Cтраница 2
Разработка месторождения была экономически рентабельной, но нефтеотдача за 18 - 20 лет разработки была незначительна. [16]
Разработка месторождения ведется с превышением проектных показателей. Основной причиной тому является более высокая продуктивность скважин. [17]
Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения - приконтурная в сочетании с очаговой. Месторождение находится на поздней стадии разработки и эксплуатируется 16 добывающими и 6 нагнетательными скважинами. Годовая добыча нефти составляет 47 7 тыс. т, накопленная - 4387 9 тыс. т, или 94 4 % от начальных извлекаемых запасов. Разработка месторождения осуществляется с перевыполнением проектных показателей по добыче нефти. [18]
Разработка месторождения Зеварды сегодня протекает еще в режиме истощения пластовой энергии. Деформационные процессы пока не оказались столь значительными, как это следовало из прогнозных расчетов конца 70 - х годов. [19]
Разработка месторождений ведется при постоянном возрастании обводненности добываемой нефти. [20]
Разработка месторождений, скрытых в глубоких недрах земной коры, совершенствование способов их обнаружения и эффективной эксплуатации приобрели в настоящее время огромное значение для быстро развивающейся промышленности. [21]
Разработка месторождения ведется с применением внутрикон-турного заводнения, приводящего к существенному изменению начального гидрогеологического режима. [22]
Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа практически при газовом режиме не превышает 60 % геологических запасов газа. Если учесть, что в период нарастающей добычи извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа. [23]
Разработка месторождений, нефть которых содержит парафин, асфальтено-смолистые вещества и другие компоненты, является одной из наиболее сложных задач. [24]
Разработка месторождения ведется без поддержания пластового давления при упруговодонапорном режиме при плотности сетки скважин 37 4 - 104 м3 / скв, т.е. при более редкой сетке, чем по пласту Д-I Восточно-Белебеевского месторождения. [25]
Разработка месторождений в девонских отложениях осуществляется высокими темпами: 3 9 - 4 7 % от начальных извлекаемых запасов. [26]
Разработка месторождений с использованием различных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет и термодинамические условия разработки залежи. Значительное влияние оказывает применение заводнения. При нагнетании в пласт больших объемов холодной воды нарушается существующий тепловой режим залежи, что создает благоприятные условия для кристаллизации парафина и образования в пласте АСПО. В ПЗП количество факторов, приводящих к АСПО, резко возрастает. [27]
Разработка месторождения такого масштаба является важнейшей и первоочередной народнохозяйственной задачей Второго Баку в плане четвертой Сталинской пятилетки. [28]
Разработка месторождений по системе снизу вверх отличается излишней сложностью, невыгодна и сопряжена с большими опасностями порчи месторождения. В то время как бурение глубоких скважин еще не освоено и имеется мало знаний о месторождении, сразу бурятся самые глубокие скважины. [29]
Разработка месторождения осуществляется с морских платформ. [30]