Рассматриваемое месторождение
Cтраница 2
На рассматриваемых месторождениях применяется различная плотность размещения скважин. Анализ плотности сетки скважин по нефтяным месторождениям СССР показывает, что наиболее широкая сетка размещения скважин применяется при внутриконтурном заводнении. Кроме того, на протяжении 1946 - 1974 гг. по вновь вводимым в разработку нефтяным месторождениям сетка размещения скважин систематически расширялась. [16]
На рассматриваемом месторождении в пределах нефтяной площади было пробурено и исследовано гидродинамическим методом всего 3 разведочные скважины. [17]
На рассматриваемых месторождениях предложена технология восстановления и крепления ПЗП. Данная технология основана на создании в каверне, в процессе капитального ремонта, искусственной ПЗП из сыпучего материала и размещении в перфорированной части эксплуатационной колонны противопесочного проволочного фильтра ( ППФ) с дополнительной гравийной обсыпкой между колонной и фильтром-каркасом в процессе капитального ремонта скважин. [18]
В рассматриваемом месторождении залегают также угольные пласты нижней свиты. По выходу летучих веществ ( 18 - 21 %) и толщине пластического слоя ( 8 - 13 мм) уголь этих пластов относится к марке ОС6 и может служить хорошей отощающей присадкой к воркутинским углям. [19]
На рассматриваемых месторождениях законтурные или под-нефтяные воды неактивны или малоактивны и при их разработке происходило снижение пластового давления, причем оно в начальные периоды было значительное-от 40 до 47 кГ / см2 в год. Это объясняется сравнительно небольшими размерами и замкнутостью водонапорных систем и значительным уменьшением проницаемости отложений в законтурных, областях по сравнению с проницаемостью залежей. [20]
На рассматриваемых месторождениях для увеличения притока жидкости по эксплуатационным скважинам и приемистости по нагнетательным применяются: солянокислотная обработка, гидроразрывы и торпедирование забоев. [21]
Если бы рассматриваемое месторождение было единственным в стране ( гипотетический случай), то максимально целесообразный уровень общей текущей добычи с месторождения должен был бы соответствовать покрытию потребности ( достижению заданной добычи), а если это невозможно по числовым значениям фиг. [22]
Для каждого рассматриваемого месторождения ( района добычи) газа определяются два типа интервально задаваемых технологических параметров-ограничений: на отбор газа и на прирост мощности месторождений. Объемы добычи газа на месторождениях определяются в зависимости от различных факторов и прежде всего технологических ограничений на отбор газа на месторождениях. [23]
Особенностью разработки рассматриваемых месторождений является быстрое освоение проектной мощности - за два-три года и только по Крыловскому и Майкопскому - за пять-шесть лет. [24]
По всем рассматриваемым месторождениям при реализуемых системах разработки проведен компьютерный тренд-анализ характеристик вытеснения. [25]
 |
Зависимости частоты газопроявлений от времени начала а и конца б схватывания цементного раствора.| Зависимость частоты газопроявлений от времени промывки перед цементированием. [26] |
На всех рассматриваемых месторождениях сокращение сроков схватывания цементных растворов приводит к снижению частоты возникновения газопроявлений. Это подтверждают неоднократно высказываемые предположения о том, что сокращение времени пребывания раствора в жидком состоянии уменьшает отрицательное воздействие седиментационных процессов. [27]
Так, если рассматриваемое месторождение расположено в новой неосвоенной еще местности, капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются полностью. В условиях же обустроенного нефтяного района эти затраты следует определять с учетом использования созданных ранее производственных мощностей. [28]
На большинстве из рассматриваемых месторождений или в отдельных зонах коллекторские свойства одного из пластов ( как правило, пласта CVi или Си и реже пласта CVi) превалируют над остальными. При совместной эксплуатации основная добыча нефти и жидкости происходит из этих пластов. Аналогично, они, принимают и основную массу закачиваемой воды. [29]
Наличие в разрезе рассматриваемых месторождений нескольких близко расположенных пластов создает определенные предпосылки для внедрения совместной и совместно-раздельной эксплуатации. Совместная эксплуатация VIII и IX пластов предусматривалась на Величаевско-Колодезном месторождениях. Однако имеющийся опыт совместной работы этих пластов в отдельных скважинах показал нецелесообразность дальнейшего внедрения этого метода. Объясняется это тем, что ввиду значительного различия пластовых давлений в VIII и IX пластах работает, как правило, один IX пласт. Повышение же давления в VIII пласте за счет нагнетания и поддержание его на уровне давления IX пласта практически не осуществимо. [30]
Страницы: 1 2 3 4