Cтраница 1
Практика разработки месторождения показывает, что небольшие количества песка, выносимого в процессе кратковременного исследования скважин или кратковременных продувок скважин, как правило, существенного вреда не оказывают, если они проводятся при надлежащем контроле за примесями и опыте исследователей. [1]
Практика разработки месторождения показала, что полное внедрение Генсхемы с частичным бурением резервных скважин составляет лишь минимальный вариант возможного проектного уровня. За верхний предел рациональной принята плотность 12 га / скв. [2]
Практика разработки месторождений в терригенных толщах Башкирии показала, что при вскрытии песчаников с нефтенасы-щенной толщиной менее критической нефти из этих скважин получить не удается. Минимальная нефтенасыщенная толщина в ВНЗ зависит от вязкости нефти и составляет для условий девонских объектов Туймазов 2 м и менее. При расчетах УПС площадь подобных зон очевидно необходимо исключать. [3]
Практика разработки месторождений в терригенных толща: Башкирии показала, что при вскрытии песчаников с нефтенасы щенной толщиной менее критической нефти из этих скважин по лучить не удается. Минимальная нефтенасыщенная толщина; ВНЗ зависит от вязкости нефти и составляет для условий девон ских объектов Туймазов 2 м и менее. OHI по сути являются забалансовыми. При расчетах УПС площад ] подобных зон очевидно необходимо исключать. [4]
Практика разработки месторождений показывает, что небольшое количество песка, выносимого при исследовании скважин или кратковременных ее продувках, не оказывает существенного вреда. [5]
Практика разработки месторождений аномальных нефтеЛ в сложите природных условиях требует создания мобильных систем сбора продукции скважин, а также создания основных типов промыслового оборудования в блочно-агрегативном исполнении. Наряду с этими требованиями, система сбора должна иметь высокую степень надежности, минимальную энергоемкость и минимальные приведенные затраты при практической реализации принятого варианта. [6]
Практика разработки месторождений и циклической эксплуатации подземных хранилищ природного газа показывает, что продуктивные характеристики добывающих скважин, вскрывающих слоисто-неоднородные терригенн. [7]
Практика разработки месторождений показывает, что экранирующие нарушения могут привести к созданию в пределах одного продуктивного горизонта изолированных блоков, каждый из которых становится самостоятельным объектом разработки. Форма таких блоков часто бывает сложной и трудно поддающейся схематизации. Тогда при рассмотрении вопросов разработки их в условиях неравномерного дренирования, а также в случае существенной изменчивости коллекторских свойств по площади, возникают определенные трудности. Это в ряде случаев справедливо и для пластов, сложных в литологическом отношении. [8]
Практика разработки газоконденсаттшх месторождений насчитывает примерно 30 - 40 лет. Первые газоконденсатные месторождения в США стали разрабатывать начиная с 30 - х годов. [9]
Практика 18-летней разработки месторождения подтверждает эти выводы. [10]
Однако практика разработки месторождений предъявляет новые более высокие требования к объему и качеству получаемой в результате таких исследований информации. Это связано также и с тем, что открываются месторождения, находящиеся в особых термобарических условиях, в состав газа которых входят агрессивные неуглеводородные компоненты. В частности, на Оренбургском месторождении из-за специфического состава газа большое значение имеют задачи определения влияния технологических параметров разработки на работу газопромыслового оборудования и коммуникаций в связи с изменением состава и свойств добываемой продукции. [11]
Из практики разработки месторождений нефти известно, что в первые годы их эксплуатации пользуются разведочными скважинами, расположенными по неравномерной сетке, и в последующем разбуривают по той или иной системе размещения скважин в соответствии с комплексной схемой разработки в течение 3 - 5 лет. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию существенно влияет на проектные технико-экономические показатели разработки. Особенно влияние этих факторов велико на нефтеотдачу при разработке месторождений нефти в условиях режима растворенного газа. [12]
В практике разработки месторождений за период нарастающей и постоянной добычи извлекается 45 - 70 % запасов газа и, как правило, газ используется для дальнего транспорта. [13]
В практике разработки месторождений выбор методов борьбы с водой путем проведения изоляционных работ представляет определенную сложность вследствие многообразия методов изоляции и различия геологопромысло-вых характеристик месторождений. Сложность заключается в том, что при выборе или поиске метода изоляции специалист обращается к опыту ( исследовательским, учетным и отчетным документам, памяти) и сопоставляет его с параметрами реальной скважины. Такой порядок, или алгоритм выбора, распространяется и на широко применяемые методы, так как во всех случаях изыскивается некоторый аналог факту, и это позволяет установить выбор. При реализации алгоритма выбора участвует множество параметров, целевым из которых является эффективность метода. Однако и параметры, характеризующие скважины, и само понятие эффективность всегда интерпретируются и оцениваются неоднозначно, так как в зависимости от субъекта, осуществляющего выбор, одним и тем же их значениям параметров может отдаваться различное предпочтение. [14]
В практике разработки месторождений с трещиноватыми коллекторами применяют различные конструкции забоев скважин. По грозненским месторождениям имеются все перечисленные конструкции. Вопрос о рациональной конструкции забоев до сих пор является дискуссионным. Это объясняется тем, что каждая из них по сравнению с другими имеет и преимущества, и недостатки. [15]