Cтраница 1
Различные стадии разработки месторождений и некоторые другие причины создают определенную разницу условий эксплуатации в основном по обводненности отбираемой жидкости. [1]
В качестве примера в табл. 71 приведено ранжирование задач химизации для различных стадий разработки условного месторождения. [2]
В целом все это представляет естественную эволюцию технологии внутритрубной деэмульсации, отражающую различные стадии разработки месторождений. [3]
Целью четвертого этапа является поддержание проектных объемов добычи газа и нефти на различных стадиях разработки месторождения вплоть до консервации или ликвидации скважины. [4]
Себестоимость нефти обусловлена в основном особенностями нефтедобывающего района - специфическими условиями эксплуатации месторождений, различными стадиями разработки месторождений. [5]
Дальнейшее же решение проблемы долговременного разобщения пластов продуктивной толщи при герметичном заколонном пространстве эксплуатационных скважин на различных стадиях разработки месторождений нефти и газа лишь цементированием обсадных колонн и установкой заколонных разобщающих устройств представляется мало перспективным. Обусловлено это рядом обстоятельств. Прежде всего, особенностью портландцементных тампонажных растворов - узким пределом концентрации твердой фазы, при котором они сохраняют технологически приемлемые свойства, и высокой водоотдачей, существенно влияющей на исходные свойства цементного раствора и формирующегося из него цементного камня - физико-химического процесса, который сопровождается контракционными и усадочными эффектами. Наличие каналов фильтрации в цементном камне и отсутствие напряженных контактов в элементах крепи ( цементного кольца с поверхностью ствола и обсадных труб) изначально исключают возможность создания герметичной крепи. А производство перфорационных работ при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов приводит к механическому разрушению цементного камня ( монолитности и сплошности) и создает в крепи условия, значительно осложняющие производство ремонтно-изоляционных и восстановительных работ. [6]
В течение последних лет ведется большая работа по разработке различных методов дальнейшего увеличения нефтеотдачи в различных геологических условиях на различных стадиях разработки месторождений. [7]
В течение последних лет ведется большая работа по разработке различных методов дальнейшего увеличения нефтеотдачи в различных геологических условиях и на различных стадиях разработки месторождений. [8]
Вопросы оценки нефтеотдачи тесно связаны с исследованиями неоднородности пластов, методами построения расчетных схем-моделей неоднородных пластов, расчетов характеристик вытеснения и нефтеотдачи на различных стадиях разработки месторождения. [9]
Геолого-энергетические условия, строение и характеристика пластов, а также свойства пластовой жидкости и газа определяют возможность применения физико-химических методов как с начала, так и в различных стадиях разработки месторождения. [10]
Многолетний опыт эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин показывает, что скважина, как правило, является долговременным сооружением и ее конструкция должна быть достаточно прочной и обеспечивать нормальное проведение всех работ, необходимость которых может возникнуть на различных стадиях разработки месторождений. [11]
Применение полимерного воздействия осуществлялось в различных нефтяных регионах, где пласты были представлены как терригенными, так и карбонатными коллекторами, отличающимися по проницаемости ( 0 05 - 1 0 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях ( 2 0 - 36 0 мПас), пластовой температуре ( 24 - 70 С) при различных стадиях разработки месторождений. [12]
Методические приемы и выбор формы экономико-математической связи исследуемого показателя с факторами, существенно влияющими на его уровень и динамику, в значительной степени обусловлены условиями формирования себестоимости добычи нефти. Поэтому в работе особое внимание уделено формированию производственных затрат на различных стадиях разработки месторождения. Большое место занимают экономико-статистический анализ себестоимости добычи нефти, оценка производственно-хозяйственной деятельности предприятия, планирование и прогнозирование себестоимости добычи нефти, экономико-математические модели этого показателя для решения практических задач. [13]
Заканчивание нефтегазовых скважин открытым забо-ем ( гидравлически совершенных по степени и характеру вскрытия продуктивной толщи) имеет ряд преимуществ перед другими конструкциями забоев. Но область их применения до настоящего времени существенно ограничивается особенностями геологического строения, гидродинамического состояния углеводородных залежей, применяемыми системами воздействия и режимами эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений. [14]
Однако на практике объем скважин, эксплуатирующихся открытым забоем, не превышает 5 % от скважин, эксплуатируемых с перфорированным фильтром. Основными факторами, ограничивающими область эффективного применения конструкций фильтра с открытым забоем являются: многопластовость залежей, неустойчивость нефтегазонасыщенных коллекторов, природная и техногенная аномальность геолого-технических условий эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений углеводородов. [15]