Приобское нефтяное месторождение
Приобское нефтяное месторождение (НМ) расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Открыто в 1982 г.
Приобское нефтяное месторождение разделено рекой Обь на 2 части - лево- и правобережное. Освоение левобережного месторождения началось в 1988 г, правого - в 1999 г.
Геологические запасы Приобского НМ оцениваются в 5 млрд тонн.
Доказанные и извлекаемые запасы по российской оценке составляют 2,4 млрд тонн.
По данным DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 1 января 2006 г нефтяные запасы Приобского НМ по методологии SPE составляют: доказанные 694 млн т, вероятные - 337 млн т, возможные - 55 млн т.
Приобское НМ относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Приобское НМ - удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период.
Приобское НМ характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны.
Коллекторы горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.
Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :
-глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
-залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий, замкнутый,
-толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.
-начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,
-пластовая температура- 88-90°С,
-)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам
-высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,
-вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,
-давление насыщения нефти 9-11 МПа,
-нефть нафтенового ряда
-парафинистая, содержание парафинов 2,4-2,5% и малосмолистая.
-плотность нефти 863-868 кг/м³, тип нефти -средний.
-содержание серы 1,2-1,3 %. Нефть относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76.
По данным на 2006 г, на Приобском НМ насчитывалось 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение 2005 г.
Добыча нефти на Приобском НМ в 2007 г составила 40,2 млн т, из них Роснефть - 32,77, а Газпром нефть - 7,43 млн т.
Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут до 180 т/сут.
Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.
В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт РН-Юганскнефтегаз, «дочка» Роснефти, а южной (ЮЛТ) - Газпромнефть - Хантос, «дочка» Газпром нефти.
Также на юге Приобского НМ есть Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 г ведет компания Аки Отыр, «дочка» Русснефти.
По решению Губернатора ХМАО Приобскому НМ был присвоен статус «Территория особого порядка недропользования», что обусловило применение новейших природоохранных технологий нефтяниками к освоению Приобского месторождения.
Завод по переработке буровых шламов На правом берегу Приобского НМ построен завод по переработке буровых шламов, который выпускает силикатный кирпич.
Для утилизации попутного нефтяного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.
