РН-Юганскнефтегаз отмечает 30-летие разработки Приобского месторождения.

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. Юганскнефтегаз 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/м куб., 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.