Cтраница 3
Сеноманская залежь Уренгойского месторождения введена в разработку в апреле 1978 г., и по состоянию на 01.01.97 г. отобрано около 56 % от утвержденных запасов газа. [31]
Проектом обустройства Уренгойского месторождения ( сеноманской залежи) предусмотрена коллекторно-кустовая схема сбора газа. Куст включает в себя 3 - 5 скважин. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установках комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля. [32]
Проектом обустройства Уренгойского месторождения ( сеноманской залежи) предусмотрена коллекторно-кустовая схема сбора газа. Куст включает в себя 3 - 5 скважин. Природный газ от скважин поступает в газовые коллекторы кустов, по которым транспортируется на установках комплексной подготовки газа. Подготовка природного газа к транспорту осуществляется на установках комплексной подготовки газа абсорбционным методом с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля. [33]
Для условий Уренгойского месторождения принято два уровня максимально допустимого дебита скважин - 1 5 млн. и 2 млн. м3 / сут. [34]
Для промыслов Уренгойского месторождения является эффективным снижение температуры сепарации с - 25 до - 40 С. Для промысла произ - водительностыо 25 млрд. м3 газа в год при использовании внешнего холодильного цикла это дает дополнительно 360 тыс. т углеводородов при народнохозяйственном эффекте 2 млн.руб. Аналогичный эффект ( 2 млн.руб.) может быть получен и при модернизации НТО Уренгойского месторождения с доведением температуры сепарации до - 40 С на существующих турбодетандерных агрегатах. В этом случае увеличение выхода углеводородов не приводит к дополнительным капитальным вложениям, а лишь повышает эксплуатационные расходы. [35]
Опыт разработки Уренгойского месторождения показывает, что одним из способов поддержания объемов добычи газа является капитальный ремонт скважин. [36]
Ачимовские отложения Уренгойского месторождения характеризуются относительно низкими значениями ФЕС и, как следствие, длительными периодами восстановления пластового дебита и стабилизации забойных давлений. [37]
Геологический разрез Уренгойского месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайно-зойского платформенного чехла, которые залегают на породах палеозойского складчатого фундамента. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений соответствует глубинам 1 750 - 3 600 м и охватывает пласты группы ПК, АУ, БУ. [38]
Газовые скважины Уренгойского месторождения в основном ( УКПГ-1 АСн-УКПГ-10) имеют лифтовые трубы диамтром 168 мм, что обеспечивает дебиты 500 - 700 тыс. м3 / сут при скоростях подъема 7 - 10 м / с. Однако как выяснилось в результате проведенных специалистами ООО Уренгойгазпром исследований, состояние призабойной зоны скважины в основном зависит от наличия, толщины и расположения суперколлекторов в интервалах перфорации. Кроме этого, дополнительные осложнения возникают, когда интервал перфорации находится в нижней части ( близко к текущему ГВК) сеноманской газовой залежи. [39]
Однако на Уренгойском месторождении имеются ряд не решенных проблем, в том числе при внедрении колтюбинговых технологий. [40]
Ввести в разработку Уренгойское месторождение намечено в десятой пятилетке и добыча газа будет доведена до 100 млрд. м3 в год. [41]
Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. [42]
Рассмотрим на примере Уренгойского месторождения один из возможных подходов к решению задачи моделирования газопромысла, обустроенного ТХУ. [43]
Для сеноманской залежи Уренгойского месторождения такая схема алгоритма существовала до 1983 г., для Медвежьего месторождения - до 1987 г. С 1983 г. схема была усовершенствована ( исключены некоторые промежуточные параметры) и служила типовой для Уренгойского, Заполярного и Ямбургско-го месторождений. [44]
Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. [45]