Добив на нефт от находището Приобское. Геология на находището Приобское (Приобка)

Приобското находище се появява на картата на Ханти-Мансийския автономен окръг през 1985 г., когато левобрежната му част е открита с сондаж номер 181. Геолозите са получили поток от петрол с обем от 58 кубически метра на ден. Четири години по-късно започва сондажът на левия бряг, а промишлената експлоатация на първия кладенец на десния бряг на реката започва 10 години по-късно.

Характеристики на полето Приобское

Приобското находище се намира в близост до границите на нефтените и газоносни райони Салимски и Лямински.

Характеристиките на петрола от находището Priobskoye позволяват да се класифицира като нискосмолист (парафини на ниво 2,4-2,5%), но в същото време с високо съдържание на сяра (1,2-1,3%), което изисква допълнително пречистване и намалява рентабилността. Вискозитетът на резервоарния нефт е на ниво 1,4-1,6 mPa*s, а дебелината на слоевете достига от 2 до 40 метра.

Приобското поле, чиито характеристики са уникални, има геоложки обосновани запаси от пет милиарда тона. От тях 2,4 милиарда са класифицирани като доказани и възстановими. Към 2013 г. оценката на възстановимите запаси на находището Приобское е над 820 милиона тона.

До 2005 г. дневното производство достига високи стойности - 60,2 хиляди тона на ден. През 2007 г. са произведени над 40 млн.т.

Към днешна дата в находището са пробити около хиляда производствени и почти 400 инжекционни кладенци. Резервоарните находища на нефтеното находище Приобское се намират на дълбочина 2,3,2,6 километра.

През 2007 г. годишният добив на течни въглеводороди в находището Приобское достигна 33,6 милиона тона (или повече от 7% от целия добив в Русия).

Приобское нефтено находище: характеристики на развитието

Особеността на сондажите е, че храстите на Приобското поле са разположени от двете страни на река Об и повечето от тях са разположени в заливната низина на реката. На тази основа Приобското находище е разделено на Южно- и Северно-Приобское. През пролетта и есента площта на полето редовно се наводнява от наводнения.

Това разположение е причина частите му да имат различни собственици.

На северния бряг на реката разработката се извършва от Юганскнефтегаз (структура, преминала към Роснефт след ЮКОС), а на южния бряг има райони, които се разработват от компанията Khantos, структура на Газпром Нефт (в допълнение на Приобски, участва и в проекта Паляновски). В южната част на находището Priobskoye, дъщерното дружество на Russneft, компанията Aki Otyr, е разпределила малки лицензионни площи за Верхне- и Средно-Шапшински райони.

Тези фактори, заедно със сложната геоложка структура (множество слоеве и ниска производителност), позволяват да се характеризира Приобското поле като труднодостъпно.

Но съвременните технологии за хидравлично разбиване, чрез изпомпване на големи количества водна смес под земята, могат да преодолеят тази трудност. Следователно всички новопробити площадки на находището Priobskoye започват да се експлоатират само с хидравлично разбиване, което значително намалява оперативните разходи и капиталовите инвестиции.

В този случай три маслени пласта се разбиват едновременно. В допълнение, основната част от кладенците се полага по метода на прогресивния клъстер, когато страничните кладенци са насочени под различни ъгли. В напречно сечение прилича на храст с насочени надолу клони. Този метод спестява подреждането на местата за повърхностно пробиване.

Техниката на клъстерното сондиране е широко разпространена, тъй като позволява запазването на плодородния слой на почвата и има само незначително въздействие върху околната среда.

Приобское поле на картата

Приобское поле на картата на Ханти-Мансийски автономен окръг се определя с помощта на следните координати:

• 61°20′00″ северна ширина,
• 70°18′50″и.д.

Петролното находище Приобское се намира само на 65 км от столицата на автономния окръг - Ханти-Мансийск и на 200 км от град Нефтеюганск. В зоната за развитие на полето има райони със селища на местни малки народи:

• Ханти (около половината от населението),
• ненецки,
• Мънси,
• селкупи.

В района са формирани няколко природни резервата, включително Елизаровски (републиканско значение), Васпухолски и Шапшински кедрови гори. От 2008 г. в Ханти-Мансийския автономен окръг - Югра (историческото име на района с център в Самарово) е създаден природен паметник „Луговски мамути“ с площ от 161,2 хектара, на мястото на който са открити вкаменелости останки от мамути и инструменти за лов, датиращи от 10 до 15 хиляди години, бяха многократно открити назад.

Те се намират в Саудитска Арабия, дори гимназист знае. Както и фактът, че Русия е веднага след нея в списъка на страните със значителни запаси от петрол. По ниво на производство обаче отстъпваме на няколко страни.

Най-големите в Русия има в почти всички региони: в Кавказ, в Урал и Западен Сибир, на север, в Татарстан. Но не всички от тях са разработени, а някои, като Технефтинвест, чиито обекти се намират в Ямало-Ненецкия и съседните Ханти-Мансийски области, са нерентабилни.

Ето защо на 4 април 2013 г. беше открита сделка с Rockefeller Oil Company, която вече стартира в района.

Не всички петролни и газови находища в Русия обаче са нерентабилни. Доказателство за това е успешният добив, извършен от няколко компании в Ямало-Ненецкия окръг, на двата бряга на Об.

Приобското поле се счита за едно от най-големите не само в Русия, но и в целия свят. Открит е през 1982г. Оказа се, че запасите от западносибирски нефт се намират както на левия, така и на десния бряг.Разработката на левия бряг започва шест години по-късно, през 1988 г., а на десния - единадесет години по-късно.

Днес е известно, че находището Приобское съдържа над 5 милиарда тона висококачествен нефт, който се намира на дълбочина не повече от 2,5 километра.

Огромните петролни запаси направиха възможно изграждането на газова турбина Приобская в близост до находището, работеща изключително със свързано гориво. Тази станция не само напълно отговаря на изискванията на полето. Той е в състояние да доставя произведена електроенергия на Ханти-Мансийския окръг за нуждите на жителите.

Днес няколко компании разработват находището Приобское.

Някои смятат, че по време на производството от земята излиза готово, пречистено масло. Това е дълбоко погрешно схващане. Резервоарна течност, която излиза

повърхността (суров нефт) влиза в цеховете, където се почиства от примеси и вода, нормализира се количеството на магнезиевите йони и се отделя свързаният газ. Това е голяма и много прецизна работа. За да го изпълни, находището Приобское беше снабдено с цял комплекс от лаборатории, работилници и транспортни мрежи.

Готовите продукти (нефт и газ) се транспортират и използват по предназначение, като остават само отпадъци. Именно те създават най-големия проблем за полето днес: толкова много от тях са се натрупали, че все още не е възможно да бъдат премахнати.

Предприятието, създадено специално за рециклиране, днес обработва само „най-пресните“ отпадъци. Керамзитът, който е много търсен в строителството, се прави от утайки (както го наричат ​​в предприятието), но засега от получения керамзит се изграждат само пътища за достъп до находището.

Находището има и друго значение: осигурява стабилна, добре платена работа на няколко хиляди работници, сред които има както висококвалифицирани специалисти, така и неквалифицирани работници.

Приобское нефтено находище

§ 1. Приобское нефтено находище.

Приобское- най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътност на маслото 863-868 kg/m3 (среден тип масло, тъй като попада в диапазона 851-885 kg/m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3% (принадлежи към сярата клас, масло от клас 2, доставяно на рафинериите в съответствие с GOST 9965-76). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 нагнетателни сондажа. Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на нефта е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на нефта, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища и разделяне на продуктите от съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Диапазон и средно съдържание на микроелементи в Приобско масло (mg/kg)

Първоначалният дебит на съществуващите нефтени кладенци е от 35 тона/ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.

Клъстер от кладенци е място, където върховете на кладенци са разположени близо едно до друго на една и съща технологична площадка, а дъната на кладенците са разположени във възлите на решетката за развитие на резервоара.

В момента повечето производствени кладенци се пробиват по клъстерния метод. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в природни резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите на СМР на сондажни и експлоатационни съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато е необходимо да се открият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци в Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за запълване в отдалечен, блатист и населен район.

Местоположението на кладенците в клъстер зависи от условията на терена и предвидените средства за свързване на клъстера с основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на транспортни маршрути. На локалните подложки ямките обикновено се поставят във форма на ветрило във всички посоки, което ви позволява да имате максимален брой ямки на подложката.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажът се движи от един кладенец към друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на изграждане на всички (или част) от кладенците на тази площадка.

Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на лицата от главите на кладенците, дължината на стволовете се увеличава, дължината на стволовете се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща на стволове. Следователно е необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстер.

Дълбокият метод за изпомпване на нефт е метод, при който течността се издига от кладенеца на повърхността с помощта на пръчкови и безпръчкови помпени агрегати от различни видове.
В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 етапа) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, пълен с диелектрик масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Моторът се захранва от брониран кабел, спуснат заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на електродвигателя е около 3000 об/мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталацията за електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталацията на електрическа центробежна помпа в сондаж (ESP) има само контролна станция със захранващ трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбните тръби. Електрическите центробежни помпени инсталации работят с високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара.

Находището е отдалечено, недостъпно, 80% от територията е разположена в заливната равнина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложен геоложки строеж - сложен строеж от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са хидродинамично слабо свързани. Резервоарите на продуктивни образувания се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като анормално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:

1) дълбочина на продуктивни образувания - 2400-2600 m,

2) находищата са литоложно екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AS 10, AS 11 и AS 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90°C,

6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтено масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от изброените по-горе методи: термични методи и полимерно наводняване (като метод за изместване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за находища с високовискозни масла и на дълбочина до 1500-1700 м. Полимерното наводняване се използва за предпочитане в образувания с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за При по-високи температури се използват скъпи полимери със специални състави).

Приобское нефтено находище

§ 1. Приобское нефтено находище.

Приобское- най-голямото находище в Западен Сибир е административно разположено в района на Ханти-Мансийск на разстояние 65 км от Ханти-Мансийск и на 200 км от Нефтеюганск. Разделен от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния - през 1999 г. Геоложките запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона. Отворен през 1982г. Наслаги на дълбочина 2,3-2,6 km. Плътност на маслото 863-868 kg/m3 (среден тип масло, тъй като попада в диапазона 851-885 kg/m3), умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3% (принадлежи към сярата клас, масло от клас 2, доставяно на рафинериите в съответствие с GOST 9965-76). Към края на 2005 г. в находището има 954 добивни и 376 нагнетателни сондажа. Добивът на петрол в находището Приобское през 2007 г. възлиза на 40,2 милиона тона, от които Роснефт - 32,77, а Газпром Нефт - 7,43 милиона тона. Микроелементният състав на нефта е важна характеристика на този вид суровина и носи различна геохимична информация за възрастта на нефта, условията на образуване, произхода и миграционните пътища и се използва широко за идентифициране на нефтени находища, оптимизиране на стратегията за търсене на находища и разделяне на продуктите от съвместно управлявани кладенци.

Маса 1.Диапазон и средно съдържание на микроелементи в Приобско масло (mg/kg)

Първоначалният дебит на съществуващите нефтени кладенци е от 35 тона/ден. до 180 т/ден. Разположението на кладенците е струпано. Коефициент на възстановяване на маслото 0,35.

Клъстер от кладенци е място, където върховете на кладенци са разположени близо едно до друго на една и съща технологична площадка, а дъната на кладенците са разположени във възлите на решетката за развитие на резервоара.

В момента повечето производствени кладенци се пробиват по клъстерния метод. Това се обяснява с факта, че клъстерното сондиране на полета може значително да намали размера на площите, заети от сондажни и след това производствени кладенци, пътища, електропроводи и тръбопроводи.

Това предимство е от особено значение при изграждането и експлоатацията на кладенци на плодородни земи, в природни резервати, в тундрата, където нарушеният повърхностен слой на земята се възстановява след няколко десетилетия, в блатисти райони, които усложняват и значително увеличават разходите на СМР на сондажни и експлоатационни съоръжения. Клъстерното сондиране също е необходимо, когато е необходимо да се открият нефтени находища под промишлени и граждански съоръжения, под дъното на реки и езера, под шелфовата зона от брега и надлези. Специално място заема клъстерното изграждане на кладенци в Тюмен, Томск и други региони на Западен Сибир, което направи възможно успешното изграждане на нефтени и газови кладенци на острови за запълване в отдалечен, блатист и населен район.

Местоположението на кладенците в клъстер зависи от условията на терена и предвидените средства за свързване на клъстера с основата. Храстите, които не са свързани с постоянни пътища към основата, се считат за местни. В някои случаи храстите могат да бъдат основни, когато са разположени на транспортни маршрути. На локалните подложки ямките обикновено се поставят във форма на ветрило във всички посоки, което ви позволява да имате максимален брой ямки на подложката.

Сондажното и спомагателното оборудване е монтирано по такъв начин, че когато сондажът се движи от един кладенец към друг, сондажните помпи, приемните ями и част от оборудването за почистване, химическа обработка и подготовка на сондажната течност остават неподвижни до завършване на изграждане на всички (или част) от кладенците на тази площадка.

Броят на ямките в клъстер може да варира от 2 до 20-30 или повече. Освен това, колкото повече кладенци в клъстера, толкова по-голямо е отклонението на лицата от главите на кладенците, дължината на стволовете се увеличава, дължината на стволовете се увеличава, което води до увеличаване на разходите за пробиване на кладенци. Освен това има опасност от среща на стволове. Следователно е необходимо да се изчисли необходимия брой кладенци в клъстер.

Дълбокият метод за изпомпване на нефт е метод, при който течността се издига от кладенеца на повърхността с помощта на пръчкови и безпръчкови помпени агрегати от различни видове.
В находището Priobskoye се използват електрически центробежни помпи - безпръчкова дълбока помпа, състояща се от многостепенна (50-600 етапа) центробежна помпа, разположена вертикално на общ вал, електродвигател (асинхронен електродвигател, пълен с диелектрик масло) и протектор, който служи за защита на електродвигателя от навлизане на течност в него. Моторът се захранва от брониран кабел, спуснат заедно с помпените тръби. Скоростта на въртене на вала на електродвигателя е около 3000 об/мин. Помпата се управлява на повърхността от контролна станция. Производителността на електрическа центробежна помпа варира от 10 до 1000 m3 течност на ден с ефективност 30-50%.

Инсталацията за електрическа центробежна помпа включва подземно и повърхностно оборудване.
Инсталацията на електрическа центробежна помпа в сондаж (ESP) има само контролна станция със захранващ трансформатор на повърхността на кладенеца и се характеризира с наличието на високо напрежение в захранващия кабел, който се спуска в кладенеца заедно с тръбните тръби. Електрическите центробежни помпени инсталации работят с високопроизводителни кладенци с високо налягане в резервоара.

Находището е отдалечено, недостъпно, 80% от територията е разположена в заливната равнина на река Об и е наводнена по време на наводнения. Находището се отличава със сложен геоложки строеж - сложен строеж от пясъчни тела по площ и разрез, пластовете са хидродинамично слабо свързани. Резервоарите на продуктивни образувания се характеризират с:

Ниска пропускливост;

Ниско съдържание на пясък;

Повишено съдържание на глина;

Висока дисекция.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от продуктивни хоризонти както по площ, така и по разрез. Резервоарите на хоризонти АС10 и АС11 са класифицирани като средно и нископродуктивни, а АС12 са класифицирани като анормално нископродуктивни. Геоложките и физическите характеристики на продуктивните слоеве на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно въздействие върху неговите продуктивни слоеве и без използване на методи за интензификация на производството. Това се потвърждава от опита от развитието на оперативния участък на левия бряг.

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи на въздействие са:

1) дълбочина на продуктивни образувания - 2400-2600 m,

2) находищата са литоложно екранирани, естественият режим е еластичен, затворен,

3) дебелината на слоевете AS 10, AS 11 и AS 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

4) начално налягане в резервоара - 23,5-25 MPa,

5) температура на резервоара - 88-90°C,

6) ниска пропускливост на резервоари, средни стойности според резултатите

7) висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

8) вискозитет на резервоарното масло - 1,4-1,6 mPa*s,

9) налягане на насищане с масло 9-11 MPa,

10) нафтено масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно използване на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за находището Priobskoye могат да бъдат изключени от изброените по-горе методи: термични методи и полимерно наводняване (като метод за изместване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за находища с високовискозни масла и на дълбочина до 1500-1700 м. Полимерното наводняване се използва за предпочитане в образувания с пропускливост над 0,1 микрона за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 ° C (за При по-високи температури се използват скъпи полимери със специални състави).

Опитът в разработването на местни и чуждестранни полета показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху резервоари с ниска пропускливост, при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото прилагане. Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на наводняване на нископропускливи образувания, са:

Влошаване на филтрационните свойства на скалата поради:

Набъбване на глинестите компоненти на скалата при контакт с инжектирана вода,

Запушване на колектора с фини механични примеси, открити в инжектираната вода,

Утаяване на соли в порестата среда на резервоара по време на химичното взаимодействие на инжектираната и пластовата вода,

Намалено покритие на резервоара от наводняване поради образуване на пукнатини около инжекционни кладенци - разкъсване и тяхното разпространение в дълбочина

Значителна чувствителност към естеството на омокряемостта на скалите от инжектирания агент; значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради утаяването на парафини.

Проявата на всички тези явления в резервоари с ниска пропускливост води до по-значими последици, отколкото в скали с висока пропускливост.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на наводняване, се използват подходящи технологични решения: оптимални модели на кладенци и технологични режими на работа на кладенци, инжектиране на вода с необходимия вид и състав в пластовете, нейното подходящо механично, химично и биологично третиране, както и добавянето на специални компоненти към водата.

За Priobskoye находище, наводняването трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Използването на разтвори на повърхностно активни вещества в областта беше отхвърлено, главно поради ниската ефективност на тези реагенти в условия на резервоар с ниска пропускливост.

За находището Приобское не може да се препоръча алкално наводняване поради следните причини:

Основната е преобладаващата структурна и слоеста глина в резервоарите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюда. Взаимодействието на алкали с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалата. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е критично за нископропускливи резервоари на Priobskoye поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на набъбването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите.

Хидравличното разбиване остава любимата технология на руските нефтени работници: течността се изпомпва в кладенеца под налягане до 650 атм. за образуване на пукнатини в скалата. Пукнатините са фиксирани с изкуствен пясък (пропант): не им позволява да се затворят. През тях петролът се просмуква в кладенеца. Според SibNIINP LLC, хидравличното разбиване води до увеличаване на дебита на нефт в находищата на Западен Сибир от 1,8 до 19 пъти.

Понастоящем компаниите за производство на нефт, когато извършват геоложки и технически дейности, се ограничават главно до използването на стандартни технологии за хидравлично разбиване (разбиване), използващи желиран воден разтвор на полимерна основа. Тези разтвори, подобно на течности за убиване, както и течности за сондиране, причиняват значителни щети на формацията и самата пукнатина, което значително намалява остатъчната проводимост на пукнатините и, като следствие, производството на нефт. Колматацията на пласта и пукнатините е от особено значение в находища с текущо налягане в резервоара под 80% от първоначалното.

Сред технологиите, използвани за решаване на този проблем, се разграничават технологии, използващи смес от течност и газ:

Разпенени (например азотирани) течности със съдържание на газ по-малко от 52% от общия обем на сместа;

Пенохидравлично разбиване – повече от 52% газ.

След като разгледаха наличните технологии на руския пазар и резултатите от тяхното внедряване, специалистите от Gazpromneft-Khantos LLC избраха хидравлично разбиване с пяна и предложиха на Schlumberger да извърши пилотна работа (PI). Въз основа на техните резултати беше направена оценка на ефективността на хидравличното разбиване с пяна в находището Приобское. Фрактурирането с пяна, подобно на конвенционалното фрактуриране, е насочено към създаване на пукнатина във формацията, чиято висока проводимост осигурява притока на въглеводороди към кладенеца. Въпреки това, при хидравлично разбиване с пяна, чрез заместване (средно 60% от обема) на част от желирания воден разтвор със сгъстен газ (азот или въглероден диоксид), пропускливостта и проводимостта на пукнатините значително се увеличават и в резултат на това степента на увреждане на формацията е минимална. В световната практика най-голямата ефективност на използването на пенливи течности за хидравлично разбиване вече е отбелязана в кладенци, където енергията на образуване не е достатъчна, за да изтласка отпадъчната течност за хидравлично разбиване в сондажа по време на неговото развитие. Това важи както за нови, така и за съществуващи кладенци. Например в избрани кладенци на находището Priobskoye налягането в резервоара намаля до 50% от първоначалното. При извършване на хидравлично разбиване с пяна, сгъстеният газ, който е инжектиран като част от пяната, помага за изстискването на отпадъчния разтвор от формацията, което увеличава обема на отпадъчната течност и намалява времето

добре развитие. За извършване на работа в находището Priobskoye азотът беше избран като най-универсален газ:

Широко използван при разработването на кладенци с гъвкави тръби;

Инертен;

Съвместим с течности за хидравлично разбиване.

Тестването на кладенеца след приключване на работата, което е част от услугата „пяна“, беше извършено от Schlumberger. Особеност на проекта беше изпълнението на пилотна работа не само в нови, но и в съществуващи кладенци, във формации със съществуващи хидравлични фрактури от първите работи, така нареченото повторно хидравлично фрактуриране. Като течна фаза на сместа от пяна беше избрана омрежена полимерна система. Получената смес от пяна успешно помага за решаване на проблемите със запазването на свойствата на наградата.

бойна зона. Концентрацията на полимера в системата е само 7 kg/t пропант, за сравнение в близките кладенци е 11,8 kg/t.

В момента можем да отбележим успешното прилагане на хидравлично разбиване на пяна с използване на азот в кладенците на формациите AC10 и AC12 на находището Priobskoye. Особено внимание беше отделено на работата в съществуващия запас от кладенци, тъй като многократното хидравлично разбиване ни позволява да въведем в разработка нови слоеве и слоеве, които преди това не са били засегнати от разработката. За да се анализира ефективността на хидравличното разбиване с пяна, техните резултати бяха сравнени с резултатите, получени от съседни кладенци, в които е извършено конвенционално хидравлично разбиване. Слоевете имат еднаква наситена с масло дебелина. Действителният дебит на течност и нефт в кладенци след хидравлично разбиване с пяна при средно входящо налягане на помпата от 5 MPa надвишава дебита на съседните кладенци съответно с 20 и 50%, От сравнение на средната производителност на нови кладенци след конвенционални хидравлично разбиване и хидравлично разбиване с пяна, от това следва, че дебитите на течността и маслото са еднакви. Въпреки това работното дънно налягане преди помпата в кладенци след хидравлично разбиване с пяна е средно 8,9 MPa, в околните кладенци – 5,9 MPa. Преизчисляването на потенциала на кладенците до еднакво налягане ни позволява да оценим ефекта от хидравличното разбиване с пяна.

Пилотно изпитване с хидравлично разбиване с пяна в пет кладенци на находището Priobskoye показа ефективността на метода както в съществуващи, така и в нови кладенци. По-високото налягане на поемане на помпата в кладенци след използване на смеси от пяна показва образуването на пукнатини с висока проводимост в резултат на хидравлично разбиване на пяна, което осигурява допълнително производство на нефт от кладенци.

В момента разработването на северната част на находището се извършва от RN-Yuganskneftegaz LLC, собственост на Rosneft, а южната част от Gazpromneft-Khantos LLC, собственост на Gazprom Neft.

С решение на губернатора на Ханти-Мансийския автономен окръг полето получи статут на „Територия със специален ред за използване на недрата“, което определи специалното отношение на петролните работници към развитието на находището Приобское. Недостъпността на резервите и крехкостта на екосистемата на находището доведе до използването на най-новите екологични технологии. 60% от територията на находището Priobskoye се намира в наводнената част на заливната низина на река Об; екологично чисти технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

Съоръжения на място, разположени на територията на терена:

· Докачващи помпени станции – 3 бр

Многофазна помпена станция Sulzer - 1

Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в пласта - 10 бр

· Плаващи помпени станции – 4 бр

Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2

Уред за отделяне на масло (OSN) - 1

През май 2001 г. на 201-ия клъстер на десния бряг на Приобското поле е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа от инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се извеждат на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция Rosskor е инсталирана на находището Priobskoye през 2000 г. Той е предназначен за изпомпване в полето на многофазна течност без използване на факели (за да се избегне изгарянето на свързан газ в заливната част на река Об).

Заводът за преработка на сондажни изрезки на десния бряг на находището Priobskoye произвежда пясъчно-варови тухли, които се използват като строителен материал за изграждане на пътища, площадки за кладенци и др. За да се реши проблемът с използването на свързания газ, произведен в находището Приобское, в находището Приразломное беше построена първата газотурбинна електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг, която осигурява електричество на находищата Приобское и Приразломное.

Електропроводът, изграден през река Об, няма аналози, неговият обхват е 1020 м, а диаметърът на жицата, специално произведена във Великобритания, е 50 мм.

§2.Подготовка на маслото за преработка

Суровият нефт, извлечен от кладенци, съдържа свързани газове (50-100 m 3 /t), пластова вода (200-300 kg/t) и минерални соли, разтворени във вода (10-15 kg/t), които оказват негативно влияние върху транспортирането и съхранението и последващата му обработка. Следователно подготовката на масло за рафиниране задължително включва следните операции:

Отстраняване на свързаните (разтворени в нефта) газове или стабилизиране на нефта;

Обезсоляване на нефт;

Дехидратация (дехидратация) на масло.

Стабилизиране на маслото –Приобският суров петрол съдържа значително количество леки въглеводороди, разтворени в него. По време на транспортирането и съхранението на масло те могат да бъдат освободени, в резултат на което съставът на маслото ще се промени. За да се избегне загубата на газ и заедно с това на леки бензинови фракции и за да се предотврати замърсяването на въздуха, тези продукти трябва да бъдат извлечени от петрола преди преработката му. Този процес на отделяне на леки въглеводороди от нефта под формата на свързан газ се нарича стабилизиранемасло. Стабилизирането на петрола в находището Priobskoye се извършва по метода на разделяне директно в зоната на неговото производство на измервателни инсталации.

Свързаният газ се отделя от нефта чрез многоетапно разделяне в газови сепаратори, при които налягането и дебитът на нефта последователно се намаляват. В резултат на това се получава десорбция на газове, заедно с които летливите течни въглеводороди се отстраняват и след това се кондензират, образувайки "газов кондензат". При метода на разделяне на стабилизация в маслото остават до 2% въглеводороди.

Обезсоляване и дехидратация масло- отстраняването на солите и водата от нефта се извършва в полеви инсталации за пречистване на нефт и директно в петролни рафинерии (рафинерии).

Нека разгледаме дизайна на електрически инсталации за обезсоляване.

Маслото от резервоара за суровини 1 с добавяне на деемулгатор и слаб алкален или содов разтвор преминава през топлообменник 2, нагрява се в нагревател 3 и влиза в смесител 4, в който се добавя вода към маслото. Получената емулсия преминава последователно през електрически дехидратори 5 и 6, в които основната маса вода и разтворените в нея соли се отделят от маслото, в резултат на което съдържанието им се намалява 8-10 пъти. Обезсоленото масло преминава през топлообменника 2 и след охлаждане в хладилника 7 постъпва в сборника 8. Отделената в електрическите дехидратори вода се утаява в маслоотделителя 9 и се изпраща за пречистване, а отделеното масло се добавя към масло, доставено на ELOU.

Процесите на обезсоляване и дехидратиране на маслото са свързани с необходимостта от разрушаване на емулсиите, които водата образува с маслото. В същото време емулсиите от естествен произход, образувани по време на производството на нефт, се унищожават в находищата, а изкуствените емулсии, получени чрез многократно измиване на нефт с вода за отстраняване на соли от него, се унищожават в завода. След третиране съдържанието на вода и метални хлориди в маслото се намалява на първия етап съответно до 0,5-1,0% и 100-1800 mg/l, а на втория етап до 0,05-0,1% и 3-5 mg/l. л.

За да се ускори процесът на разрушаване на емулсиите, е необходимо маслото да се подложи на други мерки, насочени към увеличаване на водните капки, увеличаване на разликата в плътността и намаляване на вискозитета на маслото.

В маслото Priobskaya в маслото се въвежда вещество (демулгатор), поради което се улеснява отделянето на емулсията.

А за обезсоляване на маслото те използват промиване на маслото с прясна прясна вода, която не само отмива солите, но също така има хидромеханичен ефект върху емулсията.

§3.Първична преработка на нефт от находището Приобское

Маслото е смес от хиляди различни вещества. Пълният състав на маслата дори днес, когато са налични най-сложните средства за анализ и контрол: хроматография, ядрено-магнитен резонанс, електронни микроскопи - не всички тези вещества са напълно определени. Но въпреки факта, че маслото съдържа почти всички химични елементи в таблицата на D.I. Менделеев, неговата основа все още е органична и се състои от смес от въглеводороди от различни групи, различаващи се един от друг по своите химични и физични свойства. Независимо от сложността и състава, рафинирането на нефт започва с първична дестилация. Обикновено дестилацията се извършва на два етапа - с леко свръхналягане, близко до атмосферното и под вакуум, като се използват тръбни пещи за нагряване на суровините. Затова инсталациите за първична нефтопреработка се наричат ​​АВТ - атмосферно-вакуумни тръби.

Маслата от находището Priobskoye имат потенциално високо съдържание на нефтени фракции, поради което първичното рафиниране на нефт се извършва в съответствие с горивния и масления баланс и се извършва на три етапа:

Атмосферна дестилация за производство на горивни фракции и мазут

Вакуумна дестилация на мазут за получаване на тесни маслени фракции и катран

Вакуумна дестилация на смес от мазут и катран за получаване на широка нефтена фракция и тежък остатък, използван за производството на битум.

Дестилацията на Priobskaya масло се извършва в атмосферни тръбни инсталации по единна схема на изпаряване, т.е. с една сложна дестилационна колона със странични отстраняващи секции - това е най-енергийно ефективният, т.к Приобското масло напълно отговаря на изискванията при използване на такава инсталация: относително ниско съдържание на бензин (12-15%) и добив на фракции до 350 0 С е не повече от 45%.

Суровото масло, загрято от горещи потоци в топлообменник 2, се изпраща до електрически дехидратор 3. Оттам обезсоленото масло се изпомпва през топлообменник 4 в пещ 5 и след това в дестилационна колона 6, където се изпарява веднъж и се разделя на необходимите дроби. В случай на обезсолено масло в схемите за монтаж няма електрически дехидратор.

Ако маслото съдържа високо съдържание на разтворен газ и нискокипящи фракции, преработката му съгласно тази единна схема на изпаряване без предварително изпаряване е трудна, тъй като се създава повишено налягане в захранващата помпа и във всички устройства, разположени във веригата преди пещта . В допълнение, това увеличава натоварването на пещта и дестилационната колона.

Основната цел на вакуумната дестилация на мазут е получаването на широка фракция (350 - 550 0C и повече) - суровини за каталитични процеси и дестилати за производство на масла и парафини.

Помпата изпомпва мазут през система от топлообменници в тръбна пещ, където се нагрява до 350°-375° и влиза във вакуумна дестилационна колона. Вакуумът в колоната се създава от пароструйни ежектори (остатъчно налягане 40-50 mm). Водната пара се подава към дъното на колоната. Маслените дестилати се вземат от различни плочи на колоната и преминават през топлообменници и хладилници. Остатъкът, катранът, се отстранява от дъното на колоната.

Маслените фракции, изолирани от петрола, се пречистват със селективни разтвори - фенол или фурфурол за отстраняване на някои от смолистите вещества, след което се депарафинизират с помощта на смес от метил етил кетон или ацетон с толуен, за да се понижи точката на течливост на маслото. Обработката на маслените фракции завършва с допълнително пречистване с избелващи глини. Най-новите технологии за производство на петрол използват процеси на хидротретиране, за да заменят глините.

Материален баланс на атмосферна дестилация на Priobskaya масло:

§4.Каталитичен крекинг

Каталитичният крекинг е най-важният процес на рафиниране на петрол, който значително влияе върху ефективността на рафинерията като цяло. Същността на процеса е разлагането на въглеводородите, включени в суровината (вакуумен газьол) под въздействието на температура в присъствието на зеолит-съдържащ алумосиликатен катализатор. Целевият продукт на CC инсталацията е високооктанов компонент на бензина с октаново число 90 пункта или повече, неговият добив варира от 50 до 65% в зависимост от използваните суровини, използваната технология и режима. Високото октаново число се дължи на факта, че изомеризацията настъпва и при каталитичен крекинг. По време на процеса се образуват газове, съдържащи пропилен и бутилени, използвани като суровини за нефтохимикали и производството на компоненти на високооктанови бензини, лек газьол - компонент на дизела и горивата за отопление, и тежък газьол - суровина за производство на сажди или компонент на мазута.
Средният капацитет на съвременните инсталации е от 1,5 до 2,5 милиона тона, но във фабриките на водещите световни компании има инсталации с капацитет от 4,0 милиона тона.
Ключовият участък на инсталацията е реакторно-регенераторният блок. Устройството включва пещ за нагряване на суровината, реактор, в който директно протичат реакции на крекинг, и регенератор на катализатор. Целта на регенератора е да изгори кокса, образуван при крекинг и отложен върху повърхността на катализатора. Реакторът, регенераторът и входният блок за суровини са свързани с тръбопроводи, през които циркулира катализаторът.
Капацитетът за каталитичен крекинг в руските рафинерии в момента е очевидно недостатъчен и именно чрез пускането в експлоатация на нови блокове се решава проблемът с прогнозирания недостиг на бензин.

§4.Каталитичен реформинг

Развитието на производството на бензин е свързано с желанието да се подобри основното експлоатационно свойство на горивото - устойчивостта на детонация на бензина, оценена по октаново число.

Реформингът служи за едновременно производство на високооктанов базов компонент от моторен бензин, ароматни въглеводороди и водородсъдържащ газ.

За Priobskaya масло фракцията, която кипи в диапазона 85-180 0 C, се реформира; повишаването на крайната точка на кипене насърчава образуването на кокс и следователно е нежелателно.

Подготовка на суровини за реформинг - ректификация до отделяне на фракции, хидротретиране за отстраняване на примеси (азот, сяра и др.), които отравят катализаторите на процеса.

В процеса на реформинг се използват платинени катализатори. Високата цена на платината предопредели ниското й съдържание в промишлените реформинг катализатори и следователно необходимостта от нейното ефективно използване. Това се улеснява от използването на алуминиев оксид като носител, който отдавна е известен като най-добрият носител за ароматизационни катализатори.

Беше важно да се трансформира алуминиевият-платинен катализатор в бифункционален реформинг катализатор, върху който да протече целият комплекс от реакции. За да се направи това, беше необходимо да се придадат необходимите киселинни свойства на носителя, което беше постигнато чрез третиране на алуминиев оксид с хлор.

Предимството на хлорирания катализатор е способността да се регулира съдържанието на хлор в катализаторите и следователно тяхната киселинност директно при работни условия.

Когато съществуващите реформиращи единици преминаха към полиметални катализатори, показателите за ефективност се увеличиха, защото цената им е по-ниска, високата им стабилност позволява процесът да се извършва при по-ниско налягане без страх от коксуване. При риформинг на полиметални катализатори съдържанието на следните елементи в суровината не трябва да надвишава сяра - 1 mg/kg, никел - 1,5 mg/kg, вода - 3 mg/kg. По отношение на никела маслото Priob не е подходящо за полиметални катализатори, така че за риформинг се използват алуминиево-платинови катализатори.

Типичният материален баланс на реформинг фракцията е 85-180 °C при налягане 3 MPa.

Библиография

1. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Първично рафиниране на нефт (част 1), KolosS, М.: 2007

2. Абдулмазитов Р.Д., Геология и разработка на най-големите нефтени и нефтени и газови находища в Русия, АО ВНИИОЕНГ, М.: 1996 г.

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field - за Приобие в Уикипедия

4. http://minenergo.gov.ru – Министерство на енергетиката на Руската федерация

5. Баннов П.Г., Процеси на рафиниране на нефт, ЦНИИТЕнефт-техим, М.: 2001 г.

6. Бойко Е.В., Химия на нефта и горивата, UlSTU: 2007 г.

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html - Роснефт, фирмен бюлетин

Нефтено-газовото находище Приобское е географски разположено на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област на Руската федерация. Най-близкият град до Приобското находище е Нефтеюганск (разположен на 200 км източно от находището).

Приобское находище е открито през 1982 г. Полето се характеризира като многослойно, нископродуктивно. Територията е пресечена от река Об, блатиста и по време на наводнения е предимно наводнена; Тук са местата за хвърляне на хайвера на рибата. Както се отбелязва в представените в Държавната дума материали на Министерството на горивата и енергетиката на Руската федерация, тези фактори усложняват развитието и изискват значителни финансови ресурси за прилагане на най-новите високоефективни и екологични технологии.

Лицензът за разработване на находището Priobskoye принадлежи на дъщерно дружество на Rosneft OJSC, компанията Rosneft-Yuganskneftegaz.

Според експерти разработването на находището при съществуващата данъчна система е нерентабилно и невъзможно. Според условията на PSA добивът на петрол за 20 години ще възлиза на 274,3 милиона тона, държавните приходи - 48,7 милиарда долара.

Възстановимите запаси на находището Priobskoye са 578 милиона тона нефт, газ - 37 милиарда кубически метра. Срокът на разработка по условията на ЗПУ е 58 години. Пиково ниво на производство - 19,9 милиона. тона през 16-та година на развитие. Първоначалното финансиране беше планирано да бъде 1,3 милиарда долара. Капиталови разходи - 28 милиарда долара, оперативни разходи - 27,28 милиарда долара. Вероятни направления за транспортиране на петрол от находището са Вентспилс, Новоросийск, Одеса, Дружба.

Yugansneftegaz и Amoso ​​започнаха да обсъждат възможността за съвместно разработване на северната част на находището Priobskoye през 1991 г. През 1993 г. Амосо участва в международен търг за правото да използва недрата в полетата на Ханти-Мансийския автономен окръг и е признат за победител в конкурса за изключителното право да стане чуждестранен партньор в развитието на находището Приобское заедно с Юганскнефтегаз.

През 1994 г. Yuganskneftegaz и Amoso ​​подготвиха и представиха на правителството проект на споразумение за споделяне на производството и Tenico-икономическо и екологично проучване за осъществимост на проекта.

В началото на 1995 г. на правителството беше представено допълнително проучване за осъществимост, което беше изменено по-късно същата година в светлината на новите данни, получени за полето.
През 1995 г. Централната комисия за разработване на нефт и нефтени и газови находища на Министерството на горивото и енергетиката на Руската федерация и Министерството на опазването на околната среда и природните ресурси на Руската федерация одобриха преработена схема за разработване на полето и екологичната част на предпроектната документация.

На 7 март 1995 г. тогавашният министър-председател Виктор Черномирдин издава заповед за сформиране на правителствена делегация от представители на Ханти-Мансийския автономен окръг и редица министерства и ведомства за договаряне на PSA за развитието на северната част на Приобское поле.

През юли 1996 г. в Москва съвместна руско-американска комисия за икономическо и техническо сътрудничество излезе със съвместно изявление за приоритета на проектите в енергийната област, сред които специално беше посочено находището Приобское. В съвместното изявление се посочва, че двете правителства приветстват ангажиментите за сключване на споразумение за споделяне на производството за този проект до следващото заседание на комисията през февруари 1997 г.

В края на 1998 г. партньорът на Yuganskneftegaz в проекта за разработване на находището Priobskoye, американската компания Amoso, беше погълната от британската компания British Petroleum.

В началото на 1999 г. BP/Amoso ​​официално обяви оттеглянето си от участие в проекта за разработване на находището Priobskoye.

Етническа история на находището Приобское

От древни времена районът на находището е обитаван от ханти. Ханти развиват сложни социални системи, наречени княжества и до 11-12 век. те имаха големи племенни селища с укрепени столици, които бяха управлявани от князе и защитавани от професионални войски.

Първите известни контакти на Русия с тази територия са през 10 или 11 век. По това време започват да се развиват търговски отношения между руснаците и коренното население на Западен Сибир, което донася културни промени в живота на аборигените. Появяват се железни и керамични домакински съдове и тъкани, които стават материална част от живота на ханти. Търговията с кожи става изключително важна като средство за получаване на тези стоки.

През 1581 г. Западен Сибир е присъединен към Русия. Князете бяха заменени от царското правителство и данъците бяха платени в руската хазна. През 17-ти век на тази територия започват да се заселват царски служители и служители (казаци) и контактите между руснаците и ханти се развиват допълнително. В резултат на по-тесни контакти руснаците и ханти започнаха да приемат атрибутите на начина на живот на другия. Ханти започнаха да използват пушки и капани, а някои, следвайки примера на руснаците, започнаха да отглеждат говеда и коне. Руснаците са заимствали някои техники за лов и риболов от Ханти. Руснаците придобиват земя и риболовни райони от Ханти и до 18 век по-голямата част от земята на Ханти е продадена на руски заселници. Руското културно влияние се разширява в началото на 18 век с въвеждането на християнството. В същото време броят на руснаците продължава да се увеличава и до края на 18 век руското население в тази област пет пъти превишава ханти. Повечето семейства на Ханти възприеха земеделието, животновъдството и градинарството от руснаците.

Асимилацията на ханти в руската култура се ускорява с установяването на съветската власт през 1920 г. Съветската политика на социална интеграция доведе до единна образователна система в региона. Децата на Ханти обикновено са изпращани от семействата си в интернати за период от 8 до 10 години. Много от тях след завършване на училище вече не можеха да се върнат към традиционния начин на живот, без да имат необходимите умения за това.

Колективизацията, започнала през 20-те години на ХХ век, оказва значително влияние върху етнографския характер на територията. През 50-60-те години започва образуването на големи колективни стопанства и няколко малки селища изчезват, тъй като населението се обединява в по-големи селища. До 50-те години смесените бракове между руснаци и ханти стават широко разпространени и почти всички ханти, родени след 50-те, са родени в смесени бракове. От 60-те години, когато руснаци, украинци, беларуси, молдовци, чуваши, башкири, авари и представители на други националности мигрират в региона, процентът на ханти намалява още повече. В момента ханти съставляват малко по-малко от 1% от населението на Ханти-Мансийския автономен окръг.

В допълнение към ханти, територията на Приобското поле е обитавана от манси (33%), ненци (6%) и селкупи (по-малко от 1%).