Приобское месторождение

Приобское месторождение

Левый берег Приобского нефтяного месторождения

Приобское нефтяное месторождение – гигантское российское месторождение нефти, располагающееся на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Считается самым крупным месторождением в России по текущим запасам и уровню добычи нефти.

Основные геолого-физические характеристики месторождения

Отличительной чертой Приобского является осложнённое геологическое строение, характеризующееся многопластовостью и низкой степенью продуктивности. Коллекторы основных продуктивных пластов отличаются невысокой проницаемостью, незначительной песчанистостью, высоким уровнем глинистости и высокой расчленённостью. Эти факторы предполагают в процессе разработки применение технологий ГРП.

Расположение залежей не глубже 2,6 км. Показатели плотности нефти равны 0,86–0,87 тонн на м³. Количество парафинов умеренно и не превышает 2,6 %, количество серы составляет порядка 1,35 %.

Месторождение отнесено к классу сернистых и имеет II классность нефти в соответствии с ГОСТом для НПЗ.

Залежи относятся к литологически экранированным и обладают упругостью и замкнутостью естественного режима. Показатели толщины пластов составляют от 0,02 до 0,04 км. Давление пластов имеет начальные показатели 23,5-–25 МПа. Температурный режим пластов сохраняется в диапазоне 88–90°С. Пластовый тип нефти обладает стабильными параметрами вязкости и имеет динамический коэффициент 1,6 мПа•с, а также эффект нефтяного насыщения при давлении в 11 МПа.

Характерны наличие парафинистости и малосмолистости нафтенового ряда. Исходный суточный объём функционирующих нефтяных скважин варьируется от 35 до 180 тонн. Вид скважин основан на кустовом расположении, а максимальный извлекающий коэффициент равен 0,35 ед. Приобское НМ выдаёт сырую нефть со значительным количеством лёгких углеводородов, что влечёт необходимость стабилизации или выделения ПНГ.

АСП на Салыме

Салымская группа месторождений разрабатывается с 2003 года. Суммарные извлекаемые запасы нефти здесь составляют более 140 млн тонн, около половины из которых уже добыты. Самое крупное месторождение группы — Западно-Салымское — было открыто в 1987 году. Бурение эксплуатационных скважин на нем началось в а полномасштабная промышленная эксплуатация ведется с ноября 2005 года.

Реализацией салымского проекта занимается компания «Салым Петролеум Девелопмент» — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell. За прошедшие годы на месторождениях пробурено более 1100 скважин. Пик добычи был достигнут в 2011 году и составил тогда 8,4 млн тонн нефти в год, затем объемы стали снижаться. Однако в 2016 году после пятилетнего падения добычи Салымская группа месторождений вышла на новый этап роста. Такой результат был достигнут за счет внедрения новых технологий бурения (горизонтальные скважины, зарезка боковых стволов) и оптимизации управления работой скважин.

Несколько лет назад на Салыме также началась реализация уникального для России проекта по внедрению современного метода увеличения нефтеотдачи — технологии АСП. Это метод химического заводнения с использованием трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Анионное ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет мобилизовать защемленную между зернами породы нефть. Полимер увеличивает вязкость раствора, что повышает эффективность процесса вытеснения мобилизованной ранее нефти. Сода же снижает смачиваемость породы нефтью, увеличивая подвижность флюда, уменьшает оседание ПАВ на породе, а при реакции с кислой нефтью еще и производит дополнительный объем ПАВ.

Технология позволяет существенно увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с до 50% и выше, помогая вытеснить из недр ту нефть, которая при использовании традиционных методов осталась бы неизвлеченной.