Cтраница 3
ЕСГ характеризуется последовательной концентрацией производственных мощностей. Так, по газотранспортным системам, проложенным от месторождений Тюменской области в Европейскую часть страны, в одном коридоре транспортируется 250 млрд. м3, а на отдельных участках - более 300 млрд. м3 в год. [31]
Таким образом, была создана новая мощная топливно-энергетическая база нашей страны, которая уже сейчас стала крупной базой по добыче нефти и газа. Для этой цели построены трубопроводы, по которым нефть и газ месторождений Тюменской области подаются в районы Запада, Востока и Центра европейской части СССР. [32]
Месторождения газообразного топлива в РФ распределены неравномерно как по территории, так и по глубине залегания. Из общего количества разведанных запасов 75 % приходится на районы Сибири и Дальнего Востока, причем основные запасы газа падают на месторождения Тюменской области. Глубина залегания газовых месторождений колеблется от 0 1 до 5 км; при этом на глубинах 1 - 3 км сосредоточено около 85 % всего газа. [33]
Применение такой циркуляционной системы в условиях Тюменской области малоэффективно. Если в условиях Среднего Поволжья выбуриваемая порода успевала осаждаться из промывочного раствора за короткое время прохождения его по желобам и через отстойник, то на месторождениях Тюменской области при такой системе почти вся выбуриваемая порода циркулирует вместе с промывочным раствором, не успевая осесть из него на поверхность. А если и наблюдается осаждение в рабочем амбаре, то, например, при бурении под кондуктор после его спуска необходимо производить очистные работы. [34]
При отсутствии в настоящее время газопроводов и крупных потребителей газа, например для месторождений Северо-Тюменской области и Якутии, при составлении комплексного проекта разведки необходимо рассмотреть с учетом технико-экономических показателей и фактора времени различные варианты промышленной разведки путем осуществления перепуска газа в вышележащие газоносные, или водоносные пласты или выпуска части газа в атмосферу в процессе опытной эксплуатации по сравнению с вариантом разведки месторождения без опытной эксплуатации скважин, но с применением и в этом случае широкого комплекса геофизических, гидродинамических и термодинамических исследований для определения параметров пласта и скважин. Основные положения методики составления комплексных проектов разработки и опытно-промышленной эксплуатации впервые были рассмотрены на примере Шебелинского месторождения в 1964 г. Во ВНИИгазе в последующем по этой методике были составлены комплексные проекты опытно-промышленной эксплуатации Вуктыл-ского месторождения расположенного в Коми АССР, Тазовского, Уренгойского и Губкинского месторождений Тюменской области. [35]
Значительное влияние на формирование режима оказывают межпластовые и внутрипластовые ( между различными участками) перетоки. Месторождения Тюменской области по запасам относятся к числу крупных и уникальных, что несомненно должно отразиться на формировании режима разработки и степени его активности. Поэтому, несмотря на обширные исследования, проведенные в данном направлении, нам представляется целесообразным проведение дальнейших исследований по изучению особенностей формирования режима разработки крупных месторождений. [36]
При значительных глубинах залегания залежей газа перспективно бурение наклонных скважин. Это позволяет концентрировать устья скважин на заданной площади промысла и реализовывать требуемую сетку скважин на площади газоносности. Такой подход целесообразен при разработке месторождений природных газов в шельфовых зонах и некоторых валанжинских залежей газа месторождений Тюменской области. [37]
При значительных глубинах залегания залежей газа перспективно бурение наклонных скважин. Это позволяет концентрировать устья скважин на заданной ограниченной площади промысла и реализовывать требуемую сетку скважин на площади газоносности. Такой подход целесообразен при разработке месторождений природных газов в шельфовых зонах и некоторых валан-жинских залежей газа месторождений Тюменской области. [38]
При значительных глубинах залегания залежей газа перспективно бурение наклонных скважин. Это позволяет концентрировать устья скважин на заданной площади промысла и реализовывать требуемую сетку скважин на площади газоносности. Такой подход целесообразен при разработке месторождений природных газов в шельфовых зонах и некоторых валанжинских залежей газа месторождений Тюменской области. [39]
Принципиально такой способ, по нашему мнению, должен базироваться на использовании гидравлико-механического щупа, смонтированного в нижнем конце обсадной колонны. При спуске обсадной колонны в скважину должно обеспечиваться сообщение полости колонны с затруб-ным пространством по проходному каналу щупа. Такой интервал соответствует максимальной погрешности тщательного измерения длины колонны при ее спуске для районов массового применения заколонных пакеров - месторождений Тюменской области. [40]
По этой могучей стальной реке нефть Самотлора пошла в систему нефтепровода Дружба. А по магистралям Самотлор - Альметьевск. Нижневартовск - Курган - Куйбышев - Тихорецк - Новороссийск тюменская нефть пришла в черноморские порты. Нефть месторождений Тюменской области пришла в европейскую часть страны. [41]
В ноябре 1963 г. пущен в эксплуатацию один из самых дальних в стране ( газопровод Северный Кавказ - Ленинград имеет протяженность свыше 2100 км) и самый мощный в мире газопровод Бухара - Урал протяженностью более 2000 км. Природный газ, подаваемый в конце семилетки на Урал по двум ниткам газопровода, по своей энергетической мощности будет равен мощности трех Братских ГЭС, так как по нему будет подаваться примерно до 21 млрд. м3 газа в год, что заменит не менее 30 млн. т угля, который ежегодно привозится на Урал с далеких угольных бассейнов. Строится новый газопровод, который соединит Урал с месторождениями Тюменской области. Только один газопровод Игрим - Серов протяженностью в 500 км будет ежегодно доставлять потребителям 10 млрд. м3 природного газа, что равноценно 15 млн. т угля. Уже созданы несколько систем магистральных газопроводов: Центральная, Восточно-Украинская, Западная, Поволжская, Закавказская, Средне-Азиатская, которые в будущем объединятся в единую газовую систему европейской части СССР и Урала. Уже в 1963 г. 50 % всей сети магистральных газопроводов нашей страны имели трубы диаметром 720 - 1020 мм, что позволило значительно снизить стоимость транспортировки газа. [42]
Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия - Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. [43]
Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области выделяются два крупных положительных тектонических элемента - Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия - Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. [44]
В ближайшие годы резко возрастает добыча газа из месторождений севера Тюменской области. Здесь условия разработки значительно отличаются от всех других газовых месторождений СССР. В результате значительно отличается и структура себестоимости добычи газа. Удельный вес амортизации всех основных фондов повышается до 85 % ( против 50 % по всем другим месторождениям), но амортизация скважин снижается до 10 % ( против 31 %) за счет резкого увеличения доли амортизации установок промысловой обработки газа, дорог, газосборных сетей. Удельный вес заработной платы по месторождениям Тюменской области снижается до 5 % - в 2 раза меньше, чем по другим месторождениям. Проведенный анализ по месторождениям севера Тюменской области показывает, что на величину себестоимости добычи газа здесь наибольшее влияние оказывают затраты на объекты промысловой обработки газа, дороги, газосборные сети и значительно меньшее - стоимость скважин и прискважинных сооружений. Поэтому важнейшим направлением снижения эксплуатационных расходов на добычу газа является уменьшение затрат по перечисленным объектам. [45]