Максимальный отбор - нефть
Cтраница 1
Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуществления влажного горения в 1968 г. и составил 87 5 м3 / сут. [1]
 |
Изменение удельного объема попутно извлекаемой воды на одну скважину с ростом закачки и отбора нефти на Акташской площади. [2] |
Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам г и д, обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Влияние закачки на пласты бГ и б2 з было незначительным, а на пласт а практически отсутствовало. [3]
Максимальный отбор нефти и газа из пласта научно обосновывается при составлении проекта разработки нефтяного месторождения и выступает как годовая проектная норма отбора нефти и газа на данный год эксплуатации месторождения. [4]
Максимальные отборы нефти и жидкости по пласту fliv были достигнуты в 1961 году. [5]
Максимального отбора нефти планируется достичь в 1981 г. Эксплуатационный фонд скважин составляет 216, из которых 161 - нефтяные и 55 - нагнетательные. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на залежи горизонтов БВе и БВ8; для горизонта АВ 2 принята избирательная система заводнения. [6]
Датам максимальных отборов нефти соответствуют и максимальные объемы закачки. [7]
При этом максимальный отбор нефти составлял по Д1 - 15 2 тыс. т / сутки, по Д1У - 14 4 тыс. т / сутки, максимум по месторождению достигался в 1963 г. ( 29 2 тыс. т / сут. [8]
Под технической нормой понимают максимальный отбор нефти из скважины при данном оборудовании. [9]
По всем трем горизонтам максимальный отбор нефти получен при среднегодовом темпе отбора 5 % через пять лет после начала разработки. [10]
 |
Проектные показатели разработки Еомашкин-ского месторождения ( Ген-схема ВНИИ, 1955 г.. [11] |
Добыча в % к максимальному отбору нефти с месторождения: 1 - нефти, 2 - воды, s - закачка воды; относительное число скважин: 4 - эксплуатационных, s - нагнетательных; 6 - общий фонд скважин. [12]
Иначе говоря, при максимальном отборе нефти QH из продуктивного пласта высота столба h воды в сква-жине-заводнительнице 1 будет минимальной, а при минимальном давлении, как известно, будет минимальным и приток воды. [13]
Вторая стадия - это стадия стабилизации достигнутого максимального отбора нефти, она характеризуется разбуриванием эксплуатационного объекта оставшимися ( по проекту) добывающими и нагнетательными скважинами. Скважины в основном эксплуатируются фонтанным способом, но к концу стадии начинается их перевод на механизированный способ эксплуатации. В продукции скважин наблюдается увеличение обводненности. В течение этой стадии пластовое давление начинает стабилизироваться, для этой цели принимаются дополнительные меры по его поддержанию. В течение первой и второй стадии разработки отбирается 40 - 70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период разработки. [14]
Рациональный темп отбора нефти из месторождения определяется учитывая максимальный отбор нефти из месторождения при режиме растворенного газа и продолжительности разработки до прорыва газа. Для этого строятся зависимости fr fV ( Cr) для разных темпов отбора v ( Q J S), зависимости коэффициента вытеснения и времени разработки от темпа отбора нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4