História ložiska Priobskoe. Ropné pole Priobskoye je komplexné, ale sľubné ropné pole v autonómnom okruhu Chanty-Mansi

Ropné pole Priobskoye

§ 1. Ropné pole Priobskoye.

Priobskoe- najväčšie pole na západnej Sibíri sa administratívne nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti vo vzdialenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejuganska. Rozdelená riekou Ob na dve časti - ľavý a pravý breh. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999. Geologické zásoby sa odhadujú na 5 miliárd ton. Overené a vyťažiteľné zásoby sa odhadujú na 2,4 miliardy ton. Otvorené v roku 1982. Ložiská v hĺbke 2,3-2,6 km. Hustota oleja 863-868 kg/m3 (stredný typ oleja, nakoľko spadá do rozsahu 851-885 kg/m3), mierny obsah parafínu (2,4-2,5 %) a obsah síry 1,2-1,3 % (patrí medzi síra ropa triedy 2 dodávaná do rafinérií v súlade s GOST 9965-76). Ku koncu roka 2005 je v teréne 954 ťažobných a 376 injektážnych vrtov. Produkcia ropy na poli Priobskoye v roku 2007 predstavovala 40,2 milióna ton, z toho Rosneft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milióna ton. Zloženie stopových prvkov ropy je dôležitou charakteristikou tohto typu suroviny a nesie rôzne geochemické informácie o veku ropy, podmienkach vzniku, pôvode a migračných trasách a je široko používané na identifikáciu ropných polí, optimalizáciu stratégie vyhľadávania v teréne. a oddeľovanie produktov spoločne prevádzkovaných studní.

Stôl 1. Rozsah a priemerný obsah mikroprvkov v Priobskom oleji (mg/kg)

Počiatočný prietok existujúcich ropných vrtov je od 35 ton/deň. až 180 t/deň. Umiestnenie studní je zoskupené. Faktor regenerácie oleja 0,35.

Zhluk vrtov je miesto, kde sa ústia vrtov nachádzajú blízko seba na tom istom technologickom mieste a dná vrtov sa nachádzajú v uzloch mriežky rozvoja nádrže.

V súčasnosti sa väčšina ťažobných vrtov vŕta klastrovou metódou. Vysvetľuje to skutočnosť, že klastrové vŕtanie polí môže výrazne znížiť veľkosť oblastí, ktoré zaberajú vŕtacie a následne ťažobné studne, cesty, elektrické vedenia a potrubia.

Táto výhoda je obzvlášť dôležitá pri výstavbe a prevádzke studní na úrodných pôdach, v prírodných rezerváciách, v tundre, kde sa po niekoľkých desaťročiach obnovuje narušená povrchová vrstva zeme, v bažinatých oblastiach, čo komplikuje a výrazne zvyšuje náklady stavebných a montážnych prác vrtných a prevádzkových zariadení. Klastrové vrty sú potrebné aj vtedy, keď je potrebné objaviť ložiská ropy pod priemyselnými a civilnými stavbami, pod dnom riek a jazier, pod šelfovou zónou z brehov a nadjazdov. Osobitné miesto zaujíma klastrová výstavba vrtov v Ťumeni, Tomsku a ďalších regiónoch západnej Sibíri, čo umožnilo úspešne vybudovať ropné a plynové vrty na zásypových ostrovoch v odľahlom, bažinatom a obývanom regióne.

Umiestnenie studní v klastri závisí od terénnych podmienok a zamýšľaných prostriedkov pripojenia klastra so základňou. Kríky, ktoré nie sú spojené trvalými cestami so základňou, sa považujú za miestne. V niektorých prípadoch môžu byť kríky základné, keď sa nachádzajú na dopravných trasách. Na lokálnych podložkách sú jamky zvyčajne umiestnené vejárovite vo všetkých smeroch, čo umožňuje mať na podložke maximálny počet jamiek.

Vŕtacie a pomocné zariadenie je namontované tak, že pri premiestňovaní vrtnej súpravy z jednej studne do druhej vrtné čerpadlá, zberné jamy a časť zariadenia na čistenie, chemické ošetrenie a prípravu vrtného výplachu zostanú nehybné až do ukončenia vrtu. konštrukcia všetkých (alebo časti) jamiek na tejto podložke.

Počet jamiek v klastri sa môže meniť od 2 do 20-30 alebo viac. Navyše, čím viac vrtov v zhluku, tým väčšia odchýlka čela od ústia vrtov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, čo vedie k zvýšeniu nákladov na vŕtanie vrtov. Okrem toho existuje nebezpečenstvo stretnutia kmeňov. Preto je potrebné vypočítať požadovaný počet jamiek v klastri.

Hĺbkový čerpací spôsob výroby ropy je spôsob, pri ktorom sa kvapalina dvíha z vrtu na povrch pomocou tyčových a bezpiestových čerpacích jednotiek rôznych typov.
Na poli Priobskoye sa používajú elektrické odstredivé čerpadlá - bezpiestové čerpadlo s hlbokými vrtmi, pozostávajúce z viacstupňového (50-600 stupňov) odstredivého čerpadla umiestneného vertikálne na spoločnom hriadeli, elektromotora (asynchrónny elektromotor naplnený dielektrikom olej) a chránič, ktorý slúži na ochranu elektromotora pred vniknutím kvapaliny. Motor je poháňaný pancierovým káblom, spusteným spolu s čerpacími rúrkami. Rýchlosť otáčania hriadeľa elektromotora je asi 3000 ot./min. Čerpadlo je ovládané na povrchu riadiacou stanicou. Produktivita elektrického odstredivého čerpadla sa pohybuje od 10 do 1000 m3 kvapaliny za deň s účinnosťou 30-50%.

Inštalácia elektrického odstredivého čerpadla zahŕňa podzemné a povrchové zariadenia.
Inštalácia zvodného elektrického odstredivého čerpadla (ESP) má na povrchu studne iba riadiacu stanicu s výkonovým transformátorom a vyznačuje sa prítomnosťou vysokého napätia v napájacom kábli, ktorý je spustený do studne spolu s rúrkami. Inštalácie elektrických odstredivých čerpadiel prevádzkujú vysoko produktívne vrty s vysokým tlakom v nádrži.

Ložisko je odľahlé, neprístupné, 80 % územia sa nachádza v nive rieky Ob a v období záplav je zatopené. Ložisko sa vyznačuje zložitou geologickou stavbou - zložitou štruktúrou pieskových telies v ploche a reze, vrstvy sú hydrodynamicky slabo spojené. Nádrže produktívnych útvarov sa vyznačujú:

Nízka priepustnosť;

nízky obsah piesku;

Zvýšený obsah hliny;

Vysoká disekcia.

Pole Priobskoye sa vyznačuje zložitou štruktúrou produktívnych horizontov v oblasti aj v reze. Zásobníky horizontov AC10 a AC11 sú klasifikované ako stredne a nízko produktívne a AC12 sú klasifikované ako abnormálne nízko produktívne. Geologické a fyzikálne charakteristiky produkčných vrstiev poľa naznačujú nemožnosť rozvoja poľa bez aktívneho ovplyvnenia jeho produkčných vrstiev a bez použitia metód intenzifikácie výroby. Potvrdzujú to skúsenosti z rozvoja prevádzkovej časti ľavobrežnej časti.

Hlavné geologické a fyzikálne charakteristiky poľa Priobskoye na posúdenie použiteľnosti rôznych metód vplyvu sú:

1) hĺbka produktívnych formácií - 2400-2600 m,

2) ložiská sú litologicky skrínované, prirodzený režim je elastický, uzavretý,

3) hrúbka vrstiev AS 10, AS 11 a AS 12 do 20,6, 42,6 a 40,6 m.

4) počiatočný tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

5) teplota zásobníka - 88-90°C,

6) nízka priepustnosť nádrží, priemerné hodnoty podľa výsledkov

7) vysoká laterálna a vertikálna heterogenita vrstiev,

8) viskozita oleja v nádrži - 1,4-1,6 mPa*s,

9) tlak nasýtenia oleja 9-11 MPa,

10) nafténový olej, parafínový a nízkoživicový.

Porovnaním prezentovaných údajov so známymi kritériami pre efektívne využitie metód stimulácie tvorby je možné poznamenať, že aj bez podrobnej analýzy možno z vyššie uvedených metód vylúčiť nasledujúce metódy pre pole Priobskoye: tepelné metódy a zaplavenie polymérom ( ako spôsob vytláčania oleja z útvarov). Tepelné metódy sa používajú pre ložiská s vysokoviskóznymi olejmi a v hĺbkach do 1500-1700 m Polymérové ​​zaplavenie sa prednostne používa vo formáciách s permeabilitou väčšou ako 0,1 mikrónu na vytlačenie oleja s viskozitou 10 až 100 mPa * s a pri teplotách do 90 ° C (pre Pri vyšších teplotách sa používajú drahé polyméry so špeciálnym zložením).

Ropné pole Priobskoye

§ 1. Ropné pole Priobskoye.

Priobskoe- najväčšie pole na západnej Sibíri sa administratívne nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti vo vzdialenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejuganska. Rozdelená riekou Ob na dve časti - ľavý a pravý breh. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999. Geologické zásoby sa odhadujú na 5 miliárd ton. Overené a vyťažiteľné zásoby sa odhadujú na 2,4 miliardy ton. Otvorené v roku 1982. Ložiská v hĺbke 2,3-2,6 km. Hustota oleja 863-868 kg/m3 (stredný typ oleja, nakoľko spadá do rozsahu 851-885 kg/m3), mierny obsah parafínu (2,4-2,5 %) a obsah síry 1,2-1,3 % (patrí medzi síra ropa triedy 2 dodávaná do rafinérií v súlade s GOST 9965-76). Ku koncu roka 2005 je v teréne 954 ťažobných a 376 injektážnych vrtov. Produkcia ropy na poli Priobskoye v roku 2007 predstavovala 40,2 milióna ton, z toho Rosneft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milióna ton. Zloženie stopových prvkov ropy je dôležitou charakteristikou tohto typu suroviny a nesie rôzne geochemické informácie o veku ropy, podmienkach vzniku, pôvode a migračných trasách a je široko používané na identifikáciu ropných polí, optimalizáciu stratégie vyhľadávania v teréne. a oddeľovanie produktov spoločne prevádzkovaných studní.

Stôl 1. Rozsah a priemerný obsah mikroprvkov v Priobskom oleji (mg/kg)

Počiatočný prietok existujúcich ropných vrtov je od 35 ton/deň. až 180 t/deň. Umiestnenie studní je zoskupené. Faktor regenerácie oleja 0,35.

Zhluk vrtov je miesto, kde sa ústia vrtov nachádzajú blízko seba na tom istom technologickom mieste a dná vrtov sa nachádzajú v uzloch mriežky rozvoja nádrže.

V súčasnosti sa väčšina ťažobných vrtov vŕta klastrovou metódou. Vysvetľuje to skutočnosť, že klastrové vŕtanie polí môže výrazne znížiť veľkosť oblastí, ktoré zaberajú vŕtacie a následne ťažobné studne, cesty, elektrické vedenia a potrubia.

Táto výhoda je obzvlášť dôležitá pri výstavbe a prevádzke studní na úrodných pôdach, v prírodných rezerváciách, v tundre, kde sa po niekoľkých desaťročiach obnovuje narušená povrchová vrstva zeme, v bažinatých oblastiach, čo komplikuje a výrazne zvyšuje náklady stavebných a montážnych prác vrtných a prevádzkových zariadení. Klastrové vrty sú potrebné aj vtedy, keď je potrebné objaviť ložiská ropy pod priemyselnými a civilnými stavbami, pod dnom riek a jazier, pod šelfovou zónou z brehov a nadjazdov. Osobitné miesto zaujíma klastrová výstavba vrtov v Ťumeni, Tomsku a ďalších regiónoch západnej Sibíri, čo umožnilo úspešne vybudovať ropné a plynové vrty na zásypových ostrovoch v odľahlom, bažinatom a obývanom regióne.

Umiestnenie studní v klastri závisí od terénnych podmienok a zamýšľaných prostriedkov pripojenia klastra so základňou. Kríky, ktoré nie sú spojené trvalými cestami so základňou, sa považujú za miestne. V niektorých prípadoch môžu byť kríky základné, keď sa nachádzajú na dopravných trasách. Na lokálnych podložkách sú jamky zvyčajne umiestnené vejárovite vo všetkých smeroch, čo umožňuje mať na podložke maximálny počet jamiek.

Vŕtacie a pomocné zariadenie je namontované tak, že pri premiestňovaní vrtnej súpravy z jednej studne do druhej vrtné čerpadlá, zberné jamy a časť zariadenia na čistenie, chemické ošetrenie a prípravu vrtného výplachu zostanú nehybné až do ukončenia vrtu. konštrukcia všetkých (alebo časti) jamiek na tejto podložke.

Počet jamiek v klastri sa môže meniť od 2 do 20-30 alebo viac. Navyše, čím viac vrtov v zhluku, tým väčšia odchýlka čela od ústia vrtov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, zväčšuje sa dĺžka kmeňov, čo vedie k zvýšeniu nákladov na vŕtanie vrtov. Okrem toho existuje nebezpečenstvo stretnutia kmeňov. Preto je potrebné vypočítať požadovaný počet jamiek v klastri.

Hĺbkový čerpací spôsob výroby ropy je spôsob, pri ktorom sa kvapalina dvíha z vrtu na povrch pomocou tyčových a bezpiestových čerpacích jednotiek rôznych typov.
Na poli Priobskoye sa používajú elektrické odstredivé čerpadlá - bezpiestové čerpadlo s hlbokými vrtmi, pozostávajúce z viacstupňového (50-600 stupňov) odstredivého čerpadla umiestneného vertikálne na spoločnom hriadeli, elektromotora (asynchrónny elektromotor naplnený dielektrikom olej) a chránič, ktorý slúži na ochranu elektromotora pred vniknutím kvapaliny. Motor je poháňaný pancierovým káblom, spusteným spolu s čerpacími rúrkami. Rýchlosť otáčania hriadeľa elektromotora je asi 3000 ot./min. Čerpadlo je ovládané na povrchu riadiacou stanicou. Produktivita elektrického odstredivého čerpadla sa pohybuje od 10 do 1000 m3 kvapaliny za deň s účinnosťou 30-50%.

Inštalácia elektrického odstredivého čerpadla zahŕňa podzemné a povrchové zariadenia.
Inštalácia zvodného elektrického odstredivého čerpadla (ESP) má na povrchu studne iba riadiacu stanicu s výkonovým transformátorom a vyznačuje sa prítomnosťou vysokého napätia v napájacom kábli, ktorý je spustený do studne spolu s rúrkami. Inštalácie elektrických odstredivých čerpadiel prevádzkujú vysoko produktívne vrty s vysokým tlakom v nádrži.

Ložisko je odľahlé, neprístupné, 80 % územia sa nachádza v nive rieky Ob a v období záplav je zatopené. Ložisko sa vyznačuje zložitou geologickou stavbou - zložitou štruktúrou pieskových telies v ploche a reze, vrstvy sú hydrodynamicky slabo spojené. Nádrže produktívnych útvarov sa vyznačujú:

Nízka priepustnosť;

nízky obsah piesku;

Zvýšený obsah hliny;

Vysoká disekcia.

Pole Priobskoye sa vyznačuje zložitou štruktúrou produktívnych horizontov v oblasti aj v reze. Zásobníky horizontov AC10 a AC11 sú klasifikované ako stredne a nízko produktívne a AC12 sú klasifikované ako abnormálne nízko produktívne. Geologické a fyzikálne charakteristiky produkčných vrstiev poľa naznačujú nemožnosť rozvoja poľa bez aktívneho ovplyvnenia jeho produkčných vrstiev a bez použitia metód intenzifikácie výroby. Potvrdzujú to skúsenosti z rozvoja prevádzkovej časti ľavobrežnej časti.

Hlavné geologické a fyzikálne charakteristiky poľa Priobskoye na posúdenie použiteľnosti rôznych metód vplyvu sú:

1) hĺbka produktívnych formácií - 2400-2600 m,

2) ložiská sú litologicky skrínované, prirodzený režim je elastický, uzavretý,

3) hrúbka vrstiev AS 10, AS 11 a AS 12 do 20,6, 42,6 a 40,6 m.

4) počiatočný tlak v zásobníku - 23,5-25 MPa,

5) teplota zásobníka - 88-90°C,

6) nízka priepustnosť nádrží, priemerné hodnoty podľa výsledkov

7) vysoká laterálna a vertikálna heterogenita vrstiev,

8) viskozita oleja v nádrži - 1,4-1,6 mPa*s,

9) tlak nasýtenia oleja 9-11 MPa,

10) nafténový olej, parafínový a nízkoživicový.

Porovnaním prezentovaných údajov so známymi kritériami pre efektívne využitie metód stimulácie tvorby je možné poznamenať, že aj bez podrobnej analýzy možno z vyššie uvedených metód vylúčiť nasledujúce metódy pre pole Priobskoye: tepelné metódy a zaplavenie polymérom ( ako spôsob vytláčania oleja z útvarov). Tepelné metódy sa používajú pre ložiská s vysokoviskóznymi olejmi a v hĺbkach do 1500-1700 m Polymérové ​​zaplavenie sa prednostne používa vo formáciách s permeabilitou väčšou ako 0,1 mikrónu na vytlačenie oleja s viskozitou 10 až 100 mPa * s a pri teplotách do 90 ° C (pre Pri vyšších teplotách sa používajú drahé polyméry so špeciálnym zložením).

Skúsenosti z rozvoja domácich a zahraničných oblastí ukazujú, že zavodnenie sa ukazuje ako pomerne efektívny spôsob ovplyvňovania nádrží s nízkou priepustnosťou, za predpokladu prísneho dodržiavania nevyhnutných požiadaviek na technológiu jeho realizácie. Medzi hlavné dôvody, ktoré spôsobujú zníženie účinnosti zaplavovania nízkopriepustných útvarov, patria:

Zhoršenie filtračných vlastností horniny v dôsledku:

napučiavanie ílových zložiek horniny pri kontakte s injektovanou vodou,

upchatie zberača jemnými mechanickými nečistotami nachádzajúcimi sa vo vstrekovanej vode,

Zrážanie solí v poréznom médiu nádrže pri chemickej interakcii vháňanej a formovacej vody,

Znížené prekrytie nádrže zaplavením v dôsledku tvorby trhlín okolo injekčných vrtov - prasknutie a ich šírenie do hĺbky

Významná citlivosť na povahu zmáčavosti hornín injektovaným činidlom; významné zníženie priepustnosti nádrže v dôsledku zrážania parafínov.

Prejav všetkých týchto javov v nádržiach s nízkou priepustnosťou spôsobuje výraznejšie následky ako v horninách s vysokou priepustnosťou.

Na elimináciu vplyvu týchto faktorov na proces zaplavovania sa používajú vhodné technologické riešenia: optimálne vzory studní a technologické prevádzkové režimy studní, vstrekovanie vody požadovaného druhu a zloženia do útvarov, jej vhodná mechanická, chemická a biologická úprava. ako aj pridávanie špeciálnych zložiek do vody.

V prípade poľa Priobskoye by sa za hlavnú stimulačnú metódu malo považovať zaplavenie vodou.

Použitie roztokov povrchovo aktívnych látok v teréne bolo odmietnuté, predovšetkým kvôli nízkej účinnosti týchto činidiel v podmienkach nádrže s nízkou permeabilitou.

Pre pole Priobskoye nemožno odporučiť alkalické zaplavenie z nasledujúcich dôvodov:

Hlavným je prevládajúci štruktúrny a vrstevnatý ílovitý obsah nádrží. Ílové agregáty sú zastúpené kaolinitom, chloritanom a hydromikou. Interakcia alkálií s ílovým materiálom môže viesť nielen k napučiavaniu ílov, ale aj k deštrukcii horniny. Alkalický roztok s nízkou koncentráciou zvyšuje koeficient napučiavania ílov 1,1 až 1,3-krát a znižuje priepustnosť horniny 1,5-2-krát v porovnaní so sladkou vodou, čo je rozhodujúce pre nádrže s nízkou priepustnosťou poľa Priobskoye. Použitie roztokov s vysokou koncentráciou (zníženie napučiavania ílov) aktivuje proces deštrukcie hornín.

Hydraulické štiepenie zostáva obľúbenou technológiou ruských ropných robotníkov: kvapalina sa čerpá do vrtu pod tlakom až 650 atm. vytvárať trhliny v skale. Trhliny sú upevnené umelým pieskom (propant): neumožňuje ich zatvorenie. Cez ne presakuje ropa do vrtu. Podľa SibNIINP LLC vedie hydraulické štiepenie k zvýšeniu toku ropy na poliach západnej Sibíri z 1,8 na 19-krát.

V súčasnosti sa spoločnosti vyrábajúce ropu pri vykonávaní geologických a technických činností obmedzujú najmä na používanie štandardných technológií hydraulického štiepenia (štiepenia) s použitím gélového vodného roztoku na polymérnej báze. Tieto roztoky, podobne ako usmrcujúce kvapaliny, ako aj vrtné kvapaliny, spôsobujú značné poškodenie útvaru a samotného zlomu, čo výrazne znižuje zvyškovú vodivosť zlomov a v dôsledku toho produkciu ropy. Kolmatácia súvrstvia a puklín je obzvlášť dôležitá na poliach so súčasným tlakom v rezervoári nižším ako 80 % pôvodného tlaku.

Medzi technológiami používanými na riešenie tohto problému sa rozlišujú technológie využívajúce zmes kvapaliny a plynu:

spenené (napríklad nitridované) kvapaliny s obsahom plynu menej ako 52 % z celkového objemu zmesi;

Hydraulické štiepenie peny – viac ako 52 % plynu.

Po zvážení technológií dostupných na ruskom trhu a výsledkov ich implementácie si špecialisti z Gazpromneft-Khantos LLC vybrali penové hydraulické štiepenie a ponúkli Schlumbergerovi vykonanie pilotnej práce (PI). Na základe ich výsledkov sa vykonalo hodnotenie účinnosti penového hydraulického štiepenia na poli Priobskoye. Penové štiepenie, podobne ako klasické štiepenie, je zamerané na vytvorenie lomu vo súvrství, ktorého vysoká vodivosť zabezpečuje prítok uhľovodíkov do vrtu. Pri penovom hydraulickom štiepení sa však nahradením (v priemere 60 % objemu) časti gélového vodného roztoku stlačeným plynom (dusík alebo oxid uhličitý) výrazne zvyšuje priepustnosť a vodivosť zlomenín a v dôsledku toho sa stupeň poškodenia formácie je minimálny. Vo svetovej praxi bola najväčšia účinnosť použitia penových kvapalín na hydraulické štiepenie už zaznamenaná vo vrtoch, kde energia tvorby nestačí na vytlačenie odpadovej kvapaliny z hydraulického štiepenia do vrtu počas jeho vývoja. Platí to pre nové aj existujúce studne. Napríklad vo vybraných studniach poľa Priobskoye sa tlak v nádrži znížil na 50% pôvodného tlaku. Pri vykonávaní penového hydraulického štiepenia pomáha stlačený plyn, ktorý bol vstreknutý ako súčasť peny, vytlačiť odpadový roztok z formácie, čo zvyšuje objem odpadovej tekutiny a skracuje čas.

vývoj studne. Na vykonávanie prác na poli Priobskoye bol dusík vybraný ako najuniverzálnejší plyn:

Široko používaný pri vývoji studní s flexibilným potrubím;

inertný;

Kompatibilné s kvapalinami na hydraulické štiepenie.

Testovanie studní po dokončení prác, ktoré sú súčasťou služby „pena“, vykonala spoločnosť Schlumberger. Osobitosťou projektu bola realizácia pilotných prác nielen v nových, ale aj v existujúcich vrtoch, v súvrstviach s existujúcimi hydraulickými puklinami z prvých prác, takzvané opakované hydraulické štiepenie. Ako kvapalná fáza penovej zmesi bol zvolený zosieťovaný polymérny systém. Výsledná penová zmes úspešne pomáha riešiť problémy so zachovaním vlastností ceny.

bojová zóna. Koncentrácia polyméru v systéme je len 7 kg/t propantu, pre porovnanie v blízkych vrtoch je to 11,8 kg/t.

V súčasnosti môžeme zaznamenať úspešnú realizáciu penového hydraulického štiepenia pomocou dusíka vo vrtoch formácií AC10 a AC12 poľa Priobskoye. Veľká pozornosť bola venovaná prácam v existujúcom zásobe vrtov, keďže opakované hydraulické štiepenie nám umožňuje priniesť do vývoja nové vrstvy a vrstvy, ktoré predtým neboli ovplyvnené vývojom. Na analýzu účinnosti penového hydraulického štiepenia boli ich výsledky porovnané s výsledkami získanými zo susedných vrtov, v ktorých sa uskutočnilo konvenčné hydraulické štiepenie. Vrstvy mali rovnakú hrúbku nasýtenú olejom. Skutočný prietok kvapaliny a ropy vo vrtoch po penovom hydraulickom štiepení pri priemernom nasávacom tlaku čerpadla 5 MPa prekročil prietok susedných vrtov o 20 a 50 % Z porovnania priemernej výkonnosti nových vrtov po konvenčných hydraulického štiepenia a penového hydraulického štiepenia, z toho vyplýva, že prietoky kvapaliny a oleja sú rovnaké Pracovný tlak v spodnom vrtu pred čerpadlom vo vrtoch po penovom hydraulickom štiepení je v priemere 8,9 MPa, v okolitých vrtoch – 5,9 MPa. Prepočet potenciálu vrtov na rovnaký tlak nám umožňuje vyhodnotiť účinok penového hydraulického štiepenia.

Pilotné testovanie s penovým hydraulickým štiepením v piatich vrtoch poľa Priobskoye ukázalo účinnosť metódy v existujúcich aj nových vrtoch. Vyšší sací tlak čerpadla vo vrtoch po použití penových zmesí naznačuje vznik vysokovodivých lomov v dôsledku penového hydraulického štiepenia, čo zabezpečuje dodatočnú produkciu ropy z vrtov.

V súčasnosti vývoj severnej časti poľa vykonáva spoločnosť RN-Yuganskneftegaz LLC, ktorú vlastní spoločnosť Rosneft, a južnú časť spoločnosť Gazpromneft-Khantos LLC, ktorú vlastní spoločnosť Gazprom Neft.

Rozhodnutím guvernéra autonómneho okruhu Khanty-Mansi získalo pole štatút „Územia osobitného poriadku pre využitie podložia“, čo určilo osobitný prístup ropných pracovníkov k rozvoju poľa Priobskoye. Neprístupnosť zásob a krehkosť ekosystému ložiska viedli k využívaniu najnovších environmentálnych technológií. 60% územia poľa Priobskoye sa nachádza v zaplavenej časti záplavovej oblasti rieky Ob, pri výstavbe vrtov, tlakových ropovodov a podvodných prechodov sa používajú technológie šetrné k životnému prostrediu.

Zariadenia na mieste nachádzajúce sa na území poľa:

· Pomocné čerpacie stanice - 3

Viacfázová čerpacia stanica Sulzer - 1

Klastrové čerpacie stanice na čerpanie pracovnej látky do formácie - 10

· Plávajúce čerpacie stanice - 4

Dielne na prípravu a čerpanie oleja - 2

Jednotka na separáciu oleja (OSN) – 1

V máji 2001 bola na 201. klastri na pravom brehu poľa Priobskoje inštalovaná unikátna viacfázová čerpacia stanica Sulzer. Každé čerpadlo inštalácie je schopné prečerpať 3,5 tisíc metrov kubických kvapaliny za hodinu. Komplex obsluhuje jeden operátor, všetky údaje a parametre sa zobrazujú na monitore počítača. Stanica je jediná v Rusku.

Holandská čerpacia stanica Rosskor bola inštalovaná na poli Priobskoye v roku 2000. Je určený na čerpanie viacfázovej kvapaliny v teréne bez použitia svetlíc (aby sa zabránilo vzplanutiu súvisiaceho plynu v záplavovej časti rieky Ob).

Závod na spracovanie vrtných rezkov na pravom brehu poľa Priobskoye vyrába vápennopieskové tehly, ktoré sa používajú ako stavebný materiál na stavbu ciest, podložiek studní atď. Na vyriešenie problému využitia súvisiaceho plynu vyrobeného na poli Priobskoye bola v poli Prirazlomnoye postavená prvá elektráreň s plynovou turbínou v autonómnom okruhu Chanty-Mansi, ktorá dodáva elektrinu poliam Priobskoye a Prirazlomnoye.

Vedenie na prenos energie vybudované cez rieku Ob nemá obdobu, jeho rozpätie je 1020 m a priemer drôtu, špeciálne vyrobeného vo Veľkej Británii, je 50 mm.

§2.Príprava oleja na spracovanie

Surová ropa ťažená z vrtov obsahuje pridružené plyny (50 – 100 m 3 /t), formovaciu vodu (200 – 300 kg/t) a minerálne soli rozpustené vo vode (10 – 15 kg/t), ktoré negatívne ovplyvňujú prepravu a skladovanie a jeho následné spracovanie. Preto príprava oleja na rafináciu nevyhnutne zahŕňa nasledujúce operácie:

Odstránenie súvisiacich plynov (rozpustených v oleji) alebo stabilizácia oleja;

Odsoľovanie oleja;

Dehydratácia (dehydratácia) oleja.

Stabilizácia oleja - Priobskaja ropa obsahuje značné množstvo rozpustených ľahkých uhľovodíkov. Počas prepravy a skladovania ropy sa môžu uvoľniť, v dôsledku čoho sa zmení zloženie oleja. Aby sa predišlo strate plynu a spolu s ním aj ľahkých benzínových frakcií a aby sa zabránilo znečisteniu ovzdušia, musia sa tieto produkty z ropy pred spracovaním extrahovať. Tento proces oddeľovania ľahkých uhľovodíkov z ropy vo forme pridruženého plynu sa nazýva stabilizácia oleja. Stabilizácia ropy na poli Priobskoye sa vykonáva separačnou metódou priamo v oblasti jej výroby na meracích zariadeniach.

Pridružený plyn sa od ropy oddeľuje viacstupňovou separáciou v odlučovačoch plynov, v ktorých sa postupne znižuje tlak a prietok oleja. V dôsledku toho dochádza k desorpcii plynov, spolu s ktorými sa odstraňujú prchavé kvapalné uhľovodíky a potom kondenzujú za vzniku „plynového kondenzátu“. Pri separačnom spôsobe stabilizácie zostáva v oleji až 2% uhľovodíkov.

Odsoľovanie a dehydratácia oleja- odstraňovanie solí a vody z ropy prebieha v poľných úpravniach ropy a priamo v ropných rafinériách (rafinériách).

Uvažujme o návrhu elektrických odsoľovacích zariadení.

Olej zo zásobníka 1 suroviny s prídavkom deemulgátora a slabého alkalického roztoku alebo roztoku sódy prechádza cez výmenník tepla 2, ohrieva sa v ohrievači 3 a vstupuje do mixéra 4, v ktorom sa k oleju pridáva voda. Výsledná emulzia postupne prechádza elektrickými dehydrátormi 5 a 6, v ktorých sa väčšina vody a v nej rozpustených solí oddelí od oleja, čím sa ich obsah zníži 8 až 10-krát. Odsolený olej prechádza cez výmenník tepla 2 a po ochladení v chladničke 7 vstupuje do zberu 8. Voda oddelená v elektrických dehydrátoroch sa usadzuje v odlučovači oleja 9 a posiela sa na čistenie a oddelený olej sa pridáva do ropy dodávanej do ELOU.

Procesy odsoľovania a dehydratácie oleja sú spojené s potrebou ničiť emulzie, ktoré tvorí voda s olejom. Zároveň sa na poliach ničia emulzie prírodného pôvodu vznikajúce pri výrobe ropy a v závode sa ničia umelé emulzie získané opakovaným premývaním oleja vodou, aby sa z neho odstránili soli. Po úprave sa obsah vody a chloridov kovov v oleji zníži v prvom stupni na 0,5 až 1,0 % a 100 až 1800 mg/l, v druhom stupni na 0,05 až 0,1 % a 3 až 5 mg/l. l.

Na urýchlenie procesu deštrukcie emulzií je potrebné podrobiť olej ďalším opatreniam zameraným na zväčšenie kvapiek vody, zvýšenie rozdielu hustoty a zníženie viskozity oleja.

V oleji Priobskaya sa do oleja zavádza látka (demulgátor), vďaka čomu sa uľahčuje oddelenie emulzie.

A na odsoľovanie oleja používajú premývanie oleja čerstvou sladkou vodou, ktorá nielen vymýva soli, ale má aj hydromechanický účinok na emulziu.

§ 3. Primárne spracovanie ropy z poľa Priobskoye

Ropa je zmes tisícov rôznych látok. Úplné zloženie olejov aj dnes, keď sú k dispozícii najsofistikovanejšie prostriedky analýzy a kontroly: chromatografia, nukleárna magnetická rezonancia, elektrónové mikroskopy – nie všetky tieto látky sú úplne určené. Ale napriek tomu, že olej obsahuje takmer všetky chemické prvky v tabuľke D.I. Mendelejev, jeho základ je stále organický a pozostáva zo zmesi uhľovodíkov rôznych skupín, ktoré sa navzájom líšia svojimi chemickými a fyzikálnymi vlastnosťami. Bez ohľadu na zložitosť a zloženie začína rafinácia ropy primárnou destiláciou. Destilácia sa zvyčajne uskutočňuje v dvoch stupňoch - s miernym pretlakom blízkym atmosférickému tlaku a vo vákuu, pričom sa na ohrev surovín používajú rúrkové pece. Preto sa primárne závody na rafináciu ropy nazývajú AVT - atmosférické vákuové trubice.

Oleje z poľa Priobskoye majú potenciálne vysoký obsah ropných frakcií, preto sa primárna rafinácia ropy vykonáva podľa bilancie paliva a oleja a uskutočňuje sa v troch etapách:

Atmosférická destilácia na výrobu palivových frakcií a vykurovacieho oleja

Vákuová destilácia vykurovacieho oleja na výrobu úzkych ropných frakcií a dechtu

Vákuová destilácia zmesi vykurovacieho oleja a dechtu na získanie širokej olejovej frakcie a ťažkého zvyšku používaného na výrobu bitúmenu.

Destilácia oleja Priobskaya sa vykonáva v atmosférických rúrkových zariadeniach podľa jednej schémy odparovania, t.j. s jednou komplexnou destilačnou kolónou s bočnými stripovacími sekciami – to je energeticky najefektívnejšie, pretože Olej Priobskaya plne spĺňa požiadavky pri použití takejto rastliny: relatívne nízky obsah benzínu (12-15%) a výťažok frakcií do 350 0 C nie je väčší ako 45%.

Surový olej zohriaty horúcimi prúdmi vo výmenníku 2 tepla sa posiela do elektrického dehydrátora 3. Odtiaľ sa odsolený olej čerpá cez výmenník tepla 4 do pece 5 a potom do destilačnej kolóny 6, kde sa raz odparí a rozdelí na potrebné zlomky. V prípade odsoleného oleja sa v inštalačných schémach nenachádza elektrický dehydrátor.

Ak olej obsahuje vysoký obsah rozpusteného plynu a nízkovriacich frakcií, jeho spracovanie podľa tejto schémy jediného odparovania bez predbežného odparovania je náročné, pretože v napájacom čerpadle a vo všetkých zariadeniach umiestnených v okruhu pred pecou vzniká zvýšený tlak. . Okrem toho sa tým zvyšuje zaťaženie pece a destilačnej kolóny.

Hlavným účelom vákuovej destilácie vykurovacieho oleja je získanie širokej frakcie (350 - 550 0C a viac) - surovín pre katalytické procesy a destilátov na výrobu olejov a parafínov.

Čerpadlo čerpá vykurovací olej cez systém výmenníkov tepla do rúrkovej pece, kde sa zahreje na 350°-375°, a vstupuje do vákuovej destilačnej kolóny. Vákuum v kolóne vytvárajú parné tryskové ejektory (zvyškový tlak 40-50 mm). Vodná para sa privádza do spodnej časti kolóny. Olejové destiláty sa odoberajú z rôznych platní kolóny a prechádzajú cez výmenníky tepla a chladničky. Zvyšok, decht, sa odstráni zo spodnej časti kolóny.

Olejové frakcie izolované z ropy sa čistia selektívnymi roztokmi - fenolom alebo furfuralom, aby sa odstránili niektoré živicové látky, a potom sa odparafínujú pomocou zmesi metyletylketónu alebo acetónu s toluénom, aby sa znížil bod tuhnutia oleja. Spracovanie ropných frakcií končí dodatočným čistením pomocou bieliacich ílov. Najnovšie technológie výroby ropy využívajú na nahradenie ílov procesy hydrorafinácie.

Materiálová bilancia atmosférickej destilácie ropy Priobskaya:

§4.Katalytické krakovanie

Katalytické krakovanie je najdôležitejším procesom rafinácie ropy, ktorý výrazne ovplyvňuje efektivitu rafinérie ako celku. Podstatou procesu je rozklad uhľovodíkov obsiahnutých v surovine (vákuový plynový olej) vplyvom teploty v prítomnosti aluminosilikátového katalyzátora s obsahom zeolitu. Cieľovým produktom inštalácie CC je vysokooktánová zložka benzínu s oktánovým číslom 90 bodov a viac, jej výťažnosť sa pohybuje od 50 do 65 % v závislosti od použitých surovín, použitej technológie a režimu. Vysoké oktánové číslo je spôsobené tým, že k izomerizácii dochádza aj pri katalytickom krakovaní. Pri procese vznikajú plyny s obsahom propylénu a butylénu, ktoré sa používajú ako suroviny pre petrochemický priemysel a výrobu vysokooktánových benzínových komponentov, ľahký plynový olej - súčasť motorovej nafty a vykurovacích palív a ťažký plynový olej - surovina pre produkcia sadzí alebo zložky vykurovacích olejov.
Priemerná kapacita moderných zariadení je od 1,5 do 2,5 milióna ton, ale v továrňach popredných svetových spoločností sú zariadenia s kapacitou 4,0 milióna ton.
Kľúčovou časťou zariadenia je jednotka reaktor-regenerátor. Jednotka obsahuje pec na ohrev suroviny, reaktor, v ktorom priamo prebiehajú krakovacie reakcie, a regenerátor katalyzátora. Úlohou regenerátora je vyhorenie koksu vzniknutého pri krakovaní a usadeného na povrchu katalyzátora. Reaktor, regenerátor a vstupná jednotka suroviny sú prepojené potrubím, cez ktoré cirkuluje katalyzátor.
Kapacita katalytického krakovania v ruských rafinériách je v súčasnosti zjavne nedostatočná a práve spúšťaním nových zariadení sa rieši problém s predpokladaným nedostatkom benzínu.

§ 4. Katalytické reformovanie

Rozvoj výroby benzínu je spojený s túžbou zlepšiť hlavnú prevádzkovú vlastnosť paliva - odolnosť benzínu voči klepaniu, hodnotenú oktánovým číslom.

Reformovanie slúži na súčasnú výrobu vysokooktánovej základnej zložky automobilového benzínu, aromatických uhľovodíkov a plynu obsahujúceho vodík.

Pre olej Priobskaja sa reformuje frakcia, ktorá vrie v rozmedzí 85 až 180 °C, zvýšenie konečného bodu varu podporuje tvorbu koksu, a preto je nežiaduce.

Príprava reformných surovín - rektifikácia na separáciu frakcií, hydrorafinácia na odstránenie nečistôt (dusík, síra atď.), ktoré otravujú katalyzátory procesu.

Platinové katalyzátory sa používajú v procese reformovania. Vysoká cena platiny predurčila jej nízky obsah v priemyselných reformovacích katalyzátoroch a následne aj potrebu jej efektívneho využitia. Toto je uľahčené použitím oxidu hlinitého ako nosiča, ktorý je už dlho známy ako najlepší nosič pre aromatizačné katalyzátory.

Dôležité bolo transformovať alumino-platinový katalyzátor na bifunkčný reformovací katalyzátor, na ktorom by prebiehal celý komplex reakcií. Na to bolo potrebné dodať nosiču potrebné kyslé vlastnosti, čo sa dosiahlo úpravou oxidu hlinitého chlórom.

Výhodou chlórovaného katalyzátora je možnosť regulovať obsah chlóru v katalyzátoroch, a tým aj ich kyslosť, priamo za prevádzkových podmienok.

Keď existujúce reformovacie jednotky prešli na polymetalické katalyzátory, ukazovatele výkonnosti sa zvýšili, pretože ich cena je nižšia, ich vysoká stabilita umožňuje vykonávanie procesu pri nižšom tlaku bez obáv z koksovania. Pri reformovaní na polymetalických katalyzátoroch by obsah nasledujúcich prvkov v surovine nemal prekročiť síru - 1 mg/kg, nikel - 1,5 mg/kg, vodu - 3 mg/kg. Pokiaľ ide o nikel, Priobový olej nie je vhodný pre polymetalické katalyzátory, preto sa na reformovanie používajú alumino-platinové katalyzátory.

Typická materiálová bilancia reformovacej frakcie je 85-180 °C pri tlaku 3 MPa.

Bibliografia

1. Glagoleva O.F., Kapustin V.M. Primárna rafinácia ropy (1. časť), KolosS, M.: 2007

2. Abdulmazitov R.D., Geológia a rozvoj najväčších ropných a ropných a plynových polí v Rusku, JSC VNIIOENG, M.: 1996

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field – o Priobye na Wikipédii

4. http://minenergo.gov.ru – Ministerstvo energetiky Ruskej federácie

5. Bannov P.G., Procesy rafinácie ropy, TsNIITEneft-tekhim, M.: 2001

6. Bojko E.V., Chémia ropy a palív, UlSTU: 2007

7. http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html – Rosneft, informačný bulletin spoločnosti

Ropné polia Ruska
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Severné tri štvrtiny poľa kontrolovala spoločnosť YUKOS prostredníctvom svojej dcérskej spoločnosti Yuganskneftegaz a začala s ťažbou ropy v roku 2000. V roku 2004 Yuganskneftegaz kúpila spoločnosť Rosneft, ktorá je teraz prevádzkovou spoločnosťou pre túto časť poľa. Južnú štvrtinu poľa kontrolovala spoločnosť Sibir energy, ktorá založila spoločný podnik so spoločnosťou Sibneft na rozvoj poľa, pričom sériová výroba sa začala v roku 2003. Sibneft následne získal úplnú kontrolu nad poľom prostredníctvom podnikového manévru, aby rozriedil holding Sibir. teraz väčšinovo ovládaný Gazpromom a premenovaný na Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Priobskoje pole (KhMAO)
Zásoby, milióny ton
ABC1 - 1061,5
C2 - 169,9
Výroba v roku 2007, mil. ton - 33,6

Po mnoho rokov bolo najväčším poľom, čo sa týka zásob aj objemu ťažby ropy, pole Samotlor. V roku 2007 prvýkrát stratilo prvé miesto v prospech poľa Priobskoje, z ktorého produkcia ropy dosiahla 33,6 milióna ton (7,1 % ruskej produkcie) a preukázané zásoby vzrástli v porovnaní s rokom 2006 o takmer 100 miliónov ton (s prihliadnutím na výkup na výroba).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geológia a rozvoj najväčších a jedinečných ropných a ropných a plynových polí v Rusku.
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 je obrovské ropné pole v Rusku. Nachádza sa v Chanty-Mansijskom autonómnom okruhu, neďaleko Chanty-Mansijska. Otvorené v roku 1982. Rozdelená riekou Ob na dve časti - ľavý a pravý breh. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999.

Geologické zásoby sa odhadujú na 5 miliárd ton. Overené a vyťažiteľné zásoby sa odhadujú na 2,4 miliardy ton.

Ložisko patrí do provincie Západná Sibír. Otvorené v roku 1982. Ložiská v hĺbke 2,3-2,6 km. Hustota oleja je 863-868 kg/m3, mierny obsah parafínu (2,4-2,5 %) a obsah síry 1,2-1,3 %.

Ku koncu roka 2005 je v teréne 954 ťažobných vrtov a 376 injekčných vrtov, z toho 178 vrtov za posledný rok.

Produkcia ropy na poli Priobskoye v roku 2007 predstavovala 40,2 milióna ton, z toho Rosneft - 32,77 a Gazprom Neft - 7,43 milióna ton.

V súčasnosti vývoj severnej časti poľa vykonáva spoločnosť RN-Yuganskneftegaz LLC, ktorú vlastní spoločnosť Rosneft, a južnú časť spoločnosť Gazpromneft-Khantos LLC, ktorú vlastní spoločnosť Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_oil_field

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

PRIOBSKOE: JE TU 100 MILIÓNOV! (Rosnefť: Bulletin spoločnosti, september 2006) -
1. mája 1985 bol vyvŕtaný prvý prieskumný vrt na poli Priobskoye. V septembri 1988 sa na jeho ľavom brehu začala ťažobná výroba prietokovou metódou z vrtu č.181-R s prietokom 37 ton za deň. V posledný júlový deň roku 2006 ropní pracovníci Priobského ohlásili produkciu 100 miliónov ton ropy.

Licencia na rozvoj poľa patrí OJSC Yuganskneftegaz.
Najväčšie pole na západnej Sibíri - Priobskoye - sa administratívne nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti vo vzdialenosti 65 km od Chanty-Mansijska a 200 km od Neftejuganska. Priobskoye bolo objavené v roku 1982. Rozdeľuje ho rieka Ob na dve časti - ľavý a pravý breh. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999.

Preukázané zásoby ropy podľa ruskej klasifikácie dosahujú 1,5 miliardy ton, vyťažiteľné zásoby predstavujú viac ako 600 miliónov.
Podľa analýzy vypracovanej medzinárodnou audítorskou spoločnosťou DeGolyer & MacNaughton sú k 31. decembru 2005 zásoby ropy v poli Priobskoye podľa metodiky SPE: preukázané 694 miliónov ton, pravdepodobné - 337 miliónov ton, možné - 55 miliónov ton.

Zásoby pre pole podľa ruských štandardov k 1. januáru 2006: NGZ (Zásoby ropy a zemného plynu) - 2476,258 milióna ton.

Produkcia ropy na poli Priobskoye v roku 2003 predstavovala 17,6 milióna ton, v roku 2004 - 20,42 milióna ton, v roku 2005 - 20,59 milióna ton. V strategických plánoch rozvoja spoločnosti je ložisko Priobskoye jedným z hlavných miest - do roku 2009 sa tu plánuje vyrobiť až 35 miliónov ton.
V posledný júlový deň roku 2006 ropní pracovníci Priobského ohlásili produkciu 100 miliónov ton ropy. 60% územia poľa Priobskoye sa nachádza v zaplavenej časti záplavovej oblasti rieky Ob, pri výstavbe vrtov, tlakových ropovodov a podvodných prechodov sa používajú technológie šetrné k životnému prostrediu.

História poľa Priobskoye:
V roku 1985 boli objavené priemyselné zásoby ropy, testovanie vrtu 181r malo za následok prílev 58 m3/deň
V roku 1989 sa začalo s vŕtaním 101 klastrov (ľavý breh)
V roku 1999 - uvedenie vrtov do prevádzky v 201 klastroch (pravý breh)
V roku 2005 denná produkcia predstavovala 60 200 ton/deň, ťažobná zásoba 872 vrtov, 87 205,81 tis. ton vyprodukovaných od začiatku vývoja.

Len za posledné roky sa pomocou smerových vrtov v teréne zrealizovalo 29 podvodných prechodov, z toho 19 nových vybudovaných a 10 starých zrekonštruovaných.

Vybavenie lokality:
Posilňovacie čerpacie stanice - 3
Viacfázová čerpacia stanica Sulzer - 1
Klastrové čerpacie stanice na čerpanie pracovnej látky do formácie - 10
Plávajúce čerpacie stanice - 4
Dielne na prípravu a čerpanie oleja - 2
Jednotka na separáciu oleja (OSN) – 1

V máji 2001 bola na 201. klastri na pravom brehu poľa Priobskoje inštalovaná unikátna viacfázová čerpacia stanica Sulzer. Každé čerpadlo inštalácie je schopné prečerpať 3,5 tisíc metrov kubických kvapaliny za hodinu. Komplex obsluhuje jeden operátor, všetky údaje a parametre sa zobrazujú na monitore počítača. Stanica je jediná v Rusku.

Holandská čerpacia stanica Rosskor bola inštalovaná na poli Priobskoye v roku 2000. Je určený na čerpanie viacfázovej kvapaliny v teréne bez použitia svetlíc (aby sa zabránilo vzplanutiu súvisiaceho plynu v záplavovej časti rieky Ob).

Závod na spracovanie vrtných rezkov na pravom brehu poľa Priobskoye vyrába vápennopieskové tehly, ktoré sa používajú ako stavebný materiál na stavbu ciest, podložiek studní atď. Na vyriešenie problému využitia súvisiaceho plynu vyrobeného na poli Priobskoye bola v poli Prirazlomnoye postavená prvá elektráreň s plynovou turbínou v autonómnom okruhu Chanty-Mansi, ktorá dodáva elektrinu poliam Priobskoye a Prirazlomnoye.

Vedenie na prenos energie vybudované cez rieku Ob nemá obdobu, jeho rozpätie je 1020 m a priemer drôtu, špeciálne vyrobeného vo Veľkej Británii, je 50 mm.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

5. november 2009 sa stal ďalším významným dňom v histórii Juganskneftegazu - na poli Priobskoye sa vyrobilo 200 miliónov ton ropy. Pripomeňme si, že toto obrovské ropné pole bolo objavené v roku 1982. Pole sa nachádza neďaleko Chanty-Mansijska a je rozdelené na dve časti riekou Ob. Rozvoj ľavého brehu sa začal v roku 1988, pravý - v roku 1999. V júli 2006 sa na ložisku vyprodukovalo 100 miliónov ton ropy.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24. 3. 2010 NK Rosneft plánuje v roku 2010 vyprodukovať 29,6 milióna ton ropy na poli Priobskoye, čo je o 12,4 % menej ako v roku 2009, podľa vyhlásenia informačného oddelenia spoločnosti. V roku 2009 Rosnefť vyprodukovala 33,8 milióna ton ropy z ložiska.

Okrem toho dnes Rosnefť podľa správy uviedla do prevádzky prvú etapu elektrárne s plynovou turbínou (GTPP) na ropnom a plynovom poli Priobskoje. Kapacita prvej etapy GTPP je 135 MW, uvedenie druhej etapy do prevádzky sa plánuje v máji 2010, tretej v decembri. Celková kapacita stanice bude 315 MW. Výstavba stanice spolu s pomocnými zariadeniami bude stáť Rosnefť 18,7 miliardy rubľov. Zároveň sa podľa správy v dôsledku opustenia hydraulických štruktúr a inštalácie zariadení na výrobu pary znížili kapitálové náklady na výstavbu elektrární s plynovou turbínou o viac ako 5 miliárd rubľov.

Šéf Rosneftu Sergej Bogdanchikov poznamenal, že uvedenie do prevádzky Priobskaja GTPP súčasne rieši tri problémy: využitie pridruženého plynu (APG), poskytovanie elektriny do poľa, ako aj stabilitu energetického systému regiónu.

V roku 2009 Rosneft vyprodukoval viac ako 2 miliardy kubických metrov z poľa Priobskoye. m súvisiaceho ropného plynu (APG), no spotrebovalo sa len o niečo viac ako 1 miliarda metrov kubických. Do roku 2013 sa obraz zmení: napriek zníženiu výroby APG na 1,5 miliardy metrov kubických. m, jeho využitie dosiahne 95 %, uvádza správa.

Podľa S. Bogdančikova Rosnefť zvažuje možnosť poskytnúť Gazpromu Neft svoje potrubie na prepravu súvisiaceho ropného plynu z poľa Priobskoje na využitie v komplexe na spracovanie plynu Južno-Balykskij spoločnosti SIBUR. Informuje o tom RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosnefť zabezpečuje až 30 % svojej spotreby energie vlastnými zariadeniami. Elektrárne pracujúce na pridružený plyn boli postavené: na poli Priobskoye, na Vankor, na území Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft spustil prvú etapu elektrárne s plynovou turbínou Južno-Priobskaja (GTPP) na poli Priobskoje (KhMAO), ktorú spoločnosť postavila pre svoje vlastné výrobné potreby, uviedla spoločnosť vo vyhlásení.
Kapacita prvej etapy GTPP bola 48 MW. Objem kapitálových investícií na zavedenie prvej etapy je 2,4 miliardy rubľov.
V súčasnosti predstavuje spotreba elektriny Gazpromneft-Khantos približne 75 MW elektriny a podľa výpočtov špecialistov spoločnosti sa spotreba energie do roku 2011 zvýši na 95 MW. Okrem toho sa v nasledujúcich rokoch výrazne zvýšia tarify energetického systému Tyumen - z 1,59 rubľov za kWh v roku 2009 na 2,29 rubľov za kWh v roku 2011.
Spustenie druhej etapy elektrárne zvýši kapacitu výroby energie v Gazpromneft-Khantos na 96 MW a plne uspokojí energetické potreby podniku.

Pole Priobskoye je kľúčovým aktívom spoločnosti Gazprom Neft, ktoré zaberá takmer 18 % produkčnej štruktúry spoločnosti.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Dezagregácia rozvojových objektov ako metóda na zvýšenie ťažby ropy
Na poli Priobskoye sa spoločne vyvíjajú tri formácie - AC10, AS11, AS12 a priepustnosť formácie AC11 je rádovo vyššia ako priepustnosť formácií AC10 a AS12. Na efektívny rozvoj zásob z nízkopriepustných formácií AC10 a AC12 nie je iná alternatíva ako zavedenie technológie ORRNEO, predovšetkým na injektážnych vrtoch.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Metodika integrovanej interpretácie výsledkov ťažby vrtov používaná v OJSC ZSK TYUMENPROMGEOFIZIKA pri štúdiu terigénnych rezov
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Frolovská facies zóna neokomianskej západnej Sibíri vo svetle hodnotenia vyhliadok potenciálu ropy a zemného plynu
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatúra

Regionálne stratigrafické schémy mezozoických ložísk Západosibírskej nížiny. - Tyumen - 1991.
Geológia ropy a plynu v západnej Sibíri // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov a kol - M.: Nedra - 1975. - 680 s.
Katalóg stratigrafických členení // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Vydanie. 67.-313 s.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. a i. Stratigrafia druhohorných ložísk plošinového krytu Západosibírskej dosky // Problematika geológie Západosibírskej ropnej a plynárenskej provincie / Tr. ZapSibNIGNI.- 1968.- Číslo 11.- 60 s.
Sokolovský A.P., Sokolovský R.A. Anomálne typy úsekov formácií Bazhenov a Tutleim na západnej Sibíri // Bulletin užívateľa podložia autonómneho okruhu Chanty-Mansi - 2002.-11.- S. 64-69.

Efektívnosť rozvoja ropných polí
V Rusku sa horizontálne vrty aj hydraulické štiepenie používajú v dostatočnom množstve v nádržiach s nízkou priepustnosťou, napríklad v poli Priobskoye, kde je priepustnosť iba od 1 do 12 milidarcy a hydraulické štiepenie jednoducho nie je možné.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Nový ekologický škandál v Chanty-Mansijskom autonómnom okruhu. Jej účastníkom bola opäť známa spoločnosť Rosekoprompererabotka, ktorá sa preslávila znečisťovaním rieky Vakh v doméne TNK-BP.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Zlepšenie kvality cementovania pažnicových strún na poli Južno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Tepelný vplyv plynu a ložiská Sibíri
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Tepelná plynová metóda a formácia Bazhenov
http://energyland.info/analitic-show-50375

Zavedenie simultánneho samostatného vstrekovania na poli Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Konverzia poľných vrtov Priobskoe na adaptívny systém riadenia elektrického odstredivého čerpadla
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analýza zlyhaní ESP na ruských poliach
http://neftya.ru/?p=275

Prerušenia počas tvorby neokomických klinoforiem na západnej Sibíri
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Zlepšenie technológie simultánno-samostatného vstrekovania pre viacvrstvové polia
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Práca na poliach v regiónoch Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Ešte pred Novým rokom boli ukončené environmentálne inšpekcie na dvoch najväčších poliach v Ugre, Samotlor a Priobskoye. Na základe výsledkov sa dospelo k neuspokojivým záverom: ropní pracovníci nielenže ničia prírodu, ale do rozpočtov na rôznych úrovniach ročne zaplatia najmenej 30 miliárd rubľov.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Siberian Oil", č. 4(32), apríl 2006. "Je tu priestor pre pohyb"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP/AMOCO sa sťahuje z projektu Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Foto
Priobskoye pole
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Priobskoye field, Chanty-Mansi Autonomous Okrug. SGK-Burenie company."
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Yuzhno-Priobskoye pole

Pole Priobskoye sa nachádza v centrálnej časti Západosibírskej nížiny. Administratívne sa nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti, 65 km východne od Chanty-Mansijska a 100 km západne od mesta. Neftejugansk.

V období rokov 1978-1979 V dôsledku podrobného seizmického prieskumu CDP bol identifikovaný zdvih Priobskoe. Od tohto momentu sa začína podrobné štúdium geologickej stavby územia: rozsiahly rozvoj seizmického prieskumu v kombinácii s hlbinnými vŕtanie.

K objavu poľa Priobskoye došlo v roku 1982 v dôsledku vŕtanie a testovanie vrtu 151, keď sa získal komerčný prítok oleja prietok 14,2 m 3 /deň pri 4 mm tlmivke z intervalov 2885-2977 m (Tjumenská formácia YUS 2) a 2463-2467 m (útvar AS 11 1) - 5,9 m 3 /deň pri dynamickej hladine 1023 m.

Štruktúra priobu, podľa tektonickej mapy pokryvu mezo-cenozoickej platformy.

Západosibírska geosyneklíza sa nachádza v spojovacej zóne depresie Chanty-Mansi, Ljaminského megažľabu, skupiny výzdvihov Salym a Západného Ljaminského.

Stavby I. rádu sú komplikované vydutými a kupolovitými vyvýšeninami II. rádu a jednotlivými lokálnymi antiklinálnymi štruktúrami, ktoré sú predmetom prospekčných a prieskumných prác na oleja A plynu.

Produktívne formácie v poli Priobskoye sú formácie skupiny "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigraficky patria tieto vrstvy medzi kriedové uloženiny vrchného vartovského súvrstvia. Litologicky je súvrstvie Horná Vartovskaja zložené z častého a nerovnomerného prelínania bahenných kameňov s pieskovcami a prachovcami. Bahenné kamene sú tmavosivé, sivé so zelenkastým odtieňom, prachovité, sľudové. Pieskovce a prachovce sú sivé, ílovité, sľudové, jemnozrnné. Medzi bahennými a pieskovcami sú medzivrstvy ílovitých vápencov a konkrécií sideritov.

Horniny obsahujú zuhoľnatené rastlinné zvyšky, ojedinele lastúrniky (inoceramy) slabej a stredne zachovalej.

Priepustné horniny produktívnych formácií majú severovýchodný a submeridiálny úder. Takmer všetky útvary sú charakterizované zvýšením celkových efektívnych hrúbok a koeficientu obsahu piesku, najmä v centrálnych častiach zón rozvoja nádrží, aby sa zvýšili vlastnosti nádrže, a preto dochádza k spevneniu klastického materiálu na východe (pre vrstvy AC 12 horizont) a severovýchodné smery (pre horizont AC 11).

Horizon AC 12 je hrubé piesčité teleso, tiahnuce sa od juhozápadu na severovýchod v podobe širokého pásu s maximálnou efektívnou hrúbkou v centrálnej časti až 42 m (vrt 237). V tomto horizonte sa rozlišujú tri objekty: vrstvy AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.

Ložiská súvrstvia AC 12 3 sú prezentované v podobe reťaze piesčitých šošovkovitých telies so severovýchodným úderom. Efektívne hrúbky sa pohybujú od 0,4 m do 12,8 m, pričom vyššie hodnoty sú obmedzené na hlavné ložisko.

Hlavné ložisko AS 12 3 bolo objavené v hĺbkach -2620 a -2755 m a je zo všetkých strán litologicky preosievané. Rozmery ložiska sú 34 x 7,5 km a výška 126 m.

Kaucia AS 12 3 v areáli studne. 241 bola objavená v hĺbkach -2640-2707 m a je obmedzená na miestny zdvih v Chanty-Mansi. Ložisko je kontrolované zo všetkých strán zónami výmeny nádrží. Rozmery ložiska sú 18 x 8,5 km, výška - 76 m.

Kaucia AS 12 3 v areáli studne. 234 bola objavená v hĺbkach 2632-2672 m a predstavuje šošovku pieskovcov na západnom ponore stavby Priob. Rozmery ložiska sú 8,5 x 4 km, výška 40 m, typ je litologicky preosiaty.

Kaucia AS 12 3 v areáli studne. 15-C bol objavený v hĺbkach 2664-2689 m v Seliyarovsky štrukturálnej rímse. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 11,5 x 5,5 km a výška je 28 m.

Ložisko AS 12 1-2 je hlavné a je najväčšie v teréne. Je obmedzená na monoklinu, komplikovanú lokálnymi zdvihmi malej amplitúdy (oblasť vrtov 246, 400) s prechodovými zónami medzi nimi. Z troch strán je ohraničená litologickými clonami a iba na juhu (smerom k oblasti Východnej Frolovskej) majú tendenciu sa rozvíjať nádrže. Vzhľadom na značné vzdialenosti je však hranica ložiska stále podmienečne ohraničená líniou vedúcou 2 km južne od vrtu. 271 a 259. Nasýtený olejom hrúbky sa líšia v širokom rozmedzí od 0,8 m (vrt 407) do 40,6 m (vrt 237) prítokov oleja do 26 m 3 /deň na 6 mm armatúre (jamka 235). Rozmery ložiska sú 45 x 25 km, výška - 176 m.

Záloha AS 12 1-2 v priestore studne. 4-KhM bol objavený v hĺbkach 2659-2728 m a je obmedzený na pieskovú šošovku na severozápadnom svahu miestneho zdvihu Chanty-Mansijsk. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 do 1,2 m. Rozmery ložiska sú 7,5 x 7 km, výška - 71 m.

Záloha AS 12 1-2 v priestore studne. 330 objavených v hĺbkach 2734-2753 m Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 2,2 do 2,8 m. Rozmery ložiska sú 11 x 4,5 km, výška - 9 m.

Ložiská súvrstvia AC 12 0 - hlavného - boli objavené v hĺbkach 2421-2533 m. Ide o šošovkovité teleso orientované z juhozápadu na severovýchod. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,6 (vrt 172) do 27 m (vrt 262). Prítoky oleja až 48 m 3 /deň na 8 mm armatúre. Rozmery litologicky preosiateho ložiska sú 41 x 14 km, výška - 187 m. Ložisko AC 12 0 v priestore studne. 331 bola objavená v hĺbkach 2691-2713 m a predstavuje šošovku piesočnatých hornín. Nasýtený olejom hrúbka v tejto studni je 10 m Rozmery 5 x 4,2 km, výška - 21 m Prietok oleja- 2,5 m 3 /deň pri Hd = 1932 m.

Ložisko formácie AS 11 je 2-4 litologicky skrínovaného typu, celkovo je ich 8, otvorené 1-2 vrtmi. Plošne sa ložiská nachádzajú vo forme 2 reťazcov šošoviek vo východnej časti (najvyvýšenejšia) a na západe v ponorenejšej časti monoklinálnej štruktúry. Nasýtený olejom hrúbky sa na východe zväčšujú 2 a viackrát v porovnaní so západnými vrtmi. Celkový rozsah zmeny je od 0,4 do 11 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v priestore vrtu 246 bolo objavené v hĺbke 2513-2555 m. Rozmery ložiska sú 7 x 4,6 km, výška - 43 m.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 247 bol objavený v hĺbke 2469-2490 m. Rozmery ložiska sú 5 x 4,2 km, výška - 21 m.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 251 bol objavený v hĺbke 2552-2613 m. Rozmery ložiska sú 7 x 3,6 km, výška - 60 m.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 232 bola otvorená v hĺbke 2532-2673 m. Rozmery ložiska sú 11,5 x 5 km, výška - 140 m.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 262 bola otvorená v hĺbke 2491-2501 m. Rozmery ložiska sú 4,5 x 4 km, výška - 10 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti vrtu 271 bolo objavené v hĺbke 2550-2667 m. Rozmery depozitu sú 14 x 5 km.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 151 bolo otvorených v hĺbke 2464-2501 m. Rozmery ložiska sú 5,1 x 3 km, výška - 37 m.

Uloženie formácie AS 11 2-4 v oblasti studne. 293 bol objavený v hĺbke 2612-2652 m. Rozmery ložiska sú 6,2 x 3,6 km, výška - 40 m.

Ložiská súvrstvia AS 11 1 sa obmedzujú najmä na hrebeňovú časť v podobe širokého pásu severovýchodného úderu, ohraničeného z troch strán ílovitými zónami.

Hlavné ložisko AS 11 1 je druhé najväčšie v poli Priobskoye, objavené v hĺbkach 2421-2533 m. Na troch stranách je ložisko obmedzené ílovými zónami a na juhu je hranica vedená podmienečne pozdĺž línie 2. km južne od studne 271 a 259. Debety oleja sa pohybujú od 2,46 m3/deň pri dynamickej úrovni 1195 m (jamka 243) do 118 m3/deň cez 8 mm tvarovku (jamka 246). Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 m (vrt 172) do 41,6 (vrt 246). Rozmery ložiska sú 48 x 15 km, výška do 112 m, typ - litologicky clonený.

Vklady formácie AS 11 0. Formácia AS 11 0 má veľmi malú zónu vývoja rezervoárov vo forme telies v tvare šošovky, obmedzenú na ponorené oblasti blízkej hrebeňovej časti.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 408 bola otvorená v hĺbke 2432-2501 m. Rozmery ložiska sú 10,8 x 5,5 km, výška - 59 m, typ litologicky tienený. Dlh oleja zo studne 252 bola 14,2 m3/deň pri Ø = 1410 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 172 bol prerazený jedným vrtom v hĺbke 2442-2446 m a má rozmery 4,7 x 4,1 km, výška - 3 m. oleja predstavovalo 4,8 m 3 /deň pri Hd = 1150 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 461 meria 16 x 6 km. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 1,6 do 4,8 m Typ ložiska - litologicky triedené. Dlh oleja zo studne 461 bola 15,5 m 3 /deň, Nd = 1145 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 425 bola prerazená jednou studňou. Nasýtený olejom výkon - 3,6 m. Prietok oleja predstavovalo 6,1 m 3 /deň pri Ø = 1260 m.

Horizont AS 10 bol objavený v centrálnej zóne poľa Priobskoye, kde je obmedzený na ponornejšie oblasti približnej hrebeňovej časti, ako aj na juhozápadné krídlo stavby. Rozdelenie horizontu na vrstvy AS 10 1, AS 10 2-3 (v strednej a východnej časti) a AS 10 2-3 (v západnej) je do určitej miery ľubovoľné a je určené podmienkami výskytu resp. tvorba týchto ložísk, pričom sa berie do úvahy litologické zloženie hornín a fyzikálno-chemické vlastnosti olejov.

Hlavné ložisko AS 10 2-3 bolo objavené v hĺbkach 2427-2721 m a nachádza sa v južnej časti poľa. Debety oleja sú v rozsahu od 1,5 m3/deň pri 8 mm fitingu (jamka 181) do 10 m3/deň pri Nd = 1633 m (jamka 421). Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,8 m (vrt 180) do 15,6 m (vrt 181). Rozmery ložiska sú 31 x 11 km, výška je do 292 m, ložisko je litologicky preosievané.

Záloha AC 10 2-3 v priestore studne. 243 objavených v hĺbkach 2393-2433 m oleja je 8,4 m 3 /deň pri HÔ = 1248 m (vrt 237). Nasýtený olejom hrúbka - 4,2 - 5 m.Rozmery 8 x 3,5 km, výška do 40 m. Typ ložiska - litologicky triedené.

Záloha AC 10 2-3 v priestore studne. 295 bola otvorená v hĺbkach 2500-2566 m a je kontrolovaná zónami tvorby ílu. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 1,6 do 8,4 m.V studni. 295, 3,75 m 3 /deň bolo získané pri Hd = 1100 m Rozmery ložiska sú 9,7 x 4 km, výška - 59 m.

Hlavné ložisko AS 10 1 bolo objavené v hĺbkach 2374-2492 m. Náhradné zóny nádrže kontrolujú ložisko z troch strán a na juhu je jeho hranica zakreslená podmienečne vo vzdialenosti 2 km od vrtu. 259 a 271. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 (vrt 237) do 11,8 m (vrt 265). Debety oleja: od 2,9 m 3 /deň pri Нд = 1064 m (jamka 236) do 6,4 m 3 /deň pri 2 mm armatúre. Rozmery ložiska sú 38 x 13 km, výška do 120 m, typ ložiska - litologicky tienené.

Záloha 10 1 AC v priestore studne. 420 bol objavený v hĺbkach 2480-2496 m. Rozmery ložiska sú 4,5 x 4 km, výška - 16 m.

Záloha 10 1 AC v priestore studne. 330 bol objavený v hĺbkach 2499-2528 m. Rozmery ložiska sú 6 x 4 km, výška - 29 m.

Záloha 10 1 AC v priestore studne. 255 bol objavený v hĺbkach 2468-2469 m. Rozmery ložiska sú 4 x 3,2 km.

Úsek zostavy AS 10 dopĺňa produktívna zostava AS 10 0 . V rámci ktorých boli identifikované tri ložiská, nachádzajúce sa vo forme reťazca ponorkového úderu.

záloha AC 10 0 v priestore studne. 242 bola otvorená v hĺbkach 2356-2427 m a je litologicky skrínovaná. Debety oleja sú 4,9 - 9 m 3 /deň pri Hd-1261-1312 m. Nasýtený olejom hrúbky sú 2,8 - 4 m. Rozmery ložiska sú 15 x 4,5 km, výška do 58 m.

záloha AC 10 0 v priestore studne. 239 objavených v hĺbkach 2370-2433 m oleja sú 2,2 - 6,5 m 3 /deň pri Hd-1244-1275 m. Nasýtený olejom hrúbky sú 1,6 -2,4 m Rozmery ložiska sú 9 x 5 km, výška do 63 m.

záloha AC 10 0 v priestore studne. 180 bola otvorená v hĺbkach 2388-2391 m a je litologicky skrínovaná. Nasýtený olejom hrúbka - 2,6 m. Prítok oleja predstavovalo 25,9 m 3 /deň pri Hd-1070 m.

Pokrývku nad horizontom AC 10 predstavuje člen ílovitých hornín, v rozmedzí od 10 do 60 m od východu na západ.

Piesočnaté horniny formácie AC 9 majú obmedzené rozšírenie a sú prezentované vo forme faciálnych okien, ktoré tiahnu najmä do severovýchodnej a východnej časti štruktúry, ako aj do juhozápadného ponoru.

Nádrž AC 9 v oblasti studne. 290 bola objavená v hĺbkach 2473-2548 m a je obmedzená na západnú časť poľa. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 3,2 do 7,2 m. Prietoky oleja sú 1,2 - 4,75 m 3 /deň pri Hd - 1382-1184 m. Veľkosť ložiska je 16,1 x 6 km, výška - do 88 m.

Na východe poľa boli identifikované dve malé ložiská (6 x 3 km). Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 do 6,8 m Prítoky oleja 6 a 5,6 m 3 /deň pri Hd = 1300-1258 m Ložiská sú litologicky skrínované.

Neokomické produktívne ložiská dopĺňa formácia AC 7, ktorá má veľmi mozaikový vzor uloženia ložisko oleja a vodonosné polia.

Plošne najväčšie východné ložisko formácie AS 7 bolo objavené v hĺbkach 2291-2382 m. Z troch strán je ohraničené zónami výmeny nádrží a na juhu je jeho hranica podmienená a je vedená pozdĺž línie 2. km od vrtov 271 a 259. Ložisko je orientované na juhozápad až severovýchod. Prítoky oleja: 4,9 - 6,7 m 3 /deň pri Hd = 1359-875 m. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,8 do 7,8 m. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 46 x 8,5 km, výška do 91 m.

Záloha AC 7 v oblasti studne. 290 bola otvorená v hĺbke 2302-2328 m. Ložisko oleja hrúbky sú 1,6 – 3 m.V studni. 290 prijalo 5,3 m 3 /deň oleja pri P = 15 MPa. Veľkosť ložiska je 10 x 3,6 km, výška - 24 m.

Záloha AC 7 v oblasti studne. 331 bol objavený v hĺbke 2316-2345 m a je to klenuté telo šošovkovitého tvaru. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 3 do 6 m.V studni. 331 prijatý prílev oleja 1,5 m 3 /deň pri Hd = 1511 m Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 17 x 6,5 km, výška - 27 m.

Záloha AC 7 v oblasti studne. 243 bol objavený v hĺbke 2254-2304 m. Nasýtený olejom hrúbka 2,2-3,6 m.Rozmery 11,5 x 2,8 km, výška - 51 m. V studni 243 prijatých oleja 1,84 m 3 /deň pri Nd-1362 m.

Záloha AC 7 v oblasti studne. 259 bola objavená v hĺbke 2300 m a predstavuje šošovku pieskovcov. Nasýtený olejom hrúbka 5,0 m.Rozmery 4 x 3 km.

Priobskoye pole

Stručná geologická a terénna charakteristika útvarov

Priobskoye pole

Petrofyzikálne charakteristiky nádrží

Fyzikálno-chemické vlastnosti oleja A plynu

Zloženie a vlastnosti formačných vôd

Pole Priobskoye sa na mape autonómneho okruhu Chanty-Mansi objavilo v roku 1985, keď bola objavená jeho ľavobrežná časť s vrtom číslo 181. Geológovia dostali príval ropy s objemom 58 metrov kubických za deň. O štyri roky neskôr sa začalo vŕtať na ľavom brehu a komerčná prevádzka prvého vrtu na pravom brehu rieky začala o 10 rokov neskôr.

Charakteristika poľa Priobskoye

Pole Priobskoye leží blízko hraníc oblastí ložísk ropy a plynu Salymsky a Lyaminsky.

Charakteristiky ropy z poľa Priobskoye umožňujú klasifikovať ju ako nízkoživičnú (parafíny na úrovni 2,4-2,5 percenta), ale zároveň s vysokým obsahom síry (1,2-1,3 percenta), čo si vyžaduje dodatočné čistenie a znižuje ziskovosť. Viskozita ložiskovej ropy je na úrovni 1,4-1,6 mPa*s a hrúbka vrstiev dosahuje od 2 do 40 metrov.

Pole Priobskoye, ktorého vlastnosti sú jedinečné, má geologicky opodstatnené zásoby päť miliárd ton. Z nich je 2,4 miliardy klasifikovaných ako preukázané a vymožiteľné. V roku 2013 bol odhad vyťažiteľných zásob na poli Priobskoye viac ako 820 miliónov ton.

Do roku 2005 dosahovala denná produkcia vysoké čísla – 60,2 tisíc ton za deň. V roku 2007 sa vyrobilo viac ako 40 miliónov ton.

Do dnešného dňa bolo na poli vyvŕtaných asi tisíc ťažobných vrtov a takmer 400 injekčných vrtov. Nádrže ropného poľa Priobskoye sa nachádzajú v hĺbke 2,3,2,6 kilometrov.

V roku 2007 dosiahla ročná produkcia kvapalných uhľovodíkov v poli Priobskoye 33,6 milióna ton (alebo viac ako 7% celkovej produkcie v Rusku).

Ropné pole Priobskoye: vývojové prvky

Zvláštnosťou vŕtania je, že kríky poľa Priobskoye sa nachádzajú na oboch stranách rieky Ob a väčšina z nich sa nachádza v nive rieky. Na tomto základe je ložisko Priobskoye rozdelené na Južné a Severné Priobskoje. Na jar a na jeseň je oblasť poľa pravidelne zaplavovaná povodňovou vodou.

Toto usporiadanie je dôvodom, že jeho časti majú rôznych vlastníkov.

Na severnom brehu rieky vývoj vykonáva Yuganskneftegaz (štruktúra, ktorá prešla do Rosneftu po JUKOS), a na južnom brehu sú oblasti, ktoré rozvíja spoločnosť Khantos, štruktúra Gazprom Neft (okrem toho Priobskému, je zapojená aj do Paljanovského projektu). V južnej časti poľa Priobskoye boli dcérskej spoločnosti Russneftu, spoločnosti Aki Otyr, pridelené malé licenčné oblasti pre oblasti Verkhne a Sredne-Shapshinsky.

Tieto faktory spolu so zložitou geologickou stavbou (viaceré vrstvy a nízka produktivita) umožňujú charakterizovať pole Priobskoye ako ťažko prístupné.

Moderné technológie hydraulického štiepenia, čerpaním veľkého množstva vodnej zmesi pod zem, však dokážu prekonať tento problém. Preto sa všetky novo vyvŕtané podložky poľa Priobskoye začínajú využívať iba pomocou hydraulického štiepenia, čo výrazne znižuje prevádzkové náklady a kapitálové investície.

V tomto prípade sa súčasne lámu tri vrstvy oleja. Okrem toho je hlavná časť vrtov položená progresívnou zhlukovou metódou, keď sú bočné vrty nasmerované pod rôznymi uhlami. Na priereze pripomína ker s konármi smerujúcimi nadol. Táto metóda šetrí usporiadanie miest povrchového vŕtania.

Technika klastrového vŕtania sa rozšírila, pretože umožňuje zachovať úrodnú vrstvu pôdy a má len malý vplyv na životné prostredie.

Priobskoye pole na mape

Pole Priobskoye na mape Khanty-Mansi Autonomous Okrug je určené pomocou nasledujúcich súradníc:

• 61°20′00″ severnej zemepisnej šírky,
• 70°18′50″E.

Ropné pole Priobskoye sa nachádza len 65 km od hlavného mesta autonómneho okruhu Chanty-Mansijsk a 200 kilometrov od mesta Neftejugansk. V terénnej rozvojovej oblasti sa nachádzajú oblasti s osídlením pôvodných malých národov:

• Chanty (asi polovica populácie),
• Nenets,
• Muncie,
• Selkups.

V oblasti sa vytvorilo niekoľko prírodných rezervácií, vrátane Elizarovského (republikový význam), Vaspukholského a cédrového lesa Shapshinsky. Od roku 2008 je v Chanty-Mansijskom autonómnom okruhu - Jugra (historický názov oblasti s centrom v Samarove) zriadená prírodná pamiatka „Lugovské mamuty“ s rozlohou 161,2 ha, na ktorej mieste sa nachádzajú fosílie opakovane sa našli pozostatky mamutov a loveckých nástrojov spred 10 až 15 tisíc rokov.