+ рідкісних 10,03 - 11,92. Сірководень відсутня. Зміст гелію досягає 0,271%. Питома вага газу 1,183 - 1,240
Нафта з покладу на Майському куполі пачки пластів О 1 + О 2 + О 3.
Нафта характеризують аналізи поверхневих проб з скв. % 90, 106, 132 і однієї глибинної проби з скв. 106.
Нафта сірчиста (сірки 1,11-2,11%), смолиста (смол сілікагелевой 10,3-14,16%), парафінистих (парафіну 4,79-6,69%).
Питома вага в поверхневих умовах коливається від 0,8534 до 0,9006 г/см3. При підрахунку запасів прийнятий 0,8603 г/см 3 з урахуванням разгазірованной глибинної проби з скв. 106. Газовий фактор прийнятий 55,1 м 3/т.
Вихід легких фракцій при температурі 100 о С - 1,6 - 11%, при 200 о С - 7,6-28,6%, при 300 о С - 31-48%.
Таблиця 1 - Фізико-технічна характеристика нафти по поверхневим пробам.
параметрибашкірскій ярусскважіна № 78скважіна № 91Інтервал іспитаній2054 - 20582022-2058Удельний вес0,84310,8460Вода за методом ДиС,% 0,722,6Мех. Домішки,% 0,3030,0532Солі, млг./Л нефті4441,879765,0Солі, млг./1% води в 1л.61692,9255,8Кокс по Конрадсону,% - Зола,% 0,081ВТІ 0,7627Вязкость по Енлеру при 20 о С, Е - В'язкість при 20 о С, сст8,6729,83Вязкость кинемо. при 50 о С, сст.3,7184,42Вязкость умовна прі20 о С, усл.ед.1,731,84Вязкость умовна прі50 о С, ум. ед1,361,33Сера (метод ОТІ),% 0,981,04Асфальтени,% 2,861,93Смоли селіногелевие,% 11,198,32Парафін,% 6,796,21Температура плавлення парафіну, 0 С47,6-49,450,8-51,7Акцізние смоли21,024,0Температура застигання нафти, про С. - 10-Молекулярний вагу, --Упругость парів, мм. рт.ст. при 50 о С - Початок кипіння, про С76,173,3Виход фракції при температурі - 100 о С - 150 о С - 200 о С - 220 о С - 250 о С - 300 о С 8,0 21,6 35, 6 - 48,0 58,0 5,0 15 25 - 37,6 51,0Остаток4148Потері11
1.6 Стан розробки об'єкта
Розробка родовища ведеться з 1969 р МГТО був досягнутий в 1977 році - 5,3% від НИЗ знаходяться в розробці. Родовище є одним з основних в НГВУ.
У розробці знаходяться поклади нафтових пластів Т 2, Т 1 - Турнейского ярусу; Б 2 - Бобриковского горизонту; О 1 -О 5 - окського надгорізонта; А 4 - башкирського ярусу; Б 0 - тульського горизонту.
Основним по запасах нафти є пласт А 4 башкирського ярусу, представлений покладами приуроченими до Проскурінскому підняттю, Савельевскому і Травневому куполам.
Запаси нафти пласта Б 2 приурочені до групи Західно-Проскурінскіх куполів, Проскурінскому, Савельевскому і Семеновскому Купали. Промислова нафтоносність встановлена ??лише на Савельевском куполі.
Аналізуючи проектні фактичні показники розробки видно, що фактичні показники розробки близькі до проектним, а деяку відсутність у накопиченій видобутку рідини, закачуванні води пояснюється відставанням у фонді свердловин. Фактична обводненість нижче проектної.
За період введені з буріння 3 видобувних свердловини. Додатковий видобуток нафти з нових свердловин становила 2 196 тонн нафти. Чинний видобувний фонд свердловин склав на 1.01.2000 рік 300 свердловин; в бездіяльності - 160 свердловин. Чинний нагнітальний фонд 74 свердловини, в бездіяльності 86 свердловин.
За рахунок проведення ГТМ на 120 свердловина додатково видобуто +101256 тонн нафти. За рахунок застосовуваних американських компресорів (фірми Нью-Тек) для зниження затрубного тиску видобуто додатково 8449,7 тонн нафти, за рахунок ГРП 55054 тонн нафти.
У 1999 році середньодобові показники розробки склали:
нафти +2186 т/добу;
рідини 9023 т/добу;
закачування 8182 м 3/добу;
обводненість 75,8%.
У 2000 році видобуто 798,0 тис.тонн нафти.
Поклади нафти пласта А 4 - Башкирського ярусу.
Розробка ярусу ведеться з жовтня 1969 МГТО був досягнутий в 1975 р - 7,1% від НИЗ знаходяться в розробці. З 1981 р ведеться розробка поклади на Савельевском і Майському куполах. Початковий пластовий тиск - 22,9 МПа. Поточне пластовий тиск по поклади А 4 Проскурінского купола стабілізувалося і становить 20,8 Мп. За поклади А 4 Савельевского купола тиск складає 16,2 МПа.
За Травневому купола, де бажано ввести закачку води в пласт, поточне пластовий тиск становить 19,2 МПа.
На 01.01.2000 р з покладу відібрано 86,7% від НИЗ. Фонд діючих видобувних свердловин склав 48, в бездіяльності 28 свердловин. Фонд діючих нагнітальних свердловин 17, в бездіяльність 18 свердловин.
За рахунок проведення ГТМ на 22 свердловинах додатково видобуто 839,1 тонн нафти.
...
