Cтраница 3
Для определения прироста добычи нефти за счет ППД по старым нефтяным месторождениям, как правило, применяют коэффициент падения дебитов, по которому строят график предполагаемого изменения добычи во времени в условиях отсутствия воздействия на пласт. Вычисленную таким методом добычу нефти сравнивают с фактической и получаемую разность принимают за прирост. Такой порядок исчисления прироста имеет существенные недостатки. Однако применение этого метода дает возможность проследить закономерности влияния ППД на динамику добычи нефти по старым месторождениям л исследовать их эффективность. [31]
Высокие темпы прироста добычи нефти в настоящее время достигаются в основном за счет ввода в разработку новых нефтяных месторождений Западной Сибири, севера европейской части СССР, Белоруссии, Восточного Предкавказья, Туркмении, Казахстана и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов эксплуатирующихся месторождений Урало-Поволжья. Известно [99], что продуктивные породы многих месторождений СССР относятся к карбонатным коллекторам трещинного, трещинно-порового и тре-щинно-кавернозного типов. [32]
Высокие темпы прироста добычи нефти обеспечиваются за счет интенсификации разработки нефтяных месторождений на основе применения методов поддержания пластового давления с помощью законтурного и внутри - - контурного заводнения. В связи с этим из года в год количество ежегодной закачки технической воды в пласт растет. [33]
При подсчете прироста добычи нефти ( табл. 8) за каждый год дополнительная добыча, переходящая с прошлых лет, была отнесена к гидроразрывам соответствующего года. Так, например, в прирост добычи нефти от гидроразрывов 1954 г. включена вся дополнительная добыча иефти, полученная за счет разрывов, проведенных в 1954 г., хотя часть этого прироста была получена в последующие годы. Полученные таким образом данные о приросте добычи нефти на один гидроразрыв вполне сопоставимы и по ним можно судить об изменении эффективности применения метода по годам. [34]
При оценке прироста добычи нефти необходимо различать потенциальный и фактический прирост. [35]
При планировании прироста добычи нефти в результате гидроразрыва пластов возможно, что продолжительность работы скважин на повышенном дебите будет до года и больше одного года. Во втором варианте ( более одного года) следует учесть годовой коэффициент, поскольку планирование проводится на один год, а не на все время работы скважины на повышенном дебите после ГРП. [36]
При определении прироста добычи нефти в результате применения гидравлического разрыва пластов в скважинах указанной группы возможно следующее. [37]
Схема определения прироста добычи нефти представлена на рис. 35, а, где изображены теоретическая и фактическая кривые дебита скважины. Для подсчета всего прироста добычи нефти в результате применения гидравлического разрыва пластов необходимо по каждой скважине определить: а) фактическую добычу; б) ожидаемую добычу; в) теоретическую добычу за фактическое и ожидаемое время эксплуатации скважины на повышенном дебите. [38]
Основными причинами недостаточного прироста добычи нефти по некоторым очагам являются: низкая коллекторская характеристика участков очагового заводнения, высокая обводненность реагирующих добывающих скважин, низкая приемистость очаговых скважин, высокое забойное давление в добывающих скважинах. Следует заметить, что в последние годы эффективность очаговых скважин несколько снизилась, что связано как с истощением запасов на участках очагового заводнения, так и с внедрением очагового заводнения в неблагоприятных геологических условиях. [39]
В последние годы прирост добычи нефти в стране шел главным образом за счет месторождений района Дацина и особенно за счет Шэнли и Дагана. [40]
В частности весь прирост добычи нефти и газа в одиннадцатой пятилетке будет обеспечен в стране за счет месторождений Западной Сибири. [41]
Снижение обводненности и прирост добычи нефти отмечены и на скв. [42]
До 1990 г. прирост добычи нефти и газа намечается обеспечить, в первую очередь, путем интенсификации поисков, разведки и разработки морских месторождений. В настоящее время основной объем морского эксплуатационного и разведочного бурения приходится на районы континентального шельфа в Каспийском море. [43]
В текущей пятилетке прирост добычи нефти и газа должен все в большей мере использоваться для удовлетворения растущих потребностей страны в моторных топливах, смазочных материалах, специальных нефтепродуктах и получения сырья для нефтехимии. Поэтому роль вторичных процессов, обеспечивающих глубокую переработку нефти и улучшение качества вырабатываемых продуктов, будет возрастать не только в ближайшие, но и в последующие годы. [44]
Тл - темп прироста добычи нефти в анализируемом периоде по сравнению с базисным, полученный за счет увеличения среднего дебита. [45]