Cтраница 1
Уренгойское месторождение - наиболее крупное из всех газовых месторождений СССР. Основные запасы газа связаны с сеноманскими отложениями. [1]
Уренгойское месторождение расположено в 60 км к северо-западу от г. Новый Уренгой. [2]
Уренгойское месторождение отличается высокой производительностью скважин. [3]
Уренгойское месторождение ( Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным крутом. [4]
Уренгойское месторождение ( Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным кругом. [5]
Уренгойское месторождение газоконденсатно-нефтяное - расположено в 50 км к С. Входит в Западно-Сибирскую нефтеагзоносную провинцию. Центр разработки - г. Новый Уренгой. В верхнемеловых породах ( сеноман, уренгойская свита) обнаружена газовая залежь вые. Продуктивные отложения представлены песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин. Коллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа. В нижнемеловых отложениях выявлено св. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с резкой литологич. [6]
Уренгойское месторождение открыто в 1966 г. В геологическом строении месторождения принимают участие юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения. [7]
Уренгойское месторождение находится в поздней стадии разработки и затраты на глушение скважин и ликвидацию осложнений после глушения многократно возрастают. Эти проблемы в ПО Уренгойгазпром не всегда успешно решались, Что объясняется особенностями геологического разреза и изменениями, которые происходили в процессе эксплуатации песко - и водопроявляюших скважин. [8]
Уренгойское месторождение ( сеноманские отложения) введено в эксплуатацию в апреле 1978 г. В 1982 г. добыча газа из месторождения обеспечила почти треть общеотраслевой и больше половины по Тюменгазпрому. [9]
Уренгойского месторождения, а такая возможность имеется при освоении Ямбургского месторождения, необходимо более взыскательно подойти к обоснованию мощности промысла - уровней расчетной годовой добычи газа, продолжительности периода стабильных отборов и увязки этих показателей с эффективностью использования основных фондов. [10]
Уренгойского месторождения при дебитах от 6 5 до 1 0 млн. м3 / сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4 7 до 0 7 млн. м3 / сут - 273 мм. Грязнова подтверждают, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5 - 8 млн. м3, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности равны 245 - 273 мм для месторождений типа Медвежьего и 245 - 324 мм для месторождений типа Уренгойского. [11]
Уренгойского месторождения характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, обусловливающими низкие прочностные качества. [12]
Уренгойского месторождения ( валанжинские отложения) на тонну добытой нефти необходимо закачивать в пласт 0 75 т 11ШУ, если использовать последнюю в качестве растворителя. [13]
Уренгойского месторождения при дебитах от 6 5 до 1 0 млн м3 / сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4 7 до 0 7 млн м3 / сут - 273 мм. Грязнова подтверждают, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5 - 8 млн м3, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности равны 245 - 273 мм для месторождений типа Медвежьего и 245 - 324 мм для месторождений типа Уренгойского. [14]
Уренгойскому месторождению, поэтому резко возрастает потребность в вводе скважин в эксплуатацию из консервации после бурения, так как фонд скважин создавался Методом опережающего бурения, т.е. бурение общего количества скважин, предусмотренного проектом разработки, производилось с опережением, и на момент ввода в эксплуатацию установок комплексной подготовки газа фонд скважин уже был пробурен. [15]