Газо-нефтяное месторождение

Cтраница 1

Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или находится в газовой шапке. Количество газа в м3, приходящееся на 1 т добытой нефти ( в стандартных условиях - давление 1 кгс / см2 и температура 20 С), называется газовым фактором. Он колеблется от 5 до 500 для различных месторождений. [1]

Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или составляет газовую шапку. Объем газа ( в м3), приходящийся на 1 т нефти, добытой в стандартных условиях ( давление 0 1 МПа, температура 20 С), называется газовым фактором. Он колеблется от 5 до 500 м3 / т для различных месторождений. [2]

Разработка уникального Самотлорского газо-нефтяного месторождения производится с поддержанием пластового давления путем закачки подземных вод апт-сеноманского комплекса. Для восполнения больших отборов нефти в продуктивные пласты в ближайшем будущем потребуется закачивать громадные ( свыше 420 тыс. м3 / сутки) объемы сеноман-ской воды. [3]

ПАЛВАНТАШ - газо-нефтяное месторождение, расположенное в вост. [4]

ЭХАБИ - газо-нефтяное месторождение, расположенное на вост. Сахалин, южнее г. Оха. [5]

Газовые месторождения Газо-нефтяные месторождения Границы тектонических районо Саратовская обл. [6]

Обычно в водах газо-нефтяных месторождений содержатся следующие компоненты. [7]

В Советском Союзе каждое газовое и газо-нефтяное месторождение разрабатывается по проекту технологической схемы его разработки. Такие схемы называются генеральной схемой разработки месторождения или залежи. Как правило, каждая генеральная схема разработки месторождения сопровождается проектом обустройства газового или газо-нефтяного промысла. [8]

Разумеется, повышение экономической эффективности разработки газовых или газо-нефтяных месторождений путем сокращения числа скважин должно сопровождаться повышением их дебитов, чтобы дебит залежи или месторождения в целом не уменьшался и газо - или нефтеотдача оставалась высокой. [9]

Основное значение в повышении экономической эффективности газонефтедобывающей промышленности имеет технология разработки газовых и газо-нефтяных месторождений. Для сравнения можно отметить, что капиталовложения в разработку крупных газовых и газо-нефтяных месторождений в некоторых случаях могут превышать капиталовложения в строительство крупнейших тепловых и гидроэлектростанций, крупных металлургических и других предприятий. Скважины - наиболее капиталоемкие сооружения на газовых и газо-нефтяных промыслах. На их долю приходится более половины всех затрат. Поэтому необходимо стремиться к снижению числа скважин на месторождении. Но, с другой стороны, при прочих равных условиях с уменьшением числа скважин уменьшается текущий дебит залежи в целом, в большинстве случаев уменьшается и газо-или нефтеотдача. Чтобы определить оптимальный дебит как залежи в целом, так и отдельных скважин, т.е. установить наиболее выгодную систему разработки, требуются анализ и знание геологических, физических, газогидродинамических и экономических факторов. [10]

Разумеется, что современный уровень внедрения научных достижений в практику разработки газовых, газоконденсатных и газо-нефтяных месторождений будет подниматься, а наши теоретические познания будут расти лишь в случае обеспечения непрерывного и правильного анализа достигнутого и правильной оценки текущих ошибок и достижений. [11]

Природным или естественным газом называют газообразную смесь, выделяющуюся из скважин газовых или газо-нефтяных месторождений. [12]

В другой области в качестве подземного хранилища в течение 3 лет используется частично выработанная залежь газо-нефтяного месторождения. [13]

Коленообразные ( флексуры п сундучные ( коробчатые складки. [14]

Диапировые складки являются предметом особого изучения структурной геологии и геотектоники, так как с ними часто связаны газо-нефтяные месторождения. [15]

Страницы: 1 2