สนาม Priobskoye Priobskoye nm - แหล่งน้ำมันที่ซับซ้อน แต่มีแนวโน้มในโครงการ khmao ของแผ่นรองของสนาม Priobskoye

แหล่งน้ำมัน Priobskoye

§1แหล่งน้ำมัน Priobskoe

Priobskoe- สนามที่ใหญ่ที่สุดในไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตการปกครองในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ห่างจาก Khanty-Mansiysk 65 กม. และห่างจาก Nefteyugansk 200 กม. แม่น้ำออบแบ่งออกเป็นสองส่วน - ฝั่งซ้ายและฝั่งขวา การพัฒนาฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในปี 2531 ฝั่งขวา - ในปี 2542 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 5 พันล้านตัน ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและเรียกคืนได้ประมาณ 2.4 พันล้านตัน เปิดให้บริการในปี พ.ศ. 2525 ฝากที่ความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาแน่นของน้ำมันคือ 863-868 กก. / ลบ.ม. (ชนิดของน้ำมันมีขนาดปานกลางเนื่องจากอยู่ในช่วง 851-885 กก. / ลบ.ม. ) ปริมาณพาราฟินปานกลาง (2.4-2.5%) และปริมาณกำมะถัน 1.2-1 , 3% (หมายถึงระดับของกำมะถัน, น้ำมัน 2 ชั้นที่จ่ายให้กับโรงกลั่นตาม GOST 9965-76) ณ สิ้นปี 2548 มีการผลิต 954 หลุมและหลุมฉีด 376 หลุมในสนาม การผลิตน้ำมันที่ทุ่ง Priobskoye ในปี 2550 มีจำนวน 40.2 ล้านตันซึ่ง Rosneft - 32.77 และ Gazprom Neft - 7.43 ล้านตัน องค์ประกอบการติดตามของน้ำมันเป็นลักษณะสำคัญของวัตถุดิบประเภทนี้และมีข้อมูลทางธรณีเคมีต่างๆเกี่ยวกับอายุของน้ำมันสภาพการก่อตัวแหล่งกำเนิดและเส้นทางการอพยพและใช้กันอย่างแพร่หลายในการระบุแหล่งน้ำมันเพิ่มประสิทธิภาพกลยุทธ์การค้นหาสำหรับเขตข้อมูลและแยกการผลิตของหลุมที่ดำเนินการร่วมกัน

ตารางที่ 1. ช่วงและค่าเฉลี่ยของปริมาณธาตุของน้ำมัน Ob (mg / kg)

อัตราการผลิตเริ่มต้นของบ่อน้ำมันอยู่ระหว่าง 35 ตัน / วัน สูงถึง 180 ตัน / วัน ตำแหน่งเวลส์คือคลัสเตอร์ ปัจจัยการกู้คืนน้ำมันคือ 0.35

กลุ่มของหลุมคือการจัดเรียงเมื่อหลุมผลิตอยู่ใกล้กันในพื้นที่เทคโนโลยีเดียวกันและหลุมจะอยู่ที่โหนดของตารางการพัฒนาอ่างเก็บน้ำ

ปัจจุบันหลุมผลิตส่วนใหญ่เจาะแบบคลัสเตอร์ นี่เป็นเพราะความจริงที่ว่าการขุดเจาะทุ่งแบบคลัสเตอร์สามารถลดขนาดของพื้นที่ที่ถูกครอบครองโดยการขุดเจาะและหลุมผลิตถนนสายไฟและท่อได้อย่างมาก

ข้อได้เปรียบนี้มีความสำคัญเป็นพิเศษในระหว่างการก่อสร้างและการใช้งานหลุมบนพื้นที่ที่อุดมสมบูรณ์ในเขตสงวนในทุ่งทุนดราซึ่งชั้นผิวโลกที่ถูกรบกวนจะได้รับการฟื้นฟูหลังจากผ่านไปหลายทศวรรษในพื้นที่แอ่งน้ำที่มีความซับซ้อนและเพิ่มต้นทุนในการก่อสร้างและติดตั้งงานขุดเจาะและโรงงานผลิต นอกจากนี้ยังจำเป็นต้องมีการขุดเจาะคลัสเตอร์เมื่อจำเป็นต้องเปิดแหล่งน้ำมันภายใต้โครงสร้างอุตสาหกรรมและโยธาใต้ก้นแม่น้ำและทะเลสาบใต้ชั้นวางจากฝั่งและสะพานลอย สถานที่พิเศษถูกครอบครองโดยการสร้างกลุ่มของหลุมในดินแดน Tyumen, Tomsk และภูมิภาคอื่น ๆ ของไซบีเรียตะวันตกซึ่งทำให้สามารถสร้างบ่อน้ำมันและก๊าซบนเกาะเติมในพื้นที่ที่ยากต่อการเข้าถึงแอ่งน้ำและมีประชากรมาก

ตำแหน่งของหลุมในแผ่นรองขึ้นอยู่กับสภาพภูมิประเทศและวิธีการสื่อสารระหว่างแผ่นกับฐาน พุ่มไม้ที่ไม่ได้เชื่อมต่อด้วยถนนถาวรไปยังฐานถือเป็นของท้องถิ่น ในบางกรณีพุ่มไม้อาจเป็นเรื่องพื้นฐานเมื่อตั้งอยู่บนเส้นทางคมนาคม ตามกฎในคลัสเตอร์ในพื้นที่จะมีการจัดเรียงหลุมในรูปแบบของพัดลมในทุกทิศทางซึ่งทำให้มีจำนวนหลุมสูงสุดในคลัสเตอร์

อุปกรณ์ขุดเจาะและอุปกรณ์เสริมถูกติดตั้งในลักษณะที่เมื่อแท่นขุดเจาะเคลื่อนที่จากหลุมหนึ่งไปยังอีกหลุมหนึ่งปั๊มเจาะรับหลุมและส่วนหนึ่งของอุปกรณ์สำหรับการทำความสะอาดการบำบัดทางเคมีและการเตรียมน้ำยาล้างจะยังคงอยู่กับที่จนกว่าการก่อสร้างทั้งหมด (หรือบางส่วน) ของหลุมบนแผ่นนี้

จำนวนหลุมในคลัสเตอร์มีตั้งแต่ 2 ถึง 20-30 หรือมากกว่า ยิ่งไปกว่านั้นยิ่งมีหลุมในคลัสเตอร์มากเท่าไหร่ความเบี่ยงเบนของก้นหลุมจากหลุมผลิตก็ยิ่งมากขึ้นความยาวของหลุมเจาะจะเพิ่มขึ้นความยาวของหลุมจะเพิ่มขึ้นซึ่งนำไปสู่การเพิ่มต้นทุนในการขุดเจาะ นอกจากนี้ยังมีอันตรายจากการประชุมถัง ดังนั้นจึงจำเป็นต้องคำนวณจำนวนหลุมที่ต้องการในคลัสเตอร์

วิธีการสูบน้ำลึกของการผลิตน้ำมันเรียกว่าวิธีการดังกล่าวซึ่งการยกของไหลจากบ่อสู่พื้นผิวจะดำเนินการโดยใช้แท่งดูดและหน่วยสูบแบบไม่มีก้านประเภทต่างๆ
ที่สนาม Priobskoye จะใช้ปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าซึ่งเป็นปั๊มจุ่มแบบไม่มีก้านประกอบด้วยปั๊มหอยโข่งหลายขั้นตอน (50-600 ขั้น) ซึ่งตั้งอยู่ในแนวตั้งบนเพลาทั่วไปมอเตอร์ไฟฟ้า (มอเตอร์ไฟฟ้าแบบอะซิงโครนัสที่เต็มไปด้วยน้ำมันอิเล็กทริก) และตัวป้องกันที่ทำหน้าที่ป้องกันมอเตอร์ไฟฟ้าจากของเหลวที่เข้ามา มอเตอร์ขับเคลื่อนด้วยสายเคเบิลหุ้มเกราะที่ไหลลงไปพร้อมกับท่อสูบน้ำ ความถี่ในการหมุนของเพลามอเตอร์ประมาณ 3000 รอบต่อนาที ปั๊มถูกควบคุมที่พื้นผิวโดยสถานีควบคุม ประสิทธิภาพของปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแตกต่างกันไปตั้งแต่ 10 ถึง 1,000 ลูกบาศก์เมตรต่อวันโดยมีประสิทธิภาพ 30-50%

การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าประกอบด้วยอุปกรณ์ใต้ดินและพื้นผิว
การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าหลุมเจาะ (ESP) มีเพียงสถานีควบคุมที่มีหม้อแปลงไฟฟ้าบนพื้นผิวของบ่อและมีลักษณะเฉพาะด้วยการมีแรงดันไฟฟ้าสูงในสายไฟซึ่งจะลดลงในบ่อพร้อมกับท่อ บ่อน้ำที่มีประสิทธิผลสูงพร้อมแรงดันในอ่างเก็บน้ำสูงดำเนินการโดยการติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้า

ทุ่งนาอยู่ห่างไกลไม่สามารถเข้าถึงได้พื้นที่ 80% ตั้งอยู่ในที่ราบลุ่มของแม่น้ำอ็อบและถูกน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม สนามมีความโดดเด่นด้วยโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน - โครงสร้างที่ซับซ้อนของเนื้อทรายในพื้นที่และส่วนชั้นต่างๆมีการเชื่อมต่อแบบไดนามิกด้วยพลังน้ำ อ่างเก็บน้ำของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลมีลักษณะดังนี้:

การซึมผ่านต่ำ

ปริมาณทรายต่ำ

ปริมาณดินเหนียวเพิ่มขึ้น

การผ่าสูง

สนาม Priobskoye โดดเด่นด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตการผลิตทั้งในพื้นที่และในส่วน นักสะสมของขอบฟ้าАС10และАС11จัดอยู่ในประเภทปานกลางและมีประสิทธิผลต่ำและАС12มีประสิทธิผลต่ำอย่างผิดปกติ ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพของรูปแบบการผลิตของสนามแสดงให้เห็นถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาสนามโดยไม่ส่งผลกระทบต่อการก่อตัวที่ก่อให้เกิดผลอย่างแข็งขันและไม่ต้องใช้วิธีการกระตุ้นการผลิต สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพที่สำคัญของเขต Priobskoye สำหรับการประเมินการบังคับใช้วิธีการกระตุ้นต่างๆ ได้แก่ :

1) ความลึกของชั้นการผลิต - 2400-2600 เมตร

2) เงินฝากจะได้รับการคัดกรองตามหลักธรรมชาติระบอบการปกครอง - ยืดหยุ่นปิด

3) ความหนาของชั้น AC 10, AC 11 และ AC 12 ตามลำดับสูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม.

4) แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa,

5) อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90 °С

6) การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำค่าเฉลี่ยตามผลลัพธ์

7) ความแตกต่างของชั้นด้านข้างและแนวตั้งสูง

8) ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa * s,

9) ความดันน้ำมันอิ่มตัว 9-11 MPa,

10) น้ำมันแนฟเทนิกพาราฟินและเรซินเล็กน้อย

เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการประยุกต์ใช้วิธีการกระตุ้นอ่างเก็บน้ำอย่างมีประสิทธิภาพสามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียดจากวิธีการข้างต้นสำหรับสนาม Priobskoye ก็สามารถแยกออกได้: วิธีการระบายความร้อนและน้ำท่วมโพลิเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการระบายความร้อนใช้สำหรับแหล่งกักเก็บน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกไม่เกิน 1,500-1700 เมตรน้ำท่วมของพอลิเมอร์ควรใช้ในแหล่งกักเก็บที่มีความสามารถในการซึมผ่านมากกว่า 0.1 μmเพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 ° C (สำหรับ อุณหภูมิที่สูงขึ้นใช้โพลีเมอร์พิเศษราคาแพง)

ทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ทางตอนกลางของที่ราบไซบีเรียตะวันตก ในทางการบริหารตั้งอยู่ในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และห่างจากเมืองไปทางตะวันตก 100 กม. Nefteyugansk.

ในช่วง พ.ศ. 2521-2522. จากผลการสำรวจแผ่นดินไหวโดยละเอียดของ CDP MOU พบว่าการยกระดับของ Priobskoye ได้รับการระบุ จากช่วงเวลานี้การศึกษาโดยละเอียดเกี่ยวกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาของดินแดนเริ่มต้นขึ้น: การพัฒนาการสำรวจแผ่นดินไหวร่วมกับความลึก เจาะ.

สนาม Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 อันเป็นผลมาจาก เจาะ และการทดสอบหลุม 151 เมื่อได้กระแสเชิงพาณิชย์ น้ำมัน ด้วยอัตราการไหล 14.2 ม. 3 / วันที่โช้ค 4 มม. จากช่วงเวลา 2885-2977 ม. (Tyumen suite YUS 2) และ 2463-2467 ม. (รูปแบบ AS 11 1) - 5.9 ม. 3 / วันที่ระดับไดนามิก 1023 ม.

โครงสร้าง Priobskaya ตามแผนที่เปลือกโลกของแผ่นปิดแพลตฟอร์ม Meso-Cenozoic

geosyneclise ไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Lyaminsky megafold, กลุ่ม Salym และ West Lyaminsky

โครงสร้างของคำสั่งแรกมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นคล้ายบวมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคอลในท้องถิ่นที่แยกจากกันซึ่งเป็นเป้าหมายของการสำรวจแร่และการสำรวจ น้ำมัน และ แก๊ส.

รูปแบบการผลิตที่สนาม Priobskoye เป็นการก่อตัวของกลุ่ม "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12 Stratigraphically ชั้นเหล่านี้เป็นของสะสมในยุคครีเทเชียสของชุด Upper Vartovskaya ในทางจิตวิทยาการก่อตัวของวาร์ตอฟสกายาตอนบนประกอบด้วยหินโคลนที่เกิดขึ้นบ่อยและไม่สม่ำเสมอกับหินทรายและหินทราย หินโคลนมีสีเทาเข้มสีเทามีโทนสีเขียวเนื้อเนียนสีน้ำตาลอ่อน หินทรายและหินซิลต์มีสีเทาดินเหนียวมีไมเซียสเนื้อละเอียด ท่ามกลางหินโคลนและหินทรายมีหินหินปูนดินเหนียวสลับกันเป็นก้อนไซเดอไรต์

หินมีเศษซากพืชที่ไหม้เกรียมซึ่งไม่ค่อยได้รับการอนุรักษ์ไว้อย่างดีและปานกลาง (inoceramas)

หินที่ซึมผ่านได้ของชั้นที่มีประสิทธิผลมีการโจมตีทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือและใต้น้ำ การก่อตัวเกือบทั้งหมดมีความโดดเด่นด้วยการเพิ่มขึ้นของความหนาสุทธิรวมอัตราส่วนสุทธิต่อมวลรวมส่วนใหญ่ไปยังส่วนกลางของเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำเพื่อเพิ่มคุณสมบัติของอ่างเก็บน้ำและด้วยเหตุนี้การเสริมความแข็งแกร่งของวัสดุ clastic จึงเกิดขึ้นทางทิศตะวันออก (สำหรับชั้นของขอบฟ้า AS 12) และทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สำหรับ ขอบฟ้า AC 11).

Horizon AC 12 เป็นเนื้อทรายหนายาวจากตะวันตกเฉียงใต้ไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือในรูปแบบของแถบกว้างที่มีความหนาสุทธิสูงสุดในส่วนกลางสูงสุด 42 ม. (หลุมเจาะ 237) ในขอบฟ้านี้มีวัตถุสามชิ้นที่แตกต่างกัน: ชั้น AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0

เงินฝากของรูปแบบ AS 12 3 ถูกนำเสนอในรูปแบบของโซ่ของร่างกายแม่และเด็กที่มีทรายด้วยการตีทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาที่มีประสิทธิภาพแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. ถึง 12.8 ม. โดยค่าที่สูงกว่าจะถูก จำกัด ไว้ที่เงินฝากหลัก

เงินฝากหลัก AS 12 3 ได้รับการกู้คืนที่ระดับความลึก -2620 และ -2755 ม. และได้รับการคัดกรองจากทุกด้าน ขนาดของเงินฝากคือ 34 x 7.5 กม. และสูง 126 ม.

ฝาก AS 12 3 ในพื้นที่ของบ่อน้ำ 241 ถูกเปิดที่ระดับความลึก -2640-2707 ม. และถูก จำกัด ให้อยู่ในพื้นที่ยกระดับ Khanty-Mansiysk อ่างเก็บน้ำถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ ขนาดของเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. ความสูง 76 ม.

ฝาก AS 12 3 ในพื้นที่ของบ่อน้ำ 234 ได้รับการกู้คืนที่ระดับความลึก 2632-2672 ม. และเป็นเลนส์หินทรายที่ดิ่งทางตะวันตกของโครงสร้าง Priobskaya ขนาดของเงินฝากคือ 8.5 x 4 กม. และความสูง 40 ม. ซึ่งเป็นประเภทที่ได้รับการคัดกรองทางจิตศาสตร์

ฝาก AS 12 3 ในพื้นที่ของบ่อน้ำ 15-C ถูกกู้คืนที่ความลึก 2664-2689 ม. ภายในหิ้งโครงสร้าง Seliyarovsky ขนาดของเงินฝากที่ผ่านการคัดกรองแล้วคือ 11.5 x 5.5 กม. และความสูง 28 ม.

เงินฝาก AS 12 1-2 เป็นเงินฝากหลักและใหญ่ที่สุดในฟิลด์ มันถูก จำกัด ไว้ใน monocline ที่ซับซ้อนโดยการยกระดับในพื้นที่ขนาดเล็กแอมพลิจูด (พื้นที่ของหลุมเจาะ 246, 400) โดยมีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างพวกเขา ทั้งสามด้านถูกล้อมรอบด้วยหน้าจอเกี่ยวกับวรรณกรรมและเฉพาะทางตอนใต้ (ไปยังพื้นที่ Vostochno-Frolovskaya) เท่านั้นที่นักสะสมมักจะพัฒนา อย่างไรก็ตามด้วยระยะทางที่มากขอบเขตของเงินฝากยังคงมีเงื่อนไข จำกัด โดยเส้นที่วิ่งไปทางใต้ 2 กม. ของบ่อน้ำ 271 และ 259 น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ม. (407) ถึง 40.6 ม. (237) น้ำมัน สูงถึง 26 ม. 3 / วันสำหรับโช้ค 6 มม. (อย่างดี 235) ขนาดของเงินฝากคือ 45 x 25 กม. ความสูง 176 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ในพื้นที่ของบ่อน้ำ 4-KhM ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2659-2728 ม. และถูกกักขังอยู่ในเลนส์ที่มีทรายทางลาดทางตะวันตกเฉียงเหนือของการยกระดับท้องถิ่น Khanty-Mansi น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 1.2 ม. ขนาดของเงินฝาก 7.5 x 7 กม. ความสูง 71 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ในพื้นที่ของบ่อน้ำ 330 ถูกเปิดที่ความลึก 2734-2753 เมตร น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.2 ถึง 2.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11 x 4.5 กม. ความสูง 9 ม. เป็นประเภทที่ได้รับการคัดกรอง

เงินฝากของชั้น AS 12 0 ซึ่งเป็นชั้นหลัก - ถูกเปิดที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. มันเป็นตัวแม่และเด็กที่เน้นจากตะวันตกเฉียงใต้ไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.6 (หลุม 172) ถึง 27 ม. (อย่างดี 262) Tributaries น้ำมัน สูงถึง 48m 3 / วันสำหรับโช้ค 8 มม. ขนาดของเงินฝากที่ผ่านการคัดกรองแล้ว 41 x 14 กม. ความสูง 187 ม. เงินฝาก AS 12 0 ในพื้นที่ของหลุม 331 ถูกกู้คืนที่ความลึก 2691-2713 ม. และเป็นเลนส์ของหินทราย น้ำมันอิ่มตัว ความหนาในบ่อนี้คือ 10 ม. ขนาด 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม. น้ำมัน - 2.5 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1932 ม.

เงินฝากของรูปแบบ AS 11 2-4 เป็นประเภทที่ผ่านการคัดกรองทางจิตมีทั้งหมด 8 หลุมโดยมีหลุมเจาะ 1-2 หลุม ในแง่ของพื้นที่เงินฝากจะอยู่ในรูปแบบของเลนส์ 2 โซ่ในภาคตะวันออก (ส่วนที่สูงที่สุด) และทางตะวันตกในส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำมากขึ้นของโครงสร้างเชิงเดี่ยว น้ำมันอิ่มตัว ความหนาทางตะวันออกเพิ่มขึ้น 2 เท่าหรือมากกว่าเมื่อเทียบกับหลุมตะวันตก ระยะการเปลี่ยนแปลงทั้งหมดอยู่ระหว่าง 0.4 ถึง 11 ม.

พบอ่างเก็บน้ำ AS 11 2-4 ในพื้นที่ 246 ที่ความลึก 2513-2555 เมตรขนาดของอ่างเก็บน้ำคือ 7 x 4.6 กม. ความสูง 43 ม.

ฝากของชั้น AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 247 ถูกกู้คืนที่ความลึก 2469-2490 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5 x 4.2 กม. ความสูง 21 ม.

ฝากของชั้น AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 251 ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2552-2613 เมตรขนาดของเงินฝากคือ 7 x 3.6 กม. ความสูง 60 ม.

ฝากของชั้น AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 232 เปิดที่ระดับความลึก 2532-2673 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11.5 x 5 กม. ความสูง 140 ม.

ฝากของชั้น AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 262 เปิดที่ระดับความลึก 2491-2501 ม. ขนาดของเงินฝาก 4.5 x 4 กม. ความสูง 10 ม.

พบอ่างเก็บน้ำ AS 11 2-4 ในพื้นที่หลุม 271 ที่ความลึก 2550-2667 ม. ขนาดของฝากคือ 14 x 5 กม.

ฝากรูปแบบ AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 151 เปิดที่ระดับความลึก 2464-2501 เมตร ขนาดของเงินฝากคือ 5.1 x 3 กม. ความสูง 37 ม.

ฝากรูปแบบ AS 11 2-4 ในพื้นที่ของหลุม 293 ถูกกู้คืนที่ความลึก 2612-2652 เมตรขนาดของเงินฝากคือ 6.2 x 3.6 กม. ความสูง 40 ม.

เงินฝากของชั้น AS 11 1 ส่วนใหญ่ถูก จำกัด ไว้ที่ส่วนใกล้โค้งในรูปแบบของแถบกว้างของภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่โดดเด่น จำกัด สามด้านด้วยเขตดินเหนียว

เงินฝากหลัก AC 11 1 เป็นค่าที่สองภายในฟิลด์ Priobskoye ซึ่งเปิดที่ความลึก 2421-2533 ม. 259. เดบิต น้ำมัน แตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.46 ม. 3 / วันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. (เวล 243) ถึง 118 ม. 3 / วันถึงโช้ค 8 มม. (เวล 246) น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. (172 หลุม) ถึง 41.6 (ดี 246) ขนาดของเงินฝากคือ 48 x 15 กม. ความสูงไม่เกิน 112 ม. เป็นประเภทที่ได้รับการคัดกรองทางจิตศาสตร์

เงินฝากของรูปแบบ AS 11 0 รูปแบบ AS 11 0 มีเขตการพัฒนาอ่างเก็บน้ำที่ไม่มีนัยสำคัญมากในรูปแบบของแม่และเด็กโดย จำกัด อยู่ในส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำของส่วนหน้าใกล้

ฝาก AS 11 0 ในพื้นที่ของหลุม 408 ถูกกู้คืนที่ความลึก 2432-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 10.8 x 5.5 กม. สูง 59 ม. เดบิต น้ำมัน จากกัน 252 เท่ากับ 14.2 ลบ.ม. / วันที่Нд \u003d 1410 ม.

ฝาก AS 11 0 ในพื้นที่ของหลุม 172 ถูกเจาะโดยหนึ่งบ่อที่ความลึก 2442-2446 ม. และมีขนาด 4.7 x 4.1 กม. สูง 3 ม. น้ำมัน คิดเป็น 4.8 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1150 ม.

ฝาก AS 11 0 ในพื้นที่ของหลุม 461 ขนาด 16 x 6 กม. น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 4.8 ม. ประเภทของอ่างเก็บน้ำได้รับการคัดกรอง เดบิต น้ำมัน จากกัน 461 คือ 15.5 ม. 3 / วัน, Нд \u003d 1145 ม.

ฝาก AS 11 0 ในพื้นที่ของหลุม 425 ถูกเจาะไปทีละหลุม น้ำมันอิ่มตัว ความจุ - 3.6 ม. น้ำมัน เท่ากับ 6.1 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1260 ม.

เส้นขอบฟ้า AS 10 ถูกเจาะเข้าไปในโซนกลางของสนาม Priobskoye ซึ่งพวกมันถูกกักขังอยู่ในสถานที่ที่จมอยู่ใต้น้ำมากขึ้นของส่วนที่อยู่ใกล้ด้านบนสุดตลอดจนปีกทางตะวันตกเฉียงใต้ของโครงสร้าง การแบ่งขอบฟ้าออกเป็นชั้น AC 10 1, AC 10 2-3 (ในภาคกลางและตะวันออก) และ AC 10 2-3 (ทางตะวันตก) นั้นอยู่ในระดับหนึ่งโดยพลการและกำหนดโดยเงื่อนไขของการเกิดการก่อตัวของเงินฝากเหล่านี้โดยคำนึงถึงองค์ประกอบของหินและทางกายภาพ ลักษณะทางเคมี น้ำมัน.

เงินฝากหลัก AS 10 2-3 เปิดที่ระดับความลึก 2427-2721 เมตรและตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่งนา เดบิต น้ำมัน อยู่ในช่วง 1.5 ม. 3 / วันที่โช้ค 8 มม. (หลุม 181) ถึง 10 ม. 3 / วันที่ Nd \u003d 1633 ม. (หลุม 421) น้ำมันอิ่มตัว ความหนาตั้งแต่ 0.8 ม. (180) ถึง 15.6 ม. (ดี 181) ขนาดของเงินฝากคือ 31 x 11 กม. ความสูงสูงสุด 292 ม. เงินฝากจะได้รับการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AS 10 2-3 ในพื้นที่ของหลุม 243 เปิดลึก 2393-2433 ม. เดบิต น้ำมัน เท่ากับ 8.4 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1248 ม. (หลุม 237) น้ำมันอิ่มตัว ความหนา - 4.2 - 5 ม. ขนาด 8 x 3.5 กม. สูงถึง 40 ม. ประเภทของฝาก - คัดกรอง

ฝาก AS 10 2-3 ในพื้นที่ของหลุม 295 เปิดที่ความลึก 2500-2566 ม. และควบคุมโดยโซนดินเหนียว น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 8.4 ม. 295, 3.75 ม. 3 / วันได้ที่Нд \u003d 1100 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 9.7 x 4 กม. ความสูง 59 ม.

เงินฝากหลัก AC 10 1 ได้รับการกู้คืนที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. โซนสำรองของอ่างเก็บน้ำควบคุมการสะสมจากสามด้านและทางตอนใต้ขอบเขตถูกวาดตามเงื่อนไขที่ระยะ 2 กม. จากบ่อ 259 และ 271 น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 (อย่างดี 237) ถึง 11.8 ม. (ดี 265) เดบิต น้ำมัน: จาก 2.9 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1064 ม. (หลุมเจาะ 236) ถึง 6.4 ม. 3 / วันที่โช้ค 2 มม. ขนาดของเงินฝากคือ 38 x 13 กม. ความสูงไม่เกิน 120 ม. ประเภทของเงินฝากจะได้รับการคัดกรองทางจิตศาสตร์

ฝาก AS 10 1 ในพื้นที่ของหลุม 420 ถูกกู้คืนที่ความลึก 2480-2496 ม. ขนาดของเงินฝาก 4.5 x 4 กม. ความสูง 16 ม.

ฝาก AS 10 1 ในพื้นที่ของหลุม 330 ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2499-2528 เมตรขนาดของเงินฝากคือ 6 x 4 กม. ความสูง 29 ม.

ฝาก AS 10 1 ในพื้นที่ของหลุม 255 ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2468-2469 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 4 x 3.2 กม.

ส่วนของ AS 10 stratum เสร็จสมบูรณ์โดย AS 10 0 productive stratum ภายในซึ่งมีการระบุเงินฝากสามแห่งซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของห่วงโซ่ที่โดดเด่นใต้น้ำ

ฝาก AS 10 0 ในพื้นที่ของหลุม 242 ถูกกู้คืนที่ระดับความลึก 2356-2427 ม. และได้รับการคัดกรองทางจิตศาสตร์ เดบิต น้ำมัน อยู่ 4.9 - 9 ม. 3 / วันที่ Nd-1261-1312 ม. น้ำมันอิ่มตัว ความหนา 2.8 - 4 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 15 x 4.5 กม. ความสูงสูงสุด 58 ม.

ฝาก AS 10 0 ในพื้นที่ของหลุม 239 เปิดลึก 2370-2433 ม. น้ำมัน อยู่ที่ 2.2 - 6.5 ม. 3 / วันที่ Nd-1244-1275 ม. น้ำมันอิ่มตัว ความหนา 1.6-2.4 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 9 x 5 กม. ความสูงสูงสุด 63 ม.

ฝาก AS 10 0 ในพื้นที่ของหลุม 180 ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2388-2391 ม. และได้รับการคัดกรองทางจิตศาสตร์ น้ำมันอิ่มตัว ความหนา - 2.6 ม. ไหลเข้า น้ำมัน จำนวน 25.9 ม. 3 / วันที่ Nd-1070 ม.

แผ่นปิดเหนือเส้นขอบฟ้า AC 10 แสดงโดยก้อนหินที่มีลักษณะแตกต่างกันไปตั้งแต่ 10 ถึง 60 เมตรจากตะวันออกไปตะวันตก

หินทราย - หินทรายของรูปแบบ AS 9 มีการกระจายที่ จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของหน้าต่างด้านหน้าโดยส่วนใหญ่จะโน้มเอียงไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือและตะวันออกของโครงสร้างเช่นเดียวกับการกระโดดทางตะวันตกเฉียงใต้

การสะสมของรูปแบบ AS 9 ในพื้นที่ของหลุม 290 ได้รับการกู้คืนที่ความลึก 2473-2548 ม. และถูกกักขังอยู่ทางด้านตะวันตกของสนาม น้ำมันอิ่มตัว ความหนาตั้งแต่ 3.2 ถึง 7.2 ม. น้ำมัน คือ 1.2 - 4.75 ม. 3 / วันโดยมี Nd - 1382-1184 ม. ขนาดของฝากคือ 16.1 x 6 กม. ความสูงได้ถึง 88 ม.

ทางตะวันออกของสนามมีการระบุเงินฝากเล็ก ๆ สองแห่ง (6 x 3 กม.) น้ำมันอิ่มตัว ความหนาตั้งแต่ 0.4 ถึง 6.8 ม. น้ำมัน 6 และ 5.6 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1300-1258 ม. เงินฝากจะถูกคัดกรอง

การสร้างตะกอนผลิตผลนีโอโคเมียนให้เสร็จสมบูรณ์คือการก่อตัวของ AS 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคมาก แบริ่งน้ำมัน และชั้นหินอุ้มน้ำ

อ่างเก็บน้ำที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ฝั่งตะวันออกของการก่อตัว AS 7 ได้รับการกู้คืนที่ระดับความลึก 2291-2382 ม. ทั้งสามด้านโค้งตามโซนของการเปลี่ยนอ่างเก็บน้ำและทางตอนใต้ขอบเขตมีเงื่อนไขและลากไปตามแนวที่ผ่าน 2 กม. จากบ่อ 271 และ 259 อ่างเก็บน้ำวางแนวจากทางทิศใต้ - ตะวันตกไปตะวันออกเฉียงเหนือ Tributaries น้ำมัน: 4.9 - 6.7 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1359-875 ม. น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 7.8 เมตรขนาดของเงินฝากที่ผ่านการคัดกรองทางจิตศาสตร์คือ 46 x 8.5 กม. ความสูงสูงสุด 91 ม.

ฝาก AS 7 ไว้ที่บริเวณบ่อน้ำ 290 เปิดที่ความลึก 2302-2328 ม. แบริ่งน้ำมัน ความหนา 1.6 - 3 ม. 290 รับ 5.3 ม. 3 / วัน น้ำมัน ที่ P \u003d 15MPA ขนาดของฝาก 10 x 3.6 กม. สูง 24 ม.

ฝาก AS 7 ไว้ที่บริเวณบ่อน้ำ 331 เปิดที่ความลึก 2316-2345 ม. และเป็นลำตัวลูกศร น้ำมันอิ่มตัว ความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 3 ถึง 6 ม. 331 ได้รับการไหลเข้า น้ำมัน 1.5 ม. 3 / วันที่Нд \u003d 1511 ม. ขนาดของเงินฝากที่คัดกรองแล้วคือ 17 x 6.5 กม. ความสูง 27 ม.

ฝาก AS 7 ไว้ที่บริเวณบ่อน้ำ 243 เปิดที่ความลึก 2254-2304 ม. น้ำมันอิ่มตัว ความหนา 2.2-3.6 ม. ขนาด 11.5 x 2.8 กม. สูง - 51 ม. ในอย่างดี 243 ได้รับ น้ำมัน 1.84 ม. 3 / วันที่ Nd-1362 ม.

ฝาก AS 7 ไว้ที่บริเวณบ่อน้ำ 259 ซึ่งกู้คืนที่ความลึก 2300 ม. เป็นเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัว หนา 5.0 ม. ขนาด 4 x 3 กม.

สนาม Priobskoye

ชื่อ

ตัวชี้วัด

ประเภท

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 12 0

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

กู้ได้เบื้องต้น

สำรองพันตัน

อา 1

ค 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

สะสม

การขุด, พันตัน

1006

ประจำปี

การขุด, พันตัน

หุ้นดี

การขุด

การฉีด

โครงการ

เจาะออก

3 แถว

ขนาดตาข่าย

500*500

ความหนาแน่น

บ่อน้ำ

ลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามโดยย่อของอ่างเก็บน้ำ

สนาม Priobskoye

พารามิเตอร์				ดัชนี					ชั้น
อ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผล	AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0		AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AC 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
ความลึกของตะเข็บด้านบนม	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
ความสูงสัมบูรณ์ของตะเข็บด้านบนม	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
เครื่องหมายสัมบูรณ์ของ OWC ม
ความหนาเตียงรวมม												18.8
ความหนาที่มีประสิทธิภาพม		11.3				10.6
น้ำมันอิ่มตัว ความหนาม	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
อัตราส่วนสุทธิต่อขั้นต้นส่วนแบ่งหน่วย	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

ลักษณะทางฟิสิกส์ของอ่างเก็บน้ำ

พารามิเตอร์								ดัชนี				ชั้น
อ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผล		AC 12 3	AC 12 1-2	AC 12 0	AC 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AC 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
คาร์บอเนต,%	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

มีขนาดเม็ด 0.5-0.25mm	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	1.75
มีขนาดเม็ด 0.25-0.1 มม	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
มีขนาดเม็ด 0.1-0.01 มม	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
ที่ขนาดเม็ด 0.01 มม	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้		11.0	10.3					15.3
อัตราส่วนการเรียง	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้		1.814	1.755		1.660				1.692
ขนาดเม็ดกลางมม	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้		0.086	0.089		0.095				0.073
เนื้อหาดิน%
ประเภทปูนซีเมนต์		ดินเหนียวคาร์บอเนต - เคลย์นีย์ฟิล์มมีรูพรุน
Coeff เปิดรูพรุน ตามแกนเศษส่วนของหน่วย	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำ	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
Coeff ความสามารถในการซึมผ่านของแกน 10 -3 μm 2	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	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
ความสามารถในการกักเก็บน้ำ%	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้
Coeff เปิดรูพรุนโดยการบันทึกอย่างดีหน่วยดอลลาร์
Coeff ความสามารถในการซึมผ่านได้ดี 10-3 μm 2
Coeff ความอิ่มตัวของน้ำมัน โดย GIS เศษส่วนของหน่วย		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
ความดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น MPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำС
เดบิต น้ำมัน ตามผลการสำรวจทดสอบ ดี ลบ.ม. / วัน	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำ	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
ผลผลิต ลบ.ม. / วัน MPa	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้		2.67	2.12		4.42				1.39
การนำไฟฟ้าไฮดรอลิก 10 -11 ม. -3 / Pa * วินาที	ค่าเฉลี่ยขั้นต่ำป๊อปปี้	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

ลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมัน และ แก๊ส

พารามิเตอร์	ดัชนี	ชั้น
อ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผล	AC 12 3	AC 11 2-4	AC 10 1
ความหนาแน่น น้ำมัน โดยผิวเผิน เงื่อนไขกก. / ลบ.ม.	886.0	884.0
ความหนาแน่น น้ำมัน ในสภาพอ่างเก็บน้ำ
ความหนืดที่สภาพพื้นผิว mPa.sec	32.26	32.8	29.10
ความหนืดของอ่างเก็บน้ำ	1.57	1.41	1.75

เรซินของซิลิกาเจล	7.35		7.31
Asphaltenes	2.70	2.44	2.48
กำมะถัน	1.19	1.26	1.30
พาราฟิน	2.54	2.51	2.73
จุดเท น้ำมัน, ค 0
อุณหภูมิ. ความอิ่มตัว น้ำมัน พาราฟิน, C 0
ผลผลิตเศษส่วน%
สูงถึง 100 С 0
สูงถึง 150 С 0	66.8
สูงถึง 200 С 0	15.1	17.0	17.5
สูงถึง 250 С 0	24.7	25.9	26.6
สูงถึง 300 С 0		38.2	39.2
องค์ประกอบส่วนประกอบ น้ำมัน (ฟันกราม ความเข้มข้น%)
คาร์บอนิก แก๊ส	0.49	0.52	0.41
ไนโตรเจน	0.25	0.32	0.22
มีเทน	22.97	23.67	18.27
อีเทน	4.07	4.21	5.18
โพรเพน	6.16	6.83	7.58
ไอโซบิวเทน	1.10	1.08	1.13
บิวเทนปกติ	3.65	3.86	4.37
ไอโซเพนเทน	1.19	1.58	1.25
เพนเทนปกติ	2.18	2.15	2.29
C6 ขึ้นไป	57.94	55.78	59.30
น้ำหนักโมเลกุลกก. / โมล			161.3
ความดันอิ่มตัว mPa			6.01
อัตราส่วนปริมาตร	1.198	1.238	1.209
แก๊ส แยกตามเงื่อนไข m 3 / t
ความหนาแน่น แก๊ส, กก. / ลบ.ม.	1.242	1.279	1.275
ประเภท แก๊ส
องค์ประกอบส่วนประกอบ ก๊าซปิโตรเลียม (ความเข้มข้นของโมลาร์%)
ไนโตรเจน	1.43	1.45	1.26
คาร์บอนิก แก๊ส	0.74	0.90	0.69
มีเทน	68.46	66.79	57.79
อีเทน	11.17	1.06	15.24
โพรเพน	11.90	13.01	16.42
ไอโซบิวเทน	1.26	1.26	1.54
บิวเทนปกติ	3.24	3.50	4.72
ไอโซเพนเทน	0.49	0.67	0.65
เพนเทน	0.71	0.73	0.95
C6 ขึ้นไป	0.60	0.63	0.74

องค์ประกอบและคุณสมบัติของการก่อตัวของน้ำ

คอมเพล็กซ์ Aquifer
อ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผล	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
ความหนาแน่นของสภาพผิวน้ำ t / m3
การใส่แร่ g / l
ประเภทน้ำ		คลอรีน-ca-	ใบหน้า

คลอรีน		9217
โซเดียม + โพแทสเซียม		5667
กัลยา
แมกนีเซียม
ไบคาร์บอเนต		11.38
ไอโอดีน		47.67
โบรมีน
โบรอน
แอมโมเนียม		40.0

Priobskoye เป็นแหล่งน้ำมันขนาดยักษ์ในรัสเซีย

ตั้งอยู่ใน Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ใกล้ Khanty-Mansiysk เปิดให้บริการในปี พ.ศ. 2525 แม่น้ำออบแบ่งออกเป็นสองส่วน - ฝั่งซ้ายและฝั่งขวา การพัฒนาฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในปี 2531 ฝั่งขวาในปี 2542

ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 5 พันล้านตัน ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและเรียกคืนได้ประมาณ 2.4 พันล้านตัน

สนามนี้เป็นของจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก เปิดให้บริการในปี พ.ศ. 2525 ฝากที่ความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาแน่นของน้ำมันคือ 863-868 kg / m³ปริมาณพาราฟินปานกลาง (2.4-2.5%) และปริมาณกำมะถัน 1.2-1.3%

ณ สิ้นปี 2548 มีการผลิต 954 หลุมและหลุมฉีด 376 หลุมในจำนวนนี้ 178 หลุมถูกขุดเจาะในช่วงปีที่แล้ว

การผลิตน้ำมันที่ทุ่ง Priobskoye ในปี 2550 มีจำนวน 40.2 ล้านตันซึ่ง Rosneft - 32.77 และ Gazprom Neft - 7.43 ล้านตัน

ปัจจุบันทางตอนเหนือของสนาม (SLT) กำลังได้รับการพัฒนาโดย LLC RN-Yuganskneftegaz ซึ่งเป็นของ Rosneft และทางตอนใต้ (ULT) โดย LLC Gazpromneft - Khantos ซึ่งเป็นของ Gazprom Neft นอกจากนี้ทางตอนใต้ของสนามยังมีพื้นที่อนุญาตให้ใช้สิทธิ์ Verkhne-Shapshinsky และ Sredne-Shapshinsky ซึ่งได้รับการพัฒนาตั้งแต่ปี 2008 โดย บริษัท NAK AKI OTYR ซึ่งเป็นเจ้าของโดย OAO Russneft

ในช่วงต้นเดือนพฤศจิกายน 2549 ที่แหล่งน้ำมัน Priobskoye ซึ่งดำเนินการโดย RN-Yuganskneftegaz LLC (บริษัท ในเครือ Rosneft ซึ่งเป็น บริษัท ของรัฐซึ่งเข้าควบคุมทรัพย์สินหลักของ Yukos คือ Yuganskneftegaz) โดยการมีส่วนร่วมของผู้เชี่ยวชาญจาก Newco Well Service ที่ใหญ่ที่สุด ในรัสเซียการแตกหักแบบไฮดรอลิกของอ่างเก็บน้ำน้ำมัน มีการฉีด proppant (proppant) จำนวน 864 ตันเข้าไปในการก่อตัว การดำเนินการใช้เวลาเจ็ดชั่วโมงและถ่ายทอดสดผ่านอินเทอร์เน็ตไปยังสำนักงาน Yuganskneftegaz

แหล่งน้ำมันและก๊าซ Priobskoye ตั้งอยู่ทางภูมิศาสตร์ในเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansiysk ของภูมิภาค Tyumen ของสหพันธรัฐรัสเซีย เมืองที่ใกล้กับสนาม Priobskoye ที่สุดคือเมือง Nefteyugansk (อยู่ห่างจากสนามไปทางตะวันออก 200 กม.)

สนาม Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 ฟิลด์นี้มีลักษณะเป็นหลายชั้นและมีผลผลิตต่ำ อาณาเขตถูกตัดโดยแม่น้ำออบเป็นแอ่งน้ำและในช่วงน้ำท่วมจะท่วมเป็นส่วนใหญ่ มีแหล่งวางไข่ของปลา ตามที่ระบุไว้ในเอกสารที่กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียส่งให้ State Duma ปัจจัยเหล่านี้ทำให้การพัฒนามีความซับซ้อนและต้องการทรัพยากรทางการเงินที่สำคัญสำหรับการประยุกต์ใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมล่าสุด

ใบอนุญาตสำหรับการพัฒนาสนาม Priobskoye เป็นของ Rosneft ในเครือ Rosneft-Yuganskneftegaz

จากการคำนวณของผู้เชี่ยวชาญการพัฒนาสนามภายใต้ระบบการจัดเก็บภาษีที่มีอยู่นั้นไม่เกิดประโยชน์และเป็นไปไม่ได้ ภายใต้ PSA การผลิตน้ำมันใน 20 ปีจะมีจำนวน 274.3 ล้านตันรายได้ของรัฐ - 48,700 ล้านดอลลาร์

ปริมาณสำรองที่กู้คืนได้ของทุ่ง Priobskoye คือน้ำมัน 578 ล้านตันก๊าซ - 37 พันล้านลูกบาศก์เมตร ระยะเวลาการพัฒนาภายใต้เงื่อนไข PSA คือ 58 ปี ระดับการผลิตสูงสุดคือ 19.9 พันล้าน ตันสำหรับปีที่ 16 ของการพัฒนา การระดมทุนครั้งแรกอยู่ที่ 1.3 พันล้านดอลลาร์ภายใต้แผน รายจ่ายลงทุน - 28,000 ล้านดอลลาร์ต้นทุนการดำเนินงาน - 27.28 พันล้านดอลลาร์ ทิศทางที่เป็นไปได้ของการขนส่งน้ำมันจากทุ่ง ได้แก่ Ventspils, Novorossiysk, Odessa, "Druzhba"

ในปี 1991 Yugansneftegaz และ Amos เริ่มหารือเกี่ยวกับความเป็นไปได้ของการพัฒนาร่วมกันของพื้นที่ทางตอนเหนือของ Priobskoye ในปีพ. ศ. 2536 Amoso \u200b\u200bได้เข้าร่วมในการประกวดราคาระหว่างประเทศเพื่อขอสิทธิ์ในการใช้ดินใต้พื้นดินในเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansi และได้รับการประกาศให้เป็นผู้ชนะการประกวดราคาสำหรับสิทธิพิเศษในการเป็นพันธมิตรต่างประเทศในการพัฒนาสนาม Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz

ในปี 1994 Yuganskneftegaz และ Amoso \u200b\u200bได้เตรียมและยื่นร่างข้อตกลงแบ่งปันผลผลิตให้กับรัฐบาลและการศึกษาความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมของ Teniko สำหรับโครงการ

ในช่วงต้นปี 1995 มีการส่งการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติมไปยังรัฐบาลซึ่งได้รับการแก้ไขในปีเดียวกันเนื่องจากข้อมูลใหม่ในสนาม
ในปี 1995 คณะกรรมาธิการกลางเพื่อการพัฒนาแหล่งน้ำมันและน้ำมันและก๊าซของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียและกระทรวงการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของสหพันธรัฐรัสเซียได้อนุมัติโครงการแก้ไขสำหรับการพัฒนาสนามและส่วนสิ่งแวดล้อมของเอกสารก่อนโครงการ

เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 1995 นายกรัฐมนตรี Viktor Chernomyrdin ในขณะนั้นได้ออกคำสั่งให้จัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลของตัวแทนของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug และกระทรวงและหน่วยงานหลายแห่งเพื่อเจรจา PSA สำหรับการพัฒนาพื้นที่ทางตอนเหนือของเขต Priobskoye

ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2539 ในมอสโกคณะกรรมาธิการร่วมรัสเซีย - อเมริกันด้านความร่วมมือทางเศรษฐกิจและทางเทคนิคได้ออกแถลงการณ์ร่วมเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของโครงการในสาขาพลังงานซึ่งมีการตั้งชื่อสาขา Priobskoye โดยเฉพาะ แถลงการณ์ร่วมระบุว่ารัฐบาลทั้งสองยินดีต้อนรับความมุ่งมั่นที่จะสรุปข้อตกลงแบ่งปันผลผลิตสำหรับโครงการนี้ภายในการประชุมคณะกรรมาธิการครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 1997

ในตอนท้ายของปี 1998 หุ้นส่วนของ Yuganskneftegaz ในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye ซึ่งเป็น บริษัท อเมริกัน Amoso \u200b\u200bถูกยึดครองโดย บริษัท British Petroleum ของอังกฤษ

ในช่วงต้นปี 2542 BP / Amoso \u200b\u200bได้ประกาศถอนตัวจากการเข้าร่วมโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye อย่างเป็นทางการ

ประวัติศาสตร์ชาติพันธุ์ของเขต Priobskoye

ตั้งแต่สมัยโบราณพื้นที่ของเงินฝากเป็นที่อาศัยของ Khanty Khanty ได้พัฒนาระบบสังคมที่ซับซ้อนเรียกว่าอาณาเขตและในศตวรรษที่สิบเก้า พวกเขามีการตั้งถิ่นฐานของชนเผ่าขนาดใหญ่ที่มีเมืองหลวงที่มีป้อมปราการซึ่งปกครองโดยเจ้าชายและได้รับการปกป้องโดยกองกำลังมืออาชีพ

การติดต่อครั้งแรกของรัสเซียกับดินแดนนี้เกิดขึ้นในศตวรรษที่ X หรือ XI ในเวลานี้ความสัมพันธ์ทางการค้าเริ่มพัฒนาขึ้นระหว่างชาวรัสเซียและชนพื้นเมืองในไซบีเรียตะวันตกซึ่งนำการเปลี่ยนแปลงทางวัฒนธรรมมาสู่ชีวิตของชาวพื้นเมือง เครื่องใช้และผ้าในครัวเรือนเหล็กและเซรามิกปรากฏขึ้นและกลายเป็นวัสดุส่วนหนึ่งของชีวิต Khanty การค้าขนสัตว์กลายเป็นสิ่งสำคัญมากในการได้มาซึ่งสินค้าเหล่านี้

ในปี 1581 ไซบีเรียตะวันตกถูกผนวกเข้ากับรัสเซีย เจ้าชายถูกแทนที่โดยรัฐบาลซาร์และภาษีถูกจ่ายให้กับคลังของรัสเซีย ในศตวรรษที่ 17 เจ้าหน้าที่ซาร์และผู้ให้บริการ (คอสแซค) เริ่มเข้ามาตั้งถิ่นฐานในดินแดนนี้และการติดต่อระหว่างรัสเซียและ Khanty ได้รับการพัฒนาเพิ่มเติม อันเป็นผลมาจากการติดต่อใกล้ชิดกันมากขึ้นชาวรัสเซียและ Khanty เริ่มรับเอาคุณลักษณะของวิถีชีวิตของกันและกัน Khanty เริ่มใช้ปืนและกับดักบางคนตามตัวอย่างของชาวรัสเซียเริ่มเลี้ยงวัวและม้า ชาวรัสเซียยืมเทคนิคการล่าสัตว์และการตกปลาจาก Khanty ชาวรัสเซียได้รับที่ดินและพื้นที่ตกปลาจาก Khanty และในศตวรรษที่ 18 ดินแดน Khanty ส่วนใหญ่ถูกขายให้กับผู้ตั้งถิ่นฐานชาวรัสเซีย อิทธิพลทางวัฒนธรรมของรัสเซียขยายตัวในช่วงต้นศตวรรษที่ 18 ด้วยการแนะนำของศาสนาคริสต์ ในเวลาเดียวกันจำนวนชาวรัสเซียยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องและในตอนท้ายของศตวรรษที่ 18 ประชากรรัสเซียในพื้นที่นี้มีจำนวนมากกว่า Khanty ถึงห้าเท่า ครอบครัว Khanty ส่วนใหญ่ยืมเกษตรกรรมการเพาะพันธุ์วัวและการทำสวนจากชาวรัสเซีย

การผสมผสานของ Khanty เข้ากับวัฒนธรรมรัสเซียเร่งตัวขึ้นพร้อมกับการก่อตั้งอำนาจของโซเวียตในปี 1920 นโยบายการรวมกลุ่มทางสังคมของสหภาพโซเวียตนำระบบการศึกษาที่เป็นเอกภาพมาสู่ภูมิภาค เด็ก Khanty มักถูกส่งจากครอบครัวไปโรงเรียนประจำเป็นระยะเวลา 8 ถึง 10 ปี หลายคนหลังจากออกจากโรงเรียนแล้วไม่สามารถกลับไปใช้ชีวิตแบบเดิมได้อีกต่อไปหากไม่มีทักษะที่จำเป็นสำหรับสิ่งนี้

การรวบรวมซึ่งเริ่มขึ้นในปี ค.ศ. 1920 มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อลักษณะทางชาติพันธุ์ของดินแดน ในช่วงทศวรรษที่ 50 และ 60 การก่อตัวของฟาร์มรวมขนาดใหญ่เริ่มขึ้นและการตั้งถิ่นฐานเล็ก ๆ หลายแห่งหายไปเมื่อประชากรรวมกันเป็นถิ่นฐานขนาดใหญ่ ในช่วงทศวรรษที่ 1950 การแต่งงานแบบผสมระหว่างชาวรัสเซียและ Khanty ได้แพร่หลายและเกือบทั้งหมด Khanty เกิดหลังปี 1950 เกิดในการแต่งงานแบบผสม นับตั้งแต่ทศวรรษที่ 60 ในขณะที่ชาวรัสเซียยูเครนชาวเบลารุสชาวมอลโดวาชาวชูวาเชสบาชเคียร์อาวาร์และตัวแทนของคนสัญชาติอื่น ๆ ที่อพยพเข้ามาในภูมิภาคนี้เปอร์เซ็นต์ของ Khanty ก็ลดลงมากยิ่งขึ้น ในปัจจุบัน Khanty มีสัดส่วนน้อยกว่า 1 เปอร์เซ็นต์ของประชากรของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug เล็กน้อย

นอกจาก Khanty แล้ว Mansi (33%), Nenets (6%) และ Selkups (น้อยกว่า 1%) ยังอาศัยอยู่ในอาณาเขตของสนาม Priobskoye

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 โดยหลุมเจาะหมายเลข 151 "Glavtyumengeologii"
หมายถึงกองทุนดินดานแบบกระจาย ใบอนุญาตได้รับการจดทะเบียนโดย OOO Yugansknefgegaz และ NK Sibneft-Yugra ในปี 2542 ตั้งอยู่บนชายแดนของพื้นที่น้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky และถูก จำกัด ให้อยู่ในโครงสร้างท้องถิ่นที่มีชื่อเดียวกันในภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Middle Ob บนขอบฟ้าที่สะท้อนแสง "B" การยกขึ้นนั้นระบุด้วยไอโซไลน์ - 2890 ม. และมีพื้นที่ 400 ตร.กม. ฐานรากถูกเปิดโดยหลุม 409 ในช่วงความลึก 3212 - 3340 ม. และแสดงด้วยการเปลี่ยนแปลง สายพันธุ์สีเขียว มันซ้อนทับด้วยเงินฝากของจูราสสิกตอนล่างที่มีความไม่เป็นไปตามรูปแบบเชิงมุมและการสึกกร่อน ส่วนแพลตฟอร์มหลักประกอบด้วยเงินฝากยุคจูราสสิกและยุคครีเทเชียส Paleogene แสดงโดยเวทีเดนมาร์ก Paleocene Eocene และ Oligocene ความหนาของเงินฝากควอเทอร์นารีถึง 50 ม. ด้านล่างของหินเปอร์มาฟรอสต์มีความลึก 280 ม. และด้านบนอยู่ที่ความลึก 100 ม. ภายในสนามมีการระบุแหล่งน้ำมัน 13 ชนิดของชั้นหินที่มีการก่อตัวและการกลั่นกรองทางธรณีวิทยาซึ่งเกี่ยวข้องกับทราย เลนส์ของ yuterive และบาร์เรล อ่างเก็บน้ำเป็นหินทรายเม็ดเล็กที่มีดินเหนียว เป็นของคลาสที่ไม่เหมือนใคร

เทคโนโลยีใหม่และนโยบายที่มีความสามารถของ Yuganskneftegaz ได้ปรับปรุงสถานะของแหล่งน้ำมัน Priobskoye ซึ่งมีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาอยู่ที่ระดับ 5 พันล้านตันของน้ำมัน

Priobskoe NM เป็นแหล่งผลิตน้ำมันขนาดยักษ์ในรัสเซีย สนามที่ยากต่อการเข้าถึงและห่างไกลแห่งนี้อยู่ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk 70 กม. และห่างจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. รวมอยู่ในจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก ประมาณ 80% ของ Priobskoye NM ตั้งอยู่ตรงที่ราบลุ่มของแม่น้ำ Ob และแบ่งออกเป็นสองส่วนด้วยน้ำ คุณลักษณะของ Priobskoye คือน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของสนาม

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ Priobskoye คือโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อนโดดเด่นด้วยการก่อตัวหลายชั้นและผลผลิตในระดับต่ำ อ่างเก็บน้ำของชั้นผลิตผลหลักมีความโดดเด่นด้วยความสามารถในการซึมผ่านต่ำปริมาณสุทธิต่อขั้นต้นต่ำปริมาณดินเหนียวสูงและการผ่าสูง ปัจจัยเหล่านี้บ่งบอกถึงการใช้เทคโนโลยีการแตกหักแบบไฮดรอลิกในกระบวนการพัฒนา

ที่ตั้งของฝากไม่ลึกกว่า 2.6 กม. ตัวบ่งชี้ความหนาแน่นของน้ำมันเท่ากับ 0.86–0.87 ตันต่อm³ ปริมาณพาราฟินอยู่ในระดับปานกลางและไม่เกิน 2.6% ปริมาณกำมะถันประมาณ 1.35%

สนามดังกล่าวจัดอยู่ในประเภทซัลฟูรัสและมีน้ำมันคลาส II ตาม GOST สำหรับโรงกลั่น

เงินฝากจะได้รับการคัดกรองทางจิตวิทยาและมีความยืดหยุ่นและการแยกจากระบบการปกครองตามธรรมชาติ ความหนาของชั้นอยู่ระหว่าง 0.02 ถึง 0.04 กม. ความดันอ่างเก็บน้ำมีค่าเริ่มต้น 23.5–25 MPa ระบบอุณหภูมิของแหล่งกักเก็บจะคงอยู่ในช่วง 88–90 °С น้ำมันอ่างเก็บน้ำมีพารามิเตอร์ความหนืดคงที่และมีค่าสัมประสิทธิ์ไดนามิก 1.6 mPa s เช่นเดียวกับผลของความอิ่มตัวของน้ำมันที่ความดัน 11 MPa

การมีพาราฟินและเรซินต่ำของชุดแนฟเทนิกเป็นลักษณะเฉพาะ ปริมาณการใช้งานบ่อน้ำมันรายวันเริ่มต้นแตกต่างกันไปตั้งแต่ 35 ถึง 180 ตัน ประเภทของหลุมขึ้นอยู่กับตำแหน่งคลัสเตอร์และปัจจัยการกู้คืนสูงสุดคือ 0.35 หน่วย Priobskoye NM ผลิตน้ำมันดิบที่มีไฮโดรคาร์บอนเบาจำนวนมากซึ่งจำเป็นต้องมีการคงตัวหรือการสกัด APG

จุดเริ่มต้นของการพัฒนาและปริมาณสำรอง

Priobskoye NM เปิดให้บริการในปีพ. ศ. 2525 ในปี 1988 การพัฒนาฝั่งซ้ายของสนามเริ่มขึ้นและสิบเอ็ดปีต่อมาการพัฒนาฝั่งขวาก็เริ่มขึ้น

ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาอยู่ที่ 5 พันล้านตันและปริมาณที่พิสูจน์และกู้คืนได้ประมาณเกือบ 2.5 พันล้านตัน

คุณสมบัติของการผลิตที่สนาม

ระยะเวลาของการพัฒนาภายใต้ข้อตกลงแบ่งปันผลผลิตถือว่าไม่เกิน 58 ปี ระดับการผลิตน้ำมันสูงสุดเกือบ 20 ล้านตันใน 16 ปีนับจากช่วงเวลาของการพัฒนา

การระดมทุนในระยะแรกมีการวางแผนไว้ที่ระดับ 1.3 พันล้านดอลลาร์รายการเกี่ยวกับรายจ่ายลงทุนคิดเป็น 28,000 ล้านดอลลาร์และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานมีมูลค่า 27.28 พันล้านดอลลาร์ Novorossiysk.

ในปี 2548 สนามแห่งนี้มีหลุมผลิต 954 หลุมและหลุมฉีด 376 หลุม

บริษัท ที่พัฒนาสาขา

ในปี 1991 บริษัท Yuganskneftegaz และ Amos ได้เริ่มหารือเกี่ยวกับโอกาสในการพัฒนาร่วมกันในภาคเหนือ บนชายฝั่งของ NM Priobskoye

ในปี 1993 บริษัท Amoso \u200b\u200bชนะการประกวดราคาและได้รับสิทธิ์ แต่เพียงผู้เดียวในการพัฒนา NM Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz หนึ่งปีต่อมา บริษัท ต่างๆได้เตรียมและยื่นข้อตกลงโครงการเกี่ยวกับการจัดจำหน่ายผลิตภัณฑ์ให้กับรัฐบาลตลอดจนการศึกษาด้านสิ่งแวดล้อมและความเป็นไปได้ของโครงการที่พัฒนาขึ้น

ในปี 1995 รัฐบาลได้ทบทวนการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติมซึ่งสะท้อนให้เห็นข้อมูลใหม่ในสาขา Priobskoye ตามคำสั่งของนายกรัฐมนตรีได้มีการจัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลซึ่งรวมถึงตัวแทนของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug ตลอดจนกระทรวงและหน่วยงานบางแห่งเพื่อเจรจาข้อตกลงแบ่งปันผลผลิตในบริบทของการพัฒนาพื้นที่ภาคเหนือของเขต Priobskoye

ในกลางปี \u200b\u200b2539 มอสโกได้รับฟังคำแถลงจากคณะกรรมาธิการร่วมรัสเซีย - อเมริกันเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของนวัตกรรมการออกแบบในอุตสาหกรรมพลังงานรวมถึงอาณาเขตของ Priobskoye NM

ในปี 1998 หุ้นส่วนของ Yuganskneftegaz ในการพัฒนา NM Priobskoye ซึ่งเป็น บริษัท อเมริกัน Amoso \u200b\u200bถูกดูดซับโดย British Petroleum บริษัท อังกฤษและได้รับใบสมัครอย่างเป็นทางการจาก BP / Amoso \u200b\u200bให้ยุติการมีส่วนร่วมในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye

จากนั้น บริษัท ในเครือของ Rosneft ซึ่งเป็น บริษัท ของรัฐซึ่งได้รับการควบคุมทรัพย์สินส่วนกลางของ Yukos, Yuganskneftegaz, LLC RN-Yuganskneftegaz มีส่วนร่วมในการพัฒนาสนาม

ในปี 2549 ผู้เชี่ยวชาญของ NM Priobskoye และ Newco Well Service ได้ทำการขุดเจาะบ่อน้ำมันไฮดรอลิกที่ใหญ่ที่สุดในสหพันธรัฐรัสเซียโดยฉีดสารเพิ่มปริมาณ 864 ตัน การดำเนินการใช้เวลาเจ็ดชั่วโมงและสามารถรับชมการถ่ายทอดสดผ่านสำนักงานอินเทอร์เน็ตของ Yuganskneftegaz

ตอนนี้ LLC RN-Yuganskneftegaz กำลังทำงานอย่างต่อเนื่องในการพัฒนาพื้นที่ทางตอนเหนือของบ่อน้ำมัน Priobskoye และการพัฒนาภาคใต้ของสนามกำลังดำเนินการโดย LLC Gazpromneft-Khantos ซึ่งเป็นของ Gazpromneft ส่วนทางใต้ของบ่อน้ำมัน Priobskoye มีพื้นที่อนุญาตที่ไม่สำคัญ ตั้งแต่ปี 2008 การพัฒนากลุ่ม Sredne-Shapshinsky และ Verkhne-Shapshinsky ได้ดำเนินการโดย NJSC AKI OTYR ซึ่งเป็นของ OJSC Russneft

อนาคตสำหรับ Priobskoye NM

ปีที่แล้ว Gazpromneft-Khantos ได้รับใบอนุญาตให้ทำการศึกษาทางธรณีวิทยาของพารามิเตอร์ที่เกี่ยวข้องกับขอบฟ้าที่อิ่มตัวด้วยน้ำมัน การศึกษามุ่งเน้นไปที่ทางตอนใต้ของ Priobskoye NM รวมถึงการก่อตัวของ Bazhenov และ Achimov

ปีที่แล้วมีการวิเคราะห์ข้อมูลทางภูมิศาสตร์เกี่ยวกับอาณาเขตของ Bazheno-Abalak complex ของ South Priobskoye NM การรวมกันของการวิเคราะห์เฉพาะของแกนกลางและการประเมินระดับของทุนสำรองนี้เกี่ยวข้องกับขั้นตอนในการเจาะหลุมหาแร่และประเมินสี่หลุมที่มีทิศทางเอียง

จะมีการขุดเจาะหลุมแนวนอนในปี 2559 ในการประมาณปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้จะมีการจินตนาการถึงการแตกหักของไฮดรอลิกหลายขั้นตอน

ผลกระทบของเงินฝากต่อระบบนิเวศของพื้นที่

ปัจจัยหลักที่มีผลต่อสถานการณ์สิ่งแวดล้อมในพื้นที่ภาคสนามคือการมีการปล่อยสู่ชั้นบรรยากาศ ชั้น การปล่อยก๊าซเหล่านี้ ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียมผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้ของน้ำมันส่วนประกอบของไอจากเศษส่วนของไฮโดรคาร์บอนเบา นอกจากนี้ยังมีการรั่วไหลบนดินของผลิตภัณฑ์และส่วนประกอบน้ำมัน

ลักษณะดินแดนที่เป็นเอกลักษณ์ของเงินฝากเกิดจากที่ตั้งบนภูมิประเทศที่เป็นที่ราบลุ่มแม่น้ำและอยู่ในเขตป้องกันน้ำ การนำเสนอข้อกำหนดการพัฒนาพิเศษขึ้นอยู่กับมูลค่าสูง ในสถานการณ์เช่นนี้จะมีการพิจารณาที่ราบน้ำท่วมที่มีพลวัตสูงและระบบการปกครองทางอุทกวิทยาที่ซับซ้อน ดินแดนนี้ได้รับเลือกให้ทำรังโดยนกอพยพชนิดใกล้น้ำหลายชนิดรวมอยู่ใน Red Book เงินฝากตั้งอยู่ในอาณาเขตของเส้นทางการอพยพและสถานที่หลบหนาวของตัวแทนที่หายากหลายแห่งของ ichthyofauna

20 ปีที่แล้วคณะกรรมาธิการกลางเพื่อการพัฒนา NM และ NGM ภายใต้กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียตลอดจนกระทรวงการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของรัสเซียได้อนุมัติโครงการที่แน่นอนสำหรับการพัฒนา NM Priobskoye และส่วนการปกป้องธรรมชาติของเอกสารการออกแบบเบื้องต้นทั้งหมด

สนาม Priobskoye ถูกตัดออกเป็นสองส่วนโดยแม่น้ำ Ob เป็นหนองน้ำและในช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะถูกน้ำท่วม มันเป็นเงื่อนไขเหล่านี้ที่อำนวยความสะดวกในการสร้างแหล่งวางไข่ของปลาใน NM กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียส่งเอกสารไปยัง State Duma โดยสรุปได้ว่าการพัฒนา NM Priobskoye มีความซับซ้อนเนื่องจากปัจจัยทางธรรมชาติที่มีอยู่ เอกสารดังกล่าวยืนยันถึงความจำเป็นในการจัดหาทรัพยากรทางการเงินเพิ่มเติมเพื่อใช้เฉพาะเทคโนโลยีล่าสุดและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมในพื้นที่ของเงินฝากซึ่งจะช่วยให้สามารถดำเนินมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมได้อย่างมีประสิทธิภาพ