhuese kanë goditje verilindore dhe nënmeridiale. Pothuajse të gjitha formacionet karakterizohen nga një rritje në trashësinë totale efektive, raportin neto-bruto, kryesisht në pjesët qendrore të zonave të zhvillimit të rezervuarit, për të rritur vetitë e rezervuarit dhe, në përputhje me rrethanat, forcimi i materialit klastik ndodh në lindje ( për shtresat e horizontit AS 12) dhe drejtimet verilindore (për horizontin AC 11).

Horizonti AC 12 është një trup i trashë ranor i zgjatur nga jugperëndimi në verilindje në formën e një brezi të gjerë me trashësi rrjete maksimale në pjesën qendrore deri në 42 m (pus 237). Në këtë horizont dallohen tre objekte: shtresa AС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Depozitimet e formacionit AS 12 3 paraqiten në formën e një zinxhiri trupash thjerrëzorë ranorë me goditje verilindore. Trashësia efektive varion nga 0,4 m në 12,8 m, me vlera më të larta që kufizohen në depozitën kryesore.

Depozitimi kryesor AS 12 3 u gjet në thellësi -2620 dhe -2755 m dhe është analizuar litologjikisht nga të gjitha anët. Dimensionet e vendburimit janë 34 x 7.5 km, dhe lartësia 126 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 241 u gjet në thellësi prej -2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale Khanty-Mansiysk. Rezervuari kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarit. Dimensionet e depozitimit janë 18 x 8.5 km, lartësia 76 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 234 u gjet në thellësi 2632-2672 m dhe përfaqëson një lente gurësh ranorë në zhytjen perëndimore të strukturës Priobskaya. Dimensionet e vendburimit janë 8,5 x 4 km, lartësia 40 m, lloji është i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 15-С u gjet në thellësi 2664-2689 m brenda parvazit strukturor Seliyarovskiy. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 11,5 x 5,5 km, dhe lartësia 28 m.

Depozita AS 12 1-2 është ajo kryesore dhe është më e madhja në terren. Kufizohet në një monoklin të ndërlikuar nga ngritjet lokale me amplitudë të vogël (zona e puseve 246, 400) me zona kalimi midis tyre. Nga tre anët kufizohet me ekrane litologjike dhe vetëm në jug (në zonën Vostochno-Frolovskaya) mbledhësit priren të zhvillohen. Megjithatë, duke pasur parasysh distancat e konsiderueshme, kufiri i rezervuarit është ende i kufizuar me kusht nga një linjë që shkon 2 km në jug të pusit. 271 dhe 259. E ngopur me vaj trashësitë ndryshojnë në një gamë të gjerë nga 0,8 m (pus 407) deri në 40,6 m (pus 237) degë vaj deri në 26 m 3 / ditë me një mbytje 6 mm (pus 235). Dimensionet e vendburimit janë 45 x 25 km, lartësia 176 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 4-KhM u gjet në thellësi 2659-2728 m dhe është i kufizuar në një lente ranore në shpatin veriperëndimor të ngritjes lokale Khanty-Mansiysk. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 1,2 m. Përmasat e depozitimit janë 7,5 x 7 km, lartësia 71 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 330 të gjetura në thellësi 2734-2753 m E ngopur me vaj trashësia varion nga 2,2 deri në 2,8 m Përmasat e depozitimit janë 11 x 4,5 km, lartësia 9 m. Tipi është i ekranizuar litologjikisht.

Depozitimet e shtresës AS 12 0 - kryesore - u hapën në thellësi 2421-2533 m. Është një trup thjerrëzor i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,6 (pushim 172) deri në 27 m (pushim 262). Degët vaj deri në 48 m 3 / ditë me mbytje 8 mm. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 41 x 14 km, lartësia 187 m. Depozitimi AS 12 0 në zonën e shpimit nr. 331 është gjetur në thellësi 2691-2713 m dhe përfaqëson një lente shkëmbinjsh ranorë. Vaj i ngopur trashësia në këtë pus është 10 m.Përmasat 5 x 4.2 km, lartësia - 21 m. vaj- 2,5 m 3 / ditë në Нд = 1932 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 është i tipit litologjikisht të ekranizuar, gjithsej 8, me 1-2 puse të depërtuara. Për sa i përket sipërfaqes, depozitimet ndodhen në formën e 2 vargjeve thjerrëzash në pjesën lindore (më e ngritura) dhe në perëndim në pjesën më të zhytur të strukturës monoklinale. E ngopur me vaj trashësitë në lindje rriten 2 ose më shumë herë në krahasim me puset perëndimore. Gama totale e ndryshimit është nga 0.4 në 11 m.

Rezervuari AS 11 2-4 në zonën e pusit 246 u zbulua në një thellësi 2513-2555 m. Përmasat e rezervuarit janë 7 x 4.6 km, lartësia 43 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 247 u gjet në një thellësi 2469-2490 m. Përmasat e depozitimit janë 5 x 4.2 km, lartësia 21 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 251 u gjet në thellësinë 2552-2613 m. Përmasat e depozitimit janë 7 x 3.6 km, lartësia 60 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 232 u hap në një thellësi prej 2532-2673 m. Dimensionet e vendburimit janë 11.5 x 5 km, lartësia 140 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 262 u hap në një thellësi prej 2491-2501 m. Dimensionet e depozitimit janë 4,5 x 4 km, lartësia 10 m.

Rezervuari AS 11 2-4 në zonën e pusit 271 u zbulua në një thellësi 2550-2667 m. Madhësia e depozitës është 14 x 5 km.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 151 u hapën në një thellësi 2464-2501 m. Dimensionet e vendburimit janë 5,1 x 3 km, lartësia 37 m.

Depozitimi i shtresës AS 11 2-4 në zonën e pusit. 293 u gjet në një thellësi 2612-2652 m. Përmasat e depozitimit janë 6.2 x 3.6 km, lartësia 40 m.

Depozitimet e shtresës AS 11 1 kufizohen kryesisht në pjesën afër harkut në formën e një brezi të gjerë goditës verilindor, i kufizuar në tre anët nga zona balte.

Depozita kryesore AC 11 1 është e dyta në vlerë brenda fushës Priobskoye, e cila u hap në thellësi 2421-2533 m. 259. Debi vaj ndryshojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m (pus 243) në 118 m 3 / ditë përmes një mbytjeje 8 mm (pus 246). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 m (pus 172) në 41,6 (pus 246). Madhësia e vendburimit është 48 x 15 km, lartësia deri në 112 m, lloji është i shqyrtuar litologjikisht.

Depozitat e formacionit AS 11 0. Formacioni AS 11 0 ka një zonë shumë të parëndësishme të zhvillimit të rezervuarit në formën e trupave thjerrëz, të kufizuar në seksionet e zhytura të pjesës së sipërme.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 408 u gjet në thellësinë 2432-2501 m.Përmasat e vendburimit janë 10.8 x 5.5 km, lartësia 59 m, lloji i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi. 252 ishte 14.2 m3 / ditë në Нд = 1410 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 172 u depërtua nga një pus në një thellësi 2442-2446 m dhe ka përmasa 4,7 x 4,1 km, lartësi 3 m. vaj arriti në 4.8 m 3 / ditë në Нд = 1150 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 461 masa 16 x 6 km. Vaj i ngopur trashësia varion nga 1.6 në 4.8 m Lloji i rezervuarit është i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi. 461 ishte 15,5 m 3 / ditë, Nd = 1145 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 425 u depërtua nga një pus. Vaj i ngopur kapaciteti - 3.6 m. vaj arriti në 6.1 m 3 / ditë në Нд = 1260 m.

Horizonti AS 10 depërtohet brenda zonës qendrore të fushës Priobskoye, ku ato janë të kufizuara në vendet më të zhytura të pjesës afër majës, si dhe në krahun jugperëndimor të strukturës. Ndarja e horizontit në shtresa АС 10 1, АС 10 2-3 (në pjesët qendrore dhe lindore) dhe АС 10 2-3 (në pjesën perëndimore) është në një farë mase e kushtëzuar dhe përcaktohet nga kushtet e shfaqjes. , formimi i këtyre depozitimeve, duke marrë parasysh përbërjen litologjike të shkëmbinjve dhe karakteristikat kimike fizike vajra.

Depozita kryesore AS 10 2-3 u hap në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Debiti vaj janë në intervalin nga 1,5 m 3 / ditë në mbytje 8 mm (pus 181) deri në 10 m 3 / ditë në Nd = 1633 m (pus 421). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 m (pus 180) deri në 15,6 m (pus 181). Dimensionet e vendburimit janë 31 x 11 km, lartësia deri në 292 m, vendburimi është i skanuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 2-3 në zonën e pusit. 243 u gjetën në thellësi 2393-2433 m.Debit vajështë 8,4 m 3 / ditë në Нд = 1248 m (pus 237). E ngopur me vaj trashësia - 4.2 - 5 m Përmasat 8 x 3.5 km, lartësia deri në 40 m Lloji i depozitimit - i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 2-3 në zonën e pusit. 295 u hap në një thellësi 2500-2566 m dhe kontrollohet nga zonat argjilore të formacionit. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 1.6 në 8.4 m. 295, 3,75 m 3 / ditë është marrë në Нд = 1100 m. Dimensionet e depozitimit janë 9,7 x 4 km, lartësia është 59 m.

Depozitimi kryesor AC 10 1 u hap në thellësi 2374-2492 m. Zonat e zëvendësimit të rezervuarëve kontrollojnë depozitimin nga tre anët dhe në jug kufiri i tij u tërhoq me kusht në një distancë prej 2 km nga pusi. 259 dhe 271. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 (pus 237) në 11,8 m (pus 265). Debiti vaj: nga 2,9 m 3 / ditë në Нд = 1064 m (gropë 236) në 6,4 m 3 / ditë në një mbytje 2 mm. Dimensionet e vendburimit janë 38 x 13 km, lartësia deri në 120 m, lloji i depozitimit është i shqyrtuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 420 u gjet në thellësi 2480-2496 m. Përmasat e depozitimit janë 4.5 x 4 km, lartësia 16 m.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 330 u gjet në thellësi 2499-2528 m. Përmasat e depozitimit janë 6 x 4 km, lartësia 29 m.

Depozitoni AS 10 1 në zonën e pusit. 255 u gjetën në thellësi 2468-2469 m. Madhësia e depozitimit është 4 x 3.2 km.

Seksioni i shtresës AS 10 plotësohet nga shtresa prodhuese AS 10 0. Brenda të cilave janë identifikuar tre depozita, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjesh nënmeridiane.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 242 u gjet në thellësi 2356-2427 m dhe është ekzaminuar litologjikisht. Debiti vaj janë 4,9 - 9 m 3 / ditë në Nd-1261-1312 m. E ngopur me vaj trashësia është 2,8 - 4 m Përmasat e vendburimit janë 15 x 4,5 km, lartësia deri në 58 m.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 239 u gjet në thellësi 2370-2433 m. vaj janë 2,2 - 6,5 m 3 / ditë në Nd-1244-1275 m. E ngopur me vaj trashësia është 1,6-2,4 m Përmasat e vendburimit janë 9 x 5 km, lartësia deri në 63 m.

Depozitoni AS 10 0 në zonën e pusit. 180 u gjet në thellësi 2388-2391 m dhe është ekzaminuar litologjikisht. Vaj i ngopur trashësia - 2.6 m. Fluksi hyrës vaj arriti në 25,9 m 3 / ditë në Nd-1070 m.

Mbulesa mbi horizontin AS 10 përfaqësohet nga një pjesë e shkëmbinjve argjilë, që variojnë nga 10 në 60 m nga lindja në perëndim.

Shkembinjte ranore-siltstone te formacionit AS 9 jane me perhapje te kufizuar dhe paraqiten ne forme dritaresh faciale, qe gravitojne kryesisht ne pjeset verilindore dhe lindore te struktures, si dhe ne zhytjen jugperendimore.

Depozitimi i shtresës AS 9 në zonën e pusit. 290 u gjet në thellësi 2473-2548 m dhe kufizohet në pjesën perëndimore të fushës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3.2 deri në 7.2 m Normat e prodhimit vaj janë 1.2 - 4.75 m 3 / ditë me Nd - 1382-1184 m. Madhësia e depozitimit është 16.1 x 6 km, lartësia deri në 88 m.

Në lindje të fushës janë evidentuar dy vendburime të vogla (6 x 3 km). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 6,8 m. vaj 6 dhe 5.6 m 3 / ditë në Нд = 1300-1258 m. Depozitimet janë shqyrtuar litologjikisht.

Kompletimi i sedimenteve prodhuese neokomiane është formacioni AS 7, i cili ka një model shumë mozaik në vendosje. vajmbajtëse dhe akuiferet.

Rezervuari lindor më i madh në zonë i formacionit AS 7 u gjet në thellësi 2291-2382 m. Nga tre anët ai është i konturuar nga zona zëvendësuese të rezervuarit dhe në jug kufiri i tij është i kushtëzuar dhe është tërhequr përgjatë një linje që kalon 2 km nga puset. 271 dhe 259. Depozitimi është i orientuar nga jug-perëndimi në verilindje. Degët vaj: 4,9 - 6,7 m 3 / ditë në Нд = 1359-875 m. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 në 7,8 m. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 46 x 8,5 km, dhe lartësia deri në 91 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 290 u hap në një thellësi prej 2302-2328 m. Naftëmbajtëse trashësia është 1.6 - 3 m. 290 marrë 5.3 m 3 / ditë vaj në P = 15MPA. Madhësia e depozitës është 10 x 3.6 km, lartësia është 24 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 331 u hap në një thellësi 2316-2345 m dhe është një trup thjerrëzor me hark. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3 në 6 m. 331 hyrje të marra vaj 1,5 m 3 / ditë në Нд = 1511 m. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 17 x 6,5 km, lartësia 27 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 243 u hapën në një thellësi 2254-2304 m. E ngopur me vaj trashësia 2,2-3,6 m.Përmasat 11,5 x 2,8 km, lartësia - 51 m. Në pus. 243 të marra vaj 1,84 m 3 / ditë në Nd-1362 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 259, e gjetur në një thellësi prej 2300 m, është një lente ranor. Vaj i ngopur trashësia 5.0 m Përmasat 4 x 3 km.

Fusha Priobskoye

Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të rezervuarëve

Fusha Priobskoye

Karakteristikat petrofizike të rezervuarëve

Karakteristikat fiziko-kimike vaj dhe gazit

Përbërja dhe vetitë e ujërave të formacionit

Dërgoni punën tuaj të mirë në bazën e njohurive është e thjeshtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar në http://www.allbest.ru/

Prezantimi

1 Karakteristikat gjeologjike të fushës Priobskoye

1.1 Informacion i përgjithshëm për depozitën

1.2 Seksioni litostratigrafik

1.3 Struktura tektonike

1.4 Përmbajtja e vajit

1.5 Karakteristikat e formacioneve prodhuese

1.6 Karakteristikat e akuifereve

1.7 Vetitë fiziko-kimike të lëngjeve formuese

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

1.8.1 Rezervat e naftës

2. Treguesit kryesorë teknikë dhe ekonomikë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.1 Dinamika e treguesve kryesorë të zhvillimit të fushës Priobskoye

2.2 Analiza e treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit

2.3 Karakteristikat e zhvillimit që ndikojnë në funksionimin e pusit

3. Metodat e aplikuara të rikuperimit të zgjeruar të naftës

3.1 Zgjedhja e metodës së ndikimit në rezervuarin e naftës

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për aplikimin e metodave të ndryshme të stimulimit në fushën e Priobskoye

3.2.1 Përmbytja e ujit

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e vrimës së poshtme të pusit për të stimuluar prodhimin e naftës

3.3.1 Trajtimet me acid

3.3.2 Thyerje hidraulike

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të shpimit

konkluzioni

Prezantimi

Industria e naftës është një nga komponentët më të rëndësishëm të ekonomisë ruse, duke ndikuar drejtpërdrejt në formimin e buxhetit të vendit dhe eksportin e tij.

Gjendja e bazës së burimeve të kompleksit të naftës dhe gazit është problemi më i mprehtë sot. Burimet e naftës gradualisht po shterohen, një numër i madh vendburimesh janë në fazën përfundimtare të zhvillimit dhe kanë një përqindje të madhe të ndërprerjes së ujit, prandaj, detyra më urgjente dhe parësore është kërkimi dhe vënia në punë e fushave të reja dhe premtuese, njëra prej të cilave. është fusha Priobskoye (për sa i përket rezervave, është një nga depozitat më të mëdha në Rusi).

Rezervat e bilancit të naftës, të miratuara nga Komiteti Shtetëror i Rezervave, në kategorinë С 1 janë 1827.8 milionë tonë, të rikuperueshme 565.0 milionë tonë. me një faktor të rikuperimit të naftës prej 0,309, duke marrë parasysh rezervat në zonën tampon nën fushat e përmbytjeve të lumenjve Ob dhe Bolshoi Salym.

Rezervat e bilancit të naftës së kategorisë C 2 janë 524073 mijë ton, të rikuperueshme - 48970 mijë ton me një faktor të rikuperimit të naftës 0,093.

Fusha Priobskoye ka një numër karakteristikash karakteristike:

të mëdha, me shumë shtresa, unike për sa i përket rezervave të naftës;

e vështirë për t'u aksesuar, e karakterizuar nga moçalitet i konsiderueshëm, në periudhën pranverë-verë, pjesa më e madhe e territorit përmbytet nga ujërat e përmbytjes;

Lumi Ob rrjedh përmes depozitës, duke e ndarë atë në pjesë të bregut të djathtë dhe të majtë.

Fusha karakterizohet nga një strukturë komplekse horizontesh prodhuese. Formacionet AC10, AC11, AC12 janë me interes industrial. Koleksionistët e horizontit АС10 dhe АС11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe АС12 janë anormalisht me produktivitet të ulët. Funksionimi i formacionit AS12 duhet të veçohet si një problem i veçantë zhvillimi, pasi , rezervuari AC12 është gjithashtu më i rëndësishmi për sa i përket rezervave nga të gjithë rezervuarët. Kjo karakteristikë tregon pamundësinë e zhvillimit të fushës pa prekur në mënyrë aktive shtresat e saj prodhuese.

Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem është zbatimi i masave për intensifikimin e prodhimit të naftës.

1 . Karakteristikë gjeologjikePriobskyVendi i lindjes

1.1 Informacion i përgjithshëm për depozitën

Fusha e naftës Priobskoye ndodhet administrativisht në rrethin Khanty-Mansiysk të Okrug Autonome Khanty-Mansiysk të Rajonit Tyumen.

Zona e punës ndodhet 65 km në lindje të qytetit të Khanty-Mansiysk, 100 km në perëndim të qytetit të Nefteyugansk. Aktualisht, zona është një nga vendet me rritje ekonomike më të shpejtë në Okrug Autonome, e cila u bë e mundur për shkak të rritjes së vëllimi i kërkimit gjeologjik dhe prodhimit të naftës ...

Fushat më të mëdha të zhvilluara afër: Salymskoye, e vendosur 20 km në lindje, Prirazlomnoye, e vendosur në afërsi, Pravdinskoye - 57 km në juglindje.

Tubacioni i gazit Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk dhe tubacioni i naftës Ust-Balyk-Omsk shkojnë në juglindje të fushës.

Zona Priobskaya në pjesën veriore të saj ndodhet brenda fushës së përmbytjes Ob - një fushë e re aluviale me akumulimin e depozitave Kuaternare me një trashësi relativisht të madhe. Shenjat absolute të relievit janë 30-55 m Pjesa jugore e zonës priret në një fushë të rrafshët aluviale në nivelin e tarracës së dytë mbipërmbytëse me forma të shprehura dobët të erozionit dhe akumulimit lumor. Shenjat absolute këtu janë 46-60 m.

Rrjeti hidrografik përfaqësohet nga kanali Maliy Salym, i cili rrjedh në një drejtim nënndërsor në pjesën veriore të zonës dhe në këtë zonë lidhet me kanale të vogla Malaya Berezovskaya dhe Polaya me kanalin e madh dhe të thellë Ob Bolshoy Salym. Lumi Ob është rruga kryesore ujore e rajonit Tyumen. Rrethi ka një numër të madh liqenesh, më të mëdhenjtë prej të cilëve janë Liqeni Olevashkina, Liqeni Karasye, Liqeni Okunevoe. Kënetat janë të pakalueshme, ngrijnë deri në fund të janarit dhe janë pengesa kryesore për lëvizjen e mjeteve.

Klima e rajonit është ashpër kontinentale me dimër të gjatë dhe verë të shkurtër të ngrohtë. Dimri është i ftohtë dhe me borë. Muaji më i ftohtë i vitit është janari (temperatura mesatare mujore -19,5 gradë C). Minimumi absolut është -52 gradë C. Më i ngrohti është korriku (temperatura mesatare mujore është +17 gradë C), maksimumi absolut është +33 gradë C. Reshjet mesatare vjetore janë 500-550 mm në vit, me 75% rënie. në stinën e ngrohtë. Mbulesa e borës vendoset në gjysmën e dytë të tetorit dhe zgjat deri në fillim të qershorit.Trashësia e mbulesës së borës është nga 0,7 m deri në 1,5-2 m.Thellësia e ngrirjes së dheut është 1-1,5 m.

Zona në shqyrtim karakterizohet nga toka argjilore podzolike në zona relativisht të larta dhe toka torfe-podzolike-llum dhe torfe në zonat kënetore të zonës. Brenda kufijve të fushave, tokat aluviale të tarracave lumore janë kryesisht ranore, vende-vende argjilore. Flora është e larmishme. Mbizotëron pylli halor dhe i përzier.

Zona ndodhet në një zonë të shtratit të izoluar të shkëmbinjve të përhershëm të ngrirë afër sipërfaqes dhe relikte. Tokat e ngrira pranë sipërfaqes shtrihen në pellgje ujëmbledhëse nën moçalet e torfe. Trashësia e tyre kontrollohet nga niveli i ujërave nëntokësore dhe arrin 10-15 m, temperatura është konstante dhe afër 0 gradë C.

Në territoret ngjitur (në fushën Priobskoye, shkëmbinjtë e ngrirë nuk janë studiuar), ngrirja e përhershme ndodh në thellësi 140-180 m (fusha Lyantorskoye). Trashësia e permafrostit është 15-40 m, rrallë më shumë. Të ngrira janë më shpesh pjesët e poshtme, më argjilore, pjesë e Novyikhailovskaya dhe një pjesë e parëndësishme e formacioneve Atlym.

Vendbanimet më të mëdha më afër zonës së punës janë qytetet Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut dhe nga vendbanimet më të vogla - fshatrat Seliyarovo, Sytomino, Lempino dhe të tjerët.

1.2 Litostratigrafikeprerje

Seksioni gjeologjik i fushës Priobskoye përbëhet nga një shtresë e trashë (më shumë se 3000 m) sedimentesh terrigjene të mbulesës sedimentare të epokës meso-cenozoike, që ndodhin në shkëmbinjtë e kompleksit para-Jurasik, të përfaqësuar nga korja e motit.

Para-Jurasiku arsimi (Pz)

Në seksionin e shtresave para-jurasike dallohen dy nivele strukturore. Pjesa e poshtme, e kufizuar në koren e konsoliduar, përfaqësohet nga grafit-porfirite shumë të dislokuara, gurë zhavorri dhe gëlqerorë të metamorfozuar. Kati i sipërm, i identifikuar si një kompleks i ndërmjetëm, përbëhet nga depozitime efuzive-sedimentare më pak të dislokuara të epokës Permian-Triasike deri në 650 m të trasha.

Sistemi Jurasik (J)

Sistemi Jurasik përfaqësohet nga të tre ndarjet: i poshtëm, i mesëm dhe i sipërm.

Ai përfshin formacionet Tyumen (J1 + 2), Abalak dhe Bazhenov (J3).

Depozitat Tyumen Formacionet shtrihen në bazën e mbulesës sedimentare në shkëmbinjtë e kores së motit me mospërputhje këndore dhe stratigrafike dhe përfaqësohen nga një kompleks shkëmbinjsh terrigjenë me përbërje argjilore-ranore-siltstone.

Trashësia e depozitave të Formacionit Tyumen varion nga 40 në 450 m. Brenda kufijve të depozitimit, ato u hapën në thellësi 2806-2973 m. Depozitat e Formacionit Tyumen mbivendosen vazhdimisht nga depozitat e Jurasikut të Sipërm të Formacioneve Abalak dhe Bazhenov. Abalakskaya Formacioni është i përbërë nga baltë gri të errët në të zezë, të degëzuar, glaukonite me ndërshtresa të aluminit në pjesën e sipërme të seksionit. Trashësia e suitës varion nga 17 në 32 m.

Depozitat Bazhenov Formacionet përfaqësohen nga baltë bituminoze me ngjyrë gri të errët, pothuajse të zezë, me ndërshtresa balte pak të lyer dhe shkëmbinj organikë-argjilo-karbonatikë. Trashësia e formacionit është 26-38 m.

Sistemi i Kretakut (K)

Depozitat e sistemit të Kretakut janë zhvilluar kudo të përfaqësuara nga seksionet e sipërme dhe të poshtme.

Formacionet Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya dhe Khanty-Mansiysk dallohen në pjesën e poshtme nga poshtë lart, dhe në pjesën e sipërme, formacionet Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya dhe Gankinskaya.

Pjesa e poshtme ahskoy Formimi (K1g) përfaqësohet kryesisht nga gurë balte me shtresa të holla vartëse të aluminit dhe gurëve ranorë, të kombinuar në sekuencën Achimov.

Në pjesën e sipërme të Formacionit Akh, ekziston një pjesë e pjekur e argjilave Pimsk të elutriuara imët, gri të errët, që afrohen gri.

Trashësia totale e suitës varion nga perëndimi në lindje nga 35 në 415 m. Në seksionet e vendosura në lindje, një grup shtresash BS1-BS12 kufizohen në këtë shtresë.

Prerje Çerkashin Formimi (K1g-br) përfaqësohet nga alternimi ritmik i argjilave gri, lytgurëve dhe ranorëve të baltë. Këta të fundit, brenda kufijve të fushës, si dhe ranorët, janë industrialisht naftëmbajtës dhe shpërndahen në formacionet АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Trashësia e formacionit varion nga 290 në 600 m.

Sipër janë argjilat gri të errët në të zezë alim Formacionet (K1a), në pjesën e sipërme me ndërshtresa balte bituminoze, në pjesën e poshtme - aroma dhe ranorë. Trashësia e suitës varion nga 190 në 240 m. Argjilat janë një vulë rajonale për depozitat e hidrokarbureve në të gjithë rajonin e naftës dhe gazit Sredneobskaya.

Vikulovskaya suita (K1a-al) përbëhet nga dy nënformacione.

Pjesa e poshtme është kryesisht argjilore, ajo e sipërme është ranore-argjilore me mbizotërim të ranorëve dhe argjilës. Formimi karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore. Trashësia e formacionit varion nga 264 m në perëndim deri në 296 m në verilindje.

Khanty-Mansiysk Formacioni (K1a-2s) përfaqësohet nga ndërthurja e pabarabartë e shkëmbinjve ranorë-argjilë me mbizotërim të të parëve në pjesën e sipërme të seksionit. Shkëmbinjtë e formacionit karakterizohen nga një bollëk detritusi karbonik. Trashësia e formacionit varion nga 292 në 306 m.

Uvat Formimi (K2s) përfaqësohet nga rishkrirja e pabarabartë e rërave, aluminit, ranorëve. Formacioni karakterizohet nga prania e mbetjeve bimore të karbonizuara dhe me ngjyrë, detritus karbonatik dhe qelibar. Trashësia e suitës është 283-301 m.

Bertsovskaya Kompleti (K2k-st-km) është i ndarë në dy nënformacione. E poshtme, e përbërë nga argjila montmorelonite gri, me ndërshtresa të ngjashme me opoka, me trashësi 45 deri në 94 m dhe ajo e sipërme, e përfaqësuar nga argjila gri, gri të errët, silicore, ranore, me trashësi 87-133 m.

Gankinskaya Formacioni (K2mP1d) përbëhet nga argjila gri, gri në të gjelbër, që kalon në merla me kokrriza glaukoniti dhe nodula siderite. Trashësia e saj është 55-82 m.

Sistemi paleogjen (P2)

Sistemi i Paleogjenit përfshin shkëmbinj të formacioneve Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya dhe Turtasskaya. Tre të parat përfaqësohen nga sedimentet detare, pjesa tjetër janë kontinentale.

Talitskaya formacioni është i përbërë nga një shtresë argjilash gri të errët, në zona me baltë. Ka mbetje bimore të peritizuara dhe luspa peshku. Trashësia e suitës është 125-146 m.

Lyulinvorskaya formacioni përfaqësohet nga argjila të verdha-jeshile, në pjesën e poshtme të seksionit shpesh janë opokoidë me ndërshtresa opokash. Trashësia e suitës është 200-363 m.

Tavdinskaya Formacioni që plotëson seksionin e Paleogjenit Detar është i përbërë nga argjila gri, gri-kaltërosh me shtresa të ndërthurura prej guri. Trashësia e suitës është 160-180 m.

Atlymskaya Formacioni përbëhet nga sedimente aluviale-detare kontinentale, të përbërë nga rëra gri në të bardhë, kryesisht kuarci me ndërshtresa qymyri të murrmë, argjila dhe aroma. Trashësia e suitës është 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formimi - përfaqësohet nga ndërthurja e pabarabartë e rërës gri, me kokrriza të imta, kuarc-feldspat me argjila gri dhe kafe-gri dhe argjilë me shtresa rëre dhe qymyr kafe. Trashësia e suitës nuk i kalon 80 m.

Turtasskaya Formacioni përbëhet nga argjilë dhe argjilë në ngjyrë gri të gjelbër, me shtrat të hollë me shtresa diatomite dhe rëra kuarc-glaukonite. Trashësia e suitës është 40-70 m.

Sistemi kuaternar (Q)

Ajo është e pranishme kudo dhe përfaqësohet në pjesën e poshtme me alternim të rërës, argjilave, argjilës dhe argjilës ranore, në pjesën e sipërme - nga facialet e moçaleve dhe liqeneve - llumrat, zhardhokët dhe argjilat ranore. Trashësia totale është 70-100 m.

1.3 Tektonikestrukturën

Struktura Priobskaya ndodhet në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansiysk, megafold Lyaminskiy, grupet e ngritjeve Salym dhe West Lempinskaya. Strukturat e rendit të parë janë të ndërlikuara nga ngritjet në formë fryrje dhe kube të rendit të dytë dhe struktura të veçanta antiklinale lokale, të cilat janë objekt kërkimi dhe kërkimi për naftë dhe gaz.

Plani strukturor modern i themelit para Jurasik u studiua përgjatë horizontit reflektues "A". Të gjithë elementët strukturorë shfaqen në hartën strukturore përgjatë horizontit reflektues "A". Në pjesën jugperëndimore të rajonit - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, ngritjet Svetloye. Në pjesën veri-perëndimore - Lindje-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, duke ndërlikuar shpatin lindor të zonës së ngritjes së Lempinskoe Perëndimore. Në pjesën qendrore ndodhet lugina e Sakhalinit Perëndimor, në lindje të ngritjeve të tij Gorshkovskoe dhe Sakhalin, duke komplikuar përkatësisht fryrjen Sredne-Lyaminsky dhe harkun strukturor Sakhalin.

Ngritja në formë kubeje Priobskoye, ngritja me amplitudë të ulët të Priobskoye Perëndimore, strukturat West Sakhalin, Novoobskaya gjurmohen përgjatë horizontit reflektues "DB", i kufizuar në majën e anëtarit Bystrinskaya. Ngritja e Khanty-Maniysk është përshkruar në perëndim të sheshit. Në veri të ngritjes Priobskoe, spikat ngritja lokale Svetloye. Në pjesën jugore të fushës në zonën e pusit. 291, dallohet me kusht ngritja Pa emër. Zona e ngritur e Seliyarovskaya Lindore në zonën e studimit përvijohet nga një izo-gips sizmik i hapur - 2280 m. Një strukturë izometrike me amplitudë të ulët mund të gjurmohet pranë pusit 606. Zona Seliyarovskaya është e mbuluar me një rrjet të rrallë linjash sizmike, në bazë të të cilave mund të parashikohet një strukturë pozitive. Ngritja e Seliyarovskoe konfirmohet nga plani strukturor për horizontin reflektues "B". Për shkak të njohurive të dobëta të pjesës perëndimore të zonës, eksplorimit sizmik, në veri të strukturës Seliyarovskaya, me kusht, dallohet një ngritje pa emër në formë kube.

1.4 Përmbajtja e vajit

Në fushën e Priobskoye, dyshemeja me naftë mbulon depozita të konsiderueshme të trasha të mbulesës sedimentare nga Jurasiku i Mesëm deri në epokën Aptian dhe është më shumë se 2.5 km.

Flukset dhe bërthamat jo-tregtare të naftës me shenja hidrokarburesh u morën nga depozitat e formacioneve Tyumen (Yu 1 dhe Yu 2) dhe Bazhenov (Yu 0). Për shkak të numrit të kufizuar të materialeve gjeologjike dhe gjeofizike në dispozicion, struktura e depozitave nuk është vërtetuar mjaftueshëm deri më sot.

Kapaciteti tregtar naftëmbajtës është krijuar në formacionet neokomiane të grupit AS, ku janë përqendruar 90% e rezervave të provuara. Shtresat kryesore prodhuese janë të mbyllura midis njësive të argjilës Pimskaya dhe Bystrinskaya. Depozitimet janë të kufizuara në trupa ranorë thjerrëz të formuar në raftin dhe depozitimet klinoforme të Neocomian, produktiviteti i të cilave nuk kontrollohet nga plani strukturor modern dhe përcaktohet praktikisht vetëm nga prania e rezervuarëve prodhues në seksion. Mungesa e ujit formues gjatë provave të shumta në pjesën prodhuese të seksionit dëshmon se depozitat e vajit që lidhen me shtresat e këtyre paketimeve janë trupa thjerrëzash të mbyllura të mbushura plotësisht me vaj, dhe konturet e depozitimeve për secilën shtresë ranore përcaktohen nga kufijtë e shpërndarjes së tij. Përjashtim bën formacioni AC 7, ku prurjet e ujit të formacionit janë marrë nga thjerrëzat e rërës të mbushura me ujë.

Si pjesë e sedimenteve prodhuese neokomiane, janë identifikuar 9 objekte llogaritëse: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Depozitat e formacioneve АС 7, АС 9 nuk kanë interes industrial.

Profili gjeologjik është paraqitur në figurën 1.1.

1.5 Veçoriproduktiveshtresa

Rezervat kryesore të naftës në fushën Priobskoye janë të përqendruara në sedimente të epokës Neokomiane. Një tipar i strukturës gjeologjike të depozitimeve të lidhura me shkëmbinjtë neokomianë është se ato kanë një strukturë mega-shtresore, për shkak të formimit të tyre në kushtet e mbushjes anësore të një pellgu detar mjaft të thellë (300-400 m) për shkak të largimit të terrigjenëve klastikë. materiale nga lindja dhe juglindja. Formimi i megakompleksit neokomian të shkëmbinjve sedimentarë u zhvillua në një sërë kushtesh paleogjeografike: sedimentim kotinental, bregdetar, shelf dhe sedimentim shumë i ngadaltë në detin e hapur të thellë.

Ndërsa lëvizim nga lindja në perëndim, ka një pjerrësi (në lidhje me Formacionin Bazhenov, i cili është një pikë referimi rajonal) të dy anëtarëve argjilë të vjetër (pika referuese zonale) dhe shkëmbinjve ranorë-siltstone që gjenden midis tyre.

Sipas përcaktimeve të bëra nga specialistët e ZapSibNIGNI mbi faunën dhe polenin e sporeve të kampionuar nga argjilat në intervalin e shfaqjes së anëtarit Pimskaya, mosha e këtyre depozitave rezultoi të ishte Hauteriviane. Të gjitha shtresat që ndodhen sipër anëtarit Pimskaya. Ata u indeksuan si një grup AS, prandaj, në fushën Priobskoye, shtresat BS 1-5 u riindeksuan në AS 7-12.

Gjatë llogaritjes së rezervave, 11 formacione prodhuese u identifikuan si pjesë e megakompleksit të depozitave prodhuese Neocomian: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2. -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Njësia e rezervuarit AS 12 shtrihet në bazën e megakompleksit dhe është pjesa më e thellë në ujë për nga formimi. Përbërja përfshin tre shtresa AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, të cilat ndahen nga argjila relativisht të pjekura në pjesën më të madhe të sipërfaqes, trashësia e të cilave varion nga 4 deri në 10 m.

Depozitimet e shtresës AS 12/3 kufizohen në elementin monoklinal (hundë strukturore), brenda të cilit ka ngritje me amplitudë të ulët dhe depresione me zona tranzicioni ndërmjet tyre.

Depozita kryesore AS12 / 3 u gjet në thellësi 2620-2755 m dhe është e kontrolluar litologjikisht nga të gjitha anët. Për sa i përket sipërfaqes, ai zë pjesën qendrore të tarracës, pjesën më të ngritur të hundës strukturore dhe është i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 12.8 m në 1.4 m. Normat e rrjedhjes së naftës variojnë nga 1,02 m 3 / ditë, Нд = 1239 m në 7,5 m3 / ditë me Нд = 1327 m. Dimensionet e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 25.5 km me 7.5 km, dhe lartësia është 126 m.

Depozita AS 12/3 u hap në një thellësi prej 2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale të Khanty-Mansiysk dhe zonën e zhytjes së saj lindore. Rezervuari kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarit. Normat e rrjedhjes së vajit janë të vogla dhe arrijnë në 0,4-8,5 m 3 / ditë në nivele të ndryshme dinamike. Lartësia më e lartë në pjesën e harkuar është fiksuar në -2640 m, dhe më e ulëta në (-2716 m). Dimensionet e depozitimit janë 18 me 8.5 km, lartësia është 76 m. Lloji është i shqyrtuar litologjikisht.

Rezervuari kryesor AC12 / 1-2 është më i madhi në terren. Ajo u gjet në thellësi 2536-2728 m. Është e kufizuar në një monoklin të ndërlikuar nga ngritje lokale me amplitudë të vogël me zona kalimi ndërmjet tyre. Nga tre anët, struktura kufizohet nga ekranet litologjike dhe vetëm në jug (në Zona Vostochno-Frolovskaya) tentojnë të zhvillohen rezervuarët. Trashësia e ngopur me vaj varion në një gamë të gjerë nga 0,8 deri në 40,6 m, ndërsa zona e trashësisë maksimale (më shumë se 12 m) mbulon pjesën qendrore të depozitimit, si dhe atë lindore. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 45 km me 25 km, lartësia është 176 m.

Në rezervuarin AS 12 / 1-2 u zbuluan vendburime 7.5 me 7 km, lartësi 7 m dhe 11 me 4.5 km dhe lartësi 9 m. Të dyja vendburimet janë të tipit litologjikisht të skanuar.

Rezervuari AS 12/0 ka një zonë më të vogël zhvillimi. Depozita kryesore AC 12/0 është një trup thjerrëzor i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Dimensionet e tij janë 41 me 14 km, lartësia 187 m. Normat e rrjedhjes së naftës variojnë nga njësitë e para m3/ditë në nivele dinamike deri në 48 m3/ditë.

Mbulesa e horizontit AS 12 formohet nga një shtresë e trashë (deri në 60 m) e shkëmbinjve argjilë.

Mbi seksionin, ekziston një shtresë pagese AS 11, e cila përfshin AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Tre të fundit janë të lidhur në një objekt të vetëm numërues, i cili ka një strukturë shumë komplekse si në seksion ashtu edhe në zonë. Në zonat e zhvillimit të rezervuarit, duke gravituar në pjesët e afërta, vërehet trashësia më domethënëse e horizontit me tendencë rritjeje në verilindje (deri në 78,6 m). Në juglindje, ky horizont përfaqësohet vetëm nga shtresa AS 11/2, në pjesën qendrore - nga shtresa AS 11/3, në veri - nga shtresa AS 11 / 2-4.

Depozita kryesore AC11 / 1 është e dyta më e madhe brenda fushës Priobskoye. Shtresa АС11 / 1 është zhvilluar në pjesën drejtuese të ngritjes në formë fryrje të goditjes nënmeridionale, e cila ndërlikon monoklinin. Nga tre anët, vendburimi kufizohet me zona argjilore dhe në jug, kufiri është tërhequr me kusht. Madhësia e rezervuarit kryesor është 48 me 15 km, lartësia është 112 m. Normat e prodhimit të naftës variojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m në 11,8 m 3 / ditë.

Shtresa AC 11/0 u identifikua si trupa thjerrëzash të izoluar në verilindje dhe në jug. Trashësia e tij është nga 8,6 m deri në 22,8 m. Depozitimi i parë ka përmasa 10,8 me 5,5 km, i dyti 4,7 me 4,1 km. Të dy depozitimet janë të llojit të skanuar litologjikisht. Ato karakterizohen nga prurje vaji nga 4 deri në 14 m 3 / ditë në nivel dinamik. Horizonti AC 10 depërtohet nga pothuajse të gjitha puset dhe përbëhet nga tre shtresa AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Depozita kryesore AS 10 / 2-3 u hap në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të fushës. Lloji i rezervuarit është i ekranizuar litologjikisht, përmasat 31 me 11 km, lartësia deri në 292 m. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 15.6 m deri në 0.8 m.

Depozitimi kryesor AC10 / 1 u gjet në thellësi 2374-2492 m. Madhësia e depozitimit është 38 me 13 km, lartësia deri në 120 m. Kufiri jugor është tërhequr me kusht. Trashësia e ngopur me vaj varion nga 0,4 në 11,8 m. Prurjet e vajit anhidrik varionin nga 2,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik nga 1064 m 3 në 6,4 m 3 / ditë.

Seksioni i njësisë AS 10 plotësohet nga shtresa prodhuese AS 10/0, brenda së cilës janë identifikuar tre depozitime, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjeje nënmeridiale.

Horizonti AC 9 ka një shpërndarje të kufizuar dhe paraqitet në formën e zonave të veçanta fasciale të vendosura në pjesët verilindore dhe lindore të strukturës, si dhe në rajonin e zhytjes jugperëndimore.

Sedimentet prodhuese neokomiane plotësohen nga shtresa AS 7, e cila ka një model mozaik në vendndodhjen e fushave naftëmbajtëse dhe ujore.

Depozita më e madhe në zonë Vostochnaya u hap në thellësi 2291-2382 m. Ajo është e orientuar nga jugperëndimi në verilindje. Prurjet e naftës 4,9-6,7 m

Në terren janë zbuluar gjithsej 42 vendburime. Zona maksimale ka rezervuarin kryesor në rezervuarin AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minimumin (10 km 2) - rezervuarin në rezervuarin AS 10/1.

Tabela përmbledhëse e parametrave të rezervuarit brenda zonës së prodhimit

Tabela 1.1

Formacioni naftëmbajtës i fushës së prodhimit gjeologjik

1.6 Veçoriakuiferetkomplekset

Fusha Priobskoye është pjesë e sistemit hidrodinamik të pellgut artezian të Siberisë Perëndimore. Karakteristikë e tij është prania e depozitimeve argjilore rezistente ndaj ujit të Oligocen-Turonianit, trashësia e të cilave arrin 750 m, duke e ndarë seksionin mezo-cenozoik në nivelet e sipërme dhe të poshtme hidrogjeologjike.

Kati i sipërm bashkon sedimente të epokës Turonio-Kuaternare dhe karakterizohet nga shkëmbimi i lirë i ujit. Në terma hidrodinamikë, dyshemeja është një akuifer, ujërat tokësore dhe ndërstratale të të cilit janë të ndërlidhura.

Niveli i sipërm hidrogjeologjik përfshin tre akuiferë:

1- akuiferi i depozitimeve kuaternare;

2- akuifer i depozitave të reja të Mikhaylovsky;

3- akuiferi i depozitimeve të Atlymit.

Një analizë krahasuese e akuiferëve tregoi se akuiferi i Atlymit mund të merret si burimi kryesor i furnizimit të madh të centralizuar me ujë të pijshëm. Sidoqoftë, për shkak të një ulje të konsiderueshme të kostove operative, mund të rekomandohet horizonti i ri i Mikhailovsky.

Niveli i poshtëm hidrogjeologjik përfaqësohet nga sedimente të epokës kenomane-jurasike dhe shkëmbinj të ujitur të pjesës së sipërme të bodrumit para-jurasik. Në thellësi të mëdha, në një mjedis me vështirësi, dhe në disa vende pothuajse të ndenjura, formohen ujëra termale shumë të mineralizuar, të cilët kanë një ngopje të lartë të gazit dhe një përqendrim të shtuar të mikroelementeve. Kati i poshtëm dallohet nga izolimi i besueshëm i akuiferëve nga faktorët natyrorë dhe klimatikë sipërfaqësorë. Në seksionin e tij dallohen katër akuiferë. Të gjitha komplekset dhe akuiduktet mund të gjurmohen në një distancë të konsiderueshme, por në të njëjtën kohë, formimi i argjilës i kompleksit të dytë vërehet në fushën Priobskoye.

Për përmbytjen me ujë të rezervuarëve të naftës në rajonin e Obit të Mesëm, përdoren gjerësisht ujërat nëntokësore të kompleksit Aptian-Cenomanian, të përbërë nga një shtresë rërash të çimentuara dobët, të lirshme, gurë ranorë, argjilë dhe argjila të formacioneve Uvatskaya, Khanty-Mansiysk dhe Vikulovskaya. e qëndrueshme në zonë, mjaft homogjene brenda zonës. Ujërat karakterizohen nga gërryerje e ulët për shkak të mungesës së sulfurit të hidrogjenit dhe oksigjenit në to.

1.7 FizikokimikVetitërezervuarilëngjeve

Vajrat e rezervuarëve për formacionet prodhuese AC10, AC11 dhe AC12 nuk kanë dallime të rëndësishme në vetitë e tyre. Natyra e ndryshimit në vetitë fizike të vajrave është tipike për depozitat që nuk kanë dalje në sipërfaqe dhe janë të rrethuara nga uji buzë. Në kushtet e rezervuarit të vajit me ngopje mesatare të gazit, presioni i ngopjes është 1.5-2 herë më i ulët se presioni i rezervuarit (shkalla e lartë e ngjeshjes).

Të dhënat eksperimentale mbi ndryshueshmërinë e vajrave përgjatë seksionit të objekteve të prodhimit të fushës tregojnë një heterogjenitet të parëndësishëm të naftës brenda depozitave.

Vajrat e formacioneve АС10, АС11 dhe АС12 janë afër njëri-tjetrit, vaji më i lehtë në formacionin АС11, fraksioni molar i metanit në të është 24.56%, përmbajtja totale e hidrokarbureve С2Н6-С5Н12 është 19.85%. Për vajrat e të gjithë rezervuarëve, prevalenca e butanit dhe pentanit normal mbi izomerët është karakteristike.

Sasia e hidrokarbureve të lehta CH4 - C5H12 të tretura në vajrat e degazuar është 8,2-9,2%.

Gazi i naftës me ndarje standarde është me yndyrë të lartë (raporti i yndyrës më shumë se 50), fraksioni molar i metanit në të është 56.19 (formimi AC10) - 64.29 (formimi AC12). Sasia e etanit është shumë më e vogël se ajo e propanit, raporti C2H6 / C3H8 është 0.6, i cili është tipik për gazrat nga depozitat e naftës. Përmbajtja totale e butaneve 8,1-9,6%, pentaneve 2,7-3,2%, hidrokarbureve të rënda С6Н14 + më e lartë 0,95-1,28%. Sasia e dioksidit të karbonit dhe e azotit është e vogël, rreth 1%.

Vajrat e degazuar të të gjitha shtresave janë squfurë, parafinikë, pak rrëshirë, me densitet mesatar.

Vaji i formacionit AS10 është me viskozitet mesatar, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C më shumë se 55%, vajrat e formacioneve AC11 dhe AC12 janë viskoze, me përmbajtje fraksionesh deri në 350_C nga 45% në 54.9%.

Kodi teknologjik i vajrave nga rezervuari AS10-II T1P2, rezervuarët AS11 dhe AS12-II T2P2.

Vlerësimi i parametrave për shkak të karakteristikave individuale të vajrave dhe gazeve u krye në përputhje me kushtet më të mundshme për grumbullimin, trajtimin dhe transportimin e naftës në terren.

Kushtet e ndarjes janë si më poshtë:

Faza 1 - presioni 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Faza 2 - presioni 0,687 MPa, temperatura 30_C;

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

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

Krahasimi i vlerave mesatare të porozitetit dhe përshkueshmërisë së rezervuarëveshtresat АС10-АС12 sipas bërthamës dhe prerjeve

Tabela 1.2

1.8 Vlerësimi i rezervave të naftës

Rezervat e naftës të fushës Priobskoye u vlerësuan në përgjithësi për formacionet pa dallime sipas depozitave. Për shkak të mungesës së ujërave të formacionit në vendburime të kufizuara litologjikisht, rezervat u llogaritën për zona thjesht nafte.

Rezervat e bilancit të naftës të fushës Priobskoye u vlerësuan duke përdorur metodën vëllimore.

Baza për llogaritjen e modeleve të rezervuarit ishin rezultatet e interpretimit të prerjeve. Në këtë rast, si vlera kufitare të rezervuarit-jorezervuar janë marrë vlerësimet e mëposhtme të parametrave të rezervuarit: K op 0,145, përshkueshmëria 0,4 mD. Nga rezervuarët dhe, rrjedhimisht, llogaritja e rezervave, u përjashtuan zonat e shtresave në të cilat vlerat e këtyre parametrave ishin më të vogla se ato standarde.

Gjatë llogaritjes së rezervave, u përdor metoda e shumëzimit të hartave të tre parametrave kryesorë të llogaritjes: trashësia efektive e ngopur me vaj, poroziteti i hapur dhe koeficientët e ngopjes së vajit. Paga neto e naftës është llogaritur veçmas sipas kategorive të rezervave.

Shpërndarja e kategorive të rezervave kryhet në përputhje me "Klasifikimin e rezervave të depozitave ..." (1983). Në varësi të nivelit të eksplorimit të depozitave të fushës Priobskoye, rezervat e naftës dhe gazit të tretur në to llogariten në kategoritë B, C 1, C 2. Rezervat e kategorisë B janë identifikuar brenda puseve të fundit të linjave të prodhimit në zonën e shpuar në bregun e majtë të fushës. Rezervat e kategorisë C 1 u shpërndanë në zona të studiuara nga puset eksploruese, në të cilat u morën flukse tregtare nafte ose kishte informacion pozitiv për prerjet e puseve. Rezervat në zonat e paeksploruara të depozitave u klasifikuan në kategorinë C 2. Kufiri ndërmjet kategorive C1 dhe C2 është tërhequr në një distancë prej një hapi të dyfishtë të rrjetës operative (500x500 m), siç parashikohet nga "Klasifikimi ...".

Vlerësimi i rezervave u plotësua duke shumëzuar vëllimet e marra të rezervuarëve të ngopur me naftë për çdo rezervuar dhe brenda kategorive të identifikuara me dendësinë e naftës së degazuar gjatë ndarjes hap pas hapi dhe faktorin e konvertimit. Duhet të theksohet se ato janë disi të ndryshme nga ato të miratuara më parë. Kjo, së pari, për shkak të përjashtimit nga llogaritjet e puseve që ndodhen shumë përtej zonës së licencës dhe, së dyti, ndryshimeve në indeksimin e shtresave në puset individuale të kërkimit, si rezultat i një korrelacioni të ri të depozitave prodhuese.

Parametrat e pranuar të llogaritjes dhe rezultatet e marra nga llogaritja e rezervave të naftës janë dhënë më poshtë.

1.8.1 Inventarëtvaj

Që nga data 01.01.98, në bilancin e gjendjes së rezervave të naftës VGF renditen në shumën prej:

Të rikuperueshme 613 380 mijë tonë

Të rikuperueshme 63,718 mijë ton

Të rikuperueshme 677098 mijë tonë

Rezervat e naftës sipas shtresës

Tabela 1.3

Në pjesën e shpuar të pjesës së majtë të fushës Priobskoye, u krye vlerësimi i rezervave të Partisë së Yuganskneftegaz.

Pjesa e shpuar përmban 109,438 mijë tonë. bilanc dhe 31,131 mijë ton. Rezervat e rikuperueshme të naftës në faktorin e rikuperimit të naftës 0.284.

Për pjesën e shpuar, rezervat shpërndahen në shtresa si më poshtë:

Bilanci i shtresës AC10 50%

E rikuperueshme 46%

Bilanci i rezervuarit AS11 15%

E rikuperueshme 21%

Bilanci i rezervuarit AS12 35%

E rikuperueshme 33%

Në zonën në shqyrtim, pjesa më e madhe e rezervave është e përqendruar në formacionet AC10 dhe AC12. Kjo zonë përmban 5.5% të rezervave m/r. 19.5% e rezervave të formacionit AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (bregu i majtëpjesë)

Stoqetvajnëzonëshfrytëzimit

Tabela 1.4

*) Për pjesën e territorit të kategorisë C1, nga e cila kryhet prodhimi i naftës

2 . Metodat e nxjerrjes, pajisjet e përdorura

Zhvillimi i çdo objekti prodhimi АС 10, АС 11, АС 12 u krye me vendosjen e puseve sipas një skeme lineare trekëndore me tre rreshta me një densitet rrjeti 25 hektarë / pus, me shpimin e të gjithë puseve deri në formim. AС 12.

Në vitin 2007, SibNIINP përgatiti një Shtojcë të Skemës së Procesit për Zhvillimin Pilot të Pjesës së Bregut të Majtë të Fushës Priobskoye, duke përfshirë zonën e fushës së përmbytjes N4, në të cilën u bënë rregullime për zhvillimin e pjesës së majtë të fushës me lidhja e jastëkëve të rinj N140 dhe 141 në pjesën e përmbytjeve të fushës ... Në përputhje me këtë dokument, parashikohet zbatimi i një sistemi blloku me tre rreshta (dendësia e rrjetit - 25 hektarë / pus) me një kalim të mëtejshëm në një fazë të mëvonshme të zhvillimit në një sistem të mbyllur me bllok.

Dinamika e treguesve kryesorë tekniko-ekonomikë të zhvillimit është paraqitur në tabelën 2.1

2. 1 Dinamikai madhtreguesitzhvilliminPriobskyVendi i lindjes

tabela 2.1

2. 2 Analizai madhteknike dhe ekonomiketreguesitzhvillimin

Dinamika e treguesve të zhvillimit bazuar në tabelën 2.1 është paraqitur në Fig. 2.1.

Fusha Priobskoye është zhvilluar që nga viti 1988. Për 12 vjet zhvillim, siç mund të shihet nga Tabela 3., prodhimi i naftës është vazhdimisht në rritje.

Nëse në vitin 1988 ishte 2300 ton naftë, atëherë deri në vitin 2010 arriti në 1485000 tonë, prodhimi i lëngut u rrit nga 2300 në 1608000 ton.

Kështu, deri në vitin 2010, prodhimi kumulativ i naftës arriti në 8583.3 mijë tonë. (tabela 3.1).

Që nga viti 1991, për të ruajtur presionin e rezervuarit, janë vënë në punë puset e injektimit dhe ka filluar injektimi i ujit. Në fund të vitit 2010 kishte 132 puse injektuese dhe u rrit nga 100 në 2362 mijë tonë. deri në vitin 2010. Me një rritje të injektimit, shkalla mesatare e prodhimit të naftës në puset operative rritet. Deri në vitin 2010, shkalla e prurjes rritet, gjë që shpjegohet me zgjedhjen e saktë të sasisë së ujit të injektuar.

Gjithashtu, që nga vënia në punë e fondit të injektimit, prerja e ujit të prodhimit fillon të rritet dhe deri në vitin 2010 arrin në nivelin 9.8%, 5 vitet e para prerja e ujit është 0%.

Stoku i puseve prodhuese deri në vitin 2010 arriti në 414 puse, nga të cilët 373 puse prodhonin produkte me metodë të mekanizuar. Deri në vitin 2010, prodhimi kumulativ i naftës arriti në 8583.3 mijë tonë. (tabela 2.1).

Fusha Priobskoye është një nga më të rejat dhe më premtueset në Siberinë Perëndimore.

2.3 Veçoritëzhvillimi,duke ndikuarnëshfrytëzimitpuse

Fusha karakterizohet nga ritme të ulëta të prodhimit të puseve. Problemet kryesore të zhvillimit të fushës ishin produktiviteti i ulët i puseve të prodhimit, injektiviteti i ulët natyror (pa thyerje të shtresave nga uji i injektuar) i puseve të injektimit, si dhe rishpërndarja e dobët e presionit nëpër rezervuarë gjatë mirëmbajtjes së presionit të rezervuarit (për shkak të lidhjes së dobët hidrodinamike të seksioneve individuale të rezervuarëve). Funksionimi i formacionit AS 12 duhet të veçohet si një problem i veçantë i zhvillimit të fushës. Për shkak të niveleve të ulëta të prodhimit, shumë puse në këtë formacion duhet të mbyllen, gjë që mund të çojë në pezullimin e rezervave të konsiderueshme të naftës për një periudhë të pacaktuar. Një nga mënyrat për të zgjidhur këtë problem për rezervuarin AS 12 është zbatimi i masave për stimulimin e prodhimit të naftës.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Mbledhësit e horizontit AS 10 dhe AS 11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AS 12 janë anormalisht me produktivitet të ulët.

Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacioneve prodhuese të fushës tregojnë pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikuar aktivisht në formacionet e saj prodhuese dhe pa përdorur metoda të intensifikimit të prodhimit.

Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së majtë.

3 . Metodat e Zbatuara të Përmirësimit të Rikuperimit të Vajit

3.1 Zgjedhjametodëndikimnëvajdepozitim

Zgjedhja e një metode për ndikimin e depozitave të naftës përcaktohet nga një sërë faktorësh, ndër të cilët më domethënës janë karakteristikat gjeologjike dhe fizike të depozitave, mundësitë teknologjike të zbatimit të metodës në një fushë të caktuar dhe kriteret ekonomike. Metodat e stimulimit të rezervuarit të listuara më sipër kanë modifikime të shumta dhe, në thelbin e tyre, bazohen në një grup të madh përbërjesh të agjentëve punues të përdorur. Prandaj, kur analizohen metodat ekzistuese të stimulimit, ka kuptim, para së gjithash, të përdoret përvoja e zhvillimit të fushave në Siberinë Perëndimore, si dhe fusha në rajone të tjera me veti rezervuari të ngjashme me fushën e Priobskoye (kryesisht përshkueshmërinë e ulët të rezervuarit) dhe rezervuarin. lëngjeve.

Nga metodat për stimulimin e prodhimit të naftës duke ndikuar në zonën e vrimës së poshtme të pusit, më të përhapurat janë:

thyerje hidraulike;

trajtime me acid;

trajtime fizike dhe kimike me reagentë të ndryshëm;

trajtime termofizike dhe termo-kimike;

efekte impuls-shoku, vibroakustike dhe akustike.

3.2 Kriteret gjeologjike dhe fizike për aplikimin e metodave të ndryshme të stimulimit në fushën e Priobskoye

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të fushës Priobskoye për vlerësimin e zbatueshmërisë së metodave të ndryshme të stimulimit janë:

thellësia e shtresave prodhuese - 2400-2600 m,

depozitat janë të shqyrtuara litologjikisht, regjimi natyror - elastik i mbyllur,

trashësia e shtresave AC 10, AC 11 dhe AC 12, përkatësisht, deri në 20.6, 42.6 dhe 40.6 m.

Presioni fillestar i rezervuarit - 23,5-25 MPa,

temperatura e rezervuarit - 88-90 0 С,

përshkueshmëria e ulët e rezervuarëve, vlerat mesatare sipas rezultateve të studimeve thelbësore - për formacionet АС 10, АС 11 dhe АС 12, përkatësisht 15.4, 25.8, 2.4 mD,

heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i shtresave,

Dendësia e vajit të formimit - 780-800 kg / m 3,

viskoziteti i vajit të formimit - 1,4-1,6 mPa * s,

presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

vaj naftenik, parafinik dhe pak rrëshirë.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për aplikimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarit, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të hollësishme, metodat e mëposhtme për fushën e Priobskoye mund të përjashtohen nga metodat e mësipërme: metodat termike dhe përmbytja e polimerit ( si metodë e zhvendosjes së vajit nga formacionet). Metodat termike përdoren për rezervuarët me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m. Përmbytja e polimerit preferohet të përdoret në rezervuarë me përshkueshmëri më shumë se 0,1 μm 2 për të zhvendosur vajin me viskozitet 10 deri në 100 mPa * s dhe në temperatura deri në 90 0 C (për temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta, speciale).

3.2.1 Përmbytja e ujit

Përvoja e zhvillimit të fushave vendase dhe të huaja tregon se përmbytja e ujit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive për të ndikuar në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët me respektim të rreptë të kërkesave të nevojshme për teknologjinë e zbatimit të tij.

Ndër arsyet kryesore që shkaktojnë uljen e efikasitetit të përmbytjes së ujit të formacioneve me përshkueshmëri të ulët janë:

përkeqësimi i vetive filtruese të shkëmbit për shkak të:

ënjtja e përbërësve argjilë të shkëmbit në kontakt me ujin e injektuar,

bllokimi i rezervuarit me papastërti të imta mekanike në ujin e injektuar,

precipitimi i sedimenteve të kripës në mjedisin poroz të rezervuarit gjatë ndërveprimit kimik të ujit të injektuar dhe të prodhuar,

zvogëlimi i mbulimit të rezervuarit nga përmbytjet e ujit për shkak të formimit të thyerjeve-thyerjeve rreth puseve të injektimit dhe përhapjes së tyre thellë në rezervuar (për rezervuarët e ndërprerë, është gjithashtu e mundur një rritje e lehtë e fshirjes së rezervuarit përgjatë seksionit),

ndjeshmëri e konsiderueshme ndaj karakterit të lagshmërisë së shkëmbinjve nga agjenti i injektuar; ulje e ndjeshme e përshkueshmërisë së rezervuarit për shkak të depozitimit të parafinës.

Shfaqja e të gjitha këtyre dukurive në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët shkakton pasoja më të rëndësishme sesa në shkëmbinj me përshkueshmëri të lartë.

Për të eliminuar ndikimin e këtyre faktorëve në procesin e përmbytjes së ujit, përdoren zgjidhjet e duhura teknologjike: rrjetet optimale të puseve dhe mënyrat teknologjike të funksionimit të pusit, injektimi i ujit të llojit dhe përbërjes së kërkuar në rezervuarë, trajtimi i tij përkatës mekanik, kimik dhe biologjik; si dhe shtimi i përbërësve të veçantë në ujë.

Për fushën Priobskoye, vërshimi i ujit duhet të konsiderohet si metoda kryesore e stimulimit.

Aplikimi i solucioneve surfaktant në terren u refuzua, kryesisht për shkak të efikasitetit të ulët të këtyre reagentëve në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët.

Për fushën Priobskoye dhe përmbytje alkaline nuk mund të rekomandohet për arsyet e mëposhtme:

Kryesorja është përmbajtja mbizotëruese e argjilës strukturore dhe e shtresëzuar e rezervuarëve. Agregatet e argjilës përfaqësohen nga kaolini, kloriti dhe hidromica. Ndërveprimi i alkalit me materialin argjilë mund të çojë jo vetëm në fryrjen e argjilave, por edhe në shkatërrimin e shkëmbinjve. Një zgjidhje alkaline me përqendrim të ulët rrit koeficientin e bymimit të argjilave me 1,1-1,3 herë dhe zvogëlon përshkueshmërinë e shkëmbit me 1,5-2 herë në krahasim me ujin e ëmbël, gjë që është kritike për rezervuarët me përshkueshmëri të ulët të fushës Priobskoye. Përdorimi i solucioneve me përqendrim të lartë (duke ulur fryrjen e argjilave) aktivizon procesin e shkatërrimit të shkëmbinjve. Përveç kësaj, argjilat shumë të këmbyeshme me jon mund të ndikojnë negativisht në buzën e tretësirës alkaline duke zëvendësuar natriumin me hidrogjen.

Heterogjeniteti shumë i zhvilluar i formacionit dhe një numër i madh ndërshtresash, duke çuar në mbulim të ulët të formacionit me tretësirë ​​alkali.

Pengesa kryesore për aplikimin sistemet e emulsionit për të ndikuar në depozitat e fushës Priobskoye, ka karakteristika të ulëta të filtrimit të rezervuarëve të fushës. Rezistenca e filtrimit e krijuar nga emulsionet në rezervuarët me përshkueshmëri të ulët do të çojë në një rënie të mprehtë të injektivitetit të puseve të injektimit dhe një ulje të shkallës së prodhimit të naftës.

3.3 Metodat e ndikimit në zonën e formimit të vrimës së poshtme për stimulimin e prodhimit

3.3.1 Trajtimet me acid

Trajtimi me acid i rezervuarëve kryhet si për të rritur ashtu edhe për të rivendosur përshkueshmërinë e rezervuarit të zonës së vrimës së poshtme të pusit. Shumica e këtyre punimeve janë kryer gjatë kalimit të puseve në injektim dhe rritjes së mëvonshme të injektivitetit të tyre.

Acidizimi standard në fushën Priobskoye konsiston në përgatitjen e një solucioni që përmban 14% HCl dhe 5% HF, me një vëllim 1,2-1,7 m 3 për 1 metër trashësi formimi të shpuar dhe pompimin e tij në intervalin e shpuar. Koha e përgjigjes është rreth 8 orë.

Kur merret parasysh efektiviteti i ndikimit të acideve inorganike, janë marrë parasysh puset e injektimit me injeksion afatgjatë (më shumë se një vit) të ujit përpara trajtimit. Trajtimi acid i strukturave afër pusit në puset e injektimit rezulton të jetë një metodë mjaft efektive rikthimin e injektivitetit të tyre. Si shembull, Tabela 3.1 tregon rezultatet e trajtimeve për një numër pusesh injektimi.

Rezultatet e trajtimeve në puset e injektimit

Tabela 3.1

Analiza e trajtimeve të kryera tregon se përbërja e acidit klorhidrik dhe hidrofluorik përmirëson përshkueshmërinë e zonës afër pusit, injektiviteti i puseve është rritur nga 1.5 në 10 herë, efekti mund të gjurmohet nga 3 muaj në 1 vit.

Kështu, bazuar në analizën e trajtimeve acidike të kryera në terren, mund të konkludohet se këshillohet që të kryhen trajtime acide të zonave të fundgropave të puseve të injektimit për të rikthyer injektivitetin e tyre.

3.3.2 Thyerje hidraulike

Thyerja hidraulike (thyerja hidraulike) është një nga metodat më efektive për stimulimin e prodhimit të naftës nga rezervuarët me përshkueshmëri të ulët dhe rritjen e prodhimit të rezervave të naftës. Thyerja hidraulike përdoret gjerësisht në praktikën e prodhimit vendas dhe të huaj të naftës.

Përvoja e rëndësishme e thyerjes hidraulike tashmë është grumbulluar në fushën e Priobskoye. Analiza e kryer në fushën e thyerjes hidraulike tregon efikasitetin e lartë të këtij lloji të stimulimit të prodhimit për terrenin, pavarësisht shkallës së konsiderueshme të rënies së shkallës së prodhimit pas thyerjes hidraulike. Thyerja hidraulike në rastin e fushës Priobskoye nuk është vetëm një metodë e stimulimit të prodhimit, por edhe rritjes së rikuperimit të naftës. Së pari, thyerja hidraulike bën të mundur lidhjen e rezervave të vajit të pa drenazhuar në rezervuarët e ndërprerë të fushës. Së dyti, ky lloj ndikimi bën të mundur tërheqjen e një vëllimi shtesë vaji nga formacioni AS 12 me përshkueshmëri të ulët brenda një kohe të pranueshme të funksionimit në terren.

Gradështesëminieravengaduke mbajturThyerje hidraulikenëPriobskomfushë.

Prezantimi i metodës së thyerjes hidraulike në fushën e Priobskoye filloi në vitin 2006 si një nga metodat më të rekomanduara të stimulimit në kushtet e caktuara të zhvillimit.

Gjatë periudhës nga viti 2006 deri në janar 2011, në terren janë kryer 263 operacione thyerjeje hidraulike (61% e fondit). Numri kryesor i punëve të thyerjes hidraulike është kryer në vitin 2008 - 126.

Në fund të vitit 2008, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike tashmë arrinte në rreth 48% të totalit të naftës të prodhuar gjatë vitit. Për më tepër, pjesa më e madhe e prodhimit shtesë ishte nafta nga rezervuari AS-12 - 78.8% e prodhimit të përgjithshëm në rezervuar dhe 32.4% e prodhimit të përgjithshëm. Për rezervuarin AS11 - 30.8% e prodhimit total për rezervuarin dhe 4.6% e prodhimit në përgjithësi. Për rezervuarin AS10 - 40.5% e prodhimit total për rezervuarin dhe 11.3% e prodhimit në përgjithësi.

Siç mund ta shihni, objektivi kryesor për thyerjen hidraulike ishte formacioni AS-12 si më pak produktiv dhe që përmbante pjesën më të madhe të rezervave të naftës në zonën e bregut të majtë të fushës.

Në fund të vitit 2010, prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike arriti në më shumë se 44% të prodhimit të naftës të gjithë naftës së prodhuar gjatë vitit.

Dinamika e prodhimit të naftës nga fusha në tërësi, si dhe prodhimi shtesë i naftës për shkak të thyerjes hidraulike, është paraqitur në tabelën 3.2.

Tabela 3.2

Është evidente një rritje e konsiderueshme e prodhimit të naftës për shkak të thyerjes hidraulike. Duke filluar nga viti 2006, prodhimi shtesë nga thyerja hidraulike arriti në 4900 ton. Çdo vit rritja e prodhimit nga thyerja hidraulike është në rritje. Vlera maksimale e rritjes është viti 2009 (701,000 ton), deri në vitin 2010 vlera e prodhimit shtesë bie në 606,000 ton, që është 5,000 tonë më e ulët se në vitin 2008.

Kështu, thyerja hidraulike duhet të konsiderohet metoda kryesore e rritjes së rikuperimit të naftës në fushën Priobskoye.

3.3.3 Përmirësimi i efikasitetit të perforimit

Një mjet shtesë për rritjen e produktivitetit të puseve është përmirësimi i operacioneve të shpimit, si dhe formimi i kanaleve shtesë të filtrimit gjatë shpimit.

Përmirësimi i shpimit të CCD mund të arrihet përmes përdorimit të ngarkesave shpuese më të fuqishme për të rritur thellësinë e kanaleve të shpimit, për të rritur densitetin e shpimit dhe për të përdorur fazat.

Metodat për krijimin e kanaleve shtesë të filtrimit mund të përfshijnë, për shembull, teknologjinë e krijimit të një sistemi të çarjeve gjatë hapjes dytësore të formacionit me perforatorë në tuba - një sistem i perforimit të thyer të formacionit (FFC).

Kjo teknologji u aplikua për herë të parë nga Marathon (Texas, SHBA) në vitin 2006. Thelbi i tij qëndron në perforimin e formacionit prodhues me perforatorë të fuqishëm 85,7 mm me një densitet rreth 20 vrima për metër gjatë shtypjes në formacion, e ndjekur nga fiksimi i perforimeve dhe çarjeve me një agjent mbështetës - boksit të fraksionit nga 0,42 në 1,19. mm.

Dokumente të ngjashme

Përshkrimi i gjendjes aktuale të zhvillimit të fushës Yuzhno-Priobskoye. Struktura organizative e UBR. Teknika e shpimit të naftës. Dizajni i pusit, funksionimi i kasës dhe kafazja e pusit. Grumbullimi në terren dhe trajtimi i naftës dhe gazit.

raport praktik, shtuar 06/07/2013


Historia e zhvillimit dhe zhvillimit të fushës Priobskoye. Karakteristikat gjeologjike të rezervuarëve të ngopur me naftë. Analiza e performancës së pusit. Ndikimi në rezervuarët vajmbajtës të thyerjes hidraulike - metoda kryesore e stimulimit.

punim afatshkurtër, shtuar 18.05.2012


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të objektit AS10 në pjesën jugore të fushës Priobskoye. Karakteristikat e stokut të puseve dhe treguesit e funksionimit të tyre. Zhvillimi i teknologjisë kërkimore për fushat e naftës me shumë shtresa. Analiza e ndjeshmërisë së projektit ndaj rrezikut.

tezë, shtuar 25.05.2014


Informacione të përgjithshme rreth fushës Priobskoye, karakteristikat e saj gjeologjike. Formacione prodhuese në megakompleksin e depozitimeve neokomiane. Vetitë e lëngjeve dhe gazeve të rezervuarit. Arsyet e kontaminimit të zonës së formimit të vrimës së poshtme. Llojet e trajtimeve me acid.

punim afatshkurtër, shtuar 10/06/2014


Përshkrim i shkurtër i fushës së naftës Priobskoye, struktura gjeologjike e zonës dhe përshkrimi i shtresave prodhuese, vlerësimi i rezervave të naftës dhe gazit. Kërkime të integruara gjeofizike: përzgjedhja dhe vërtetimi i metodave për kryerjen e punës në terren.

tezë, shtuar 17.12.2012


Ndërtimi i një pusi drejtimi për kushtet gjeologjike të fushës Priobskoye. Normat e konsumit të lëngjeve të shpimit sipas intervaleve të shpimit. Formulimet e lëngjeve të shpimit. Pajisjet në sistemin e qarkullimit. Grumbullimi dhe pastrimi i mbetjeve të shpimit.

punim term i shtuar më 13.01.2011


Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të formacioneve prodhuese dhe informacione të përgjithshme për rezervat. Historia e zhvillimit të depozitës. Analiza e treguesve të performancës së stokut të puseve. Metodat kryesore për rritjen e rikuperimit të naftës dhe përfshirjen e rezervave të mbetura të naftës në zhvillim.

punim termi shtuar 22.01.2015


Karakteristikat gjeologjike të fushës Khokhryakovskoye. Vërtetimi i një metode racionale për ngritjen e lëngjeve në puse, pajisje pusesh, gropa. Gjendja e zhvillimit të fushës dhe stokut të puseve. Kontroll mbi zhvillimin e fushës.

tezë, shtuar 09/03/2010


Zhvillimi i fushave të gazit. Karakteristikat gjeologjike dhe teknike të fushës. Shtresat dhe objektet prodhuese. Përbërja e gazit nga fusha e Orenburgut. Arsyetimi i ndërtimit të ashensorëve të shatërvanëve. Zgjedhja e diametrit dhe thellësisë së tubave që rrjedhin.

punim afatshkurtër shtuar më 14.08.2012


Informacion rreth fushës Amangeldy: struktura dhe seksioni gjeologjik, përmbajtja e gazit. Sistemi i zhvillimit të terrenit. Llogaritja e rezervave të gazit dhe kondensatës. Vlerësimi i mirë dhe funksionimi. Treguesit tekniko-ekonomikë të zhvillimit të fushës së gazit.

Ato ndodhen në Arabinë Saudite, e di edhe një gjimnazist. Si dhe fakti që Rusia është menjëherë pas saj në listën e vendeve me rezerva të konsiderueshme nafte. Megjithatë, për sa i përket prodhimit, ne jemi inferiorë ndaj disa vendeve njëherësh.

Më të mëdhenjtë në Rusi gjenden pothuajse në të gjitha rajonet: në Kaukaz, në rrethet Ural dhe Siberian Perëndimor, në Veri, në Tatarstan. Sidoqoftë, jo të gjitha janë zhvilluar, dhe disa, si Tekhneftinvest, faqet e të cilit ndodhen në Yamalo-Nenets dhe rrethin fqinj Khanty-Mansiysk, janë joprofitabile.

Kjo është arsyeja pse një marrëveshje u hap më 4 prill 2013 me Rockefeller Oil Company, e cila tashmë ka filluar në zonë.

Megjithatë, jo të gjitha fushat e naftës dhe gazit në Rusi janë jofitimprurëse. Dëshmi e kësaj është prodhimi i suksesshëm që disa kompani po kryejnë njëkohësisht në Yamalo-Nenets Okrug, në të dy brigjet e Ob.

Fusha Priobskoye konsiderohet si një nga më të mëdhatë jo vetëm në Rusi, por në të gjithë botën. Ajo u hap në vitin 1982. Doli se rezervat e naftës së Siberisë Perëndimore ndodhen në bregun e majtë dhe të djathtë. Zhvillimi në bregun e majtë filloi gjashtë vjet më vonë, në 1988, dhe në bregun e djathtë - njëmbëdhjetë vjet më vonë.

Sot dihet se fusha Priobskoye përmban mbi 5 miliardë tonë naftë me cilësi të lartë, e cila ndodhet në një thellësi jo më të madhe se 2.5 kilometra.

Rezervat e mëdha të naftës bënë të mundur ndërtimin e termocentralit të turbinës me gaz Priobskaya pranë fushës, duke funksionuar ekskluzivisht në karburantin përkatës. Ky stacion jo vetëm që plotëson plotësisht kërkesat e fushës. Është në gjendje të furnizojë me energji elektrike të prodhuar rrethin Khanty-Mansiysk për nevojat e banorëve.

Aktualisht, disa kompani po zhvillojnë fushën e Priobskoye.

Disa janë të bindur se gjatë nxjerrjes nga toka vjen vaji i përfunduar, i rafinuar. Ky është një keqkuptim i thellë. Lëngu i rezervuarit që del jashtë

sipërfaqja (nafta bruto) hyn në punishte, ku pastrohet nga papastërtitë dhe uji, normalizohet sasia e joneve të magnezit dhe ndahet gazi shoqërues. Kjo është një punë e madhe dhe shumë e saktë. Për zbatimin e tij, fusha Priobskoye u pajis me një kompleks të tërë laboratorësh, punëtorish dhe rrjetesh transporti.

Produktet e gatshme (nafta dhe gazi) transportohen dhe përdoren për qëllimin e tyre të synuar, mbeten vetëm mbeturina. Janë ata që sot po i krijojnë terrenit problemin më të madh: janë aq të shumtë sa nuk është ende e mundur likuidimi i tyre.

Kompania e krijuar posaçërisht për riciklim, sot riciklon vetëm mbetjet më të freskëta. Nga llumi (kështu quhet sipërmarrja balta e zgjeruar, e cila është shumë e kërkuar në ndërtimtari. Mirëpo, deri më tani nga argjila e përftuar e zgjeruar ndërtohen vetëm rrugë hyrëse për vendburimin.

Fusha ka një rëndësi tjetër: ofron vende pune të qëndrueshme, të paguara mirë për disa mijëra punëtorë, mes të cilëve ka specialistë të kualifikuar dhe punëtorë pa kualifikim.

Fushat e naftës në Rusi
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Tre të katërtat veriore të fushës kontrolloheshin nga YUKOS nëpërmjet një kompanie bijë të saj Yuganskneftegaz dhe filloi prodhimin e naftës në vitin 2000. Në vitin 2004 Yuganskneftegaz u ble nga Rosneft, e cila tani është kompania operuese për atë pjesë të fushës. Lagjja jugore e fushës kontrollohej nga Sibir Energy, e cila filloi një sipërmarrje të përbashkët me Sibneft për të zhvilluar fushën, me vëllim të prodhimit duke filluar në 2003. Sibneft më pas fitoi kontrollin e plotë të fushës nëpërmjet një manovre korporative për të holluar zotërimin e Sibir. Sibneft tani kontrollohet nga Gazprom dhe u quajt Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Fusha Priobskoye (KhMAO)
Rezervat, milion ton
ABC1 - 1061.5
C2 - 169,9
Prodhimi në 2007, milion ton - 33.6

Për shumë vite, fusha Samotlor ka qenë më e madhja si për rezervat ashtu edhe për sa i përket prodhimit të naftës. Në vitin 2007, për herë të parë, ajo i dha vendin e parë fushës Priobskoye, ku prodhimi i naftës arriti në 33.6 milion ton (7.1% e Rusisë), dhe rezervat e eksploruara u rritën në krahasim me 2006 me pothuajse 100 milion ton (duke marrë parasysh prodhimin ).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Gjeologjia dhe zhvillimi i fushave më të mëdha dhe unike të naftës dhe naftës dhe gazit në Rusi.
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 është një fushë gjigante nafte në Rusi. Ndodhet në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk, afër Khanty-Mansiysk. U hap në vitin 1982. I ndarë nga lumi Ob në dy pjesë - bregu i majtë dhe i djathtë. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, bregu i djathtë në 1999.

Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë.

Depozita i përket provincës së Siberisë Perëndimore. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit është 863-868 kg/m3, përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe squfuri 1,2-1,3%.

Në fund të vitit 2005, janë 954 puse prodhimi dhe 376 puse injektuese në terren, nga të cilat 178 janë shpuar gjatë vitit të kaluar.

Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2007 arriti në 40.2 milion ton, nga të cilat Rosneft - 32.77 dhe Gazprom Neft - 7.43 milion ton.

Aktualisht, pjesa veriore e fushës po zhvillohet nga LLC RN-Yuganskneftegaz, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore po zhvillohet nga LLC Gazpromneft - Khantos, në pronësi të Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field

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

PRIOBSKOE: JANE 100 MILION! (Rosneft: Buletini i Kompanisë, Shtator 2006) -
Më 1 maj 1985, pusi i parë i eksplorimit u shpua në fushën e Priobskoye. Në shtator 1988, në bregun e majtë të tij, filloi prodhimi i eksplozivëve duke përdorur metodën e rrjedhjes nga pusi Nr. 181-P me një prurje prej 37 ton në ditë. Në ditën e fundit të korrikut 2006, naftëtarët nga Priobskoye raportuan për prodhimin e 100 miliontë tonë nafte.

Licenca për zhvillimin e fushës i përket OJSC Yuganskneftegaz.
Fusha më e madhe në Siberinë Perëndimore - Priobskoye - ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk në një distancë prej 65 km nga Khanty-Mansiysk dhe 200 km nga Nefteyugansk. Priobskoe u zbulua në vitin 1982. Ai ndahet nga lumi Ob në dy pjesë - bregun e majtë dhe të djathtë. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, bregu i djathtë në 1999.

Sipas klasifikimit rus, rezervat e eksploruara të naftës arrijnë në 1.5 miliardë ton, të rikuperueshme - më shumë se 600 milion ton.
Sipas analizës së përgatitur nga kompania ndërkombëtare e auditimit DeGolyer & MacNaughton, më 31 dhjetor 2005, rezervat e naftës të fushës Priobskoye sipas metodologjisë SPE janë: 694 milion ton të provuara, të mundshme - 337 milion ton, të mundshme - 55 milion ton .

Rezervat për terrenin sipas standardeve ruse që nga 01.01.2006: NGZ (Rezervat e Naftës dhe Gazit) - 2,476.258 milion ton.

Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2003 arriti në 17.6 milion ton, në 2004 - 20.42 milion ton, në 2005 - 20.59 milion ton. Në planet strategjike të zhvillimit të kompanisë, fusha Priobskoye është caktuar një nga vendet kryesore - deri në vitin 2009 është planifikuar të prodhojë deri në 35 milion ton këtu.
Në ditën e fundit të korrikut 2006, naftëtarët nga Priobskoye raportuan për prodhimin e 100 miliontë tonë nafte. 60% e territorit të fushës Priobskoye ndodhet në pjesën e përmbytur të fushës së përmbytjes së lumit Ob; teknologjitë miqësore me mjedisin përdoren në ndërtimin e puseve, tubacioneve të naftës nën presion dhe kalimeve nënujore.

Historia e fushës Priobskoye:
Në 1985, u zbuluan rezerva tregtare të naftës, sipas testeve të pusit 181r, u mor një prurje prej 58 m3 / ditë.
Në 1989 - fillimi i shpimit 101 bush (Bregu i majtë)
Në 1999 - vënia në punë e puseve 201 bush (Bregu i djathtë)
Në vitin 2005, prodhimi ditor arriti në 60,200 ton / ditë, duke prodhuar stokun e 872 puse, 87205.81 mijë tonë janë prodhuar që nga fillimi i zhvillimit.

Vetëm vitet e fundit, duke përdorur shpime të drejtuara, në terren janë përfunduar 29 kalime nënujore, duke përfshirë 19 të reja të ndërtuara dhe 10 të vjetra të rindërtuara.

Objektet e sitit:
Stacionet e pompimit përforcues - 3
Stacioni i pompimit shumëfazor Sulzer - 1
Stacionet e pompimit grumbull për pompimin e një agjenti pune në rezervuar - 10
Stacionet e pompimit lundrues - 4
Punëtoritë e përgatitjes dhe pompimit të naftës - 2
Njësia e ndarjes së vajit (USN) - 1

Në maj 2001, një stacion unik pompimi shumëfazor Sulzer u instalua në jastëkun 201 në bregun e djathtë të fushës Priobskoye. Çdo pompë e instalimit është e aftë të pompojë 3.5 mijë metra kub lëng në orë. Kompleksi shërbehet nga një operator, të gjitha të dhënat dhe parametrat shfaqen në një monitor kompjuteri. Stacioni është i vetmi në Rusi.

Stacioni holandez i pompimit "Rosscor" u pajis në fushën Priobskoye në 2000. Është projektuar për pompimin në terren të lëngut shumëfazor pa përdorimin e flakëruesve (për të shmangur ndezjen e gazit shoqërues në fushën e përmbytjes së lumit Ob).

Një fabrikë e përpunimit të llumit të shpimit në bregun e djathtë të fushës Priobskoye prodhon tulla silikate, të cilat përdoren si material ndërtimi për ndërtimin e rrugëve, themelet e grumbullimit, etj. Për të zgjidhur problemin e përdorimit të gazit shoqërues të prodhuar në fushën Priobskoye, termocentrali i parë i turbinës me gaz në Okrug Autonome Khanty-Mansi u ndërtua në fushën Prirazlomnoye, duke siguruar energji elektrike në fushat Priobskoye dhe Prirazlomnoye.

Linja e energjisë e ndërtuar nëpër Ob nuk ka analoge, hapësira e së cilës është 1020 m, dhe diametri i telit të bërë posaçërisht në Britaninë e Madhe është 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

Në historinë e Yuganskneftegaz, 5 nëntori 2009 ishte një tjetër ditë e rëndësishme - 200 milion ton naftë u prodhua në fushën Priobskoye. Kujtojmë se kjo fushë gjigante nafte u zbulua në vitin 1982. Fusha ndodhet afër Khanty-Mansiysk dhe ndahet në dy pjesë nga lumi Ob. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, bregu i djathtë në 1999. 100 milioni ton naftë u prodhua në këtë fushë në korrik 2006.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 NK Rosneft planifikon të prodhojë 29.6 milion ton naftë në fushën Priobskoye në 2010, që është 12.4% më pak se në 2009, sipas menaxhimit të informacionit të kompanisë. Në vitin 2009, Rosneft prodhoi 33.8 milionë tonë naftë nga fusha.

Përveç kësaj, sipas raportit, sot Rosneft ka vënë në punë fazën e parë të një termocentrali me turbina me gaz (GTES) në fushën e naftës dhe gazit Priobskoye. Kapaciteti i fazës së parë të GTPP-së është 135 MW, faza e dytë është planifikuar të vihet në funksion në maj 2010, e treta - në dhjetor. Kapaciteti i përgjithshëm i stacionit do të jetë 315 MW. Ndërtimi i stacionit së bashku me objektet ndihmëse do t'i kushtojë Rosneft 18.7 miliardë rubla. Në të njëjtën kohë, sipas raportit, për shkak të braktisjes së strukturave hidraulike dhe instalimit të pajisjeve të energjisë me avull, kostot kapitale për ndërtimin e termocentralit të turbinës me gaz u ulën me më shumë se 5 miliardë rubla.

Kreu i Rosneft, Sergei Bogdanchikov, vuri në dukje se vënia në punë e Priobskaya GTPP zgjidh njëkohësisht tre probleme: shfrytëzimin e gazit shoqërues (APG), sigurimin e energjisë elektrike në fushë, si dhe stabilitetin e sistemit energjetik të rajonit.

Në vitin 2009, Rosneft prodhoi më shumë se 2 miliardë metra kub në fushën e Priobskoye. m gaz i lidhur me naftë (APG), dhe përdoret vetëm pak më shumë se 1 miliard metra kub. m. Deri në vitin 2013, pamja do të ndryshojë: pavarësisht rënies së prodhimit të APG në 1.5 miliardë metra kub. m, përdorimi i tij do të arrijë në 95%, thuhet në mesazh.

Sipas S. Bogdanchikov, Rosneft po shqyrton mundësinë e furnizimit të Gazprom Neft me tubacionin e tij për transportimin e gazit të lidhur të naftës nga fusha Priobskoye për përdorim në kompleksin e përpunimit të gazit Yuzhno-Balyk të SIBUR. Këtë e raporton RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosneft siguron deri në 30% të konsumit të saj të energjisë me objektet e veta. U ndërtuan termocentrale të lidhura me gaz: në fushën Priobskoye, në Vankor, në Territorin Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft ka nisur fazën e parë të termocentralit të turbinave me gaz Yuzhno-Priobskaya (GTES) në fushën Priobskoye (KhMAO), i ndërtuar nga kompania për nevojat e veta të prodhimit, tha kompania.
Kapaciteti i fazës së parë të GTPP-së ishte 48 MW. Vëllimi i investimeve kapitale për prezantimin e fazës së parë është 2.4 miliardë rubla.
Aktualisht, nevojat për energji elektrike të Gazpromneft-Khantos janë rreth 75 MW energji elektrike dhe, sipas llogaritjeve të specialistëve të kompanisë, deri në vitin 2011 konsumi i energjisë do të rritet në 95 MW. Për më tepër, në vitet e ardhshme, tarifat e sistemit energjetik Tyumen do të rriten ndjeshëm - nga 1.59 rubla për kWh në 2009 në 2.29 rubla për kWh në 2011.
Nisja e fazës së dytë të termocentralit do të sjellë kapacitetet gjeneruese të energjisë së Gazpromneft-Khantos në 96 MW dhe do të plotësojë plotësisht nevojat e kompanisë për energji elektrike.

Fusha Priobskoye është një aset kyç i Gazprom Neft, që përbën pothuajse 18% të strukturës së prodhimit të kompanisë.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Zvogëlimi i objekteve të zhvillimit si një metodë e rikuperimit të përmirësuar të naftës
Në fushën Priobskoye, tre formacione janë duke u zhvilluar së bashku - AC10, AC11, AC12, dhe përshkueshmëria e formacionit AC11 është një renditje e madhësisë më e lartë se përshkueshmëria e formacioneve AC10 dhe AC12. Për rikuperimin efikas të rezervave nga formacionet me përshkueshmëri të ulët AC10 dhe AC12, nuk ka alternativë tjetër përveç futjes së teknologjisë ORRNEO, kryesisht në puset e injektimit.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metoda e interpretimit kompleks të rezultateve të prerjeve të puseve të përdorura në SHA ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" në studimin e seksioneve terrigjene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Zona e facies Frolovskaya e Siberisë Perëndimore Neokomiane në dritën e vlerësimit të potencialit të naftës dhe gazit
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Letërsia

Skemat stratigrafike rajonale të depozitimeve mezozoike të Rrafshit të Siberisë Perëndimore. - Tyumen. - 1991.
Gjeologjia e naftës dhe gazit në Siberinë Perëndimore // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov etj - M .: Nedra. - 1975. - 680 f.
Katalogu i zbërthimeve stratigrafike // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Çështje. 67.-313 f.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. et al. Stratigrafia e sedimenteve mezozoike të mbulesës së platformës së pllakës së Siberisë Perëndimore // Problemet e gjeologjisë së provincës së naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968. - Numri 11. - 60 f.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Llojet anormale të seksioneve të formacioneve Bazhenov dhe Tutleim të Siberisë Perëndimore // Buletini i përdoruesit nëntokësor të Okrug Autonome Khanty-Mansi.- 2002.-11.- F. 64-69.

Efikasiteti i zhvillimit të fushës së naftës
Në Rusi, si puset horizontale ashtu edhe thyerjet hidraulike në rezervuarë me përshkueshmëri të ulët përdoren në vëllime të mjaftueshme, për shembull, në fushën e Priobskoye, ku përshkueshmëria është vetëm nga 1 deri në 12 md dhe është thjesht e pamundur të bëhet pa thyerje hidraulike. .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Skandal i ri mjedisor në Okrug Autonome Khanty-Mansi. Kompania e njohur Rosekoprompererabotka, e cila u bë e famshme për ndotjen e lumit Vakh në pasurinë e TNK-BP, është bërë edhe një herë pjesëmarrëse e saj.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Përmirësimi i cilësisë së çimentimit të shtresës së jashtme në fushën Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Ndikimi i gazit termik dhe fushat e Siberisë
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metoda e gazit termik dhe suita Bazhenovskaya
http://energyland.info/analitic-show-50375

Zbatimi i injektimit të dyfishtë në fushën e Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Transferimi i puseve të fushës Priobskoye në një sistem kontrolli adaptiv për një pompë centrifugale elektrike
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analiza e dështimeve të ESP në fushat e naftës ruse
http://neftya.ru/?p=275

Thyerje gjatë formimit të klinoformave neokomiane në Siberinë Perëndimore
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Përmirësimi i teknologjisë së injektimit të njëkohshëm të veçantë për fushat me shumë shtresa
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovskiy KRS"
Punoni në depozitat e rajoneve Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Edhe para Vitit të Ri, auditimet mjedisore u përfunduan në dy fushat më të mëdha në Ugra - Samotlorskoye dhe Priobskoye. Bazuar në rezultatet, u nxorrën përfundime zhgënjyese: punëtorët e naftës jo vetëm që shkatërrojnë natyrën, por gjithashtu paguajnë të paktën 30 miliardë rubla në vit për buxhetet e niveleve të ndryshme.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Vaji Siberian", nr. 4 (32), prill 2006. "Ka ku të lëvizësh"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP / AMOCO Tërhiqet nga Projekti Priobskoye, 28-03-1999
http://www.russiajournal.com/node/1250

Foto
Fusha Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
Kompania "Fusha Priobskoye, Okrug Autonome Khanty-Mansi. SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Fusha Yuzhno-Priobskoye