CAMPO ROMASHKINO. TATARSTÁN, RUSIA.  DESCRIPCIÓN  DESARROLLO DEL CAMPO  PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS  PROPIEDADES DEL YACIMIENTO  PRODUCCIÓN  INYECCIÓN.

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1 CAMPO ROMASHKINO. TATARSTÁN, RUSIA

2  DESCRIPCIÓN  DESARROLLO DEL CAMPO  PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS  PROPIEDADES DEL YACIMIENTO  PRODUCCIÓN  INYECCIÓN DE AGUA

3 El campo se ubica en Tatarstan, es un república de la federación de Rusia, en el Distrito Federal del Volga. Se descubrió en 1948, está en operación por Tatneft. DESCRIPCIÓN

4 Romashkino es el campo petrolero mas grande de Rusia. Extensión aproximadamente de 70 km x 60 km Tiene una altura estructural aproximadamente de 50 a 60m Un área de 4255 km² Recuperación de petróleo es de 53% Esta formado por una sucesión de areniscas y carbonatos con contenido en petróleo de un espesor entre 10 y 30 metros.

5 La formación productiva principal, esta conformada por areniscas y arcillas. La permeabilidad en las arcillas esta entre 200 y 420 mD. Porosidad varía entre 18.8 y 20.4% Su saturación de aceite esta entre 69.4 y 90.5 % Perfil geológico del campo Romashkino [Sismicidad en el campo petrolero, oil field Review,2000]

6 Estratigrafía EL campo esta conformado por una longitud amplia pero un espesor pequeño La zona de contacto agua- aceite abarca un 70% del total del área. Figura 2. Estructura superior de la formación del yacimiento Romashkino [Study on Technical Measures of Romashkino Oil Field after Entering Ultra-High Water Cut Stage, Engineering, 2013,5,622-628]

7 Su punto más alto está situado en 1535 m snm Tiene un buzamiento entre los 0.5 ° y 2 ° Su estructura está compuesta en el Precámbrico, Devoniano, Carbonífero y Pérmico. El espesor total de los sedimentos es de 2000 m de los cuales 1500 m son carbonatos.

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9 DESARROLLO DEL CAMPO Su exploración se inicio en 1933, pero no fue hasta 1947 que se perforó el primer pozo de explotación y en 1948 se produjo el primer barril de petróleo. En 1976 se perforaban alrededor de 500 pozos al año, siendo el 60% pozos de inyección. Se inicio perforando en cuatro etapas, la red planeada inicialmente y tres más de inyección de agua

10 Actualmente (1997) [3] el campo se encuentra en una etapa de declinación. El desarrollo posterior de este campo, se inclino hacia la perforación direccional y la perforación horizontal, así como el fracturamiento hidráulico. [3] Los depósitos de aceite son del tipo multicapa, la sección transversal geológica esta en depósitos del Devónico, Carbonífero y Pérmico, con un espesor aproximado de 1500 m, de este valor el 75% se encuentra en carbonatos y el 25% en terrígenos.

11 El campo se dividió principalmente en 21 áreas independientes para el desarrollo, 18 de éstas son productoras de petróleo comercial, 11 de éstas son en carbonatos y 7 en depósitos terrígenos. Dos horizontes son los principales en este campo, Pashiyskian D-I y Kynovskian D-0, éstos representan 88.8% de las reservas explotadas del campo. Pashiyskian D-I es la sección principal, sus espesores de interés, oscilan de entre 15-20 m a 50 m o más. En este se determinaron 9 capas de reservas representativas, que oscilan en espesor ente 1 y 3, siendo separadas por rocas arcillosas.

12 Características geológicas de la sección de los depósitos terrígenos de áreas del campo Romashkino. [Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions), 2000]

13 Parámetros de las principales zonas productoras. Capa D-I Espesor de la capa productora [m] Permeabilidad [mD] Porosidad [%] a1.8-7.1157-58914-23 b12.854122 b22.231719 b32.941122 v1.9-3.2142-73113-24 g12.9300-40020 g2-g-36.682421 d2-3.7156-55314-22

14 Parámetros de las principales zonas productoras. Propiedad/ ProyectoD-ID-0 Espesor total del yacimiento [m] 20-5020-40 Espesor efectivo total del yacimiento [m] 3.7-16.6 prom 8.9 < 4 prom 3.2 Proporción del grosor0.56 Permeabilidad [mD] 142-824 prom 375 100-800 prom 300 Porosidad [%] 13-24 prom 19 10-22 prom 18 Sturación inicial de aceite 17-21 prom 19

15 A principios de 1998 se introdujeron nuevas tecnologías en el modelado en 3D. Se seccionó el campo en celdas, tan solo los depósitos del Devóniano, se generaron alrededor de 500 millones de celdas. Estas simulaciones tomaron meses para llevarse a cabo, para reducir el tiempo y mejorar resultados, separaron áreas.

16 División del campo Romashkino..[Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions), 2000]

17 Con esta división y modelado en 3D se logro caracterizar mejor el campo, localizando a mayor detalle las zonas de bajas permeabilidades, las zonas estancadas, y las zonas con reservas, l diseñando así el proceso de : 1. Perforación de nuevos pozos, sidetracks, pozos dobles, pozos horizontales 2. Implementar sistemas de inundación de agua 3. La aplicación de nuevos métodos para la recuperación mejorada y la simulación de operación de pozos.

18 Estos modelos en 3D se han integrado para dar un enfoque general del campo, construyendo así las estructuras de flujo, las saturaciones de aceite y las reservas residuales. Estructura de las reservas residuales de aceite. [Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions), 2000]

19 Fragmento del mapa. Densidad de reservas residuales de aceite.. [Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions), 2000]

20 Distribución de reservas de aceite residual del campo Romashkino, área piloto.. [Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions), 2000]

21 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Presión de saturación se encuentra entre 8.5 y 9.5 Mpa. (1232-1377 psi) Relación original de gas-aceite esta entre 40-65 m³/tn Densidad del aceite es de 0.858 g/cm³ aproximadamente 33° API Viscosidad oscila entre 2.6-4.5 mPa s ( cps) Contenido de azufre 1.3% Saturación original de agua 17 al 21 % en promedio.

22 PROPIEDADES DEL YACIEMIENTO La profundidad del yacimiento oscila entre los 1650 a 1850 m La temperatura de la capa de hidrocarburo esta alrededor de 37.8°C La presión original de la formación es de 16.3 Mpa (2364 psi)

23 PRODUCCIÓN Los principales parámetros del proyecto general del campo Romashkino en el periodo de 1956-1965.[4]

24 INYECCIÓN DE AGUA Se inicio en 1954, el volumen no compensaba la extracción de fluidos. En 1958 el volumen inyectado y el volumen extraído se igualaron, hasta que en 1975 el volumen inyectado llego a ser un 104.7% del volumen total extraído. En 1966, el programa de inyección de agua se mantuvo para reducir la zona de corte, reforzando así el desarrollo en las capas de aceite con bajas y medias permeabilidades, el propósito de esta medida, es mantener estable la alta producción, mover el contacto agua-aceite para tener un buen contacto con la región homogénea y así poder aumentar la producción de aceite un 50%.

25 De 1976 a 1977. El sistema de inyección de agua es reforzado, el área de inundación se amplía grandemente, los pozos adicionales se mantienen en perforación, la red de pozos es alterada para alcanzar la recuperación de aceite diseñada. Para reforzar el sistema de inyección de agua la proporción de pozos de inyección y producción se aumenta 1:3.

26 Bibliografía 1. Sismicidad en el campo petrolero, SPE, 2000 p. 2-18 2. “Analysis o development of Romaskino Oil Field”, R. Kh. Muslimov, geología Nefti i Gaza, no. 10, p. 1-8, 1976. 3. “Study on technical Measures of Romashkino Oil Field Entering Ultra-High Water Cut Stage”, Liuili Lu, Engineering, 2013, 5, p. 622-628 4. The Oil Industry of the Forner Soviet Union: Reserves and prospects, Extraction, Transportation, N.A. Krylov, 1998. 5. “Source of hydrocarbons in the supergiant Romashkino oil field (Tatarstan) Recharge from crystaline basamento or source sediments?”, E.M Galimor, Geochemistry International, February 2015, 53, p 95-112