Cтраница 1
Нарастание добычи для следующих лет эксплуатации залежи значительно ниже. Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях и уровне техники на промыслах Татарии и Башкирии, а также при пятирядной системе разбуривания на некоторых месторождениях Западной Сибири ( например, Мегионское) составляют 400 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для месторождений Западной Сибири, разбуриваемых по трехрядной системе, нарастание добычи составляет 600 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для режима растворенного газа нарастание добычи составляет 500 тыс. т в год на 1 млн, т накопленной добычи. [1]
Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях в среднем составляют 400 и 500 тыс. т в год на каждый миллион накопленной добычи соответственно для водонапорного режима и режима растворенного газа. Для установления темпов нарастания добычи нефти через начало координат проводят восходящую линию с уклоном из расчета нарастания годовой добычи на 500 тыс. или 400 тыс. т на каждый миллион накопленной добычи, соответственно для режима растворенного газа или водонапорного режима. Восходящую линию в доводят до горизонтальной линии а. Точка пересечения с горизонтальной линией обозначается буквой N. Правее точки N расположен второй участок кривой, который соответствует периоду эксплуатации с относительно высокой и стабильной добычей нефти. Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче нефти с начала эксплуатации, после извлечения которой начинается резкое падение добычи. [2]
Анализ промысловых данных показывает, что уплотнение сетки скважин может обеспечить нарастание добычи нефти. Действительно, на северной части опытного участка сетка эксплуатационных скважин в 11 раз плотнее, чем разведочных. [3]
Первые годы разработки, как и на Арланском месторождении, характеризуются нарастанием добычи нефти и сравнительно незначительными приростами добычи воды. [4]
Большая часть запасов нефти района открывается в первой стадии его развития, в период нарастания добычи нефти в результате выявления наиболее крупных месторождений. [5]
Если задачу по определению изменения давления во времени следует решать в условиях изменяющегося отбора, что является характэрным для начальной стадии разработки залежей нефти, когда вводятся новые скважины и идет процесс нарастания добычи, то поступают таким образом. [6]
С учетом данных предварительной или генеральной технологической схемы разработки, а также общей заданной по району добычи нефти, перспектив водоснабжения и энергоснабжения и возможностей освоения площади в плановом задании должны быть установлены темпы нарастания добычи в течение ближайших 5 - 10 лет и полный проектный уровень добычи, а также уточнены основные условия нагнетания в пласт воды и отбора из него жидкости. [7]
Динамическая макромодель развития системы нефтяного комплекса рассматривает поток поступления геологических запасов из подсистемы разведки в зависимости от ассигнуемых капиталовложения и соответственно поток ввода балансовых запасов в разработку. Нарастание добычи на вновь вводимых объектах определено с помощью некоторого интегрального оператора [69, 70], параметры которого зависят от капиталовложений в бурение скважин. [8]
Нарастание добычи для следующих лет эксплуатации залежи значительно ниже. Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях и уровне техники на промыслах Татарии и Башкирии, а также при пятирядной системе разбуривания на некоторых месторождениях Западной Сибири ( например, Мегионское) составляют 400 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для месторождений Западной Сибири, разбуриваемых по трехрядной системе, нарастание добычи составляет 600 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для режима растворенного газа нарастание добычи составляет 500 тыс. т в год на 1 млн, т накопленной добычи. [9]
Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях в среднем составляют 400 и 500 тыс. т в год на каждый миллион накопленной добычи соответственно для водонапорного режима и режима растворенного газа. Для установления темпов нарастания добычи нефти через начало координат проводят восходящую линию с уклоном из расчета нарастания годовой добычи на 500 тыс. или 400 тыс. т на каждый миллион накопленной добычи, соответственно для режима растворенного газа или водонапорного режима. Восходящую линию в доводят до горизонтальной линии а. Точка пересечения с горизонтальной линией обозначается буквой N. Правее точки N расположен второй участок кривой, который соответствует периоду эксплуатации с относительно высокой и стабильной добычей нефти. Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче нефти с начала эксплуатации, после извлечения которой начинается резкое падение добычи. [10]
Нарастание добычи для следующих лет эксплуатации залежи значительно ниже. Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях и уровне техники на промыслах Татарии и Башкирии, а также при пятирядной системе разбуривания на некоторых месторождениях Западной Сибири ( например, Мегионское) составляют 400 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для месторождений Западной Сибири, разбуриваемых по трехрядной системе, нарастание добычи составляет 600 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для режима растворенного газа нарастание добычи составляет 500 тыс. т в год на 1 млн, т накопленной добычи. [11]
Во многих странах проводятся работы по поиску способов и путей сокращения выбросов парниковых газов. Один из них состоит в замещении твердого и жидкого ископаемого топлива природным газом. В этом случае эмиссия парниковых газов в атмосферу снижается почти в 2 раза по сравнению со сжиганием жидких и особенно твердых топлив, поэтому нарастание добычи газа, экономное его использование и газификация имеют не только социальное, но и глобальное экологическое значение. [12]
Нарастание добычи для следующих лет эксплуатации залежи значительно ниже. Темпы нарастания добычи для последующих лет при существующих экономических условиях и уровне техники на промыслах Татарии и Башкирии, а также при пятирядной системе разбуривания на некоторых месторождениях Западной Сибири ( например, Мегионское) составляют 400 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для месторождений Западной Сибири, разбуриваемых по трехрядной системе, нарастание добычи составляет 600 тыс. т в год на каждый 1 млн. т накопленной добычи. Для режима растворенного газа нарастание добычи составляет 500 тыс. т в год на 1 млн, т накопленной добычи. [13]