Средний дебит - нефть
Cтраница 3
Средние дебиты нефти и жидкости составляют соответственно 5 и 67 т / сут. [31]
Средний дебит нефти на 1 -и год разработки был равен 111 т / сут, на 5 - й год разработки - 115 т / сут. [32]
Средние дебиты нефти на одну скважину были близки к проектным. [33]
Средний дебит нефти одной скважины возрос с 2 - 4 5 до 8 - 12 т / сут. [34]
Средний дебит нефти представляет собой произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нефтяных пластов обычно происходит увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и поэтому уменьшается доля нефти в суммарном отборе жидкости. [35]
Средний дебит нефти в 1994 году составил 6 4 т / сут, жидкости - 8 8 т / сут, обводненность - 29 6 %, накопленная добыча - 116 0 тыс.т. По шести скважинам турнейской залежи Татыш-линского месторождения средний дебит нефти оказался равным 10 8 т / сут, то есть в четыре раза выше, чем по вертикальным скважинам. [36]
Средний дебит нефти одной скважины Ромашкинского месторождения продолжает оставаться высоким и составляет 80 т / сут. При средней обводненности 34 % более половины всего действующего фонда скважин продолжает фонтанировать, что подтверждает высокую эффективность внутриконтурного заводнения. [37]
Средний дебит нефти из одного дополнительного ствола со скважин, эксплуатируемых с 1995 по 2000 гг., составлял по годам от 2 6 до 3 7 т / сут. [38]
Средний дебит нефти фонтанной скважины равен 51 2 т / сут, газ-лифтной - 71 8 т / сут, в среднем для пласта БС6 - 64 8 т / сут. [39]
 |
Схема опытного участка на Карповском месторождении ( пласт TI. [40] |
После проведения операции средний дебит нефти одной скважины на участке практически не увеличился и составил 8 0 - 10 5 т / сут. По характеристике вытеснения определить эффект не представляется возможным. Нагнетательные скважины на проведение операции практически не отреагировали. [41]
В табл. 11 указаны средние дебиты нефти за 15 лет разработки при закачке горячей и холодной воды в долях единицы от дебита по горизонту при закачке горячей воды. Из табл. И следует, что при закачке в пласты холодной воды по всем горизонтам по мере уменьшения величины отставания теплового фронта от фронта вытеснения ( увеличения нижнего предела проницаемости) происходит все большее уменьшение текущей добычи нефти и текущей нефтеотдачи по сравнению с закачкой горячей воды. [42]
При сгущении сетки скважин средние дебиты нефти снижаются, хотя общий отбор жидкости из залежи возрастает. Исследования, проведенные для условий, соответствующих девонским пластам Башкирии, показали, что вступление в эксплуатацию одной дополнительной скважины с обводненностью до 50 % дает прибыль в 92 тыс. руб. через 8 лет эксплуатации. Расходы окупаются через 1 5 года после пуска. [43]
При этом абсолютные величины среднего дебита нефти, степени обводненности у скважин, пробуренных в период падающей добычи нефти ( 1967 - 1974 гг.) и сгруппированных по ЧНЗ и ВНЗ, являются примерно одинаковыми. [44]
До обводнения скважина эксплуатировалась со средним дебитом нефти 2 т / сут и воды 12 т / сут. Затем дебит нефти уменьшился до 0 6 т / сут, после чего скважина полностью обводнилась при дебите воды 16 т / сут. [45]
Страницы: 1 2 3 4 5