РН-Юганскнефтегаз отмечает 30-летие разработки Приобского месторождения
Ханты-Мансийск, 3 окт - ИА Neftegaz.RU. РН-Юганскнефтегаз , дочка Роснефти отмечает 30 лет с начала эксплуатации «жемчужины Западной Сибири» - Приобского месторождения. Об этом Роснефть сообщила 2 октября 2018 г.
Благодаря применению передовых технологий, профессиональному труду нефтяников накопленная добыча составила более 430 млн т нефти.
Ежегодно на месторождении добывается около 25 млн т нефти, что составляет 4,5% от общероссийской добычи.
История освоения Приобского месторождения началась с бурения разведочной скважины № 181, давшей приток нефти 50 т/сутки.
В 1988 г. был создан цех по добыче нефти и газа, который начал промышленное освоение уникальных запасов.
В настоящее время разработку месторождения ведут 6 цехов добычи нефти и газа - более 2 тыс. человек.
На промыслах действуют системы поддержания пластового давления ( ППД ), подготовки нефти и газа, внешнего транспорта, тепловодоснабжения.
Электростанция Приобская обеспечивает производственные объекты электроэнергией и способствует рациональному использованию попутного нефтяного газа ( ПНГ ).
В составе добывающего фонда в настоящее время находится 4400 нефтяных скважин.
На них проводятся современные геологотехнические мероприятия, такие как операции многостадийного гидроразрыва пласта ( МГРП ), зарезка боковых стволов.
Несмотря на зрелый возраст, развитие легендарного месторождения продолжается.
Возводится инфраструктура, идет интенсивное бурение - с начала 2018 г. уже построены 423 скважины.
Бурение скважин ведут 44 станка, большая часть которых принадлежит внутреннему сервису Роснефти.
Запланировано строительство новых опорных баз для бригад нефтегазодобычи, административно-бытовых комплексов и общежитий в общей сложности на 540 мест.
На Приобском месторождении сосредоточено значительное количество трудноизвлекаемых запасов ( ТРИЗ ).
Извлечение нефти из низко- и сверхнизкопроницаемых пластов требует применения самых современных технологий, таких как бурение сверхдлинных горизонтальных скважин с протяженностью горизонтальной секции 1,5 - 2 тыс. м и проведением операций МГРП.
Это одно из немногих месторождений в России, на котором количество горизонтальных скважин с МГРП уже достигло 450 единиц.
При этом освоение новых зон проводится с использованием инновационных систем и современных технологий: микросеймики , 3Д геомеханики, спектрального моделирования.
В активной разработке также находятся участки со сверхнизкой проницаемостью, например, Горшковская площадь.
Это уникальный для отрасли проект по массовой разработке коллекторов с низкими геолого-физическими характеристиками.
Количество пробуренных на участке скважин составило 1400 единиц.
Здесь применяются эффективные методы исследований по контролю за разработкой и комплексный подход для оптимизации выработки запасов.
На базовом фонде внедряются системы контроля и регулирования притока с применением одновременно-раздельной эксплуатации, проводятся мероприятия по стимуляции скважин с целью повышения продуктивности, широко используются физико-химические методы повышения нефтеотдачи и мероприятия по управлению заводнением, ведется уплотняющее бурение.
В комплексе данные мероприятия повышают эффективность разработки, что подтверждается проводимыми исследованиями, результатами моделирования и фактическими данными эксплуатации скважин.
Технологические решения, успешно применяемые на Приобском, тиражируются на других месторождениях Роснефти.
РН-Юганскнефтегаз - ключевой актив Роснефти, на долю которого приходится порядка 30% всей добычи компании.
Накопленная добыча предприятия превышает 2,3 млрд т нефти.
В 2017 г. Юганскнефтега з установил сразу 2 рекорда - в эксплуатационном бурении и в проведении ГРП , в т.ч. и за счет Приобского месторождения.
Приобское месторождение расположено в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийск и в 100 км к западу от г. Нефтеюганск, разделено р. Обь на 2 части лево- и правобережное.
Площадь лицензионного участка недр превышает 326 тыс. га.
Залежи расположены на глубине 2,3-2,6 км.
Плотность нефти 863-868 кг/м³, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5 %), содержание серы 1,2-1,3 % (относится к классу сернистых, 2 класс нефти для НПЗ по ГОСТ 9965-76).
Залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий, замкнутый.
Толщина пластов 20-40 м.
Начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа. Пластовая температура- 88-90°С.
Вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с.
Давление насыщения нефти 9-11 МПа.
Обсудить на Форуме