Крупное нефтяное месторождение
Cтраница 2
Большинство крупных нефтяных месторождений страны вступило в позднюю стадию разработки, которая характеризуется высоким обводнением нефтяных пластов при значительной доле не извлеченной из них нефти. [16]
Самыми крупными нефтяными месторождениями Аравийской нефтегазоносной провинции и мира являются Гавар и Большой Бурган. [17]
На крупном нефтяном месторождении применяют часто встречающуюся систему разработки - равномерную или почти равномерную сетку размещения скважин и внутриконтурное заводнение - площадное, регулярное. В этой большой системе вышло из строя отдельное маленькое звено - выключена из работы всего одна скважина. [18]
На крупном нефтяном месторождении при исследовании вариантов различной плотности сеток скважин, наряду с сетками пропорционально должно изменяться и расстояние от линии нагнетания до первого ряда скважин. При этом разрежение сетки скважин и связанное с ним уменьшение числа скважин не увеличивает дебит и не уменьшает по этой причине себестоимость добычи нефти. [19]
Это самое крупное нефтяное месторождение США, приуроченное к средне-проницаемым карбонатным коллекторам. Площадь его составляет более 20 000 га. Гидродинамическая связь с подстилающими ее пластовыми водами отсутствует. [20]
 |
Схема разработки с приконтурным заводнением. [21] |
При разработке крупных нефтяных месторождений с использованием законтурного заводнения повышенное давление активно воздействует на два-три близлежащих эксплуатационных ряда скважин. [22]
Большая часть крупных нефтяных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья вступила в заключительные стадии разработки. Это обуславливает необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами разработки. Одним из таких направлений является решение задач по сохранению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта ( ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин перед ремонтами. В результате взаимодействия жидкости глушения скважин ( ЖГС) с пластовыми флюидами и горной породой происходит ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП. Многообразие видов жидкостей глушения и широкий диапазон изменения фильтрационно-емкостных характеристик ( ФЕХ) нефтяных пластов требует разработки метода выбора состава ЖГС с учетом геолого-физических условий эксплуатации скважин. [23]
При разработке крупных нефтяных месторождений с обширной водонапорной системой и при условии рначпл рпас в залежах нефти проявляется упруго-водонапорный режим. [24]
При разработке крупных нефтяных месторождений с обширной водонапорной системой и при условии рначпл рнас в залежах нефти проявляется упруго-водонапорный режим. [25]
С открытием крупных нефтяных месторождений в Западной Сибири появилась необходимость в сооружении МНП I класса, и первым из них был нефтепровод Дружба диаметром 1200 мм, который имеет проектную мощность 72 млн. т нефти в год. [26]
При разработке крупных нефтяных месторождений применяется внутриконтурное нагнетание нефтяных пластов в сочетании с законтурным. Линия дросселирования служит для нагнетания промывочной жидкости в скважину. После того как давление нагнетания достигнет максимума, задвижки закрывают. [27]
Учитывая наличие крупных нефтяных месторождений, их расположение в населенных местностях, в непосредственной близости к крупным источникам электроэнергии, водным и железнодорожным магистралям, а также то, что себестоимость добываемой нефти на новых месторождениях у нас довольно низкая, просим определить более высокие темпы развития нефтедобычи по Куйбышевской области, предусмотреть рост разведанных запасов нефти за пятилетие в 4 - 5 раз и увеличить добычу нефти в 2 5 - 3 раза. Куйбышевская область имеет полную возможность к концу 1957 года превзойти по суточной добыче нефти сегодняшнюю добычу нефти в Баку. [28]
Опыт разработки крупных нефтяных месторождений показывает, что извлечение нефти может быть осуществлено в приемлемые сроки и при достаточно высокой экономической эффективности процесса разработки лишь путем применения методов внутриконтурно-го заводнения с выделением отдельных эксплуатационных участков в обособленные объекты разработки. Выбор наиболее благоприятных линий внутриконтурного заводнения, а также отдельных эксплуатационных полей оптимальных размеров был произведен на основании комплексного геологического и технико-экономического анализа с последующим сравнением показателей различных вариантов осуществления процесса. [29]
Опыт эксплуатации крупных нефтяных месторождений и гидродинамические исследования Лаборатории подземной гидродинамики ВНИИ показывают, что ввиду неоднородности пласта по проницаемости водонефтяной контакт движется не параллельно ряду эксплуатационных скважин, даже и в том случае, если ряд нагнетательных скважин параллелен ряду эксплуатационных. [30]
Страницы: 1 2 3 4