Cтраница 1
Разработка других месторождений высоковязкой нефти ( Манчаровского, месторождений Краснохолмской группы и др.) близка по эффективности к показателям Арланского месторождения. [1]
Этот тезис подтверждается практикой разработки других месторождений. ФОЖ возрастает с усложнением геолого-физических условий. [2]
При целесообразности ввода в разработку другого месторождения разница в уровнях добычи нефти между вариантами оценивается по экономическим показателям намечаемого к эксплуатации месторождения с учетом затрат на его промышленную разведку. [3]
Правда, последние могут быть известны в результате разработки других месторождений этого же полезного ископаемого и в некоторой степени распространены на вновь открываемые месторождения. Однако в этом случае часто возможны ошибки. [4]
В настоящее время все большее количество золота извлекается попутно при разработке комплексных мед-но-никелевых, колчеданных, медно-молибденовых и других месторождений. [5]
Это нефтяное месторождение было открыто в декабре 1944 г. По аналогии с разработкой других месторождений Урало-Волжских районов первоначально предполагалось вести разбуривание Туймазинского месторождения по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 250 м ( 5 44 га на скважину), что потребовало бы огромных капитальных вложений. Учитывая большое народнохозяйственное значение Туймазинского нефтяного месторождения, Московскому нефтяному институту было поручено составить рациональный проект разработки указанной залежи, который был выполнен Проектно-исследовательским бюро Московского нефтяного института в 1945 - 1947 гг. и затем внедрен. [6]
Результаты промышленного эксперимента, проводимого на Ново-Хазинской площади, а также обобщение опыта разработки других месторождений позволяют создавать методы проектирования разработки, учитывающие влияние плотности сетки скважин на технологические и экономические показатели разработки. Это в свою очередь дает возможность проектировать такие системы разработки, которые при благоприятных экономических показателях обеспечивают получение наибольшей конечной нефтеотдачи. В практике проектирования систем разработки теперь производится оценка различных вариантов не только по темпам и срокам разработки, но и по величине конечной нефтеотдачи, которую эти системы обеспечивают. [7]
В целом несмотря на эти негативные стороны были получены очень важные научные и практические выводы, которые использовались при разработке других месторождений. Независимо от нашего желания при внедрении мероприятий по совершенствованию системы разработки экспериментальные работы продолжаются в новых условиях. [8]
Для выравнивания этих вариантов по одинаковому ( 68) уровню отборов газа необходимы дополнительные затраты на более ранний ввод в разработку другого месторождения и добычу газа из него в размере 10 от запасов первого. [9]
На первых этапах разработки были сделаны неверные выводы относительно выработки запасов из отдельных пластов, которые были учтены соответственно при разработке других месторождений. Одна и та же закономерность в изменении давления по всем пластам дает возможность предотвратить перетоки жидкости между пластами через места слияния или свести их к минимуму [ 23, с. Ахметовым в 1974 г.; О. А. Прозоровой, М. Г. Малютиным в 1976 г. показал, что наблюдается неравномерная выработка запасов каждого из пластов, фактические показатели разработки не соответствуют проектным. [10]
Поскольку при исследовании Бавлииского месторождения было затронуто большинство основных вопросов анализа разработки нефтяного месторождения и составления плана его дораз-работки, принятая методика моделирования вызывает особый интерес, так как ее можно использовать при анализе разработки других месторождений. В связи с этим уместно более подробно остановиться на основных вопросах электромодслирования. [11]
Наиболее детально характер обводнения нефтяных скважин изучен на Осташковичском месторождении, имеющем некоторые геологические и гидродинамические особенности разработки нефтяной залежи. Однако опыт разработки других месторождений БССР указывает на то, что некоторые особенности обводнения скважин Осташковичского месторождения характерны и для них. [12]
Не снижая роли ПТОС как способа для увеличения нефтеотдачи пласта и эффективной выработки запасов нефти в приза-бойной зоне скважин ( в особенности для вязких нефтей), в результате применения блочно-циклического теплового воздействия на пласт с учетом физических особенностей пласта был разработан и на практике применен технологический процесс, обеспечивающий более высокую выработку неразрабатываемых микропористых блоков. Способы теплового воздействия на пласт ПТОС и БЦПВ, как показал в дальнейшем и опыт разработки других месторождений - взаимосвязанные технологии. Применение одной технологии не исключает другой, в особенности в первоначальный период освоения скважин и месторождения. Это было доказано и на опытно-промышленном участке. После первой операции по БЦПВ при нагнетании в пласт 16 5 тыс. т пара из скважин блока получено 8 5 тыс. т нефти. [13]
Такое довольно слабо выраженное взаимодействие между отдельными разрабатываемыми месторождениями мы склонны объяснять сравнительно низкой проницаемостью пород, литофациальной изменчивостью их по площади, наличием крупных экранирующих нарушений. Указанное обстоятельство в большинстве случаев позволяет рассматривать каждое месторождение как самостоятельный, объект разработки без учета разработки других месторождений области. Такое допущение сильно облегчает решение различных вопросов разработки месторождений с достаточной для практики точностью. [14]
Пути их оптимального решения, детально рассмотренные в книге, для условий Ромашкинской площади могут быть использованы как на других площадях Ромашкинского месторождения, так и при разработке других месторождений Республики Татарстан и России. [15]