Shtëpi › Trashëgimia dhe dhurimi › Gjeologjia e depozitës Priobskoe (Priobka). Fusha Priobskoye Rajoni Priobsky

Gjeologjia e depozitës Priobskoe (Priobka). Fusha Priobskoye Rajoni Priobsky

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

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

Zbulimi i fushës Priobskoye u bë në 1982 si rezultat i shpimi dhe testimi i pusit 151, kur u arrit prurja komerciale vaj shpejtësia e rrjedhës prej 14,2 m 3 / ditë në një mbytje 4 mm nga intervalet 2885-2977 m (formimi Tyumen YUS 2) dhe 2463-2467 m (formimi AS 11 1) - 5,9 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1023 m.

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

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

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

Formacionet prodhuese në fushën Priobskoye janë formacionet e grupit "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Në aspektin stratigrafik, këto shtresa i përkasin depozitimeve të Kretakut të Formacionit të Vartovit të Sipërm. Litologjikisht, formacioni Vartovskaya e Epërme përbëhet nga ndërthurja e shpeshtë dhe e pabarabartë e baltës me gurë ranorë dhe alumini. Gurët e baltës janë gri të errët, gri me një nuancë të gjelbër, baltë, mike. Gurët ranorë dhe alumini janë gri, argjilore, mike, me kokërr të imët. Midis baltës dhe ranoreve ka ndërshtresa gëlqeroresh argjilore dhe konkrecione siderite.

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

Shkëmbinjtë e përshkueshëm të formacioneve prodhuese kanë një goditje verilindore dhe nënmeridiale. Pothuajse të gjitha formacionet karakterizohen nga një rritje në trashësinë totale efektive, koeficientin e përmbajtjes së rërës, kryesisht në pjesët qendrore të zonave të zhvillimit të rezervuarit, për të rritur vetitë e rezervuarit dhe, në përputhje me rrethanat, forcimi i materialit klastik ndodh në pjesën lindore (për shtresat e horizonti AC 12) dhe drejtimet verilindore (për horizontin AC 11).

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

Depozitat e formacionit AS 12 3 paraqiten në formën e një zinxhiri trupash ranorë në formë lente me një goditje verilindore. Trashësia efektive varion nga 0,4 m në 12,8 m, me vlera më të larta të kufizuara në depozitën kryesore.

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

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

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

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

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

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

Depozitoni AS 12 1-2 në zonën e pusit. 330 zbuluar në thellësi 2734-2753m E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 2,2 deri në 2,8 m Përmasat e depozitimit janë 11 x 4,5 km, lartësia - 9 m.

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

Depozita e formacionit AS 11 është e tipit 2-4 litologjikisht të skanuar, gjithsej 8, të hapura nga 1-2 puse. Në aspektin sipërfaqësor, depozitimet janë të vendosura në formën e 2 vargjeve thjerrëzash në pjesën lindore (më e ngritur) dhe në perëndim në pjesën më të zhytur të strukturës monoklinale. E ngopur me vaj trashësia në lindje rritet me 2 ose më shumë herë në krahasim me puset perëndimore. Gama totale e ndryshimit është nga 0.4 në 11 m.

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

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

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

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

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

Depozita e formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit 271 u zbulua në një thellësi 2550-2667 m. Dimensionet e depozitës janë 14 x 5 km.

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

Depozitimi i formacionit AS 11 2-4 në zonën e pusit. 293 u zbulua në një thellësi prej 2612-2652 m Përmasat e depozitimit janë 6,2 x 3,6 km, lartësia - 40 m.

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

Depozita kryesore AS 11 1 është e dyta më e madhe brenda fushës Priobskoye, e zbuluar në thellësi 2421-2533 m Nga tre anët depozitimi është i kufizuar nga zona balte, dhe në jug kufiri është tërhequr me kusht, përgjatë një linje që shkon 2. km në jug të pusit 271 dhe 259. Debi vaj variojnë nga 2,46 m 3 / ditë në një nivel dinamik prej 1195 m (pus 243) në 118 m 3 / ditë përmes një montimi 8 mm (pusi 246). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 m (pus 172) në 41,6 (pus 246). Dimensionet e vendburimit janë 48 x 15 km, lartësia deri në 112 m, tipi i ekranizuar litologjikisht.

Depozitat e formacionit AC 11 0. Formacioni AS 11 0 ka një zonë shumë të vogël të zhvillimit të rezervuarëve në formën e trupave në formë lente, të kufizuara në zonat e zhytura të pjesës afër kreshtës.

Depozitoni AC 11 0 në zonën e pusit. 408 u hap në një thellësi 2432-2501 m Përmasat e depozitimit janë 10,8 x 5,5 km, lartësia - 59 m, tipi litologjikisht i ekranizuar. Debiti vaj nga pusi 252 ishte 14.2 m3/ditë në Нд =1410 m.

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

Depozitoni AC 11 0 në zonën e pusit. 461 masa 16 x 6 km. E ngopur me vaj trashësia varion nga 1,6 në 4,8 m Lloji i depozitimit - i skanuar litologjikisht. Debiti vaj nga pusi 461 ishte 15,5 m 3 /ditë, Nd = 1145 m.

Depozitoni AC 11 0 në zonën e pusit. 425 u depërtua nga një pus. E ngopur me vaj fuqia - 3,6 m vaj arriti në 6.1 m 3 /ditë në Нд =1260 m.

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

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

Depozitoni AC 10 2-3 në zonën e pusit. 243 zbuluar në thellësi 2393-2433 m vajështë 8,4 m 3 /ditë në Нд =1248 m (pus 237). E ngopur me vaj trashësia - 4.2 - 5 m Përmasat 8 x 3.5 km, lartësia deri në 40 m.

Depozitoni AC 10 2-3 në zonën e pusit. 295 u hap në thellësi 2500-2566 m dhe kontrollohet nga zonat e formimit të argjilës. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 1.6 në 8.4 m në pus. 295, 3,75 m 3 /ditë është marrë në Hd = 1100 m Përmasat e depozitimit janë 9,7 x 4 km, lartësia - 59 m.

Depozita kryesore AS 10 1 u zbulua në thellësi 2374-2492 m. 259 dhe 271. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0.4 (pushim 237) deri në 11.8 m (pushim 265). Debitet vaj: nga 2,9 m 3 / ditë në Нд =1064 m (pus 236) në 6,4 m 3 / ditë në një montim 2 mm. Dimensionet e vendburimit janë 38 x 13 km, lartësia deri në 120 m, lloji i depozitimit - i ekranizuar litologjikisht.

Depozitoni AC 10 1 në zonën e pusit. 420 u zbulua në thellësi 2480-2496 m Përmasat e depozitimit janë 4,5 x 4 km, lartësia - 16 m.

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

Depozitoni AC 10 1 në zonën e pusit. 255 u zbulua në thellësi 2468-2469 m. Përmasat e depozitimit janë 4 x 3.2 km.

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

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 242 u hap në thellësi 2356-2427 m dhe është i shqyrtuar litologjikisht. Debitet vaj janë 4,9 - 9 m 3 /ditë në Hd-1261-1312 m. E ngopur me vaj trashësitë janë 2,8 - 4 m Përmasat e depozitimit janë 15 x 4,5 km, lartësia deri në 58 m.

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 239 zbuluar në thellësi 2370-2433 m vaj janë 2,2 - 6,5 m 3 /ditë në Hd-1244-1275 m. E ngopur me vaj trashësitë janë 1.6 -2.4 m Përmasat e depozitimit janë 9 x 5 km, lartësia deri në 63 m.

AC 10 0 depozitim në zonën e pusit. 180 u hap në thellësi 2388-2391 m dhe është i ekranizuar litologjikisht. E ngopur me vaj trashësia - 2,6 m. Fluksi vaj arriti në 25.9 m 3 /ditë në Hd-1070 m.

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

Shkembinjte ranore-siltstone te formacionit AC 9 kane nje perhapje te kufizuar dhe paraqiten ne forme dritaresh faciale, qe gravitojne kryesisht ne seksionet verilindore dhe lindore te struktures, si dhe ne zhytjen jugperendimore.

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

Në lindje të fushës u identifikuan dy depozita të vogla (6 x 3 km). E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,4 në 6,8 m vaj 6 dhe 5.6 m 3 /ditë në Hd = 1300-1258 m.

Depozitimet prodhuese neokomiane plotësohen nga formacioni AC 7, i cili ka një model shumë mozaik në vendosje. vajmbajtëse dhe fushat akuifere.

Më e madhja në sipërfaqe, depozitimi lindor i shtresës AS 7 u zbulua në thellësi 2291-2382 m, është i konturuar nga tre anët nga zona zëvendësuese të rezervuarit, dhe në jug kufiri i tij është i kushtëzuar dhe është tërhequr përgjatë një linje që shkon 2. km nga puset 271 dhe 259. Depozitimi është i orientuar nga jug-perëndimi në verilindje. Degët vaj: 4,9 - 6,7 m 3 /ditë në Hd = 1359-875 m. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 0,8 deri në 7,8 m Përmasat e depozitimit litologjikisht janë 46 x 8,5 km, lartësia deri në 91 m.

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

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 331 u zbulua në një thellësi 2316-2345 m dhe është një trup i harkuar në formë lente. E ngopur me vaj trashësitë variojnë nga 3 në 6 m. 331 flukse të pranuara vaj 1,5 m 3 /ditë në Hd = 1511 m Dimensionet e depozitimit litologjikisht janë 17 x 6,5 km, lartësia - 27 m.

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

Depozita AC 7 në zonën e pusit. 259 u zbulua në një thellësi prej 2300 m dhe përfaqëson një lente gurësh ranorë. E ngopur me vaj trashësia 5.0 m Përmasat 4 x 3 km.

Fusha Priobskoye

Emri

treguesit

Kategoria

AS 12 3

AS 12 1-2

AC 12 0

AS 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Fillestare e rikuperueshme

rezerva, mijëra tonë

Dielli 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

E akumuluar

prodhimit,mijë ton

1006

Vjetore

prodhimit,mijë ton

Pra aksioneve

minierave

injeksion

Skema

shpimi

3-rresht

Madhësia e rrjetës

500*500

Dendësia

puse

Karakteristikat e shkurtra gjeologjike dhe fushore të formacioneve

Fusha Priobskoye

Opsionet				Indeksi					formimi
Rezervuari prodhues	AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0		AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AS 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Thellësia e çatisë së formacionit, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Lartësia absolute e çatisë së formacionit, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Lartësia absolute e OWC, m
Trashësia totale e formacionit, m												18.8
Trashësia efektive, m		11.3				10.6
E ngopur me vaj trashësia, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Koeficienti i përmbajtjes së rërës, fraksioni, njësitë.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Karakteristikat petrofizike të rezervuarëve

Opsionet								Indeksi				formimi
Rezervuari prodhues		AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0	AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AS 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Përmbajtja e karbonatit,%	mesatare minimale maksimale	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

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

Karakteristikat fiziko-kimike vaj Dhe gazit

Opsionet	Indeksi	formimi
Rezervuari prodhues	AS 12 3	AS 11 2-4	AC 10 1
Dendësia vaj në sipërfaqësore Kushtet, kg/m3	886.0	884.0
Dendësia vaj në kushtet e rezervuarit
Viskoziteti në kushte sipërfaqësore, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Viskoziteti në kushtet e rezervuarit	1.57	1.41	1.75

Rrëshirat silicë xhel	7.35		7.31
Asfaltin	2.70	2.44	2.48
Squfuri	1.19	1.26	1.30
Parafine	2.54	2.51	2.73
Pika e derdhjes vaj, C 0
Temperatura ngopje vaj parafinë, C 0
Rendimenti i thyesave,%
deri në 100 C 0
deri në 150 C 0	66.8
deri në 200 C 0	15.1	17.0	17.5
deri në 250 C 0	24.7	25.9	26.6
deri në 300 C 0		38.2	39.2
Përbërja e komponentit vaj(molar përqendrimi,%)
Karbonik gazit	0.49	0.52	0.41
Azoti	0.25	0.32	0.22
Metani	22.97	23.67	18.27
Etani	4.07	4.21	5.18
Propani	6.16	6.83	7.58
Izobutani	1.10	1.08	1.13
Butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentani	1.19	1.58	1.25
Pentani normal	2.18	2.15	2.29
C6 + më i lartë	57.94	55.78	59.30
Masa molekulare, kg/mol			161.3
Presioni i ngopjes, mPa			6.01
Koeficienti i volumit	1.198	1.238	1.209
Gazi faktor për ndarje të kushtëzuar m 3 /t
Dendësia gazit, kg/m3	1.242	1.279	1.275
Lloji gazit
Përbërja e komponentit gaz nafte (përqendrimi molar,%)
Azoti	1.43	1.45	1.26
Karbonik gazit	0.74	0.90	0.69
Metani	68.46	66.79	57.79
Etani	11.17	1.06	15.24
Propani	11.90	13.01	16.42
Izobutani	1.26	1.26	1.54
Butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentani	0.49	0.67	0.65
Pentani	0.71	0.73	0.95
C6 + më i lartë	0.60	0.63	0.74

Përbërja dhe vetitë e ujërave të formacionit

Kompleksi akuifer
Rezervuari prodhues	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Dendësia e ujit në kushte sipërfaqësore, t/m3
Mineralizimi, g/l
Lloji i ujit		klor-ka-	fytyrës

Klorin		9217
Natrium + Kalium		5667
Kaliya
Magnezi
Hidrokarbonat		11.38
Jodi		47.67
Bromin
Bor
Amoni		40.0

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

Fusha e Naftës Priobskoye është një fushë gjigante nafte në Rusi. Kjo fushë e paarritshme dhe e largët ndodhet 70 km nga qyteti i Khanty-Mansiysk dhe 200 kilometra nga qyteti i Nefteyugansk. Përfshihet në provincën e naftës dhe gazit të Siberisë Perëndimore. Rreth 80% e NM Priobsky ndodhet direkt në fushën e përmbytjes së lumit Ob dhe ndahet nga uji në dy pjesë. Një tipar i veçantë i Priobskoye është përmbytjet gjatë periudhave të përmbytjeve.

Karakteristikat kryesore gjeologjike dhe fizike të vendburimit

Një tipar dallues i Priobskoe është struktura e tij e ndërlikuar gjeologjike, e karakterizuar nga shumë shtresa dhe një shkallë e ulët produktiviteti. Rezervuarët e formacioneve kryesore prodhuese karakterizohen nga përshkueshmëria e ulët, përmbajtja e ulët e rërës, nivelet e larta të përmbajtjes së argjilës dhe diseksioni i lartë. Këta faktorë kërkojnë përdorimin e teknologjive të thyerjes hidraulike në procesin e zhvillimit.

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

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

Depozitimet klasifikohen si të skanuara litologjikisht dhe kanë elasticitet dhe mbyllje të regjimit natyror. Trashësia e shtresave varion nga 0,02 deri në 0,04 km. Presioni i rezervuarit ka vlera fillestare 23,5–25 MPa. Temperatura shtresat mbeten në intervalin 88–90°C. Lloji i rezervuarit të vajit ka parametra të qëndrueshëm të viskozitetit dhe ka një koeficient dinamik prej 1.6 MPa s, si dhe efektin e ngopjes së vajit në një presion prej 11 MPa.

Karakterizohet nga prania e dyllit dhe rezinitetit të ulët të serisë naftenike. Vëllimi fillestar ditor i puseve të naftës në funksion varion nga 35 në 180 tonë. Lloji i puseve bazohet në rregullimin e grupimeve dhe faktori maksimal i rikuperimit është 0.35 njësi. Fusha e naftës Priobskoye prodhon naftë bruto me një sasi të konsiderueshme të hidrokarbureve të lehta, gjë që nënkupton nevojën për stabilizimin ose izolimin e APG.

Fillimi i zhvillimit dhe sasia e rezervave

Depozita e naftës Priobskoe u zbulua në 1982. Në vitin 1988, filloi zhvillimi i pjesës së bregut të majtë të fushës, dhe njëmbëdhjetë vjet më vonë ata filluan zhvillimin e bregut të djathtë.

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

Veçoritë e prodhimit në terren

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

Financimi për faza fillestare Ai ishte planifikuar në nivelin e 1.3 miliardë dollarëve. Zëri i shpenzimeve kapitale përbënte 28 miliardë dollarë dhe kostoja e punës operative arriti në 27.28 miliardë dollarë. nga NM.

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

Kompanitë që zhvillojnë këtë fushë

Në vitin 1991, kompanitë Yuganskneftegaz dhe Amoso filluan të diskutojnë perspektivat e zhvillimeve të kombinuara në veri. bregu i NM Priobskoye.

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

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

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

Në 1998, Yuganskneftegaz bashkëpunoi në zhvillimin e fushës së naftës Priobskoye, kompani amerikane Amoso u absorbua nga kompania britanike British Petroleum dhe u mor një deklaratë zyrtare nga kompania BP/Amoso për të ndërprerë pjesëmarrjen në projektin për zhvillimin e fushës Priobskoye.

Pastaj filialja kompani shtetërore Rosneft, i cili mori kontrollin mbi asetin qendror të Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC, ishte i përfshirë në shfrytëzimin e fushës.

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

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

Perspektivat për Priobsky NM

Një vit më parë, kompania Gazpromneft-Khantos u bë pronare e një licence për të kryer kërkime gjeologjike të parametrave që lidhen me horizonte të thella të ngopura me naftë. Pjesa jugore e depozitës së naftës Priobskoye, duke përfshirë formacionet Bazhenov dhe Achimov, është subjekt i kërkimit.

Viti i kaluar u shënua nga analiza e të dhënave gjeografike në territorin e kompleksit Bazheno-Abalak të fushës së naftës Priobsky Jugor. Një grup analizash dhe vlerësimi të specializuar thelbësor të kësaj klase rezervash përfshin procedurën e shpimit të katër puseve të kërkimit dhe vlerësimit me një drejtim të prirur.

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

Ndikimi i depozitimit në ekologjinë e zonës

Faktorët kryesorë që ndikojnë situatën mjedisore në zonën e fushës është prania e emetimeve në atmosferë shtresat. Këto emisione përfaqësojnë gaz nafte, produktet e djegies së naftës, përbërësit e avullimit nga fraksionet e lehta të hidrokarbureve. Përveç kësaj, vërehen derdhje të produkteve dhe përbërësve të naftës në tokë.

Unike veçori territoriale Depozitimi është për shkak të vendndodhjes së tij në peizazhet e lumenjve të përmbytjeve dhe brenda zonës së mbrojtjes së ujit. Bërja e kërkesave specifike të zhvillimit bazohet në vlerë të lartë. Në këtë situatë konsiderohen tokat e përmbytjeve, me dinamizëm të lartë karakteristik dhe regjim hidrologjik kompleks. Ky territor u zgjodh për folezim zogjtë shtegtarë specie gjysmë ujore, shumë janë të përfshira në Librin e Kuq. Depozita ndodhet në territorin e rrugëve të migrimit dhe dimrit për shumë përfaqësues të rrallë të ichthyofaunës.

Edhe 20 vjet më parë, Komisioni Qendror për Zhvillimin e NM dhe GPS nën Ministrinë e Karburantit dhe Energjisë të Rusisë, si dhe Ministrinë e Mbrojtjes mjedisi dhe burimet natyrore të Rusisë, u miratuan skema e saktë për zhvillimin e depozitës së naftës Priobskoye dhe pjesa mjedisore e të gjithë dokumentacionit paraprak të projektimit.

Depozita Priobskoye ndahet në dy pjesë nga lumi Ob. Është moçal dhe gjatë përmbytjeve pjesa më e madhe përmbytet. Ishin pikërisht këto kushte që kontribuan në formimin e vendpjelljeve të peshkut në territorin e NM. Ministria e Karburantit dhe Energjisë së Rusisë paraqiti materiale në Dumën e Shtetit, në bazë të të cilave u konkludua se zhvillimi i tubacionit të naftës Priobskoye është i ndërlikuar për shkak të ekzistimit faktorët natyrorë. Dokumentet e tilla konfirmojnë nevojën për shtesë burimet financiare në mënyrë që të përdoren vetëm teknologjitë më të fundit dhe miqësore me mjedisin në territorin e fushës, të cilat do të lejojnë zbatimin me efikasitet të lartë të masave për mbrojtjen e mjedisit.

Fusha Priobskoye në harta e Okrug Autonome Khanty-Mansi u shfaq në vitin 1985, kur pjesa e tij në bregun e majtë u zbulua nga pusi numër 181. Gjeologët morën një rrjedhje nafte me një vëllim prej 58 metrash kub në ditë. Katër vjet më vonë, shpimi filloi në bregun e majtë dhe funksionimi tregtar i pusit të parë në bregun e djathtë të lumit filloi 10 vjet më vonë.

Karakteristikat e fushës Priobskoye

Fusha Priobskoye shtrihet afër kufijve të rajoneve të naftës dhe gazit të Salymsky dhe Lyaminsky.

Karakteristikat e naftës nga fusha Priobskoye bëjnë të mundur klasifikimin e tij si me rrëshirë të ulët (parafina në nivelin 2.4-2.5 përqind), por në të njëjtën kohë me një përmbajtje të lartë squfuri (1.2-1.3 përqind), gjë që kërkon pastrim shtesë dhe zvogëlon rentabilitetin. Viskoziteti i vajit të rezervuarit është në nivelin 1,4-1,6 mPa*s, dhe trashësia e shtresave arrin nga 2 deri në 40 metra.

Fusha Priobskoye, karakteristikat e së cilës janë unike, ka rezerva të justifikuara gjeologjikisht prej pesë miliardë tonësh. Nga këto, 2.4 miliardë janë klasifikuar si të provuara dhe të rikuperueshme. Që nga viti 2013, vlerësimi i rezervave të rikuperueshme në fushën e Priobskoye ishte mbi 820 milion ton.

Deri në vitin 2005, prodhimi ditor arriti shifra të larta - 60.2 mijë ton në ditë. Në vitin 2007 u prodhuan mbi 40 milionë tonë.

Deri më sot, në terren janë shpuar rreth një mijë puse prodhimi dhe gati 400 puse injektimi. Depozitat e rezervuarit të fushës së naftës Priobskoye ndodhen në një thellësi prej 2,3,2,6 kilometrash.

Në vitin 2007, prodhimi vjetor i hidrokarbureve të lëngëta në fushën e Priobskoye arriti në 33.6 milion ton (ose më shumë se 7% e të gjithë prodhimit në Rusi).

Fusha e naftës Priobskoye: tiparet e zhvillimit

E veçanta e shpimit është se shkurret e fushës Priobskoye ndodhen në të dy anët e lumit Ob dhe shumica e tyre janë të vendosura në fushën e përmbytjes së lumit. Mbi këtë bazë, depozita Priobskoye ndahet në Priobskoye Jugore dhe Veriore. Në pranverë dhe në vjeshtë, zona e fushës përmbytet rregullisht me ujëra të përmbytur.

Ky rregullim është arsyeja që pjesët e tij kanë pronarë të ndryshëm.

Në bregun verior të lumit, zhvillimi kryhet nga Yuganskneftegaz (një strukturë që kaloi në Rosneft pas YUKOS), dhe në bregun jugor ka zona që po zhvillohen nga kompania Khantos, një strukturë e Gazpromneft (përveç Priobsky, është gjithashtu i përfshirë në projektin Palyanovsky). Në pjesën jugore të fushës Priobskoye, filialit të Russneft, kompanisë Aki Otyr, iu janë ndarë zona të vogla licence për zonat Verkhne- dhe Sredne-Shapshinsky.

Këta faktorë, së bashku me strukturën komplekse gjeologjike (shtresa të shumta dhe produktivitet të ulët), bëjnë të mundur që fusha e Priobskoye të karakterizohet si e vështirë për t'u aksesuar.

Por teknologjive moderne thyerje hidraulike, duke përdorur injeksion nëntokësor sasi e madhe përzierje uji, kapërceni këtë vështirësi. Prandaj, të gjitha jastëkët e sapo shpuar të fushës Priobskoye fillojnë të shfrytëzohen vetëm me thyerje hidraulike, gjë që redukton ndjeshëm kostot operative dhe investimet kapitale.

Në këtë rast, tre shtresa vaji po thyhen njëkohësisht. Për më tepër, pjesa kryesore e puseve është hedhur duke përdorur metodën e grumbullimit progresiv, kur puset anësore drejtohen në kënde të ndryshme. Në prerje tërthore, i ngjan një shkurre me degë të drejtuara poshtë. Kjo metodë kursen në rregullimin e vendeve të shpimit sipërfaqësor.

Teknika e shpimit me grumbull është bërë e përhapur sepse lejon ruajtjen e shtresës pjellore të tokës dhe ka vetëm një ndikim të vogël në mjedis.

Fusha Priobskoye në hartë

Fusha Priobskoye në hartën e Okrug Autonome Khanty-Mansi përcaktohet duke përdorur koordinatat e mëposhtme:

61°20′00″ gjerësi gjeografike veriore,
70°18′50″L.

Priobskoe fushë nafte ndodhet vetëm 65 km larg kryeqytetit Okrug autonome- Khanty-Mansiysk dhe 200 kilometra nga qyteti i Nefteyugansk. Në zonën e zhvillimit në terren ka zona me vendbanime të kombeve të vogla indigjene:

Khanty (rreth gjysma e popullsisë),
Nenets,
Muncie,
Selkups.

Në zonë janë formuar disa rezerva natyrore, duke përfshirë Elizarovsky (me rëndësi republikane), Vaspukholsky dhe pyll kedri Shapshinsky. Që nga viti 2008, në Okrug Autonome Khanty-Mansi - Yugra (emri historik i zonës me qendër në Samarovë), u krijua një monument natyror "Lugovskie Mammoths" me një sipërfaqe prej 161.2 hektarësh, në vendin e të cilit fosile U gjetën vazhdimisht mbetje mamuthësh dhe mjete gjuetie që datojnë nga 10 deri në 15 mijë vjet.

Fusha e naftës Priobskoye

§1 fusha e naftës Priobskoye.

Priobskoe- depozitimi më i madh Siberia Perëndimore ndodhet administrativisht në rajonin Khanty-Mansiysk në një distancë prej 65 km nga Khanty-Mansiysk dhe 200 km nga Nefteyugansk. I ndarë nga lumi Ob në dy pjesë - brigjet e majta dhe të djathta. Zhvillimi i bregut të majtë filloi në 1988, djathtas - në 1999. Rezervat gjeologjike vlerësohen në 5 miliardë tonë. Rezervat e provuara dhe të rikuperueshme vlerësohen në 2.4 miliardë tonë. U hap në vitin 1982. Depozitimet në një thellësi prej 2.3-2.6 km. Dendësia e vajit 863-868 kg/m3 (lloji mesatar vaji, pasi bie në intervalin 851-885 kg/m3), përmbajtja e moderuar e parafinës (2,4-2,5%) dhe përmbajtja e squfurit 1,2-1,3% (i përket squfurit Klasa, vaji i klasës 2 i furnizuar në rafineri në përputhje me GOST 9965-76). Në fund të vitit 2005, janë 954 puse prodhimi dhe 376 puse injektuese në terren. Prodhimi i naftës në fushën e Priobskoye në 2007 arriti në 40.2 milion ton, nga të cilët Rosneft - 32.77 dhe Gazprom Neft - 7.43 milion ton. Përbërja mikroelementore e naftës është një karakteristikë e rëndësishme e këtij lloji të lëndës së parë dhe mbart informacione të ndryshme gjeokimike për moshën e naftës, kushtet e formimit, origjinën dhe rrugët e migrimit dhe gjen më së shumti. aplikim të gjerë për identifikimin e fushave të naftës, optimizimin e strategjisë së kërkimit të fushës, ndarjen e produkteve të puseve të operuara së bashku.

Tabela 1. Gama dhe përmbajtja mesatare e mikroelementeve në vajin e Priobsk (mg/kg)

Shkalla fillestare e prurjes së puseve ekzistuese të naftës është nga 35 ton/ditë. deri në 180 t/ditë. Vendndodhja e puseve është e grumbulluar. Faktori i rikuperimit të naftës 0.35.

Një grup pusesh është një vend ku puset janë të vendosura afër njëra-tjetrës në të njëjtin vend teknologjik dhe fundet e puseve janë të vendosura në nyjet e rrjetit të zhvillimit të rezervuarit.

Aktualisht, shumica e puseve të prodhimit shpohen duke përdorur metodën e grupimit. Kjo shpjegohet me faktin se shpimi grupor i fushave mund të zvogëlojë ndjeshëm madhësinë e zonave të zëna nga shpimi dhe më pas nga puset e prodhimit, rrugët, linjat e energjisë dhe tubacionet.

Ky avantazh është i një rëndësie të veçantë gjatë ndërtimit dhe funksionimit të puseve në toka pjellore, në rezervate natyrore, në tundër, ku shtresa e trazuar sipërfaqësore e tokës është restauruar pas disa dekadash, në zona kënetore, të cilat ndërlikojnë dhe rrisin shumë koston. të punimeve të ndërtimit dhe instalimit të objekteve shpuese dhe operative. Shpimi grupor është gjithashtu i nevojshëm kur është e nevojshme të zbulohen depozitat e naftës nën strukturat industriale dhe civile, nën fundin e lumenjve dhe liqeneve, nën zonën e raftit nga bregu dhe mbikalimet. Një vend i veçantë zë ndërtimi i grumbullimit të puseve në Tyumen, Tomsk dhe rajone të tjera të Siberisë Perëndimore, të cilat bënë të mundur kryerjen me sukses të ndërtimit të fushave të naftës dhe gazit në ishujt e mbeturinave në një rajon të largët, me moçal dhe të populluar. puse gazi.

Vendndodhja e puseve në një grup varet nga kushtet e terrenit dhe mjetet e synuara për lidhjen e grumbullit me bazën. Shkurret që nuk lidhen me rrugë të përhershme me bazën konsiderohen lokale. Në disa raste, shkurret mund të jenë bazë kur ato ndodhen në rrugë transporti. Në jastëkët lokalë, puset zakonisht vendosen në formë ventilatori në të gjitha drejtimet, gjë që ju lejon të keni numrin maksimal të puseve në një jastëk.

Shpimi dhe pajisje ndihmëseështë instaluar në atë mënyrë që kur platforma lëviz nga një pus në tjetrin, pompat e shpimit, gropat marrëse dhe një pjesë e pajisjeve për pastrimin, trajtimin kimik dhe përgatitjen e lëngut shpëlarës të qëndrojnë të palëvizshme deri në përfundimin e ndërtimit të të gjitha ( ose pjesë) të puseve në këtë jastëk.

Numri i puseve në një grup mund të ndryshojë nga 2 në 20-30 ose më shumë. Për më tepër, sa më shumë puse në grup, aq më i madh është devijimi i fytyrave nga kokat e puseve, rritet gjatësia e trungjeve, rritet gjatësia e trungjeve, gjë që çon në një rritje të kostos së shpimit të puseve. Përveç kësaj, ekziston rreziku i takimit të trungut. Prandaj, ekziston nevoja për të llogaritur numrin e kërkuar të puseve në një grup.

Metoda e pompimit të thellë të prodhimit të naftës është një metodë në të cilën lëngu ngrihet nga pusi në sipërfaqe duke përdorur shufra dhe njësi pompimi pa shufër. lloje të ndryshme.
Në fushën e Priobskoye, përdoren pompa centrifugale elektrike - një pompë me pus të thellë pa shufër, e përbërë nga një pompë centrifugale me shumë faza (50-600 faza) e vendosur vertikalisht në një bosht të përbashkët, një motor elektrik (një motor elektrik asinkron i mbushur me dielektrikë vaj) dhe një mbrojtës që shërben për të mbrojtur motorin elektrik nga hyrja e lëngjeve në të. Motori furnizohet me energji përmes një kabllo të blinduar, të ulur së bashku me tubat e pompimit. Shpejtësia e rrotullimit të boshtit të motorit elektrik është rreth 3000 rpm. Pompa kontrollohet në sipërfaqe nga një stacion kontrolli. Produktiviteti i një pompe centrifugale elektrike varion nga 10 në 1000 m3 lëng në ditë me një efikasitet prej 30-50%.

Instalimi i pompës centrifugale elektrike përfshin pajisje nëntokësore dhe sipërfaqësore.
Instalimi i një pompë centrifugale elektrike me gropë (ESP) ka vetëm një stacion kontrolli me një transformator fuqie në sipërfaqen e pusit dhe karakterizohet nga prania e tensionit të lartë në kabllon e energjisë, i cili ulet në pus së bashku me tubin. Instalimet e pompës centrifugale elektrike operojnë puse shumë produktive me presion të lartë rezervuari.

Depozitimi është i largët, i vështirë për t'u aksesuar, 80% e territorit ndodhet në fushën e përmbytjes së lumit Ob dhe përmbytet gjatë periudhës së përmbytjeve. Depozita dallohet nga një strukturë komplekse gjeologjike - një strukturë komplekse trupash rërë në zonë dhe seksion, shtresat janë të lidhura dobët hidrodinamikisht. Rezervuarët e formacioneve prodhuese karakterizohen nga:

Përshkueshmëria e ulët;

Përmbajtja e ulët e rërës;

Rritja e përmbajtjes së argjilës;

Diseksion i lartë.

Fusha Priobskoye karakterizohet nga një strukturë komplekse e horizonteve prodhuese si në zonë ashtu edhe në seksion. Rezervuarët e horizontit AC10 dhe AC11 klasifikohen si produktiv të mesëm dhe të ulët, dhe AC12 klasifikohen si produktiv anormalisht të ulët. Karakteristikat gjeologjike dhe fizike të shtresave prodhuese të fushës tregojnë për pamundësinë e zhvillimit të fushës pa ndikim aktiv në shtresat e saj prodhuese dhe pa përdorimin e metodave të intensifikimit të prodhimit. Kjo konfirmohet nga përvoja e zhvillimit të seksionit operacional të pjesës së bregut të majtë.

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

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

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

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

4) presioni fillestar i rezervuarit - 23.5-25 MPa,

5) temperatura e rezervuarit - 88-90°C,

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

7) heterogjenitet i lartë anësor dhe vertikal i shtresave,

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

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

10) vaj naftenik, parafinik dhe me rrëshirë të ulët.

Duke krahasuar të dhënat e paraqitura me kriteret e njohura për përdorimin efektiv të metodave të stimulimit të formimit, mund të vërehet se, edhe pa analiza e detajuar, nga metodat e listuara më sipër për fushën Priobskoye, mund të përjashtohen: metodat termike dhe përmbytja e polimerit (si një metodë e zhvendosjes së naftës nga formacionet). Metodat termike përdoren për depozitimet me vajra me viskozitet të lartë dhe në thellësi deri në 1500-1700 m Përmbytja e polimerit preferohet të përdoret në formacione me përshkueshmëri prej më shumë se 0,1 mikron për të zhvendosur vajin me viskozitet prej 10 deri në 100 mPa * s. dhe në temperatura deri në 90 ° C (për në temperatura më të larta përdoren polimere të shtrenjta me përbërje të veçanta).

Të njohura në kategorinë: