Cтраница 1
Прирост нефти, полученной в результате ГРП, зависит от исходного дебита скважины. [1]
Из всего прироста нефти, получаемого за счет ГРП по СССР в целом, более 50 % приходится на Азербайджан. Наряду с этим и прирост добычи нефти на один эффективный ГРП в Азербайджане более высокий, чем в других нефтяных районах, и за последние годы довольно устойчив. [2]
Серьезным недостатком подобного метода определения прироста нефти следует признать отсутствие учета коэффициента естественного падения добычи нефти, что значительно занижает действительный эффект от обработок призабойной зоны скважин. В этом отношении заслуживают внимания рекомендации В. А. Бугрова, П. А. Борисова, К. Т. Максимова и др. [13, 14] по учету коэффициента падения добычи нефти при расчете дополнительной добычи и предварительном определении - переходящего эффекта от обработки призабойной зоны - скважин. [3]
Поэтому необходимо определить экономические показатели прироста нефти с каждой последующей скважины, дать этому приросту экономическую оценку. Для этой цели определим издержки производства ( себестоимость), приходящиеся на этот прирост. [4]
Анализ показал, что с увеличением исходных дебитов прирост нефти на один гидроразрыв по всем НГДУ растет. Такая закономерность сохраняется до исходного дебита 5 т в сут. [5]
Согласно этому критерию можно выдвинуть гипотезу, что вероятность среднего числа скважин, где получен прирост нефти должна удовлетворять закону равных вероятностей. [6]
Фактор, который следует учитывать в подсчете суммарной добычи при водонапорном режиме, связан с эффектом послойной проницаемости, снижающим прирост нефти, получаемый при помощи механизма вытеснения водой по сравнению с вытеснением нефти газом. Если даже эффективность добычи нефти из любого данного пласта, затопленного водой, высока, то скорость поступления воды все же будет неравномерной в пластах, имеющих резко выраженную послойную проницаемость. [7]
Реальное представление об эффективности рассматриваемых методов в отношении использования основных фондов можно получить, сопоставляя средний дебит нефтяных скважин, рассчитанный без ППД, со средним дебитом всех скважин, включая нагнетательные. Так, например, в 1956 - 1.975 гг. прирост добычи нефти от ППД, приходящийся на одну нагнетательную скважину, в 6 4 раза превышал добычу нефти на одну нефтяную скважину, рассчитанную без учета прироста нефти от ППД. [8]
На XXVI съезде КПСС в качестве характерной особенности 70 - х годов были отмечены крупные перемены в размещении производительных сил. В соответствии с решениями XXV съезда КПСС формируются территориально-производственные комплексы в европейской части РСФСР, на Урале, в Сибири, на Дальнем Востоке, в Казахстане и Таджикистане, которые за годы десятой пятилетки обеспечили весь общесоюзный прирост нефти, газа и угля. [9]
Так, например, 0 1 % - ный водный раствор вещества II увеличивает коэффициент вытеснения нефти по сравнению с водой и 0 1 % - ным водным раствором ОП-10 на 14 2 и 6 4 % соответственно. С ростом концентрации раствора до 3 % наблюдается увеличение / Гвыт, однако менее интенсивное, чем при низких концентрациях. Как и при использовании растворов ацеталя I, отмечено, что при вытеснении нефти растворами вещества II за все время эксперимента наблюдался прирост нефти в мернике, однако основная масса вытесненной нефти приходится на большее количество объемов жидкости вытеснения, прошедших через керн. [10]
Можно отметить, что именно 1969 год стал годом существенного изменения нефтяной географии. Центр нефтедобычи перемещается из Урало-Поволжья в Западную Сибирь, где в 1969 г. пробурено и введено в эксплуатацию около 3000 скважин. Быстрое разбуривание месторождении, внедрение поддержания пластового давления на ранней стадии разработки должны были обеспечить тюменским нефтяникам высокие темпы прироста нефти, а главное, как отмечалось в печати, выполнение и перевыполнение государственного плана. [11]
В 1968 году было добыто 309 млн. т нефти, и главным событием этого года являлся переход через 300-миллионный рубеж в добыче. Можно отметить, что именно 1969 год стал годом существенного изменения нефтяной географии. Центр нефтедобычи перемещается из Урало-Поволжья в Западную Сибирь, где в 1969 г. пробурено и введено в эксплуатацию около 3000 скважин. Быстрое разбуривание месторождений, внедрение поддержания пластового давления на ранней стадии разработки должны были обеспечить тюменским нефтяникам высокие темпы прироста нефти, а главное, как отмечалось в печати, выполнение и перевыполнение государственного плана. [12]