Биби-Эйбат (месторождение)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

Биби-Эйбатнефтегазоконденсатное месторождение расположенное на Апшеронском полуострове.

Разработка[править | править код]

Поднятие нефти ручным воротом в XIX веке на месторождении Биби-Эйбат

В 1803 году бакинским купцом Касымбеком были сооружены два нефтяных колодца в море. Эти колодцы были расположены на расстоянии 18 и 30 м от берега села Биби-Эйбат (аз. Bibiheybət «тётя Эйбат»), а также были защищены от воды срубом из плотно сколоченных досок[1].

В 1844 году под руководством статского советника Василия Семёнова и директора Бакинских нефтяных промыслов майора Корпуса горных инженеров Алексеева, более чем за десять лет до пробуривания известной скважины Эдвина Дрейка в Пенсильвании, началось бурение на месторождении Биби-Эйбат. В 1847 году здесь была пробурена первая разведочная скважина на нефть глубиной 21 м.[2] Первая в мире современная нефтяная скважина была также пробурена здесь в период с 1847 по 1848 год. Первая нефть была получена ударным способом с применением деревянных штанг 14 июля 1848 года[3][4]

Официальной датой открытия месторождения считается 1871 год.

На рубеже XIX—XX веков под прибрежным дном также обнаружили значительное месторождение. Для его освоения прибрежную отмель решили засыпать. В 1910 году работы были начаты под руководством петербургского инженера, выпускника института путей сообщения, Павла Николаевича Потоцкого.[5] Потоцкий руководил осушением и намывкой территорий месторождения вплоть до своей смерти в 1932 году, был отмечен высокими советскими наградами (орден Ленина, премия ВСНХ СССР).

Характеристика[править | править код]

Нефтяные скважины на месторождении Биби-Эйбат в XIX веке

Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке размером 5,0 х 2,5 км, амплитудой 700—900 м, осложнено продольными и поперечными разрывными нарушениями. Нефтегазоносность связана с продуктивной толщей среднего плиоцена. Месторождение многопластовое. Залежи связаны с верхним (горизонты с I по XV), средним (XVI—XIVгоризонты) и нижним отделами продуктивной толщии. Коллекторы терригенные, с эффективной пористостью от 10 до 24% (средняя 17%), проницаемость от 0,03 до 0,462 мкм2. Глубина залегания залежей от 180 до 2500 м. Тип залежей — пластовые, тектонически экранированные. Начальные дебиты нефти из верхнего и среднего отдела продуктивной толщи составляли 450—470 т/сутки. Плотность нефти от 0,856-0,875 г/см3 в верхней части разреза до 0,900 г/см3 в нижней, содержание серы в среднем 0,05%, среднее содержание парафина — 1,2%, содержание смол и асфальтенов — 16—38 %.

См. также[править | править код]

Ссылки[править | править код]

Примечания[править | править код]