Банка - дарвин
Cтраница 2
Первые попытки бурения наклонных скважин долотами уменьшенных диаметров ( 214 и 190 мм) с турбобуром Т12М1 - G Vs были сделаны в 1953 г. в Кировском районе г. Баку, а затем в 1957 г. на морских площадях Азербайджана ( Артем-море, банка Дарвина), а также на площадях Башкирии и Татарии. [16]
На рис. V.8 и V.9 показаны кривые двустороннего восстановления забойного давления для эксплуатационных скважин ( скв. Банка Дарвина, нефти которых при пластовых температурах имеют предельные напряжения сдвига т0, близкие к нулю. [17]
Районы морских месторождений нефти, прилегающие к о. К этому району относятся акватории банок Дарвина, Апшеронского, Андреевского, камней Два брата и др. Все эти акватории открыты для проникновения волнения северо-западного, северо-северо-восточного и юго-восточного направлений. [18]
Уменьшение диаметра скважин позволяет сократить расстояние между их устьями и увеличить число скважин на одном кусте, в результате чего снижаются затраты на строительство морских оснований и обустройство площадей для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Так, в Каспийском море ( Банка Дарвина) с индивидуального морсфго основания вместо обычных 16 - 24 были пробурены 32 скважины малого диаметра. [19]
Для оценки отметим, что для условий бурения на площадях Сангачалы-море и Дуванный-море время строительно-монтажных работ изменяется в пределах 28 - 35 дней, а перетаскивания вышки и привышечных сооружений - 10 дней. Для условий бурения на месторождениях Нефтяные Камни, Грязевая Сопка, Артем-море, банка Дарвина время строительно-монтажных работ составляет 12 - 19 дней, перетаскивания вышки и привышечных сооружений - 4 дня, а наклона вышки - - 2 дня. [20]
Но основным районом морской добычи нефти пока остается Каспийское море, где разведаны и находятся в разработке такие месторождения, как Нефтяные Камни, Гюр-ганы-море, Банка Дарвина, о. [21]
В себестоимость осветленной воды включаются все затраты, связанные с процессами заводнения: содержание обслуживающего пер-сонала, амортизация всех сооружений по заводнению ( в том числе нагнетательных скважин), расходы на электроэнергию. В тех районах, где велось бурение нагнетательных скважин ( особенно при значительной их глубине), расходы на амортизацию составляют значительную долю себестоимости воды ( 30 - 40 %), которая в этих районах особенно высока и непрерывно повышается, например в НПУ Ар-темнефть - Банка Дарвина. Естественно, что высокие удельные расходы воды при значительной стоимости ее приводят к удорожанию некоторых процессов воздействия, в связи с чем становится сомнительной экономическая целесообразность их осуществления. Себестоимость дополнительно добытой нефти по таким объектам тем более высока, если сильно обводненная продукция добывалась компрессорным спо - - собом. [22]
 |
Зависимость давления р, удельного расхода рабочего агента У и производительности лифта Q от расхода рабочего агента при использовании дегазированной нефти месторождения Банка Дарвина. [23] |
Опыты, проводимые с неньютоновскими нефтями, показали, что у них отмеченное не наблюдается. Банка Дарвина, имеющая предельное напряжение сдвига т0 340 мГ / см2, структурную вязкость т ] 340 спз, выражена кривой 4, которая имеет меньший нижний предельный расход рабочего агента по сравнению с неньютоновскими жидкостями со сравнительно малой вязкостью. Нарушение этой закономерности объясняется наличием структурно-механических смесей испытуемой нефти. На рис. V.23 показаны зависимости F0 F0 ( F) для ньютоновских жидкостей и для неньютоновской нефти, а также зависимости Р Р СЮ Для ньютоновских жидкостей и для неньютоновской нефти. [24]
Законтурное заводнение по блоку 4 - 5 Бузовнинского участка и по Банке Дарвина оказалось сравнительно менее эффективным. По блоку 4 - 5 это объясняется значительно меньшей степенью охвата залежи заводнением. [25]
Необходимостью сокращения капитальных затрат на строительство оснований под буровые и ускорения разбуривания месторождений нефти и газа, залегающих под акваториями морей и заболоченных местностей, путем строительства кустов скважин. Это способствует также сокращению затрат на строительство буровой, обеспечивает удобство производства работ и наблюдения за скважинами при эксплуатации. Таким методом разрабатываются все нефтяные и газовые месторождения Каспийского моря: Артем-море, банка Дарвина, Гюргяны-море, Нефтяные Камни, Грязевая Сопка, банка Южная, Песчаный-море, Сангачалы-море, Дуванный-море, Бахар, банка Жданова и др. Этот метод разбуривания месторождений нефти и газа получил особенно широкое применение в Западной Сибири, которая характеризуется крайне тяжелыми природно-климатическими условиями. Здесь все месторождения: Самотлорское, Мамонтовское, Правдинское, Федоровское, Сургутское, Юганское, Нижневартовское, Мегионское, Шаимское, Томское, Быстринское, Аганское, Варьеганское, Стре-жевское и другие - разбуриваются кустовым методом. [26]
Анализ фактических материалов показывает, что при строительстве наклонных скважин на море основная доля затрат ( 70 - 80 %) приходится на процесс бурения скважин. Поэтому, в снижении капитальных затрат а строительство скважин на море наибольший эффект может быть получен от снижения затрат на бурение скважин. Уменьшение диаметра скважин является большим резервом сокращения затрат на процесс проводки скважин. Переход к бурению эксплуатационных наклонных скважин долотами диаметром 214 и 190 мм для глубин 700 - 1600 м на площадях Артем-море и банка Дарвина привел к сокращению затрат на 17 - 29 % по сравнению с бурением скважин диаметром 269 мм. [27]
Советскими инженерами были разработаны новые методы освоения морских участков, даже сильно удаленных от берега, - строительство морских эстакад, сооружение свайных или сборных крупноблочных морских оснований под буровые, кустовое бурение с одной площадки ряда наклонных скважин. Ильича, северный прибрежный участок о-ва Артема, а затем, после войны, - Изберг-море в Дагестане, Гюргяны-море, Нефтяные Камни, Банка Дарвина, о-в Жилой, о-в Песчаный, Грязевая Сопка, Карадаг-море. Сангачалы-Дуванный, Банка Южная в Азербайджане, наконец, в самое последнее время - прибрежная площадь на западе п-ова Че-лекен, Банка Губкина и другие в Туркмении. [28]
Совершенно не изучено влияние структурно-механических свойств нефтей на использование запасов залежи. Между тем такие исследования имеют важное практическое значение, так как они могут способствовать не только правильному направлению работ по доразработке залежей с различными свойствами нефтей, но и выбору соответствующего вытесняющего агента и рациональных методов воздействия при составлении проектов разработки новых месторождений. Исследования такого порядка имеют важное значение при разработке КС, к отложениям которой приурочено около 30 % всех запасов нефти продуктивной толщи. В связи с этим все залежи КС длительно разрабатывающихся месторождений Ашперонской нефтегазоносной области ( Бибиэйбат, Шабандаг, Ясамальская долина, Бинагады, Сулутепе, Чахнагляр, Балаханы-Сабунчи - Раманы, Сураханы, Карачухур, Кала, Бузовны-Маштаги, Банка Дарвина, о-в Артема, Гюргяны - море и др.) в зависимости от структурно-механических свойств насыщающих их нефтей, были выделены в две группы: залежи с ньютоновской и неньютоновской нефтями. [29]
Апшеронский архипелаг в геологическом отношении является частью Апшеронской геологической области. Начиная с 1947 г. были открыты месторождения Гюргяны-море, о. Жилой, Нефтяные камни, Грязевая сопка, банка Дарвина, о. С 1948 - 1949 гг. разрабатываются месторождения банка Макарова ( Бахар) и Ази Асланова. Выявленные месторождения, за исключением IIOBJJX площадей Бахар и Ази Асланова, находятся в эксплуатации или разработке. Среди всех месторождений Апшеронского архипелага первое место по запасам и уровню добычи занимает широко известное месторождение Нефтяные камни. [30]
Страницы: 1 2