Бахары

Cтраница 2

Используя описанный подход, была выполнена работа по переуточнению отборов соответствующих объектов месторождения Бахар на дат проектирования. [16]

Впервые в Азербайджане - пакерующие устройства в глубоких газоконденсатных скважинах с высоким пластовым давлением были применены на месторождении Бахар. Были использованы НКТ диаметром 73 и 114 мм ( с толщиной стенок соответственно 5 5 и 7 0 мм) и пакеры гидравлического действия HRP-1 и HRP - 1SP фирмы Камко, RH фирмы Отис и FP-1 фирмы Бэйкер. [17]

Данные по ежемесячной добыче газа и жидкости месторождения Бахар.| Данные для расчета содержания конденсата и газового фактора. [18]

На основании изложенного рассмотрим задачу восстановления динамики добычи нефти, конденсата, природного и нефтяного газов по приконтактным скважинам месторождения Бахар. Задача заключается в разделении продукции скв. [19]

На основании изложенного рассматривается задача восстановления динамики добычи нефти, конденсата, природного и нефтяного газов по приконтактным скважинам месторождения Бахар. Рассматривается задача разделения продукции скв. Бахар, добывающей смесь нефти, конденсата, природного и нефтяного газов. В табл. 1.54 приводятся данные по ежемесячной добыче газа и жидкости. [20]

Оборудование морских глубоких скважин пакерующими устройствами позволило в процессе освоения, эксплуатации и глушения предотвратить ряд осложнений, значительно повысить эффективность и безопасность эксплуатации скважин на месторождениях Бахар, Булла-море, Сангачалы-море - Дуванный-море - о. [21]

Скважины месторождения Бахар находятся в открытом море на отдельных основаниях, вследствие чего сбор и транспортировку их продукции часто осуществляли совместно. Кроме того, спуск глубинного манометра в работающую газоконденсатную скважину технически невозможен. По этим причинам не удалось провести исследования газо-конденсатных и нефтяных скважин методом установившихся отборов, исследования методом восстановления забойного давления были проведены только в малодебитных и обводнившихся скважинах. [22]

Исследование скважин и пластов. Для определения пластовых температур продуктивных горизонтов месторождения Бахар использовали точечные ( в работающих скважинах) и поинтервальные ( в стволе остановленных скважин) замеры. [23]

На основе полученных пластовых давлений был построен график зависимости давления от глубины залегания горизонтов и блоков, показавший, что значения начального пластового давления отдельных горизонтов хорошо аппроксимируются прямой, что позволяет использовать построенный график и для других горизонтов и блоков. Анализ начальных пластовых давлений показывает, что по залежам месторождения Бахар они в среднем на 5 - 6 % превышают гидростатические. [24]

Программой работы ВПО Каспморнефтегазпром предусмотрен и широко проводится переход при поисково-разведочном бурении в основном, на плавучие и полупогружные установки. Наряду с мобильностью и большой автономностью эти технические средства оснащены новейшей буровой техникой, позволяющей вести проходку сверхглубоких скважин с высокими техническими и технологическими показателями. Опыт работы ПБУ Бахар, Бакы, 60-летия Октября, осуществляющих поисково-разведочное бурение скважин глубиной до 6000 м при глубине воды до 70 м, показывает, что коммерческие скорости бурения с них в 2 раза выше скоростей бурения скважин такой же глубины со стационарных платформ. Показатели строительства скважин с ППБУ близки к показателям их строительства с ПБУ. [25]

Изменение величины HK - HC с падением давления для различных углеводородных систем. [26]

Вторая фаза фильтрации газоконденсатной смеси сопровождается непрерывным падением давления на контуре пласта и обладает рядом специфических особенностей. Используя уравнение притока газоконденсатной смеси к скважине (2.8) и соотношение (2.4), а также (2.11) - (2.14), получим зависимость дебита скважины по газу от контурного давления. Кривая 1 получена для газоконденсатной смеси X горизонта месторождения Бахар, а кривая 2 - для газоконденсатной смеси VI горизонта того же месторождения. [27]

Газоносность кайнозойских отложений установлена в Предкавказье ( Ставропольский газоносный район), Прикарпатье, Западной Туркмении, Азербайджане. Небольшие залежи и месторождения газа в этих отложениях выявлены в Ферганской впадине, Таджикистане и на о. В 19С8 г. из неогеновых отложений получен первый промышленный приток газа в Анадырской впадине. Здесь в последние годы открыты месторождения Бахар, банка Лаы, банка Жданова и другие. Залежи характеризуются высокими дебптамн газа. [28]

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. [29]

Страницы: 1 2