/моль23294.9-313.5302.8Температура застигання, ° С + 3Массовое зміст,% 417 сірки 4.04 смол сілікагелевой 24.45 асфальтенов 10.85 парафінів 2.15 води механічних домішок Зміст мікрокомпонентів, г/т ванадій ---- нікель ---- Температура плавлення парафіну, ° С----Температура початку кипіння, ° С1350-7058.3Фракціонний склад (об'ємний вміст википають),% до 100 ° С132.0-3.52.8 до 150 ° С ---- до 200 ° С1313.0-13.513.3 до 250 ° З ---- до 300 ° С1330.0-35.532.5Шіфр технологічної кссіфікаціі (по ГОСТ, ОСТ) ----
Таблиця №7 Фізико-хімічна характеристика дегазованої нафти пласта Б0 + Б1 + Б2 (середні значення за результатами аналізу дегазованих глибинних і поверхневих проб)
Найменування параме?? раКол-во ісследованнихДіапазон значенійСреднее значеніескважінпробПлотность при 20 ° С, кг/м3731917.0-975.0937.0Вязкость, мПа.с при 20 ° С13 149.3 при 50 ° С Молярна маса, г/моль23328.9-394.1369.3Температура застигання, ° С + 3Массовое зміст,% 731 сірки 4.32 смол сілікагелевой 24.66 асфальтенов 10.42 парафінів 2.72 води механічних домішок Зміст мікрокомпонентів, г/т ванадій ---- нікель ---- Температура плавлення парафіну, ° С ---- Температура початку кипіння, ° С2355-7563.3Фракціонний склад (об'ємний вміст википають),% до 100 ° С232.4-4.23.2 до 150 ° С ---- до 200 ° С2311.5-33.018.8 до 250 ° С ---- до 300 ° С2329.0-30.029.35Шіфр технологічної класифікації (по ГОСТ, ОСТ) ----
Таблиця №8 Компонентний склад нафтового газу, дегазованої і пластової нафти
Найменування параметра при диференціальному розгазування пластової нафти в робочих условіяхпластовая нефтьпрі диференціальному розгазування пластової нафти в робочих условіяхпластовая нефтьпрі диференціальному розгазування пластової нафти в робочих условіяхпластовая нефтьвиделівшійся газнефтьвиделівшійся газнефтьвиделівшійся газнефть пласт А2 + А3пласт А4пласт Б0 + Б1 + Б2Молярная концентрація компонентів ,% - сероводород0.0400.1000.170 - двоокис углерода1.2570.5331.074 - азот + редкіе15.0512.44713.434 в т.ч. гелій - метан13.7710.0160.3950.0148.3670.01 - етан17.2350.0112.0510.0115.7240.01 - пропан25.9850.099.9470.1010.5010.04 - ізобутан - 0.08-0.06-0.02 - норм. бутан18.120.363.3120.216.50.13 - ізопентан - 0.53-0.27-0.14 - норм. пентан6.8140.751.2140.293.1450.27 - гексани + висшіе98.1799.0599.38 Молекулярна масса292.03299.91384.9 Щільність-газу, кг/м31.6851.0241.172 - газу відносна (по повітрю), частки од.- Нафти, кг/м3888.0876.0922.0910.0937.0922.0
Таблиця №9 Властивості і склад пластових вод
Найменування параметраКолічество ісследованнихДіапазон ізмененіяСредніе значеніяКолічество ісследованнихДіапазон ізмененіяСредніе значеніеяскважінпробскважінпробпласт C2bпласт C1bb + C1tГазосодержаніе, м3/м3 Щільність води, кг/м3 71137-11521145- в стандартних умовах - в умовах пласта В'язкість в умовах пласта, мПа.с Коефіцієнт стисливості, 1/МПа Ч 10-4 Об'ємний коефіцієнт, частки од. Хімічний склад вод, (мг/л)/(мг-екв/л) Na + + K + 23940.7-2897.62076.297984.4-2910.91344.5 Ca + 223208.2-245.9229.997276.5-400.8319.8 Mg + 223110.0-132.6120.996137.6-199.2167.4 Cl - 233052.2-3582.53283.5963608.7-3983.13743.8 HCO3-230.2-3.21.8570.1-2.80.9 CO3-2 SO4-22312.1-14.713.6960.7-11.77.9 NH4 + Br - 249.4 J - 28.56 У +3 Li + Sr +2 Rb + Cs + Загальна мінералізація, г/л 7209.2-1137.0349.8Водородний показник, рН Жорсткість загальна, (мг-екв/л) Хімічний тип води, переважний (по В.А.Суліну)
Зведена таблиця підрахункових параметрів і запасів нафти і розчиненого газу
Зведена таблиця запасів попутних компонентів розчиненого газу
. Аналіз причин викликають зниження продуктивності свердловин
До 2005 року розробка родовища велася на природному режимі.
На початку 2000 року була зроблена спроба організації ППД в свердловину №27. Були проведені роботи з монтажу нагнітального устаткування і збільшенню прийомистості свердловини в Бобриковського горизонту. Всього було закачано 2,65 тис. Т. Артезіанської води. Так як обсяг закачування невеликий, ефект виявився незначним і збільшення дебіту і обводнення у видобувних свердловинах не відзначено.
За період 1997-1998 р.р. пластовий тиск знизилося через відсутність ППД по всіх продуктивним об'єктах на 10-23% від початкового пластового тиску, а в 2000 році воно вже знизилося на 25-30%.
На дату аналізу (на 01.01.2010 р) пластовий тиск продовжує знижуватися, і його падіння по об'єктах склало: по пластах А2 + А3 71%, по пласту А4 - 66% і по пластах Б0 + Б1 + Б2 - 58%. Це говорить про те, що розробка родовища на природному режимі призведе до подальшого падіння пластового тиску і зниження видобутку нафти.
У увазі значного падіння пластового тиску надрокористувачем в 2005 ...
