Fusha e naftës Priobskoye në hartë. Priobskoye nm është një fushë nafte komplekse, por premtuese në Khmao. Karakteristikat e fushës Priobskoye

Priobskoye është një fushë gjigante nafte në Rusi.

E vendosur në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk, afër Khanty-Mansiysk. U hap 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, i djathtë - në 1999.

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

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

Deri në fund të vitit 2005, ishin 954 prodhues dhe 376 puset e injektimit, nga të cilët 178 puse janë shpuar gjatë vitit të kaluar.

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

Aktualisht, pjesa veriore e fushës (SLT) po zhvillohet nga RN-Yuganskneftegaz LLC, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore (YULT) po zhvillohet nga Gazpromneft-Khantos LLC, në pronësi të Gazprom Neft. Gjithashtu, në jug të fushës, ka blloqe relativisht të vogla licencash Verkhne-Shapshinskiy dhe Sredne-Shapshinskiy, të cilat janë zhvilluar që nga viti 2008 nga NAK AKI OTYR, në pronësi të SHA Russneft.

Në fillim të nëntorit 2006, në fushën e naftës Priobskoye të operuar nga OOO RN-Yuganskneftegaz (një degë e kompanisë shtetërore Rosneft, e cila fitoi kontrollin mbi aktivin kryesor të Yukos, Yuganskneftegaz), me pjesëmarrjen e specialistëve nga Newco Well Service, më i madhi në Rusi thyerje hidraulike e një rezervuari nafte. Në rezervuar u derdhën 864 ton propant. Operacioni zgjati shtatë orë dhe u transmetua drejtpërdrejt përmes internetit në zyrën e Yuganskneftegaz.

Fusha e naftës Priobskoye

§1.Fusha e naftës Priobskoye.

Priobskoe- fusha më e madhe në Siberinë Perëndimore ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk në një distancë prej 65 km nga Khanty-Mansiysk dhe 200 km nga Nefteyugansk. 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. Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit është 863-868 kg/m3 (lloji i vajit është mesatar, sepse bie në intervalin 851-885 kg/m3), përmbajtja e parafinave është mesatare (2,4-2,5%) dhe Përmbajtja e squfurit është 1,2-1,3% (i përket klasës së vajit të squfurit të klasës 2 të furnizuar në rafineri në përputhje me GOST 9965-76). Në fund të vitit 2005, kishte 954 puse prodhuese dhe 376 puse injektuese në terren. Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2007 arriti në 40.2 milion ton, nga të cilët Rosneft - 32.77 dhe Gazprom Neft - 7.43 milion ton. Përbërja mikroelementore e naftës është një karakteristikë e rëndësishme e këtij lloji të lëndës së parë dhe mbart informacione të ndryshme gjeokimike në lidhje me moshën e naftës, kushtet e formimit, origjinën dhe rrugët e migrimit dhe përdoret gjerësisht për identifikimin e fushave të naftës, optimizimin e strategjisë së kërkimit për depozitat. duke ndarë prodhimin e puseve të operuara së bashku.

Tabela 1. Gama dhe vlera mesatare e përmbajtjes së mikroelementit të vajit Priobskaya (mg/kg)

Shkalla fillestare e rrjedhës së funksionimit puset e naftësështë nga 35 t/ditë. deri në 180 t/ditë. Vendndodhja e puseve është e grumbulluar. Faktori i rikuperimit të naftës 0.35.

Një grup pusesh është një rregullim i tillë kur grykat janë afër njëra-tjetrës në të njëjtën platformë teknologjike, dhe fundet e puseve janë në nyjet e rrjetit të zhvillimit të rezervuarit.

Aktualisht, shumica e puseve të prodhimit janë shpuar në grupe. Kjo shpjegohet me faktin se shpimi grupor i depozitave mund të zvogëlojë ndjeshëm madhësinë e zonave të zëna nga shpimi dhe më pas nga puset e prodhimit, rrugët, linjat e energjisë dhe tubacionet.

Ky avantazh është i një rëndësie të veçantë gjatë ndërtimit dhe funksionimit të puseve në toka pjellore, në rezerva, në tundër, ku shtresa e trazuar sipërfaqësore e tokës është restauruar pas disa dekadash, në zona kënetore, të cilat ndërlikojnë dhe rrisin shumë koston e punë ndërtimi dhe instalimi të objekteve shpuese dhe operative. Shpimi me jastëk është gjithashtu i nevojshëm kur kërkohet hapja e depozitave të naftës nën strukturat industriale dhe civile, nën fundin e lumenjve dhe liqeneve, nën zonën e raftit nga bregu dhe mbikalimet. Një vend të veçantë zë ndërtimi grupor i puseve në territorin e Tyumen, Tomsk dhe rajone të tjera të Siberisë Perëndimore, të cilat bënë të mundur kryerjen me sukses të ndërtimit të naftës dhe puse gazi.

Vendndodhja e puseve në shtratin e pusit varet nga kushtet e terrenit dhe nga mjetet e propozuara të komunikimit midis pusit dhe bazës. Shkurret që nuk lidhen me rrugë të përhershme me bazën konsiderohen lokale. Në disa raste, shkurret mund të jenë themelore kur ato ndodhen në autostrada. Në pllakat lokale të puseve, si rregull, ato janë të rregulluara në formën e një ventilatori në të gjitha drejtimet, gjë që bën të mundur që të ketë numrin maksimal të puseve në një jastëk pusi.

Pajisjet e shpimit dhe ato ndihmëse janë montuar në atë mënyrë që kur pajisja e shpimit të zhvendoset nga një pus në tjetrin, pompat e shpimit, gropat marrëse dhe një pjesë e pajisjeve për pastrimin, trajtimin kimik dhe përgatitjen e lëngut shpëlarës të qëndrojnë të palëvizshme deri në përfundimin e ndërtimin e të gjithë (ose një pjese) të puseve në këtë pus.

Numri i puseve në një grup mund të ndryshojë nga 2 në 20-30 ose më shumë. Për më tepër, sa më shumë puse në jastëk, aq më i madh është devijimi i fundeve nga kokat e pusit, rritet gjatësia e pusit, rritet gjatësia e pusit, gjë që çon në një rritje të kostos së shpimit të pusit. Përveç kësaj, ekziston rreziku i takimit të trungjeve. Prandaj, bëhet e nevojshme të llogaritet numri i kërkuar i puseve në një grup.

Një metodë e pompimit të thellë të prodhimit të naftës është një metodë në të cilën ngritja e lëngut nga një pus në sipërfaqe kryhet duke përdorur njësi pompimi me shufër dhe pa shufër. lloje të ndryshme.
Në fushën e Priobskoye, përdoren pompa centrifugale elektrike - një pompë me pus të thellë pa shufër, e përbërë nga një pompë centrifugale me shumë faza (50-600 faza) e vendosur vertikalisht në një bosht të përbashkët, një motor elektrik (një motor elektrik asinkron i mbushur me dielektrikë vaj) dhe një mbrojtës që shërben për të mbrojtur motorin elektrik nga hyrja e lëngjeve. Motori mundësohet nga një kabllo e blinduar, e cila ulet së bashku me tubat e pompës. Frekuenca e rrotullimit të boshtit të motorit është rreth 3000 rpm. Pompa kontrollohet në sipërfaqe me anë të një stacioni kontrolli. Performanca e pompës centrifugale elektrike varion nga 10 në 1000 m3 lëng në ditë me një rendiment prej 30-50%.

Instalimi i një pompe centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompe centrifugale elektrike me gropë (ESP) ka vetëm një stacion kontrolli në sipërfaqen e pusit me transformator fuqie dhe karakterizohet nga prania e tensionit të lartë në kabllon e energjisë të ulur në pus së bashku me tubin. Puset shumë produktive me presion të lartë rezervuari operohen nga njësitë e pompës centrifugale elektrike.

Fusha është e largët, e vështirë për t'u aksesuar, 80% e territorit ndodhet në fushën e përmbytjes së lumit Ob dhe është e përmbytur gjatë periudhës së përmbytjeve. Fusha karakterizohet nga një strukturë gjeologjike komplekse - një strukturë komplekse trupash rërë për sa i përket sipërfaqes dhe seksionit, shtresat janë të lidhura dobët hidrodinamikisht. Rezervuarët e formacioneve prodhuese karakterizohen nga:

Përshkueshmëria e ulët;

Grua e ulët;

Rritja e përmbajtjes së argjilës;

Diseksion i lartë.

Fusha Priobskoye Karakterizohet nga një strukturë komplekse horizontesh prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Rezervuarët e horizontit AC10 dhe AC11 janë produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AC12 janë jashtëzakonisht të ulët produktiv. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikuar aktivisht në shtresat prodhuese të saj dhe pa përdorur metoda të stimulimit të prodhimit. Kjo konfirmon përvojën e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së bregut të majtë.

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

1) thellësia e shtresave prodhuese - 2400-2600 m,

2) depozitimet janë të mbrojtura litologjikisht, regjimi natyror është elastik, i mbyllur,

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

4) fillestar presioni i rezervuarit- 23,5-25 MPa,

5) temperatura e formimit - 88-90 ° С,

6) përshkueshmëri e ulët e rezervuarëve, vlera mesatare sipas rezultateve

7) heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i formacioneve,

8) viskoziteti i vajit të rezervuarit - 1.4-1.6 mPa * s,

9) presioni i ngopjes së vajit 9-11 MPa,

10) vaj i serisë naftenike, parafinik dhe me rrëshirë të ulët.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për përdorimin efektiv të metodave të stimulimit të rezervuarëve, mund të vërehet se, edhe pa një analizë të detajuar, metodat termike dhe përmbytja e polimerit (si metodë e zhvendosjes së naftës nga rezervuarët) mund të përjashtohen nga sa më sipër. metodat për fushën Priobskoye. Metodat termike përdoren për depozitime me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m. përdoren temperatura më të larta, polimere të shtrenjta, speciale).

Teknologjitë e reja dhe politika kompetente e Yuganskneftegaz kanë përmirësuar gjendjen e fushës së naftës Priobskoye, rezervat gjeologjike të së cilës janë në nivelin e 5 miliardë tonë naftë.

Priobskoye NM është një fushë gjigante nafte në Rusi. Kjo fushë e vështirë për t'u arritur dhe e largët ndodhet 70 km nga qyteti i Khanty-Mansiysk dhe 200 kilometra nga qyteti i Nefteyugansk. Përfshihet në provincën e naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore. Rreth 80% e NM Priobsky ndodhet direkt në fushën e përmbytjeve të lumit Ob dhe ndahet nga uji në dy pjesë. Një tipar i Priobskoye është përmbytja gjatë periudhave të përmbytjeve.

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të vendburimit

Një tipar dallues i Priobskoye është një strukturë gjeologjike e ndërlikuar, e karakterizuar nga shumë shtresa dhe një shkallë e ulët produktiviteti. Rezervuarët e formacioneve kryesore prodhuese karakterizohen nga përshkueshmëria e ulët, raporti i ulët neto ndaj bruto, niveli i lartë i përmbajtjes së argjilës dhe diseksioni i lartë. Këta faktorë sugjerojnë përdorimin e teknologjive të thyerjes hidraulike në procesin e zhvillimit.

Vendndodhja e vendburimeve nuk është më e thellë se 2.6 km. Treguesit e densitetit të naftës janë 0,86-0,87 ton për m³. Sasia e parafinave është e moderuar dhe nuk kalon 2.6%, sasia e squfurit është rreth 1.35%.

Fusha klasifikohet si e thartë dhe ka naftë të klasës II në përputhje me GOST për rafineritë.

Depozitimet janë të skanuara litologjikisht dhe kanë elasticitetin dhe izolimin e regjimit natyror. Treguesit e trashësisë së rezervuarit variojnë nga 0.02 në 0.04 km. Presioni i formimit ka vlera fillestare 23,5-25 MPa. Regjimi i temperaturës së rezervuarëve mbetet në intervalin 88–90°С. Lloji i rezervuarit të vajit ka parametra të qëndrueshëm të viskozitetit dhe ka një koeficient dinamik prej 1.6 MPa s, si dhe efektin e ngopjes së vajit në një presion prej 11 MPa.

Karakteristike është prania e përmbajtjes së parafinës dhe përmbajtja e ulët e rrëshirës së serisë naftenike. Vëllimi fillestar ditor i puseve të naftës në funksion varion nga 35 në 180 tonë. Lloji i puseve bazohet në vendndodhjen e grupit dhe faktori maksimal i rikuperimit është 0.35 njësi. Fusha e naftës Priobskoye prodhon naftë të papërpunuar me një sasi të konsiderueshme të hidrokarbureve të lehta, gjë që kërkon nevojën për të stabilizuar ose ndarë APG.

Fillimi i zhvillimit dhe stoqeve

Priobskoe NM u hap në 1982. Në vitin 1988 filloi zhvillimi i pjesës së majtë të fushës dhe njëmbëdhjetë vjet më vonë filloi zhvillimi i bregut të djathtë.

Sasia e rezervave gjeologjike është 5 miliardë tonë, dhe sasia e provuar dhe e rikuperueshme vlerësohet në gati 2.5 miliardë tonë.

Karakteristikat e prodhimit në terren

Kohëzgjatja e zhvillimit sipas kushteve të Marrëveshjes së Ndarjes së Prodhimit supozohej të ishte jo më shumë se 58 vjet. Niveli maksimal i prodhimit të naftës është pothuajse 20 milionë tonë në 16 vjet nga momenti i zhvillimit.

Financimi në fazën fillestare ishte planifikuar në nivelin prej 1.3 miliardë dollarë. Zëri i shpenzimeve kapitale përbënte 28 miliardë dollarë, dhe kostoja e punës operacionale arriti në 27.28 miliardë dollarë. Ishte planifikuar të tërhiqte qytetin letonez të Ventspils, Odessa, Novorossiysk.

Sipas të dhënave të vitit 2005, fusha ka 954 puse prodhimi dhe 376 puse injektuese.

Kompanitë që zhvillojnë këtë fushë

Në 1991, Yuganskneftegaz dhe Amoso filluan të diskutojnë perspektivat e zhvillimeve të përbashkëta në veri. banka e NM Priobskoye.

Në vitin 1993, kompania Amoso fitoi konkursin dhe mori të drejtën ekskluzive për të zhvilluar fushën e naftës Priobskoye së bashku me Yuganskneftegaz. Një vit më vonë, kompanitë përgatitën dhe dorëzuan në qeveri një projekt-marrëveshje për shpërndarjen e produkteve, si dhe një studim mjedisor dhe fizibiliteti të projektit të zhvilluar.

Në vitin 1995, qeveria u njoh me një studim shtesë fizibiliteti, i cili pasqyroi të dhëna të reja në fushën e Priobskoye. Me urdhër të Kryeministrit, u formua një delegacion qeveritar, duke përfshirë përfaqësues të Okrug Autonome Khanty-Mansi, si dhe disa ministri dhe departamente, për të negociuar një Marrëveshje të Ndarjes së Prodhimit në kontekstin e zhvillimit të segmentit verior të fusha Priobskoye.

Në mesin e vitit 1996, një deklaratë u dëgjua në Moskë nga një komision i përbashkët ruso-amerikan mbi përparësinë e inovacioneve të projektimit në industrinë e energjisë, përfshirë në territorin e fushës së naftës Priobskoye.

Në 1998, një partner i Yuganskneftegaz në zhvillimin e fushës së naftës Priobskoye, kompani amerikane Amoso u mor përsipër nga kompania britanike British Petroleum dhe u mor një deklaratë zyrtare nga BP / Amoso për përfundimin e pjesëmarrjes në projektin për zhvillimin e fushës Priobskoye.

Pastaj një degë e kompanisë shtetërore Rosneft, e cila mori kontrollin mbi aktivin qendror të Yukos, Yuganskneftegaz, LLC RN-Yuganskneftegaz, u përfshi në zhvillimin e fushës.

Në vitin 2006, specialistët nga NM Priobskoye dhe Newco Well Service kryen thyerjen më të madhe hidraulike të një rezervuari nafte në Federatën Ruse, në të cilën u pompuan 864 ton propant. Operacioni zgjati shtatë orë, transmetimi i drejtpërdrejtë mund të ndiqej përmes zyrës së internetit të Yuganskneftegaz.

Tani RN-Yuganskneftegaz LLC po punon në mënyrë të qëndrueshme në zhvillimin e pjesës veriore të fushës së naftës Priobskoye, dhe Gazpromneft-Khantos LLC, e cila i përket Gazpromneft, po zhvillon segmentin jugor të fushës. Segmenti jugor i NM Priobskoye ka zona licence që janë të parëndësishme në zonë. Zhvillimi i segmenteve Sredne-Shapshinskiy dhe Verkhne-Shapshinskiy është kryer që nga viti 2008 nga NAK AKI OTYR, e cila i përket OAO Russneft.

Perspektivat për NM Priobsky

Një vit më parë, Gazpromneft-Khantos u bë pronar i një licence për të kryer një studim gjeologjik të parametrave që lidhen me horizonte të thella të ngopura me naftë. Pjesa jugore e NM Priobskoe, duke përfshirë formacionet Bazhenov dhe Achimov, është subjekt i studimit.

Viti i kaluar u shënua nga analiza e të dhënave gjeografike në territorin e kompleksit Bazheno-Abalaksky të fushës së naftës Yuzhno-Priobsky. Kombinimi i analizave të specializuara të bërthamës dhe vlerësimit të kësaj klase rezervash përfshin shpimin e katër puseve kërkimore dhe vlerësuese të devijuara.

Puset horizontale do të shpohen në vitin 2016. Për të vlerësuar vëllimin e rezervave të rikuperueshme, është parashikuar një thyerje hidraulike me shumë faza.

Ndikimi i depozitimit në ekologjinë e zonës

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

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. Bërja e kërkesave të veçanta për zhvillim bazohet në vlerë të lartë. Në këtë situatë konsiderohen tokat e përmbytjeve, me dinamizëm të lartë karakteristik dhe regjim hidrologjik kompleks. Kjo zonë u zgjodh për folezim. zogjtë shtegtarë specie gjysmëujore, shumë janë të përfshira në Librin e Kuq. Depozita ndodhet në territorin e rrugëve të migrimit dhe dimrit për shumë përfaqësues të rrallë të ichthyofaunës.

Edhe 20 vjet më parë, Komisioni Qendror për zhvillimin e NM dhe NGM nën Ministrinë e Karburantit dhe Energjisë të Rusisë, si dhe Ministria për Mbrojtjen e Mjedisit dhe burime natyrore Rusisë i është miratuar skema e saktë për zhvillimin e NM Priobskoye dhe pjesa mjedisore e të gjithë dokumentacionit paraprak të projektimit.

Depozita Priobskoye ndahet në dy pjesë nga lumi Ob. Është kënetore dhe gjatë përmbytjes pjesa më e madhe e saj përmbytet. Ishin këto kushte që kontribuan në formimin e terreneve të vezëve të peshkut në territorin e NM. Ministria e Karburantit dhe Energjisë e Rusisë prezantoi në Duma e Shtetit materiale, mbi bazën e të cilave u bë një përfundim në lidhje me ndërlikimin e zhvillimit të fushës së naftës Priobskoye për shkak të faktorëve ekzistues natyrorë. Dokumentet e tilla konfirmojnë nevojën për shtesë burimet financiare në mënyrë që të përdoren 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.

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

Tre të katërtat veriore të fushës kontrolloheshin nga YUKOS nëpërmjet një kompanie bijë 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 prodhimi duke filluar në vitin 2003. Sibneft më pas fitoi kontrollin e plotë të fushës nëpërmjet një manovre korporative për të holluar zotërimin e Sibir. tani shumica e kontrolluar nga Gazprom dhe e riemërtuar Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Fusha Priobskoye (KhMAO)
Rezervat, mt
АВС1 - 1061,5
C2 - 169,9
Prodhimi në 2007, milion ton - 33.6

Për shumë vite, fusha më e madhe, si për nga rezervat, ashtu edhe për prodhimin e naftës, ishte fusha e Samotlorit. Në vitin 2007, për herë të parë, humbi vendin e parë në fushën e Priobskoye, ku prodhimi i naftës arriti në 33.6 milion ton (7.1% e Rusisë), dhe rezervat e eksploruara u rritën me pothuajse 100 milion ton në krahasim me 2006 (duke marrë parasysh shlyerjen në miniera. ).
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. E vendosur në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk, afër Khanty-Mansiysk. U hap 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.

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 863-868 kg/m3, përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe përmbajtja e squfurit 1,2-1,3%.

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

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

Aktualisht, zhvillimi i pjesës veriore të fushës kryhet nga LLC RN-Yuganskneftegaz, në pronësi të Rosneft, dhe pjesa jugore nga LLC Gazpromneft-Khantos, në pronësi të Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field

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

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

Licenca për zhvillimin e depozitës i përket OAO 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. Priobskoye 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 janë 1.5 miliardë ton, të rikuperueshme - më shumë se 600 milion ton.
Sipas analizës së përgatitur nga kompania ndërkombëtare e auditimit DeGolyer & MacNaughton, deri më 31 dhjetor 2005, rezervat e naftës të fushës Priobskoye sipas metodologjisë SPE janë: të vërtetuara 694 milion ton, të mundshme - 337 milion ton, të mundshme - 55 milion ton.

Rezervimet sipas fushës nga Standardet ruse me 01.01.2006: NGZ (Rezervat e naftës dhe gazit) - 2476.258 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, një nga vendet kryesore i është caktuar fushës Priobskoye - deri në vitin 2009 është planifikuar të prodhohen deri në 35 milion ton këtu.
Në ditën e fundit të korrikut 2006, naftëtarët e Priobsky raportuan për nxjerrjen e 100 miliontë tonë nafte. 60% e territorit të fushës Priobskoye ndodhet në fushën e 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 vitin 1985, u zbuluan rezerva tregtare të naftës, sipas provave të pusit 181r, u mor një prurje prej 58 m3 / ditë.
Në 1989 - fillimi i shpimit të 101 pads (Bregu i majtë)
Në 1999 - vënia në punë e puseve 201 pad (Bregu i djathtë)
Në vitin 2005, prodhimi ditor arriti në 60.200 tonë në ditë, fondi i prodhimit prej 872 puse, 87.205.81 mijë tonë janë prodhuar që nga fillimi i zhvillimit.

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

Objektet e sitit:
Stacionet e pompimit përforcues - 3
Shumëfazore stacioni i pompimit Sulzer-1
Stacionet e pompimit grumbull për pompimin e agjentit të punës 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, stacioni unik i pompimit shumëfazor i Sulzer u instalua në pad 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 "Rosskor" u pajis në fushën Priobskoye në 2000. Është projektuar për pompimin brenda fushës së lëngut shumëfazor pa përdorimin e flakëruesve (për të shmangur ndezjen e gazit të lidhur në fushën e përmbytjes së lumit Ob).

Fabrika e përpunimit të prerjeve të shpimit në bregun e djathtë të fushës Priobskoye prodhon tulla silikate, e cila përdoret si material ndërtimi për ndërtimin e rrugëve, themelet e jastëkëve etj. Për të zgjidhur problemin e përdorimit të gazit shoqërues të prodhuar në fushën Priobskoye, Fusha Prirazlomnoye Termocentrali i parë i Turbinës me Gaz në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk u ndërtua për të siguruar energji elektrike në fushat Priobskoye dhe Prirazlomnoye.

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

5 nëntor 2009 ishte një tjetër ditë e rëndësishme në historinë e Yuganskneftegaz - 200 milion ton naftë u prodhua në fushën Priobskoye. Kujtojmë se kjo fushë gjigante nafte u zbulua në vitin 1982. Fusha ndodhet pranë 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 Në vitin 2010, kompania e naftës Rosneft planifikon të prodhojë 29,6 milion ton naftë në fushën e Priobskoye, që është 12,4% më pak se sa ishte prodhuar në vitin 2009, thotë departamenti i informacionit të kompanisë. Në vitin 2009, Rosneft prodhoi 33.8 milionë tonë naftë nga fusha.

Përveç kësaj, sipas raportit, Rosneft sot komisionoi fazën e parë të një termocentrali me turbina me gaz (GTPP) në fushën e naftës dhe gazit Priobskoye. Kapaciteti i fazës së parë të GTPP 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 mesazhit, për shkak të refuzimit të strukturat hidraulike dhe instalimi i pajisjeve të energjisë me avull, shpenzimet kapitale për ndërtimin e GTPP u ulën me më shumë se 5 miliardë rubla.

Kreu i Rosneft, Sergej 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 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 shoqërues të naftës (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 raport.

Sipas S. Bogdanchikov, Rosneft po shqyrton mundësinë e sigurimit të Gazprom Neft me tubacionin e tij për transportimin e gazit të lidhur të naftës nga fusha Priobskoye për asgjësim në kompleksin e përpunimit të gazit Yuzhno-Balyksky të SIBUR. Kjo është raportuar nga 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. Termocentralet që operojnë me gazin shoqërues janë ndërtuar: në fushën Priobskoye, në Vankor, në Territorin Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft ka vënë në punë fazën e parë të termocentralit të turbinave me gaz Yuzhno-Priobskaya (GTPP) në fushën Priobskoye (KhMAO), të ndërtuar nga kompania për nevojat e veta të prodhimit, tha kompania në një deklaratë.
Kapaciteti i fazës së parë të GTPP-së ishte 48 MW. Vëllimi investimet kapitale për prezantimin e fazës së parë - 2.4 miliardë rubla.
Aktualisht, kërkesa për energji elektrike e Gazpromneft-Khantos është 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 lejojë rritjen e kapacitetit gjenerues të energjisë të Gazpromneft-Khantos në 96 MW dhe do të plotësojë plotësisht nevojat e kompanisë për energji elektrike.

Fusha Priobskoye është aseti kryesor i Gazprom Neft, që përbën pothuajse 18% të strukturës së prodhimit të kompanisë.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Ulja e shkallës së objekteve të zhvillimit si një metodë e rikuperimit të përmirësuar të naftës
Në fushën e Priobskoye, tre rezervuarë po zhvillohen së bashku - AC10, AC11, AC12, dhe përshkueshmëria e rezervuarit AC11 është një renditje e madhësisë më e lartë se përshkueshmëria e rezervuarëve AC10 dhe AC12. Për zhvillimin efikas të rezervave nga formacionet AC10 dhe AC12 me përshkueshmëri të ulët, nuk ka alternativë tjetër përveç zbatimit të 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 OAO ZSK "TYUMENPROMGEOPHYSICS" në studimin e seksioneve terrigjene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Zona e facies Frolovskaya e Neocomian të Siberisë Perëndimore në dritën e një vlerësimi të perspektivave për potencialin e 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 dhe të tjerët - M .: Nedra. - 1975. - 680 f.
Katalogu i zbërthimeve stratigrafike // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Çështje. 67.-313 f.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. Stratigrafia e depozitave 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 Tutleym të Siberisë Perëndimore // Buletini i përdoruesit të nëntokës KhMAO.- 2002.-11.- F. 64-69.

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

Një skandal i ri mjedisor në Okrug Autonome Khanty-Mansiysk. Edhe një herë, kompania e njohur Rosekoprompererabotka, e cila u bë e famshme për ndotjen e lumit Vakh në trashëgiminë e TNK-BP, u bë 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/analytic-show-52541
Metoda e termogazit dhe formimi i Bazhenovit
http://energyland.info/analytic-show-50375

Zbatimi i injektimit të njëkohshëm 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 elektrike zhytëse
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

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

Ndërprerje 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/eng/2009/09/blog-post_1963.html

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

28.01.2010
Edhe para Vitit të Ri, kontrollet mjedisore u kryen në dy fushat më të mëdha në Yugra, Samotlor dhe Priobskoye. Bazuar në rezultatet, u bënë 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/

"Nafti Siberian", nr. 4(32), prill 2006. "Ka vend për të lëvizur"
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

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

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 sondazheve të detajuara sizmike të CDP MOV, u identifikua ngritja e Priobskoe. Nga ky moment fillon një studim i detajuar i strukturës gjeologjike të territorit: zhvillimi i gjerë i vrojtimeve sizmike në kombinim me të thella. shpimi.

Zbulimi i fushës Priobskoye u bë në 1982 si rezultat i shpimi dhe testimi i pusit 151, kur u arrit një prurje tregtare vaj me një shpejtësi rrjedhëse 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 prej 1023 m.

Struktura Ob, sipas hartës tektonike të mbulesës së platformës mezo-cenozoike.

Gjeosinekliza e Siberisë Perëndimore ndodhet në zonën e kryqëzimit të depresionit Khanty-Mansiysk, megatrough Lyaminsky, grupet e ngritjes 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 "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Në aspektin stratigrafik, këto shtresa i përkasin depozitimeve të Kretakut të suitës Vartovskaya të Epërme. Litologjikisht, Formacioni Vartovskaya i Sipërm përbëhet nga ndërthurje të shpeshta dhe të pabarabarta të 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 ka ndërshtresa gëlqeroresh argjilë dhe konkrecione siderite.

Shkembinjte permbajne detrite bimore te shkrumbuara, rralle bivalve (inocerame) me ruajtje te dobet dhe te moderuar.

Shkëmbinjtë e përshkueshëm të formacioneve prodhuese kanë një goditje verilindore dhe nënmeridiale. Pothuajse të gjithë rezervuarët karakterizohen nga një rritje në trashësitë totale efektive, raporti neto ndaj bruto, kryesisht drejt pjesëve qendrore të zonave të zhvillimit të rezervuarëve, pasi vetitë e rezervuarit rriten dhe, rrjedhimisht, materiali klastik forcohet në lindje (për shtresat e horizonti AC 12) dhe drejtimet veri-lindore (për horizontin AC 11).

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

Depozitimet e formacionit AC 12 3 paraqiten si një zinxhir trupash thjerrëzorë ranor me goditje verilindore. Trashësia efektive varion nga 0,4 m në 12,8 m, me vlera më të larta të lidhura me depozitimin kryesor.

Depozitimi kryesor AS 12 3 u zbulua në thellësi -2620 dhe -2755 m dhe është i mbrojtur 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 zbulua në thellësi -2640-2707 m dhe kufizohet në ngritjen lokale Khanty-Mansiysk. Rezervuari kontrollohet nga të gjitha anët nga zonat e zëvendësimit të rezervuarit. Madhësia e depozitës është 18 x 8.5 km, lartësia - 76 m.

Depozitoni AS 12 3 në zonën e pusit. 234 u zbulua në thellësi 2632-2672 m dhe përfaqëson një lente gur ranor në fundin perëndimor të strukturës Priobskaya. Madhësia e vendburimit është 8,5 x 4 km, dhe lartësia 40 m, lloji është i ekranizuar litologjikisht.

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

Depozita AS 12 1-2 është kryesore, është më e madhja në terren. Ajo është e kufizuar në një monoklin të komplikuar nga ngritjet lokale me amplitudë të vogël (vrima 246, 400) me zona kalimi midis tyre. Nga tre anët ai është i kufizuar nga ekranet litologjike dhe vetëm në jug (në drejtim të zonës Vostochno-Frolovskaya) priren të zhvillohen rezervuarë. Megjithatë, duke pasur parasysh distancat e konsiderueshme, kufiri i depozitimit është ende i kufizuar me kusht në një vijë që kalon 2 km në jug të pusit. 271 dhe 259. E ngopur me vaj trashësia varion në një gamë të gjerë nga 0,8 m (pus 407) në 40,6 m (pus 237) degë vaj deri në 26 m 3 / ditë në një mbytje 6 mm (pus 235). Madhësia e depozitës është 45 x 25 km, lartësia - 176 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 4-KhM u zbulua në thellësi 2659-2728 m dhe shoqërohet me një lente ranore në shpatin veriperëndimor të ngritjes lokale Khanty-Mansiysk. E ngopur me vaj trashësia varion nga 0,4 në 1,2 m. Madhësia e depozitimit është 7,5 x 7 km, lartësia - 71 m.

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 330 u hap në thellësi 2734-2753 m E ngopur me vaj trashësia varion nga 2,2 deri në 2,8 m Madhësia e depozitimit është 11 x 4,5 km, lartësia - 9 m Lloji - i skanuar litologjikisht.

Depozitimet e formacionit AC 12 0 - kryesori - u zbuluan në thellësi 2421-2533 m. Është një trup thjerrëzor i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,6 (pus 172) në 27 m (pus 262). degët vaj deri në 48 m 3 / ditë në një montim 8 mm. Dimensionet e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 41 x 14 km, lartësia 187 m. 331 u zbulua në thellësi 2691-2713 m dhe është një lente shkëmbinjsh ranorë. të ngopur me vaj trashësia në këtë pus është 10 m Përmasat 5 x 4.2 km lartësia - 21 m Debit vaj- 2,5 m 3 / ditë për Hd \u003d 1932 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 është i tipit të mbrojtur litologjikisht, gjithsej 8, të zbuluar nga 1-2 puse. 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 trashësia në lindje rritet me 2 ose më shumë herë në krahasim me puset perëndimore. Gama e përgjithshme e ndryshimit është nga 0.4 në 11 m.

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

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 247 u zbulua në një thellësi 2469-2490 m. Madhësia e depozitimit është 5 x 4.2 km, lartësia është 21 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 251 u zbulua në një thellësi 2552-2613 m. Madhësia e depozitimit është 7 x 3.6 km, lartësia është 60 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 232 u zbulua në një thellësi prej 2532-2673 m. Madhësia e depozitës është 11.5 x 5 km, lartësia është 140 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 262 u zbulua në një thellësi prej 2491-2501 m. Madhësia e depozitës është 4.5 x 4 km, lartësia - 10 m.

Depozitimi i formacionit 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 formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 151 u zbulua në një thellësi prej 2464-2501 m. Madhësia e depozitës është 5.1 x 3 km, lartësia - 37 m.

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 293 u zbulua në një thellësi 2612-2652 m. Madhësia e depozitimit është 6.2 x 3.6 km, lartësia është 40 m.

Depozitimet e formacionit AC 11 1 kufizohen kryesisht në pjesën e kreshtës në formën e një brezi të gjerë goditjeje verilindore, të kufizuar në tre anët nga zona balte.

Depozita kryesore AS 11 1 është e dyta në vlerë brenda fushës Priobskoye, ajo u zbulua në thellësi 2421-2533 m. 259. Debi vaj variojnë 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 mbrojtur litologjikisht.

Depozitat e formacionit AC 11 0. Formacioni AS 11 0 ka një zonë shumë të vogël të zhvillimit të rezervuarit në formën e trupave thjerrëz të kufizuar në seksionet e zhytura të kreshtës.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 408 u zbulua në thellësinë 2432-2501 m.Përmasat e depozitimit janë 10.8 x 5.5 km, lartësia 59 m, tipi është i mbrojtur litologjikisht. Debiti vaj nga pusi 252 arriti në 14.2 m3/ditë për Hd = 1410 m.

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 172 u hap nga një pus në një thellësi 2442-2446 m dhe ka përmasa 4.7 x 4.1 km, lartësi - 3 m. Debit vaj arriti në 4.8 m 3 / ditë për Hd \u003d 1150 m.

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

Depozitoni AS 11 0 në zonën e pusit. 425 i hapur nga një pus. të ngopur me vaj fuqi - 3.6 m Debit vaj arriti në 6.1 m 3 / ditë për Hd \u003d 1260 m.

Horizonti AC 10 u ekspozua brenda zonës qendrore të fushës Priobskoye, ku kufizohet në vende më të zhytura pranë kreshtës, si dhe në krahun jugperëndimor të strukturës. Ndarja e horizontit në shtresa AS 10 1, AS 10 2-3 (në pjesët qendrore dhe lindore) dhe AS 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 karakterizimin fizik kimik. vajra.

Depozitimi kryesor AS 10 2-3 u zbulua në thellësi 2427-2721 m dhe ndodhet në pjesën jugore të depozitimit. Debitet vaj janë në intervalin nga 1,5 m 3 / ditë në një mbytje 8 mm (pus 181) deri në 10 m 3 / ditë në Hd = 1633 m (pus 421). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 m (pus 180) deri në 15,6 m (pus 181). Madhësia e vendburimit është 31 x 11 km, lartësia deri në 292 m, vendburimi është i shqyrtuar litologjikisht.

Depozitoni AS 10 2-3 në zonën e pusit. 243 u zbulua në thellësi 2393-2433 m.Debit vajështë 8,4 m 3 / ditë në Hd = 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 thellësi 2500-2566 m dhe kontrollohet nga zonat e formimit të argjilës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 1.6 në 8.4 m. 295, 3,75 m 3 /ditë është marrë në Hd = 1100 m. Madhësia e depozitimit është 9,7 x 4 km, lartësia është 59 m.

Depozita kryesore AS 10 1 u zbulua në thellësi 2374-2492 m. 259 dhe 271. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 (pus 237) në 11,8 m (pus 265). Debitet vaj: nga 2,9 m 3 / ditë në Hd = 1064 m (pus 236) në 6,4 m 3 / ditë në një mbytje 2 mm. Madhësia e vendburimit është 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 zbulua në thellësi 2480-2496 m. Madhësia e depozitimit është 4.5 x 4 km, lartësia është 16 m.

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

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

Seksioni i formacionit AS 10 plotësohet nga formacioni prodhues AS 10 0 . Brenda të cilave u identifikuan tre depozita, të vendosura në formën e një zinxhiri goditjeje nënmeridiane.

Depozitoni AC 10 0 në zonën e pusit. 242 u zbulua në thellësi 2356-2427 m dhe është i mbrojtur litologjikisht. Debitet vaj janë 4,9 - 9 m 3 / ditë në Hd-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 AC 10 0 në zonën e pusit. 239 u zbulua në thellësi 2370-2433 m. Normat e rrjedhjes vaj janë 2,2 - 6,5 m 3 / ditë në Hd-1244-1275 m. E ngopur me vaj trashësia është 1,6 -2,4 m. Madhësia e vendburimit është 9 x 5 km, lartësia deri në 63 m.

Depozitoni AC 10 0 në zonën e pusit. 180 u ekspozua në thellësi 2388-2391 m dhe është i mbrojtur litologjikisht. të ngopur me vaj trashësia - 2.6 m. degë vaj arriti në 25.9 m 3 / ditë në Hd-1070 m.

Kapaku mbi horizontin AC 10 përfaqësohet nga një grumbull shkëmbinjsh argjilë që variojnë nga 10 në 60 m nga lindja në perëndim.

Shkëmbinjtë ranorë-baltë të formacionit AS 9 kanë një shpërndarje të kufizuar dhe paraqiten në formën e dritareve të facialeve, të prirur kryesisht në pjesët verilindore dhe lindore të strukturës, si dhe në rrëshqitje jugperëndimore.

Depozitimi i formacionit AS 9 në zonën e pusit. 290 u zbulua në thellësi 2473-2548 m dhe kufizohet në pjesën perëndimore të depozitimit. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3,2 deri në 7,2 m. vaj janë 1.2 - 4.75 m 3 / ditë me Hd - 1382-1184 m. Madhësia e depozitimit është 16.1 x 6 km, lartësia është deri në 88 m.

Në lindje të vendburimit u zbuluan dy vendburime të vogla (6 x 3 km). E ngopur me vaj trashësia varion nga 0,4 deri në 6,8 m Degët vaj 6 dhe 5,6 m 3 /ditë në Hd =1300-1258 m Depozitimet janë të mbrojtura litologjikisht.

Depozitimet prodhuese neokomiane plotësohen nga shtresa AC 7, e cila ka një model shumë mozaik në vendosje. vajmbajtëse dhe akuiferet.

Depozita lindore më e madhe në zonë e formacionit AS 7 u zbulua në thellësi 2291-2382 m. Ajo është e konturuar nga tre anët nga zona zëvendësuese të rezervuarit dhe në jug kufiri i saj është i kushtëzuar dhe i tërhequr përgjatë një linje që kalon 2 km nga puset 271 dhe 259. Depozitimi është i orientuar nga jugperëndimi në verilindje. degët vaj: 4,9 - 6,7 m 3 / ditë për Hd \u003d 1359-875 m. E ngopur me vaj trashësia varion nga 0,8 deri në 7,8 m.Përmasat e depozitimit të ekranizuar litologjikisht janë 46 x 8,5 km, lartësia deri në 91 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 290 u zbulua në një thellësi prej 2302-2328 m. Naftëmbajtëse trashësitë janë 1.6 - 3 m Në pus. 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 zbulua në një thellësi 2316-2345 m dhe është një trup thjerrëzor me formë harku. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3 në 6 m. 331 hyrje të pranuara vaj 1,5 m 3 /ditë në Hd = 1511 m Përmasat e depozitimit të skanuar litologjikisht janë 17 x 6,5 km, lartësia - 27 m.

Depozitoni AS 7 në zonën e pusit. 243 u zbulua në një thellësi prej 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 u zbulua në një thellësi prej 2300 m; është një lente me gurë ranorë. të ngopur me vaj trashësia 5.0 m Përmasat 4 x 3 km.

Fusha Priobskoye

Emri

treguesit

Kategoria

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 12 0

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Fillestare e rikuperueshme

rezerva, mijëra tonë

Dielli 1

Nga 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

E akumuluar

plaçkë, mijëra tonë

1006

Vjetore

plaçkë, mijëra tonë

Fondi i mirë

minierave

injeksion

Skema

duke shpuar

3-rresht

Madhësia e rrjetës

500*500

Dendësia

puse

Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të rezervuarëve

Fusha Priobskoye

Opsione				Indeksi					rezervuari
Shtresa prodhuese	AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0		AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AC 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Thellësia e çatisë së tegelit, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Lartësia absolute e majës së tegelit, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Shenja absolute e VNK, m
Trashësia totale e tegelit, m												18.8
Trashësia efektive, m		11.3				10.6
të ngopur me vaj trashësia, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Raporti neto ndaj bruto, aksione, njësi	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Karakterizimi petrofizik i rezervuarëve

Opsione								Indeksi				rezervuari
Shtresa prodhuese		AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0	AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AC 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
karbonat,%	mesatare min-mac	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

Me madhësi kokrriza, 0,5-0,25mm	mesatare min-mac	1.75
me madhësi kokrriza 0,25-0,1 mm	mesatare min-mac	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
me madhësi kokrriza 0,1-0,01 mm	mesatare min-mac	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
me madhësi kokrriza 0,01 mm	mesatare min-mac		11.0	10.3					15.3
faktori i renditjes,	mesatare min-mac		1.814	1.755		1.660				1.692
Madhësia mesatare e kokrrës, mm	mesatare min-mac		0.086	0.089		0.095				0.073
Përmbajtja e argjilës,%
lloj çimentoje		argjilore, karbonate-argjilore, film-poroze.
Koefi. Poroziteti i hapur. sipas bërthamës, fraksionet e një njësie	Ming-mak mesatare	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20	0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Koefi. përshkueshmëria e bërthamës, 10 -3 µm 2	mesatare min-mac	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Kapaciteti mbajtës i ujit,%	mesatare min-mac
Koefi. Poroziteti i hapur sipas prerjeve, USD
Koefi. Përshkueshmëria e prerjes së puseve, 10 -3 µm 2
Koefi. ngopja me vaj sipas GIS, aksionet e njësive		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Presioni fillestar i rezervuarit, MPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Temperatura e rezervuarit, С
Debiti vaj sipas rezultateve të testit të zbulimit. mirë m3/ditë	Ming-mak mesatare	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6	0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Produktiviteti, m3/ditë MPa	mesatare min-mac		2.67	2.12		4.42				1.39
Përçueshmëri hidraulike, 10 -11 m -3 / Pa * sek.	mesatare min-mac	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Karakteristikat fiziko-kimike vaj dhe gazit

Opsione	Indeksi	rezervuari
Shtresa prodhuese	AC 12 3	AC 11 2-4	AC 10 1
Dendësia vaj në sipërfaqe kushtet, kg/m3	886.0	884.0
Dendësia vaj në kushtet e rezervuarit
Viskoziteti në kushte sipërfaqësore, mPa.s	32.26	32.8	29.10
Viskoziteti në kushtet e rezervuarit	1.57	1.41	1.75

Rrëshirat silicë xhel	7.35		7.31
asfaltenet	2.70	2.44	2.48
Squfuri	1.19	1.26	1.30
Parafine	2.54	2.51	2.73
pika e derdhjes vaj, С 0
Temperatura ngopje vaj parafinë, С 0
Rendimenti i fraksionit,%
deri në 100 С 0
deri në 150 C 0	66.8
deri në 200 С 0	15.1	17.0	17.5
deri në 250 C 0	24.7	25.9	26.6
deri në 300 С 0		38.2	39.2
Përbërja e komponentit vaj(molar përqendrimi,%)
Karbonik gazit	0.49	0.52	0.41
Azoti	0.25	0.32	0.22
Metani	22.97	23.67	18.27
Etani	4.07	4.21	5.18
Propani	6.16	6.83	7.58
Izobutani	1.10	1.08	1.13
butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentani	1.19	1.58	1.25
pentan normal	2.18	2.15	2.29
С6 + më i lartë	57.94	55.78	59.30
Pesha molekulare, kg/mol			161.3
Presioni i ngopjes, mPa			6.01
Raporti i volumit	1.198	1.238	1.209
Gazi faktori sipas ndarjes së kushtëzuar m 3 / t
Dendësia gazit, kg/m3	1.242	1.279	1.275
Lloji i gazit
Përbërja e komponentit gaz nafte (përqendrimi molar,%)
Azoti	1.43	1.45	1.26
Karbonik gazit	0.74	0.90	0.69
Metani	68.46	66.79	57.79
Etani	11.17	1.06	15.24
Propani	11.90	13.01	16.42
Izobutani	1.26	1.26	1.54
butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentani	0.49	0.67	0.65
Pentani	0.71	0.73	0.95
С6 + më i lartë	0.60	0.63	0.74

Përbërja dhe vetitë e ujërave të formacionit

kompleksi akuifer
Shtresa prodhuese	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Dendësia e ujit në kushte sipërfaqësore, t/m3
Mineralizimi, g/l
Lloji i ujit		klor-ka-	i zhdrejtë

Klorin		9217
Natrium + Kalium		5667
Calliy
Magnezi
Bikarbonat		11.38
jodit		47.67
Bromin
Bor
Amonius		40.0