Борьба с солеотложениями и АСПО

Введение

Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется  снижением качества сырьевой базы. В общем балансе разрабатываемых  месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин.

Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.

Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется  по двум направлениям: профилактика (или  предотвращение) отложений; удаление уже  сформировавшихся отложений.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновымиотложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в отечественной  нефтедобывающей отрасли.

 

 

 

 

 

1. Обзорная часть

 

1.1 Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов

Парафины – твердые  углеводороды метанового ряда (С₁₇Н₃₆-С₆₀Н₁₂₂) – в пластовых условиях обычно находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления, а также в результате разгазирования нефти парафин выпадает в виде кристаллов, которые могут скапливаться на поверхности НКТ, глубинного оборудования и в промысловых газонефтепроводах резко снижая производительность системы.

Кристаллизация АСПО происходит при температуре 22-40°С и ниже, что соответствует глубине от 0-800 м от устья скважины с толщиной слоя от 0,1 до 5-10 мм. Практические материалы свидетельствуют об интенсивном отложении АСПО при обводнённости продукции до 45%, однако достаточно часто встречаются случаи «запарафинивании» при обводненности до 80%. Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов в скважинах, оборудованных УЭЦН, наблюдаются реже, чем в скважинах оборудованных ШСНУ, так как при подъёме жидкости центробежным насосом к устью, она нагревается. Но всё же отложения происходят, и в основном в зимний период.

 

1.2 Факторы, влияющие на образование АСПО

 

На интенсивность образования  АСПО в системе транспорта, сбора  и подготовки нефти влияет ряд  факторов, основными из которых являются :

– снижение давления в области  забоя и связанное с этим нарушение  гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

– интенсивное газовыделение;

– уменьшение температуры  в пласте и стволе скважины;

– изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных  её компонентов;

– состав углеводородов  в каждой фазе смеси;

– соотношение объёмов  фаз (нефть-вода).

В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине – от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Место выделения АСПО может  находиться на различной глубине  и зависит от режима работы скважины. Среди условий, способствующих образованию  отложений, можно назвать снижение давления и температуры, а также  разгазирование нефти. Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этомпреобладает температурный фактор.

 Интенсивность теплоотдачи  зависит от разницы температур  жидкости и окружающих пород  на определённой глубине, а  также теплопроводности кольцевого  пространства между подъёмными  трубами и эксплуатационной колонной.

Практика добычи нефти  на промыслах показывает, что основными  участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны  в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных  пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются  на внутренней поверхностиподъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температурыгазонефтяного потока.

С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений  вначале возрастает, что объясняют  увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО.

Шероховатость стенок и наличие  в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу.

Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод.

Причем влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным  для разных месторождений.

 

1.3 Влияние химического состава нефти

на процесс  образования АСПО

 

АСПО, образовавшиеся в разных скважинах отличаются друг от друга  по химическому составу в зависимости  от группового углеводородного состава  нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся внефти до момента их выделения в отложения.

Как показали экспериментальные  и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности  скважинного оборудования, его кристаллы  производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, организуют сплошную решётку подобно широкой  ленте. В такой форме адгезионные  свойства парафина усиливаются во много  раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется.

Однако если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (4-5 % и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтенов образуя точечную структуру.

То есть образование сплошной решётки не происходит. В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров  и выделение парафинов на поверхности  существенно ослабляется.

Смолы, в силу своего строения, напротив, способствуют созданию условий  для формирования ленточных агрегатов  парафиновых кристаллов и их прилипанию к поверхности и своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы влияют на величинутемпературы насыщения парафином нефти, однако характер этого влияния противоположный: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщения возрастает (если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32 %, то температура насыщения повысится от 22 ºC до 43 ºC).

Температура насыщения нефти  парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов.

Следовательно, процесс парафинообразованиязависит от соотношения асфальтовых (А) и смолистых (С) соединений в составе нефти. С увеличением параметраА/С температура насыщения будет снижаться – ассоциатыасфальтенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит; при небольших значениях А/С наоборот, температура насыщения возрастает – асфальтены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти.

 

1.4 Механизм формирования АСПО

 

Под механизмом «парафинизации» понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом, образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования.

Вероятность закрепления  частиц парафина на поверхности оборудования в условиях действующей скважины практически ничтожна – парафиновая  частица может закрепиться на стенке оборудования, но при условии, что первоначально она застрянет  на ней чисто механически.

При транспортировании нефти  по трубопроводу протекают следующие  процессы. Нефть поступает в трубопровод  и контактирует с охлажденной  металлической поверхностью. При  этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной  поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса:

– выделение кристаллов н-алканов на холодной поверхности;

– кристаллизация н-алканов в объеме нефти.

 

Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности  труб и оборудования по направлению  теплопередачи. Такие отложения  формируются при соблюдении ряда условий:

1) наличия в нефти высокомолекулярных  углеводородов, в первую очередь  метанового ряда;

2) снижения температуры  потока до значений, при которых  происходит выпадение твердой  фазы;

3) наличия подложки с  пониженной температурой, на которой  кристаллизуются углеводороды и  с которой они настолько прочно  сцепляются, что возможность срыва  отложений потоком при заданном  технологическом режиме практически  исключается.

Исследованиями последних  лет достоверно установлено, что  прямой связи между содержанием  парафина и интенсивностью его отложения  нет. Отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием  состава твердых углеводородов  – «парафина», а именно, различием  в соотношениях ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при  стандартных методах исследования нефтей не определяется. Между тем, доказано, что именно различия в составе твердых углеводородов в основном и предопределяют особенности формирования парафиновых отложений. Чем выше содержание углеводородов с разветвленными структурами – ароматических, нафтеновых и изоалкановых, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают повышенной способностью удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу.

Углеводороды метанового ряда – особенно высокомолекулярные парафины, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных  структур. Ясно, что рыхлые и полужидкие кристаллические отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений, и, наоборот, плотные и прочные  отложения, сформированные в основном из н-алканов, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средств и труда.

 

 

1.5 Состав и свойства АСПО

 

АСПО не является простой  смесью асфальтенов, смол и парафинов, а представляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядром из асфальтенов и сорбционно-сольватным слоем из нефтяных смол (ССЕ). Асфальтосмолистые вещества (АСВ) представляют собой гетероциклические соединения сложного гибридного строения, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы (Fe, Mg, V, Ni, Ca, Ti, Mo, Cu, Cr и др.). До 98 % АСВ составляет ароматические и нафтеновые структуры.

 

Каркас структуры молекул  смол и асфальтенов образует углеводородный скелет, составляющий 70-90 % от общего веса молекул. В генетическом связанном ряду углеводороды-смолы-асфальтены наблюдается постепенная тенденция обеднения водородом и обогащения углеродом; возрастает доля ароматических элементов структуры, и повышается степень их конденсированности; снижается доля атомов углерода в периферийной части; повышается удельный вес атомов в центральном ядре молекул – полиядерной структуре с сильным преобладанием ароматических колец. Смолы и асфальтены различаются также по содержанию азота и кислорода. В смолах в основном концентрируется кислород, а в асфальтенах азот.

В зависимости от природы  нефти и содержания в ней твердых  углеводородов, а также в зависимости  от места отбора проб состав отложений  включает: парафины – 9...77 %; смолы – 5...30 %; асфальтены – 0,5...70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси – 1...10 %; воду – от долей до нескольких процентов; серу – до 2 %.

В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса:

1. асфальтеновый – П/(А+С) < 1;

2. парафиновый – П/(А+С) > 1;

3. смешанный – П/(А+С) ~ 1, где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Обычно под термином «парафины» объединяют всю углеводородную часть  тложений. Хотя в данной части и преобладают н-парафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью), в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды c длинными алкильными цепями. Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру.

Смолы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью  силикагеля и хлороформа (четыреххлористым углеродом). Это полужидкие, иногда полутвердые темно-коричневого или  черного цвета вещества. Относительная  плотность смол от 0,99 до 1,08 г/см3. Молекулярная масса смол может достигать 1200. Они  хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и органических растворителях, за исключением  этилового и метилового спиртов. В среднем смолы содержат до 15-17 % кислорода, серы, азота. С повышением молекулярной массы смол содержание кислорода, серы и азота снижается. Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поликарбоциклическая сетка, состоящая преимущественно из бензольных колец. В этой структурной сетке могут содержаться нафтеновые и гетероциклические кольца (пяти и шестичленные). Периферийная часть конденсированной системы смол АСПО замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Природа и количество этих заместителей сильно зависит от свойств нефти. Заместители могут включать функциональные группы (-ОН, -SH, -NH2, =СО и др.). При нагреве до 260-350 °С смолы начинают уплотняться и превращаются в асфальтены.

С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с  другой, – способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению  на них новых центров кристаллизации. Степень проявления той или иной тенденции определяется природой смол и обуславливает соответствующую форму и размер кристаллов твердых углеводородов.

По современным представлениям асфальтены – это полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями в виде темно-бурых аморфных порошков. Плотность асфальтенов несколько больше единицы. В асфальтенах содержится (% масс.): 80...86 % углерода, 7...9 % водорода, до 9 % серы и кислорода, и до 1,5 % азота. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фракции. При нагревании выше 300-400 ºС они не плавятся, а разлагаются, образуя углерод и летучие продукты. Асфальтены являются наиболее тяжелыми и полярными компонентами нефти. Асфальтены очень склонны к ассоциации, их частицы полидисперсны и поэтому молекулярная масса в зависимости от метода определения может колебаться от 2000 до 4000 а.е.м.

Асфальтены рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальтенов представляет собой «мицеллу», ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений преимущественно ароматического характера, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностно-активные соединения, включающий смолы и нафтеновые кислоты, которые вместе с алифатическими компонентами нефти, образуют сольватную оболочку мицеллы.

 

 

 

 

 

 

 

1.6 Отложения неорганических солей

 

Отложения солей – это  процесс выпадения в осадок твердой  фазы из пластовой воды. Это объясняется  чаще всего повышением концентрации той или иной неорганической соли в растворителе.

 Все известные методы  борьбы направлены либо на  предотвращение выпадения солей,  либо на удаление выпавшего  осадка.

Отложения неорганических солей  в призабойной зоне пласта, оборудовании скважины, промысловых коммуникациях и аппаратах существенно осложняют процесс добычи, подготовки и транспортирования нефти. Основным осложнением является преждевременный выход из строя погружных электроцентробежных насосов.

1.7 Основные причины отложения солей

При разработке нефтяных залежей  с применением заводнения образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода – пластовая вода – нефть с растворенным газом – породы пласта. Из всего многообразия процессов, происходящих в этой сложной системе, оказывают наибольшее влияние на состав вод и наиболее важны в практическом отношении процессы смешения закачиваемых вод с пластовыми водами, а также взаимодействия закачиваемых вод с породами пласта – коллектора и с углеводородами самой нефти.

В общем случае, закономерности изменения состава попутной воды при разработке месторождений с  заводнением сводятся к следующему. В начальной

стадии обводнения попутно  с нефтью добывается вода, химический состав которой мало отличен от пластовой. Затем, с ростом обводненности, добываются воды – смеси, в составе которых все большую роль играет закачиваемая вода. На конечных этапах обводнения залежей усиливается влияние процессов взаимодействия закачиваемой воды с породами и нефтью, в результате чего вода обогащается рядом компонентов.

Для прогнозирования изменений  химического состава попутных вод  месторождений необходимо знать  состав закачиваемой, пластовой воды, а также ясно представлять, какие  процессы происходят в нефтеносных  пластах.

Выпадение твердой фазы из пластовой воды объясняется чаще всего повышением концентрации той  или иной неорганической соли в растворителе.

На отложение солей  при процессах добычи нефти влияют:

• смешивание в пласте несовместимых вод (нагнетаемых и пластовых; законтурных и подошвенных ; вод разных пластов и пропластков);
• контактирование фильтрующейся в пласте воды (пластовой и нагнетаемой) с породой – этот фактор можно рассматривать как результат активной фильтрации воды в пористой среде после начала разработки залежи. В процессе движения по коллектору вода меняет свой состав из-за выщелачивания растворимых компонентов;
• диффузия в воду из нефти активных водорастворимых компонентов  (нефтяные кислоты и их соли, обладающие значительной поверхностной активностью);
• разгазирование воды и переход двуокиси углерода  в газовую фазу – причинами этого являются: снижение давления, повышение температуры и турбулизация потока ;
• испарение воды – приводит к повышению концентрации солей и, следовательно к увеличению степени пересыщения раствора;
• изменение термобарических условий.

Все указанные процессы реально  происходят в нефтепромысловой практике, оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных  геологических условий месторождения  и осуществляемой системы разработки, и по-разному сказывается на различные  соли. Так, осадки сульфатных солей  образуются главным образом под  влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород.  Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой, а также смешения несовместимых вод. Главная причина осаждения хлорида натрия – испарение воды и снижение температуры раствора.

Большую роль в формировании и выпадении неорганических солей  в осадок играют процессы смешения несовместимых вод. Каждая из смешивающихся  вод имеет свою гамму химических веществ и может быть стабильной в данных термобарических условиях, однако при их смешении смесь часто  оказывается перенасыщенной тем  или другим веществом, которое начинает выпадать в осадок при неизменных температуре и давлении.

Второй, не менее важной причиной образования нестабильных перенасыщенных растворов и выпадения осадков  служит изменение термобарических  условий, испарение воды, выделение  газов из воды. В этом случае в  воду не вносят никаких дополнительных компонентов, однако в исходном растворе либо увеличивается концентрация вследствие испарения воды, или снижается  растворимость с изменением термобарических  условий. Например, при движении воды и нефти в скважине и поверхностных  коммуникациях происходит снижение температуры по сравнению с пластовой. Растворимость карбоната кальция  зависит от давления двуокиси углерода. Уменьшение содержания ее в воде вследствие дегазации воды при снижении давления ниже давления насыщения или вследствие растворения СО₂ в нефти может явиться причиной образования осадка карбоната кальция в подъемных трубах и выкидных линиях скважин. Даже простое разбавление некоторых растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок некоторых солей, в частности карбоната кальция.

Таким образом, для выяснения  причин солеотложения необходимо знать  как   химический   состав   промысловых  вод, так  и  растворимость  различных солей в этих водах.

 

2. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Географическое расположение месторождения

Толумское месторождение, входящее в состав Шаимской группы нефтяных месторождений Тюменской области, расположено в западной части Западно-Сибирской низменности, в районе среднего течения реки Конда (приток Иртыша) (Рис.1.1.). В административном отношении Толумское месторождение расположено в пределах Кондинского района Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайший населенный пункт - город Урай, расположен в 50 км от месторождения, связан с Толумским месторождением грунтовыми автомобильными дорогами. Они являются основными транспортными путями для ввоза на месторождение промыслового оборудования и строительного материала.

Нефть с Толумского месторождения транспортируется по нефтепроводу Шаим-Тюмень. Добываемый вместе с нефтью попутный газ, используется для нужд нефтепромыслов, бытовых целей города Урая, остальная его часть сжигается в факелах.

В геоморфологическом отношении  район представляет собой слабо-всхолмленный рельеф эррозионно-ледникового и озерно-аккумулятивного происхождения, с абсолютными отметками дневной поверхности от +65 м до +75 м. Основными элементами рельефа являются широкие междуречные и речные долины, которые сильно заболочены. Между ними расположены всхолмленные песчаные участки, покрытые смешанным лесом с преобладанием хвойных пород. На болотах развиты мхи, осока, багульник. Почвенный слой представлен торфяными и сапропелевыми отложениями, залегающими на водоупорных породах.

Река Конда – основная водная артерия рассматриваемого района. По ней осуществляется сообщение с городами Омск, Тюмень, Тобольск, Ханты-Мансийск и другими городами севера Тюменской области. В 20-25 км западнее Толумской площади протекает река Мулымья, являющаяся притоком реки Конда.

Климат района резко-континентальный, характеризуется продолжительной  суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура  воздуха составляет +1 ⁰С. Наиболее холодный месяц – январь, с максимально низкой температурой воздуха –48 ⁰С, самый теплый – июль, с максимально высокой +35 ⁰С. Средняя температура зимой –23 ⁰С, летом +20 ⁰С. В сейсмическом отношении район является спокойным.

Преобладающее направление  ветров юго-западное, западное, сила ветра 3-5 м/сек.

По характеру атмосферных  осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. В среднем за год  выпадает до 500 мм осадков, основная часть  в виде дождя и снега. Снежный  покров появляется в середине октября  и сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем  достигает 60 см, а на залесенных участках может достигать 1-2 м. Глубина промерзания почвы зависит от ее состава и изменяется от 0.5 м до 1.8 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Животный мир района весьма разнообразен. Встречаются дикие  олени, лоси, медведи, соболь, горностай, белка, выдра, ондатра и другие животные. В летнее время водится много  водоплавающей птицы. В водоемах много рыбы.

Коренное население –  ханты, манси, русские. В настоящее  время здесь проживают и трудятся люди многих национальностей России и СНГ.

Основными отраслями хозяйства  района являются нефтегазодобывающая  промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство  объектов нефтяной промышленности и  соцкультбыта, лесозаготовки, охота  и рыболовство. Город Урай связан  автомобильным зимником с городом Тюмень, а также регулярным авиасообщением с городами Тюмень, Екатеринбург, Ханты-Мансийск и т.д.

 

Рис. 2.1. Обзорная карта Шаимского нефтегазоносного района

 

 

 

2.2 История освоения месторождения

Толумское месторождение находится в юго-восточной части Шаимского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в отложениях юрского возраста и коры выветривания палеозойского фундамента, и приурочено к собственно Толумскому локальному поднятию.

В 1952-1956 г.г. большая часть территории Кондинского района была покрыта аэромагнитной, гравиметрической съемкой в масштабах 1:200 000 и 1:1 000 000, электроразведочными работами, которые осуществлялись на отдельных профилях и региональной сейсмической съемкой методом отраженных волн (МОВ) на суше и на воде по реке Конда, в ее верхнем и среднем течении.

По результатам проведенных  работ были выделены различные тектонические  зоны. Первые сведения по стратиграфии и литологии мезо-кайнозойского  чехла в Кондинском и Советском районах были получены в 1954 году по результатам бурения Леушинской опорной скважины. В этом же году в долине реки Конда проводится структурно-картировочное бурение по профилю Почерах-Болчары. В результате были получены данные по четвертичным, третичным и верхнемеловым отложениям.

Первые площадные сейсморазведочные  работы МОВ были проведены в пределах Нахрачинской и Мулымьинской площадей. Партией региональных обобщений Тюменского геологического управления в 1959 году, на основании анализа проведенных до этого времени геолого-геофизических работ, были выделены региональные структуры и структуры I, II и III порядков. Впервые по данным сейсмических грави- и магнитометрических работ, в пределах Малоатлымской моноклинали выделяются Шаимская и Красноленинская приподнятые зоны.

В 1958-1959 г.г. в бассейне рек Конда и Мулымья были проведены маршрутно-рекогносцировочные, гравиметрические и электроразведочные работы. Одновременно с этим, с целью детализации строения Шаимского мегавала проводились площадные сейсмические исследования МОВ и гравиметрическая съемка масштаба 1:100 000, в результате которой выявлены Трехозерная и Мулымьинская структуры третьего порядка.

Этими исследованиями установлены  общие закономерности геологического строения региона, построены первые схемы тектонического строения фундамента и платформенного чехла с выделением тектонических элементов.

В 1960 году на Восточном склоне Трехозерного поднятия скважиной 6 были вскрыты песчаники вогулкинской пачки (пласт П), из которых получен мощный фонтан нефти. Эта скважина считается первооткрывательницей первого в Западной Сибири нефтяного месторождения

В 1964 г. по результатам работ  с/п 42/63-64 оконтурены и подготовлены к бурению Северо-Тетеревская и Толумская положительные структуры, что и послужило основанием для постановки поисково-разведочного бурения на Толумской площади.