Сеноманские залежи

Cтраница 3

Проблема борьбы с гидратообразованием на поздней стадии разработки сеноманских залежей Ямбургского месторождения остается главным образом для небольшого числа слабых шлейфов. При этом расход метанола приходится устанавливать исходя из минимально возможной температуры газа в конце шлейфа: некоторый избыточный расход метанола позволяет предупредить образование гидрат-ных пробок в слабых шлейфах при резком понижении температуры воздуха. [31]

Таким образом, распределение частот сейсмических колебаний в объеме сеноманских залежей Тотаяхинского и Минхов-ского месторождений практически одинаковы, за исключением меньшего количества частот в промежутке 38 - 48 Гц Мин-ховской площади. Возможно, это обусловлено лучшими кол-лекторскими свойствами пород сеномана Тотаяхинского месторождения. [32]

Например, известное проектное решение - теплоизоляция шлейфов скважин сеноманских залежей Медвежьего и Ямбургского месторождений оказалось достаточно эффективным. [33]

Ниже анализируется опыт эксплуатации основного технологического оборудования на УКПГ сеноманских залежей Уренгойского месторождения. [34]

Основные объемы добычи газа по стране в настоящее время приходятся на сеноманские залежи Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений. К отложениям сеномана относятся также основные запасы вводимого в разработку Заполярного и других, меньших по размерам месторождений Западной Сибири. [35]

Неравномерность количества, качества и распределения информации по площади и разрезу сеноманских залежей Ямбург-ского, Уренгойского и других месторождений региона, связанная с плотностью и формой сети наблюдений, несистемность сбора и обработки этой информации, отсутствие автоматизированных оценок ее точности и надежности создают серьезные проблемы для разработчиков. Вместе с тем, например, ПО На-дымгазпром имеет в своем распоряжении двойное информационное обеспечение ( базы данных) для. [36]

На основе методики сделана оценка оптимальной погрешности подсчета запасов газа для нескольких сеноманских залежей, при которой достигается минимум совместных затрат на разведочное и эксплуатационное бурение. [37]

Результаты расчетов по восстановлению исходного состава газоводяной смеси. [38]

В табл. 3 приведены результаты расчетов восстановления исходного состава газоводяной смеси для сеноманских залежей Уренгойского и Медвежьего месторождений. В качестве исходных данных для Уренгойского месторождения принимались: начальные пластовые температура и давление ( Тпл31 С, Рпл11 86 МПа), SB - 0 3; состав углеводородной части паровой фазы ( в мол. Медвежье: Тпл35 С, Рпл11 1 МПа, SB - 0 28; состав углеводородной части паровой фазы ( в мол. [39]

Рассчитанные значения эк - впадины пиков не Бивалентной шероховатости. ровностей за счет. [40]

Полученные результаты могут быть использованы для определения газогидродинамических характеристик НКТ, скважин сеноманских залежей газа. [41]

На примере одного из действующих месторождений Западной Сибири оценена эффективность совместной разработки ва-ланжинских и сеноманских залежей, а также проведены расчеты по раздельной разработке сеноманской и валанжинской залежей углеводородов. Технико-экономические показатели по вариантам определены за 40 лет с учетом остаточной стоимости основных производственных фондов и дополнительных капитальных затрат. [42]

Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. [43]

Если природный газ содержит 98 % и более метана, что характерно для сеноманских залежей ГКМ Крайнего Севера, значения ДСр целесообразно определять по двум параметрам [110] - по приведенному давлению и температуре. [44]

Общность полученных выводов показана ниже, в разделе III.4, при анализе результатов разработки сеноманских залежей месторождений Вэнга-пурское и Медвежье. [45]

Страницы: 1 2 3 4