Cтраница 1
Старый фонд скважин ликвидируется с обеспечением условий охраны недр. Осуществляется целевое обустройство месторождений. [1]
По старому фонду скважин, цементирование колонн которых произведено не полностью, повсеместно осуществляется доподъем цемента: в кондукторах по всей глубине, в эксплуатационных колоннах - в незацементированных зонах. [2]
Эффективное использование старого фонда скважины, полное использование всех резервов добычи нефти путем проведения геолого-технических мероприятий возможно только на основе накопления и анализа статистического материала о проводимых мероприятиях по всем площадям и месторождениям. [3]
При планировании работ в старом фонде скважин в случае недостаточной герметичности затрубного пространства до ГРП необходимо проведение ремонтных работ по восстановлению герметичности. [4]
Другой вариант предусматривает максимальное использование старого фонда скважин. Для этого будут проведены работы по углублению скважин, расположенных в пределах контура нефтеносности залежей нефти горизонтов ДЗ и Д4 и пригодных для этого по техническим причинам. Для поддержания пластового давления будет использована внутри-контурная система заводнения, приближенная к площадной системе. [5]
На нефтяных месторождениях Башкортостана, эксплуатируемых преимущественно старым фондом скважин ( пробуренных 30 - 40 лет назад), сложилась ситуация, когда около 50 % указанного фонда скважин требуют капитального ремонта в связи с негерметичностыо цементного кольца за обсадной колонной. Наиболее сложной проблемой является наращивание цементного кольца за кондуктором по причине того, что верхний пресноводный комплекс отложений ( татарский, казанский, уфимский и кунгурский ярусы) представлен чередованием глин, песчан-ников, известняков и доломитов. [6]
Таким образом, в настоящее время месторождение разрабатывается новым и старым фондом скважин с нагнетанием газа высокого давления ( до 12 0 МПа) в нагнетательные скважины нового фонда. [7]
Наиболее предпочтительным с точки зрения экономической эффективности является восстановление отработанного старого фонда скважин бурением вторых стволов. [8]
В табл. 43 приводятся данные по результативности геолого-технических мероприятий по старому фонду скважин. [9]
Для того, чтобы определить меру влияния падения добычи нефти по старому фонду скважин на уровень эффективности капитальных вложений, показатель удельных затрат на прирост добычи нефти необходимо вычислять в двух вариантах. [10]
Чтобы установить зависимость уровня производительности труда от падения добычи нефти по старому фонду скважин, необходимо определить удельный вес скважино-месяцев, отработанных по категориям скважин, и пропорционально этому рассчитать количество отработанного времени или численность рабочих и работников промышленно-производственнои группы, приходящихся отдельно на старый и новый фонд скважин. [11]
В первую очередь, комплексная технология ОПЗ изначально предназначалась для восстановления продуктивности старого фонда скважин, эксплуатация которых уже нерентабельна, а ПЗП практически полностью заблокирована водой в результате многократных глушений водными системами и длительного отложения органических веществ. [12]
Падение производительности скважин и ввод дополнительных мощностей для возмещения падения добычи по старому фонду скважин приводят при равномерном начислении амортизации к изменениям себестоимости независимо от продуктивности скважин. [13]
Третий, четвертый, пятый, шестой члены уравнения показывают увеличение добычи жидкости по старому фонду скважин в планируемом году по сравнению с предыдущим. [14]
Следовательно, 84 % добычи нефти из вновь пробуренных скважин пошло на возмещение снижения производительности старого фонда скважин. [15]