Cтраница 1
Разработка большинства нефтяных месторождений начинается с добычи некоторого количества жидкости еще до начала процесса поддержания пластового давления. [1]
Разработка большинства нефтяных месторождений осуществляется методами поддержания пластового давления с применением аводнения. [2]
ППД проектируется с начала разработки большинства нефтяных месторождений. [3]
Как известно, при разработке большинства нефтяных месторождений России применяются напорные герметизированные системы сбора нефти и газа. В этих условиях при повышении давления на устье скважин до 1 - 2 МПа давление в их затруб-ных пространствах даже при незначительном газовом факторе увеличивается до 2 - 3 МПа и при отсутствии устройства для принудительного выпуска газа может возрасти. [4]
Наряду с закономерным обводнением скважин, связанным с разработкой большинства нефтяных месторождений нашей страны с использованием метода поддержания пластового давления заводнением, происходит и преждевременное ( не связанное с выработкой пласта) обводнение значительной части скважин в результате: прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта; нарушения герметичности заколоййого пространства; подтягивания конусов подошвенной воды; разработки залежи нефти, приуроченной к водонефтяным зонам. [5]
Интенсивные системы разработки используют в настоящее время при проектировании разработки большинства нефтяных месторождений, например, Западной Сибири. [6]
Отмечая простоту формулы амплитудного дебита нефтяной залежи ( явный учет всех существенных параметров и факторов), надо особо отметить простоту функции относительной производительности скважины и то обстоятельство, что при постоянстве этой функции производительности ( при постоянстве схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин) увеличение общего числа скважин приводит к прямо пропорциональному увеличению общего дебита, что сгущение сетки скважин не приводит к уменьшению дебита на скважину. При проектировании разработки большинства нефтяных месторождений ( когда применяется внутриконтурное заводнение, либо потому что достаточно велика нефтяная площадь, либо потому что малопродуктивные нефтяные пласты) сначала надо определить рациональную максимальную величину функции относительной производительности скважины, затем сохранять эту рациональную величину и определять рациональное общее число скважин, рациональную величину начальных извлекаемых запасов нефти на скважину. [7]
И здесь анализ результатов расчета гидродинамических моделей позволяет сделать общие заключения в отношении их прототипов - тех реальных процессов вытеснения нефти водой, которые лежат в основе разработки большинства нефтяных месторождений. [8]
Основные месторождения РТ разрабатываются с применением методов заводнения. В этом никто не сомневается, как и в том, что возможности метода заводнения на сегодня еще далеко не исчерпаны - системы заводнения непрерывно совершенствуются и развиваются. Очевидно, этот метод в ближайшие 20 - 25 лет останется основным методом разработки большинства нефтяных месторождений. [9]