Cтраница 1
Менее крупные месторождения размещены в южной, западной и северной частях Европы, Бирме и Заире. [1]
Это предопределяет открытие преимущественно менее крупных месторождений с залежами сложного фазового состава. [2]
Основные угольные месторождения страны сосредоточены в штатах Бихор, Западной Бенгалии, Мадхья-Прадеш и Андра-Прадеш. Не менее крупные месторождения угля имеются в северо-восточной части страны, вдоль долин рек До-мадар, Маханади, Годавари и Варха. Здесь добывается основная часть угля страны. [3]
Длительное продолжение добычи даже в условиях спада вполне возможно и повсеместно практикуется. На поздних стадиях добычу можно продлить за счет разработки большого числа тех менее крупных месторождений и геологических структур, которые часто пропускают или не принимают в расчет при первичном, широкомасштабном исследовании продуктивной провинции. [4]
Однако, несмотря на это, главнейшим итогом следует считать тот бесспорный факт, что, руководствуясь гипотезой органического происхождения нефти, за последнее десятилетие открыто много нефтегазовых месторождений как в Советском Союзе, так и за рубежом. Вряд ли сторонники гипотезы неорганического происхождения нефти могут назвать хотя бы одно более или менее крупное месторождение нефти или газа, открытое в результате применения на практике гипотезы магматического происхождения нефти. [5]
В этом случае вода проникает в капилляры пластов и вытесняет из них нефть, стягивая к центру контур нефтяного месторождения. При больших площадях нефтяного месторождения эффективность применения одного законтурного заводнения оказывается недостаточной и наряду с ним применяют внутриконтур-ное заводнение, когда площадь нефтяного месторождения путем размещения инжекционных ( нагнетательных) скважин по линиям внутри контура месторождения разбивают на отдельные менее крупные месторождения. [6]
Примечательно, что они избегают стоимостных величин. Насколько возрастет себестоимость газа и удельные капвложения при освоении менее крупных месторождений, которыми придется компенсировать добычу газа из месторождений Медвежье, Уренгой и Ямбургское. Между тем энергоемкость нашего национального дохода стабильно вдвое выше, чем в развитых странах. Кругом все только и толкуют об экономии и ресурсосбережении, но видят в этом только подспорье, а не главную цель энергетической стратегии. [7]
Верхним этажом, очевидно, должна быть генеральная схема, в которой каждое из месторождений выступает как отдельный объект. Но такое выделение верхнего уровня имеет смысл лишь тогда, когда каждое из месторождений описывается относительно небольшим количеством параметров. Но как это сделать, если количество скважин на более или менее крупном месторождении исчисляется тысячами. Очевидно, что без специальной формы агрегирования, объединения величин здесь не обойтись. [8]
Верхним этажом, очевидно, должна быть генеральная схема, в которой каждое из месторождений выступает как отдельный объект. Но такое выделение верхнего уровня имеет смысл лишь тогда, когда каждое из месторождений описывается относительно-небольшим количеством параметров. Но как это сделать, если количество скважин на более или менее крупном месторождении исчисляется тысячами. Очевидно, - что без специальной формы агрегирования, объединения величин здесь не обойтись. [9]
Пример Пакистана хорошо иллюстрирует две важные особенности доказанных резервов природного газа - влияние крупных месторождений и негорючих компонентов. Открытые в 1952 г. и 1957 г. соответственно месторождения Суй и Мари - гиганты, что стало известно в 1970 г., однако газ месторождения Мари содержит много двуокиси углерода и азота. Сильно отличаются оценки содержания этих негорючих компонентов газа. Опубликованные цифры для Суй меняются в пределах от 2 7 до 10 % Адаме и Киркби выдвинули цифру 34 % для Мари, а для менее крупных месторождений - 52 %, 71 %, 70 %, 75 %, 19 %, используя официальные публикации Пакистана. Удаление негорючих компонентов, однако, требует затрат и энергии. Взяв в качестве примера газ месторождения Хафф в Катаре, в Персидском заливе, Адаме и Киркби показали, что удаление 20 % инертных негорючих газов требует 15 - 20 % резервов топлива, а если добавить сюда потери при транспортировании и хранении, то это может уменьшить выход товарного сжиженного газа на 50 % по сравнению с первоначальными резервами. [10]