Cтраница 2
Если известны начальные и текущие параметры пласта и пластовых жидкостей, при отсутствии данных об объеме добытой нефти, нефтеотдачу можно приблизительно оценить расчетным способом, используя зависимости между степенью водонасыщенности пласта и относительными проницаемостями для нефти и воды. Всеми доступными методами определяют среднюю проницаемость пласта и по графикам зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости песков различного гранулометрического состава находят содержание остаточной воды. [16]
Накопленный водонефтяной фактор ( ВНФ) увеличивается постепенно до обводнения скважин примерно на 80 %; объемы добытой нефти и воды сравниваются при обводненности до 80 - 85 %; в последующем ВНФ стремительно, возрастает, достигая - 3 при 95 %, 9 - 10 -при 99 % обводненности. [17]
Трудоемкость обслуживания производства Т0 рассчитывают делением затрат труда всех вспомогательных рабочих, занятых обслуживанием основного производства, на объем добытой нефти. [18]
При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром ( величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0 15 мэ / т), так и внутрипластового горения ( отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм / м3) имеют один порядок величины. [19]
При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром ( величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0 15 мэ / т), так и внутригшастового горения ( отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм / м3) имеют один порядок величины. [20]
Под дисбалансом понимаем разницу между нефтеотдачей, рассчитанной по изменению водонасыщенности в пласте, и нефтеотдачей, рассчитанной по объему добытой нефти. Дисбаланс будем вычислять в относительных величинах - разность поделим на нефтеотдачу, рассчитанную по насыщенности, и выразим в процентах. [21]
С одной стороны, нефтяной газ, являясь неизбежным спутником нефти, извлекается из недр земли в объемах, пропорциональных объемам добытой нефти, независимо от возможностей использования его в народном хозяйстве. С другой стороны, отсутствие потребителей газа на местах его добычи и отставание строительно-монтажных работ по сооружению объектов сбора и подготовки газа осложняют подачу газа в индустриальные центры, где он может быть испэльзован. [22]
Ставка НДПИ в настоящий момент устанавливается в расчете на 1 тонну добытой нефти ( твердая ставка), и это принципиально важно, так как объем добытой нефти государственные органы в достаточной мере контролируют. [23]
Дополнительная добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте при базовом режиме разработки, из объема фактически добытой нефти за анализируемый период. [24]
Теория движения газированной жидкости, некоторые положения которой были изложены выше, оказалась удовлетворительной при рассмотрении традиционных вопросов разработки месторождений при режимах растворенного газа и смешанном, соответствующем частичному замещению объема добытой нефти водой. [25]
Прирост добычи нефти за счет применения МУН обеспечивается дополнительно приращенными извлекаемыми запасами нефти и определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте при базовом режиме разработки из объема фактически добытой нефти за анализируемый период. [26]
Ввиду того, что продукция скважин содержит ничтожное количество механических примесей, ее подготовка на ранней стадии разработки месторождения при отсутствии воды не представляет больших трудностей и сводится по существу к сепарации газа при измерении объемов добытой нефти и при подготовке рабочей жидкости для ГПНУ. Поэтому приведены некоторые результаты сравнительного технико-экономического анализа обустройства участка установками различного типа при эксплуатации безводных скважин и скважин, обводнившихся на 50 %, при одинаковых дебитах жидкости в обоих случаях. [27]
При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром ( величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0 15 мэ / т), так и внутрипластового горения ( отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм / м3) имеют один порядок величины. [28]
При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром ( величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0 15 мэ / т), так и внутригшастового горения ( отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм / м3) имеют один порядок величины. [29]
Анализ показывает, что снижение дебитов горизонтальных скважин во времени происходит более интенсивно по сравнению с дебитами обычных скважин, но во всех случаях накопленная добыча нефти ( газа) за период эксплуатации в течение 4 - 6 лет не менее чем в 2 раза превышает объем добытой нефти ( газа) из наклонно направленных скважин. [30]